Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства

Назва: 
Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмос

Download

ОАО  «РОСГАЗИФИКАЦИЯ»

О А О   « Г И П Р О Н И И Г А З »

головной  научно-исследовательский  и  проектный  институт

МЕТОДИКА  ПО  РАСЧЕТУ  УДЕЛЬНЫХ  ПОКАЗАТЕЛЕЙ  ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ  ВЕЩЕСТВ  В  ВЫБРОСАХ (СБРОСАХ)  В  АТМОСФЕРУ  (ВОДОЕМЫ)  НА  ОБЪЕКТАХ  ГАЗОВОГО  ХОЗЯЙСТВА

1996










Предисловие

1.РАЗРАБОТАНА  И  ВНЕСЕНА  Головным  научно-исследовательским  и  проектным  институтом  по  использованию  газа  в  народном  хозяйстве  "ГИПРОНИИГАЗ"

2. ПРИНЯТА  И  ВВЕДЕНА  В  ДЕЙСТВИЕ  АО "Росгазификация"  приказом  № 17  П  от  17  апреля  1997 г.

3. ВВЕДЕНА  ВПЕРВЫЕ


Содержание

Введение...............................................................................................................4

1 Общие положения............................................................................................5

2 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в                атмосферу (водоемы) на газонаполнительных станциях сжиженных углеводородных газов...................................................5

2.1 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах

в атмосферу .........................................................................................................5

2.2 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в сбросах

ГНС ....................................................................................................................23

2.3 Расчет количества сточной воды от различных технологических

процессов на ГНС..............................................................................................28

3 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу при эксплуатации систем газоснабжения природным газом .............................................................................................................................32

3.1 Расчет удельного количества выбросов газа за счет негерметичности

газопроводов и оборудования .........................................................................32

3.2 Расчет выбросов газа при вводе в эксплуатацию газопроводов и внутридомового оборудования после окончания строительства, при выполнении ремонтных и профилактических работ на наружных газопроводах .....................................................................................................47

3.3 Расчет выбросов газа при производстве ремонтных и профилактических работ в ГРП ......................................................................48

4 Расчет выбросов газа при аварийных ситуациях и взрывопожарной опасности в системах газоснабжения сжиженными углеводородными газами .................................................................................................................69

4.1 Определение приведенной массы паров, участвующих во взрыве и

количества взрывоопасной газовоздушной смеси ........................................69

4.2 Определение зоны загазованности и горизонтальных размеров

взрывоопасной зоны .........................................................................................71

4.3 Расчет массы паровой фазы, испарившейся при разрушении емкости

с сжиженным газом ......................................................................................... 73

5 Расчет  выбросов  газа  при  аварийных  и  залповых  выбросах  в  системах  газоснабжения  природным  газом……………………………….75

Приложение А Пример расчета выбросов загрязняющих веществ от

ГНС.....................................................................................................................81 Список использованных источников ............................................................ 88


Введение

Загрязнение природной среды промышленными выбросами оказывает вредное воздействие на окружающий мир, снижает прозрачность атмосферы, повышает влажность воздуха, отрицательно влияет на здоровье людей.

В настоящее время на многих предприятиях внедряются воздухоохранные мероприятия по уменьшению вредных выбросов в атмосферу.

Предприятия газового хозяйства России хотя и являются более экологически чистыми   по отношению к другим предприятиям топливно-энергетического комплекса, но и они вносят свой негативный вклад в загрязнение окружающей среды.

Для решения проблемы уменьшения выбросов загрязняющих веществ от объектов газового хозяйства необходима нормативная база, обеспечивающая реальную оценку вредных выбросов в атмосферу и обоснованное планирование мероприятий по их сокращению.

С целью создания такой базы для объектов газового хозяйства разработана настоящая "Методика ....", в которую включены разделы по определению удельных и валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при проведении технического обслуживания в системах снабжения потребителей природным и сжиженным газом, проведении сливо-наливных операций на газонаполнительных станциях (ГНС) сжиженных углеводородных газов, а также определение воздействия на окружающую среду при аварийных ситуациях в системах газоснабжения.

В работе рассматриваются практически все технологические процессы и соответствующее им оборудование, являющиеся источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферу.

Кроме того, в "Методику ..." включен раздел по удельным показателям загрязняющих веществ, присутствующих в сточных водах газонаполнительных станций, так как они являются наиболее загрязненными сточными водами из всех   объектов газового хозяйства.

Удельные показатели разработаны на основе результатов инструментального   обследования   предприятий-представителей, данных нормативно-справочной документации, приведенной в разделе "Список   используемых   источников",   анализа   технического обслуживания объектов газового хозяйства эксплуатирующими организациями.

Удельные показатели приводятся в различных единицах измерения (размерностях) в зависимости от вида и характера технологического процесса.

Удельные показатели могут использоваться для определения характеристик выбросов при проведении инвентаризации источников загрязнения атмосферы и нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ), а также для составления разделов по охране окружающей природной среды (в части "Атмосферный воздух") на стадиях ТЭО, П, РП, при планировании мероприятий по охране атмосферного воздуха на объектах газового хозяйства.

Нормативы содержания загрязняющих веществ в сточных водах ГНС могут использоваться при расчетах предельно-допустимых сбросов, а также при выборе схемы канализации и системы очистных сооружений на ГНС.

1 Общие положения

1.1 Основными источниками выбросов загрязняющих веществ при эксплуатации систем газоснабжения сжиженным газом являются:

- выбросы газа при проведении сливо-наливных операций и ремонтных работ на газонаполнительных станциях;

- выбросы газа при заполнении резервуаров в групповых резервуарных  установках,   используемых  для  газоснабжения потребителей.

1.2 Основными источниками выбросов загрязняющих веществ при эксплуатации систем газоснабжения природным газом являются:

- выбросы газа, связанные с негерметичностью наружных, внутридомовых газопроводов , оборудования и ГРП;

- выбросы газа при выполнении ремонтных и профилактических работ на наружных газопроводах;

- выбросы газа при пуске в эксплуатацию газопроводов и внутридомового оборудования после окончания строительства;

- выбросы газа при производстве ремонтных и профилактических работ в ГРП;

- аварийные выбросы.

2 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на газонаполнительных станциях сжиженных углеводородных газов

2.1 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу

2.1.1 ГНС предназначены для приема, хранения и снабжения потребителей сжиженными газами.

На ГНС осуществляются следующие операции:

- прием сжиженных газов, поступающих в железнодорожных цистернах;

- слив и хранение сжиженных газов в резервуары базы хранения;

- слив неиспарившихся остатков из баллонов;

- наполнение баллонов и автоцистерн;

- заправка газобаллонных автомобилей;

- ремонт и техническое освидетельствование баллонов;

- техническое освидетельствование автоцистерн и резервуаров базы хранения.

ГНС состоит из комплекса сооружений, цехов и оборудования, разделенных на производственную и вспомогательную зону.

В производственной зоне находятся следующие здания и сооружения:

- наполнительный цех, в который входят:

1)  наполнительное  отделение,  в котором  производится наполнение баллонов;

2) отделение слива неиспарившихся остатков газа из баллонов;

3) отделение дегазации (пропарки) баллонов;

4) насосно-компрессорное отделение, служащее для обеспечения операций по сливу-наливу сжиженных газов;

5) отделение окраски;

- резервуары для приема и хранения сжиженных газов (база хранения);

-сливная эстакада с железнодорожной веткой для приема железнодорожных цистерн;

- колонки для налива сжиженных газов в автоцистерны и заправки газобаллонных автомобилей;

- трубопроводы для транспортировки сжиженных газов по территории ГНС.

При нормальном технологическом режиме работы ГНС загрязнение атмосферы происходит за счет выбросов загрязняющих веществ  от технологического  оборудования.  Загрязняющими веществами являются: паровая фаза сжиженного углеводородного газа (пропан-бутана) и одорант (этилмеркаптан, метилмеркаптан).

2.1.2 Основными источниками выбросов газа на ГНС являются:

- "свеча" для выпуска газа из шлангов после окончания слива из железнодорожных цистерн;

- "свеча" для выпуска газа из шлангов после окончания наполнения автоцистерн;

- "свеча" для выпуска газа из шлангов от колонок для заправки газобаллонных автомобилей;

- "свеча" для выпуска газа из насосов перед проведением ремонта;

контрольные вентили на резервуарах базы хранения, автоцистернах, газобаллонных автомобилях;

- "свечи" от предохранительных клапанов на резервуарах базы хранения и газопроводах жидкой фазы;

- вентиль для выпуска паровой фазы из резервуара   при освобождении от газа для проведения внутреннего осмотра;

- системы вытяжной вентиляции из помещений, где эксплуа­тируется технологическое оборудование по сливу, наполнению, освидетельствованию, окраске и ремонту баллонов.

Расчет выбросов производится по общеизвестным формулам истечения газа из отверстия.

2.1.3 Выбросы при сливе газа из железнодорожных цистерн и наполнении автоцистерн.

Слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн и наполнение автоцистерн производится с помощью шлангов. По окончании слива или наполнения в шлангах остается некоторое количество жидкой фазы. В результате передавливания паровой фазой высокого давления  жидкая фаза поступает обратно в резервуар или автоцистерну. При этом шлангах остается  паровая фаза.

Удельное количество выбросов паровой фазы газа, выпускаемой  из шлангов по окончании слива железнодорожных цистерн и наполнении  автоцистерн Gс,  г/с, определяется по формуле

                                  (2.1)

где - суммарный объем шлангов на одном сливном посту, м3;

                                                  ,                              (2.2)

Dвн  - внутренний диаметр шланга, м;

  - длина шланга, м;

n   - количество шлангов, шт.;

- плотность паровой фазы, соответствующая остаточному давлению газа в железнодорожной цистерне (0,05 МПа); (для автоцистерн - плотность паровой фазы, соответствующая давлению насыщения плюс 0,2 МПа давления газа, подаваемого компрессором);

t    - время выпуска паровой фазы из шлангов через свечу, с.

По   результатам   инструментальных  замеров  принято:

t = 60 с - для  железнодорожных  цистерн;

t = 20 с - для  автоцистерн.

Годовое количество выбросов газа Gг, т/год, определяется по формуле

                                     × 10-6  ,                                (2.3)

где N - количество цистерн, получаемых станцией, цистерн в год.

,                                       (2.4)

где  Пгод - производительность  станции, т/год;

0,85 - степень  заполнения  цистерны;

Vж.ц. - геометрический  объем  железнодорожной  цистерны, м3;

r - средняя  плотность  жидкой  фазы  сжиженных  газов, т/м3.

2.1.4 При сливе газа из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения, наполнении автоцистерн и заправке газобаллонных автомобилей периодически проверяется уровень наполнения с помощью контрольных вентилей.

При этом в начале наполнения из вентиля выходит паровая фаза, а в конце наполнения - двухфазная смесь. Вентиль открывают 2-3 раза на 2-4 секунды за время наполнения (по экспериментальным данным).

Удельное количество выбросов газа из вентилей контроля уровня наполнения резервуаров базы хранения, автоцистерн, газобаллонных автомобилей Gо, г/с,  определяется по формуле

                                                               (2.5)

где    -  расход двухфазной смеси, г/с [1].

                    (2.6)

w - площадь проходного сечения вентиля, м2;

                                                                                (2.7)

D - диаметр вентиля, м;

В3 - коэффициент, учитывающий физико-химические свойства

газов, равный  0,576  для  пропана  и  0,586  для  бутана [2];

m  - коэффициент расхода, равный  0,5 - 0,6;

Sв - суммарный коэффициент гидравлического сопротивления        контрольного вентиля, принимается  равным 13,6;

-среднее избыточное давление газа в наполняемой емкости, Па, равно сумме давлений насыщенных  паров при температуре окружающего воздуха (или грунта для подземных резервуаров) плюс давление газа, подаваемого компрессорами, равное 200000 Па. Для газобаллонных автомобилей среднее значение  составляет 800000 Па;

- атмосферное давление, Па;

rд.ф.  - плотность двухфазной смеси сжиженного газа, кг/м3;

                                                             (2.8)

       где - плотность жидкой фазы при давлении ,  кг/м3;

              rп.ф. - плотность паровой фазы, кг/м3 , определяется по формуле:

                                             ,                             (2.9)

где B4 - коэффициент сжимаемости газа при данных условиях; определяется  по  графикам,  построенным  по  приведенным  температурам  и  приведенным  давлениям  [3];

Т1 - абсолютная температура , К;

R - удельная газовая постоянная, Дж/(кг × К),  для  пропана  R = 189,  для  бутана  R =  143;

Х - паросодержание выходящего газа;

- расход паровой фазы, г/с

,     (2.10)

Годовое количество выбросов газа Gг, т/год, определяется по формуле

                         × 10-6               (2.11)

где N - частота заполнения резервуаров базы хранения, раз в год;

 t  - время открытия вентиля, с.

2.1.5    Выбросы газа при заправке газобаллонных автомобилей

2.1.5.1  Удельное количество выбросов при выпуске газа из шланга Gс, г/с, определяется по формуле

                                                               (2.12)

где V -  объем шланга на колонке, м3;

                                                                                    (2.13)

где D - диаметр шланга, м;

  - длина шланга, м;

- плотность жидкой фазы, кг/м3;

t - время выпуска газа, с.


Годовое количество выбросов газа Gг, т/год, определяется по формуле

                                           × n × 10-6  ,                    (2.14)

где L - количество рабочих дней в году;

n - количество заправляемых машин в день.

2.1.5.2 Удельное количество выбросов газа при снятии струбцины с  наполнительного вентиля газобаллонного автомобиля Gс, г/с, определяется по формуле

                                                                          (2.15)

где - объем полостей струбцины и вентиля, заполненных газом, м3;

                                                                                (2.16)

       D - диаметр полости струбцины, м;

         - длина полости струбцины, м;

  t  - время выпуска газа из струбцины, с.

Годовое количество выбросов газа Gг, т/год, определяется по формуле

                                      × 10-6                         (2.17)

где N - количество заправляемых сжиженным газом автомобилей,              шт/сут;

2.1.6   Выбросы газа при ремонтах насосов

Выпуск газа на “свечу” из насосов производится перед каждым ремонтом насоса - текущим или капитальным.

Удельное количество выбросов Gс, г/с,  определяется по формуле

                                                         (2.18)

где  - объем полостей насоса и трубопроводов до запорной арматуры, м3,  (для  насоса  С5140-М  составляет  0,0025 м3);

- средняя плотность жидкой фазы, кг/м3;

 t  -   время выпуска газа из “свечи”,  по  данным  инструментальных  замеров  принимается  равным  60 с.

Годовое количество выбросов газа Gг, т/год, определяется по формуле

                                   × 10-6   ,                       (2.19)

где b - число остановок насосов для ремонта в течение года;

       n - количество насосов, шт.

Сроки  текущих  и  капитальных  ремонтов   назначаются  согласно  указаниям,  содержащимся  в  паспортах  заводов  изготовителей.

Для  насоса  С5140-40  текущий  ремонт  производится  1  раз  в  6  месяцев.

2.1.7  Выбросы газа при проверке срабатывания предохранительных клапанов.

Для предотвращения повышения давления газа сверх допустимого на резервуарах базы хранения и на трубопроводах жидкой фазы устанавливаются сбросные предохранительные клапаны, которые проверяются на срабатывание 1 раз в месяц. На резервуаре и газопроводе устанавливается не менее  2 клапанов.

Выбросы газа при проверке срабатывания предохранительных клапанов на резервуарах базы хранения и внутриплощадочных газопроводах G, кг/ч, определяются по формуле [2]

                                             (2.20)

где В3- коэффициент, учитывающий физико-химические свойства   газа;

F - площадь сечения клапана, равная наименьшей площади

сечения в проточной части, мм2;

                                                                                  (2.21)

- диаметр проходного сечения клапана, мм.

Площадь  проходного  сечения  клапана  определяется  из  условия    пропуска  максимального  возможного  количества  паров  углеводородных  газов,  исходя  из  условий  защиты  сосудов  от  тепловой  радиации    в  летнее  время  и  в  аварийной  ситуации - при  пожаре.

При  расчете  количества  паровой  фазы,  выбрасываемой  в  атмосферу  при  проверке  срабатывания   предохранительных  клапанов,  использованы  данные  по  площади  проходного  сечения   предохранительных  клапанов (F) [4].

Для  подземных   резервуаров  пропускная  способность  предохранительных  клапанов  принимается  в  размере  30%  от  пропускной  способности  клапанов,  установленных  на  надземных  резервуарах,  следовательно   Fподз = 0,3 Fнадз [3].

Р1 - максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном. Проверка  исправности  действия  клапана  в  рабочем  состоянии  производится  путем  принудительного  открывания. Возможность  принудительного  открывания  должна  быть   обеспечена   при  давлении,  равном  80%   Pн  открывания [2],  следовательно

Р1 = 0,8*1,84 = 1,472 МПа  - для  пропана,

Р2 = 0,69*0,8 = 0,552 МПа  - для  бутана;

где  1,84 МПа   и  0,69  МПа   -  давление  настройки  предохранительных  клапанов,  установленных  на  резервуарах  для  пропана  и  бутана  соответственно;

- плотность газа перед клапаном при температуре T1 и     давлении равном (Р1 + 0,1) МПа, кг/м3;

                                                                   (2.22)

где В-  коэффициент сжимаемости  при соответствующих Р1 и Т1,  для  пропана В4 = 0,75,  для  бутана В4 = 0,88 [3].     

T1       -  температура среды перед клапаном,°С,  при  Р1 =  1,472  МПа;

для  пропана T1 = 318 К (45°С),  при  Р1= 0,552 МПа  для  бутана - T1 = 334 К (61°С), [5]; 

R  - удельная газовая постоянная, Дж/(кг×К),  для  пропана  R = 189,  для  бутана R = 143;

a  -  коэффициент расхода, a = 0,6.

Результаты  расчетов  по  формуле  (2.20)  удаленного  количества  паровой  фазы  газа,  поступающего  в  атмосферу  при  проверке  сбрасывания  предохранительных  клапанов  на  резервуарах  различной  вместимости  в  зависимости  от  сечения  клапана,  сведены  в  таблицы  2.1  и  2.2.

Таблица 2.1 - Надземные  резервуары

Обозначение резервуара

Тип клапана

F

G

мм2

кг/ч

г/с

1

2

3

4

5

ПС 10

СППК4-50-40

360,30

2910,14

808,4

ПС  25

СППК4-80-40

715,44

5778,61

1605,17

ПС  50

1109,54

8961,75

2489,37

ПС  100

СППК4-100-40

1791,18

14467,36

4018,71

ПС  160

2676,75

21620,11

6005,58

ПС  200

3129,24

25274,87

7020,79

БС50

СППК4-80-16

2039,45

7203,333

2000,92

БС100

СППК4-100-16

3299,83

11655,03

3237,5

БС160

4935,60

17432,54

4842,37

БС200

5916,50

20897,08

5804,74


Таблица 2.2 - Подземные резервуары

Обозначение резервуара

Тип клапана

F

G

MM2

КГ/Ч

Г/С

1

2

3

4

5

ПС 10

СППК4-50-40

108,1

873,04

242,51

ПС 25

214,63

1733,58

481,55

ПС 50

332,86

2688,53

746,81

ПС 100

537,35

4340,21

1205,61

ПС 160

803,02

6486,03

1801,67

ПС 200

СППК4-80-40

938,77

7582,46

2106,24

БС50

СППК4-50-60

611,83

2161,0

600,28

БС 100

989,95

3496,5

971,25

БС160

СППК4-80-16

1480,68

5229,76

1452,71

БС200

1774,95

6269,12

1741,42

Годовое количество выбросов газа Gг, т/год, определяется по формуле

                                    ,                          (2.23)

где G - количество газа, выбрасываемого при проверке, г/с;

       n -  количество предохранительных клапанов;

       t  -  время выброса , с;

       N - количество проверок исправности предохранительных

              клапанов на  резервуарах и трубопроводах, раз в год.

2.1.8 В  производственных  помещениях  газонаполнительной  станции  эксплуатируется  оборудование  для  наполнения,  слива,  освидетельствования, окраски  баллонов,  от  которого  во  время  работы  происходит  технологически  неизбежные  утечки  газа.  Газ  поступает  в  воздух   помещения,  а  затем  через  систему  вытяжной  вентиляции  -  в    атмосферу.

2.1.8.1 Удельное количество выбросов газа, поступающих от оборудования для наполнения и слива баллонов в помещение G, кг/ч,  определяется по формуле  [6]

                                                                              (2.24)

где K - коэффициент, учитывающий утечки газа из-за    негерметичной установки струбцины на запорном устройстве баллона,  для  баллонов  емкостью  50 л К = 2,  для  баллонов  емкостью 5 и 27 л  К = 1,5  - при  наполнении;  при  сливе  К = 1,5  для  баллонов  емкостью 50,  27  и  5  л;

p  - производительность установки, баллонов в час;

V - технологическая неизбежная утечка при наполнении или   сливе одного баллона, грамм на 1 баллон, которая    определяется количеством газа, заключенным внутри   струбцины и запорного устройства баллона.  В  среднем  эта  величина  составляет  для  баллонов  емкостью  50 л - 1,7 г, для  5  и  27 л - 2,4 г [6].

Результаты  расчетов  выбросов  газа  в  помещение  от  оборудования  для  наполнения.  Слива  и  пропарки  баллонов  сведены  в  таблицу 2.3.

Таблица 2.3

Наименование оборудования

Марка тип

Производи­тельность, баллонов в час

Удельные выбросы газа

кг/ч

г/с

1

2

3

4

5

Установка полуавтоматическая для наполнения баллонов

УПНБ-04

Емкостью 27л-110

0,528

0,147

Емкостью 50 л -90

0,429

0,1275

Установка наполнения баллонов емкостью 50

Л

УНБ

400

2,04

0,567

Уст-ка наполнительная карусельная ( 50 л)

УНК-18

300

1,53

0,425

Карусельный газовый агрегат для наполнения баллонов емкостью 27 л

МКГА-27

240

1,152

0,32

Установка карусельная для наполнения балло­ном емкостью 5 л

УНБ-5-8

355-455

2,148

0,607

Пост наполнения баллонов емкостью 5 л

-

25

0,12

0,033


Продолжение таблицы  2.3

1

2

3

4

5

Станок для слива газа из баллонов емк. 50 л

ТХД 1-50

43

0,103

0,0286

Станок для слива газа из баллонов емк. 27 л

ТХД1-27

18

0,0864

0,024

Установка сливная

УСБ 5-8

357

1,713

0,473

Пост сливной

УСБ 5-1

40

0,192

0,058

Пост наполнения и слива газа

ПНС-1

60

0,216

0,060

Станок для слива газа из баллонов вместимостью 50 л

 

Полных - 24,

0,0576

0,016

с остатками от 2 до 5 кг - 43

0,103

0,0286

Установка пропарки баллонов

УП

28

0,229

0,0636

Данные  получены  на  основании  теоретических  и  экспериментальных  исследований  института  "Гипрониигаз".

2.1.8.2 Выбросы загрязняющих веществ из отделения окраски

В отделении окраски проводится приготовление краски и поверхности баллона к окраске, нанесение краски и сушка окрашенных баллонов.

Поверхность баллона перед окраской обезжиривают растворителем. Удельное количество паров растворителя, используемого для обезжиривания, Ораств, г/с, определяется по формуле

ОРаств=0,000136 × m0× Б ,                                  (2.25)

где 0,000136 - переводной коэффициент из кг/год в г/с;

m0 - расход растворителя на один баллон, кг;

Б - количество окрашенных баллонов за год, шт.

Количество краски, используемой для покрытия баллонов тк, кг/год, определяется по формуле

mк = Б × кэ,                                              (2.26)

где кэ - расход краски на один баллон, кг, (таблица 2.7).

Удельное количество окрасочного аэрозоля, выделившегося при нанесении лакокрасочного материала на поверхность баллона, Мок, г/с, определяется по формуле

Мок = 0,000136× mк×dа×fк / 10000,                  (2.27)

где dа - доля краски, потерянной в виде аэрозоля при нанесении лакокрасочного материала, % от массы используемой краски (таблица 2.4) [7]

fK - доля сухого остатка краски в лакокрасочном материале в %      (таблица 2.5) [7].

Таблица 2.4 Выделение загрязняющих веществ при нанесении лакокрасочных покрытий

Способ окраски

Аэрозоль 6а (% от массы краски при окраске)

Пары растворителя ( % от общего содержания растворителя в краске)

при окраске d'р

при сушке d"р

1

2

3

4

Пневматическое распыление

30

25

75

Безвоздушное распыление

2,5

23

77

Окраска окунанием кистью

 

28

72

Окраска в электростатическо м поле

0,3

50

50

Летучая часть лакокрасочного материала (растворителя) выделяется практически полностью в атмосферу в парообразном состоянии при окраске и сушке, от самого лакокрасочного материала с исходной вязкостью и от растворителя, добавляемого в краску для разведения ее до рабочей вязкости.

Удельное количество загрязняющих веществ, выделившихся в процессе окраски и сушки в виде паров летучей части лакокрасочного материала (растворителя), Мраств, г/с, определяется по формуле

 
 

 

 


(2.28)


где fp - доля летучей части растворителя в лакокрасочном  материале с исходной вязкостью, % от общего содержания растворителя в краске (таблица 2.5) [7];

d"р- доля растворителя, выделившегося при нанесении покрытия, % от общего содержания растворителя в краске (таблица 2.4)[7];

d"р- доля летучей части (растворителя) в лакокрасочном материале с исходной вязкостью, выделившегося при сушке окрашенных изделий, % (таблица 2.4) [7].

Удельное количество паров растворителя, используемого для разведения лакокрасочного материала до рабочей вязкости, Праств, г/с, определяется по формуле

 
 

 

 


 (2.29)

где mp - расход растворителя,  используемого для разведения

лакокрасочного материала с исходной вязкостью до рабочей вязкости на один баллон, кг, (таблица 2.7).

Если лакокрасочный материал не разводится дополнительно растворителем, то удельное количество загрязняющих веществ, выделяющихся при нанесении лакокрасочных материалов на поверхность определяется по формуле (2.28).

Для растворителя, используемого для обезжиривания поверхности баллона, удельное количество компонента загрязняющего вещества Окi, г/с, определяется по формуле

Окi = Ораств× Кip /100,                             (2.30)

где Кip - процентный состав io компонента растворителя, %, (таблица 2.6) [7].

Для летучей части лакокрасочного материала удельное количество компонента загрязняющего вещества, поступающего в атмосферу при производстве окрасочных работ, Мкi г/с, определяется  по формуле

 
 

 

 




(2.31)

 
 

 

 


где,       - процентный состав io компонента в лакокрасочном  материале, %, (таблица 2.5) [7];

k   - переводной коэффициент (отношение 100% к процентному составу летучей части лакокрасочного материала,  например, 100%/80% = 1,25

Для растворителя, используемого для разбавления лакокрасочного материала с исходной вязкости до рабочей вязкости, удельное количество компонента загрязняющего вещества Пкi г/с,  определяется по формуле

(2.32)

 
 

 

 


где        - процентный состав io компонента растворителя, %, (таблица 2.6) [7].


Таблица 2.5 - Компонентный состав эмалей, используемых при нанесении лакокрасочных веществ на поверхность

Компонент

Эмали

ПЭ-276

Пц-25

НЦ-132П

НЦ-1125

НЦ-257

НЦ-258

КВ-518

ПФ-115

ПФ-133

МС-17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Бутилацетат

6

6.6

6.4

6

6.2

6.5

7

-

-

-

Этилцеллозольв

-

5.28

6.4

4.8

4.96

-

-

-

-

-

Ацетон

2-4

4.62

6.4

4.2

4.34

-

19.6

-

-

-

Бутанол

-

9.9

12

6

9.3

10.4

-

-

-

-

Этанол

-

9.9

16

9

6.2

5.85

-

-

-

-

Толуол

-

29.7

32.8

30

31

13

-

-

-

-

Этилацетат

-

-

-

-

-

0.75

-

-

-

-

Стирол

2-1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ксилол

-

-

-

-

-

16.25

-

22.5

25

60

Сольвент

-

-

-

-

-

-

43.4

-

-

-

Уайт-спирит

-

-

-

-

-

-

-

22.5

-

-

Циклогексанон

-

-

-

-

-

3.25

-

-

-

-

Летучая часть, %

9- 10

66

80

60

62

65

70

45

50

60

Сухой остаток, %

91 -90

34

20

40

38

35

30

55

50

40


Таблица 2.6 - Компонентный состав растворителей, используемых при нанесении лакокрасочных веществ по поверхности

Компонент

Растворители

№646

№647

№648

№649

Р-4

1

2

3

4

5

6

Ацетон

7

-

-

-

12

Бутиловый спирт

10

7,7

20

20

-

Бутилацетат

10

29,8

50

-

12

Ксилол

-

-

-

50

7

Толуол

50

41,3

20

-

62

Этиловый спирт

15

-

10

-

-

Этилцеллозольв

8

-

-

30

-

Этилацетат

-

21,2

-

-

-

Летучая часть, %

100

100

100

100

100


Таблица 2.7 Удельное количество загрязняющих веществ, выделяющихся в процессе окраски баллонов пневматическим распылением из расчета на 1 баллон

           

Удельное

Удельное

Объем баллона, л

Расход эмали НЦ-132П на один баллон,

Кэ,КГ

Расход раствори -теля N649 на один баллон, mp, кг

Аэрозоль

dа,(%

от массы краски)

Пары растворителя (%) от общего содержания растворителя в краске

Удельное количес­тво окра­сочного аэрозоля,

Мок, Г/С, х10-6

количество загрязняющих веществ, выделившихся в виде паров летучей части краски,

Мраств, Г/С, х10-6

Количество паров растворителя, используемого для разведения краски до рабочей вязкости,

Праств, Г/С,х10-6

При

При

при

при

при

При

       

Окраске,

Сушке,

 

окраске

сушке

окраске

Сушке

       

d'p

d"p

         

50

0,228

0,076

30

25

75

1,86

6,2

18,6

2,58

7,75

27

0,1608

0,0536

30

25

75

1,31

4,37

13,1

1,82

5,47

5

0,0576

0,0192

30

25

75

0,47

0,02

4,7

0,65

1,96


Удельное количество загрязняющих веществ, выделяющихся в процессе окраски и сушки баллонов различного объема пневматическим распылением приведено в таблице 2.7.

Нормы расхода эмали НЦ-132П и растворителя № 649 взяты по справочной литературе [7].

Годовое количество вредных выбросов  Мгод, т/год, определяется по формуле

                                  Мгод = 3600 ×  М × L × t × 10-6  ,                  (2.33)

где L -  количество рабочих дней в году;

       t  -  продолжительность рабочего дня, ч.

2.1.8.3 Выбросы газа, поступающие через неплотности фланцевых соединений в помещение насосно-компрессорного отделения.

В насосно-компрессорном отделении сосредоточено большое количество арматуры (задвижек, вентилей) для осуществления операций по сливу-наливу сжиженного газа, которые присоединяются к газопроводам с помощью фланцевых соединений. Из-за невозможности достижения абсолютной герметичности в воздух помещения постоянно поступает какое-то количество газа.

Удельное количество выбросов газа Gс, г/с,  определяется по формуле   [8]

                                         (2.34)

где 3,57 - коэффициент, °С1/2×см2/(м3×ч);

h- коэффициент запаса, принимаем равным 2;

ризб - среднее избыточное давление, Па;

m - коэффициент негерметичности, 1/ч;

V - объем, занимаемый паровой фазой газа, м3;

Т - абсолютная температура газа, К;

М - молекулярная  масса газа, кг/кмоль;

По формуле (2.34) были произведены расчеты удельного количества выбросов газа для насосно-компрессорных отделений с различным объемом газопроводов при следующих условиях:

ризб = 800000 Па;  m = 0,001; Т = 273 К; М = 50,034 кг/кмоль.

Результаты расчетов по выбросам газа в зависимости от объема газопроводов в помещении насосно-компрессорного отделения сведены в таблицу 2.8.


Таблица 2.8

V, м3

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

G, г/с

0,0034

0,004075

0,00475

0,0054

0,0061

0,0068

0,0075

Годовое количество выбросов газа Gг, т/год,  определяется по формуле

Gг = 3600 × Gс× 24 × L × 10-6 ,                        (2.35)

где 24 - число часов в сутках, ч;

      L -  количество рабочих дней в году.

2.1.9 Определение выбросов газа при заполнении резервуаров в групповых резервуарных установках

При заполнении подземных резервуаров в групповых резервуарных установках источниками выбросов сжиженного газа являются контрольный вентиль и предохранителный клапан на головке резервуара,  2 шланга автоцистерны. Удельные показатели выбросов газа определяются по формулам (2.5, 2.6, 2.7, 2.8, 2.9, 2.10, 2.20).

2.1.10 Определение количества  одоранта в  выбросах  природного и сжиженного газов

2.1.10.1 Для обнаружения утечек газа применяют предварительную одоризацию его, т.е. газ приобретает запах с помощью специальных добавок-одорантов, обладающих сильным специфическим запахом. В связи с тем, что воспринимаемость запаха повышается с повышением  температуры, приведенные среднегодовые нормы расхода одоранта должны изменяться по сезонам года. Ориентировочное соотношение удельных расходов в холодные и жаркие месяцы года может быть принято как 2:1. В соответствии с ним необходимо исчислять нормы расхода одоранта в различные периоды года.

2.1.10.2 Среднегодовая норма расхода одоранта составляет 16 г  на 1000 м3 природного газа, поэтому количество одоранта в выбросах газа Gод, г/ч (г/с), определяется по формуле

Gод. = 0,016 × Gi  (Gод. = 4,4 × 10-6× Gi ) ,           (2.36)

где Gi - количество газа, поступающего в атмосферу из i -го

             источника, м3/ч.

2.1.10.3 Количество одоранта в выбросах сжиженного газа определяется из условия, что  поставляемый газ содержит меркаптановой серы в размере 0,002%, следовательно количество одоранта Gод, г/с, будет равно

,                                  (2.37)

где Gi - количество газа, поступающего в атмосферу из i -го

             источника, г/с.

2.2 Расчет удельных показателей загрязяющих веществ

      в сбросах ГНС

2.2.1 Производство работ по сливу-наливу сжиженных газов на ГНС сопровождается сбросом сточных вод, в которых присутствуют  загрязняющие вещества.

Источниками загрязненных стоков на ГНС являются следующие технологические процессы:

пропарка (промывка) резервуаров, автоцистерн, баллонов;

гидравлические испытания резервуаров, автоцистерн, баллонов;

окраска баллонов;

охлаждение компрессоров;

поверхностные воды с территории ГНС.

2.2.2 В процессе эксплуатации баллоны, резервуары и автоцистерны должны подвергаться техническому освидетельствованию, которое включает в себя внутренний осмотр и гидравлическое испытание. Перед проведением внутреннего осмотра баллоны, резервуары и цистерны должны быть дегазированы (пропарены или промыты теплой водой) [9, 10].

Проведенные исследования показали, что наиболее загрязненными стоками являются сточные воды от пропарки баллонов, резервуаров и автоцистерн. Вода после гидравлического испытания дегазированных емкостей имеет меньшую степень загрязненности. Загрязненность поверхностных вод ГНС зависит от организации производственных процессов, организации потока транспорта, его технического состояния и количества, своевременной уборки территории и общей культуры производства.

Учитывая, что практически все автомобили, принадлежащие газовым хозяйствам, переведены на газовое топливо, загрязненность площадок ГНС горюче-смазочными материалами и топливом минимальная.

2.2.3 Для отвода загрязненных сточных вод на газонаполнительных станциях предусмотрены системы производственной и бытовой канализации.

В производственную канализацию поступают сточные воды после пропарки (промывки) и гидравлического испытания резервуаров, автоцистерн и баллонов, после охлаждения компрессоров, поверхностные воды.

Отвод сточных вод после пропарки (промывки) резервуаров, автоцистерн, баллонов предусматривается в производственную канализацию через отстойник, в конструкции которого предусмотрена возможность улавливания плавающих загрязнений, аналогичных по составу нефтепродуктам. Отстойник должен периодически очищаться и промываться чистой водой. Загрязнения из отстойников должны вывозиться в места, специально отведенные санитарно-эпидемиологической службой  [9].

Отвод поверхностных вод, а  также воды после гидравлического испытания резервуаров с обвалованной территории базы хранения предусматривается за счет планировки территории базы хранения с выпуском воды через дождеприемник с гидрозатвором, установленным в обваловке.

2.2.4 Сжиженные углеводородные газы являются продуктом переработки нефти, поэтому газонаполнительные станции можно отнести к нефтеперерабатывающим заводам в части определения наиболее характерных показателей сточных вод [11]. В  соответствии с [12] основными загрязняющими веществами являются сульфаты, хлориды, нефтепродукты, метилмеркаптан, железо.

Кроме этих веществ при сбросе сточных вод в городскую канализацию важными показателями являются рН, БПК, ХПК, взвешенные вещества.

Удельные показатели по этим загрязняющим веществам, и кроме них еще по тяжелым металлам были определены для сточной воды от пропарки баллонов, как наиболее загрязненной. Удельные показатели загрязняющих веществ для сточной воды от других технологических процессов ГНС были определены по нефтепродуктам, этилмеркаптану, взвешенным веществам, ХПК, БПК, рН.

2.2.5 Количество сточных производственных вод и содержание в них загрязняющих веществ зависит от:

- организации технологического процесса;

- наличия в технологии проведения технического освидетельство-вания баллонов, процесса пропарки перед гидравлическим испытанием, либо проведение гидравлического испытания без предварительной пропарки (во втором случае пропарку проходят только баллоны, подвергающиеся ремонту с применением сварки);

- метода дегазации резервуаров и автоцистерн перед проведением внутреннего осмотра: путем пропаривания водяным паром или заполнения водой;

- давления водяного пара и времени проведения пропарки;

- кратности заполнения резервуаров и автоцистерн водой при их дегазации.

В связи с вышеизложенным, концентрация загрязняющих веществ в сточных водах ГНС может колебаться в довольно широких пределах.

В таблице 2.9 приведены данные по средним концентрациям загрязняющих веществ  в сточной воде от различных технологических процессов на ГНС, полученные при проведении экспериментальных исследований институтом “Гипрониигаз”  на различных газонаполнительных станциях.

Там же приведены значения концентрации веществ (мг/л), максимально допустимые для биологической очистки [12].


Таблица 2.9 - Средняя концентрация загрязняющих веществ в сточных водах

Загрязняющее вещество

Средняя концентрация в стоках, мг/л

ПДК загрязняющих веществ в стоках, направляемых на биологическую очистку, мг/л

1

2

3

Пропарка резервуаров и автоцистерн перед проведением внутреннего осмотра

Нефтепродукты (пропан,бутан)

Плавающие растворенные

-

 

4,5 - 22,5

25

Этилмеркаптан

 

0,002 - 0,005

 

Взвешенные вещества

 

290- 1270

 

Хпк

390 - 800

 

БПК

200 - 420

 

РН

 

5,5-6,5

 
 

Пропарка баллонов

Нефтепродукты (пропан,бутан)

Плавающие растворенные

-

 

4,2 - 24,5

 

Этилмеркаптан

 

0,002 - 0,004

 

Взвешенные вещества

 

130-3500

 

ХПК

250 - 750

 

БПК

180-620

 

РН

 

6,0 - 6,5

 
 

Пропарка баллонов (сточная вода из колодца с гидрозатвором)

Нефтепродукты (пропан,бутан)

Плавающие растворенные

-

 

4,0 - 20,0

25

Этилмеркаптан

 

0,0055 - 0,0085

 

Взвешенные вещества

120-360

 

ХПК

230- 1840

 


Продолжение таблицы 2.9

1

2

3

БПК

99 - 750

 

РН

5,7 - 5,9

 

Пропарка баллонов (вода из отстойника)

Нефтепродукты плавающие (пропан, бутан) растворенные

-

-

4,1 -32,4

25

Этилмеркаптан

0,0065 - 0,0078

 

Взвешенные вещества

123 - 358

 

Хпк

1517

 

БПК

99 - 450

 

РН

5,7 - 5,9

 

Сульфаты

68,4 - 70,4

не удаляется

СПАВ

0,7 - 0,9

 

Хлориды

10- 12

не удаляется

Свинец

0,018-0,023

0,1

Хром

0,003 - 0,0035

0,1

Фенол

0,00055-0,00071

15

Цинк

0,108-0,12

1

Железо

3,8 - 4,3

5

Сухой остаток

237,5-251,3

 

Аммиак

23,8 - 29,0

 

Жиры

38,2 - 42,5

50

Промывка и гидравлическое испытание резервуаров и (однократное заполнение водой, без проведения п

автоцистерн ропарки)

Нефтепродукты плавающие (пропан, бутан) растворенные

-

-

3,5- 16,5

25

Этилмеркаптан

0,0025 - 0,0049

 

Взвешенные вещества

40-65

 

Железо

0,4

5

ХПК

190-275

 


Продолжение таблицы 2.9

1

2

3

БПК

100- 180

 

РН

5,3-6,3

 

Гидравлическое испытание баллонов после пропаривания

Нефтепродукты плавающие (пропан, бутан) растворенные

-

 

0,9-2

25

Этилмеркаптан

0,001 -0,002

 

Взвешенные вещества

40-76

 

ХПК

62- 150

 

БПК

50- 100

 

РН

5,2 - 7,2

 

Охлаждение компрессора

Нефтепродукты плавающие (пропан, бутан) растворенные

-

 

-

25

Этилмеркаптан

-

 

Взвешенные вещества

0-31

 

ХПК

5,0 - 67

 

БПК

3,5-48

 

РН

6,5-7,5

 

Окраска баллонов (водяная завеса)

Нефтепродукты плавающие (пропан, бутан) растворенные

-

 

-

 

Этилмеркаптан

-

 

Взвешенные вещества

95- 161

 

ХПК

2525 - 4923

 

БПК

1829-3135

 

РН

5,8-7,0

 


Данные по средним концентрациям загрязняющих веществ, характерных для сточных вод ГНС, могут быть использованы для расчетов ПДС при отводе сточных вод в городскую систему канализации или непосредственно в водоемы.

2.3 Расчет количества сточной воды от различных технологических

      процессов на ГНС

2.3.1 Количество сточной воды (конденсата) от пропарки баллонов G, м3, определяется по основному уравнению теплопередачи  [13]

   ,                            (2.38)

где r - удельная теплота парообразования; при давлении пара

           0,07  МПа и температуре 110°С, равна 2262,6 кДж/кг;

 и - температуры водяного пара и окружающего

           воздуха, °С, tВ.П. = 110 °C, tВ = 25 °C;

      F - площадь поверхности баллона, м2, для баллонов

            вместимостью 50 л F = 0,84 м2;

      k - коэффициент теплопередачи от баллона к воздуху, для

           пара  низкого давления k = 48,2 кДж/(м2×ч×°С) ;

      t - время пропаривания баллона, ч; t = 0,34 (20 минут);

0,001 - переводной коэффициент кг  в  м3.

На большинстве ГНС баллоны пропаривают на установке УП, производительностью 28 баллонов в час.

Количество сточной воды в этом случае определяется по формуле

                            (2.39)

Общее количество годового сброса сточной воды от установки пропарки баллонов Gгод, м3/год, определяется по формуле

   ,                                         (2.40)

где t - время работы установки пропарки в смену, ч;

       m - время работы установки пропарки в год, дн.

По формуле (2.40) были произведены расчеты по определению количества сточной воды от пропарки баллонов различной вместимости.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.10

Таблица 2.10

Объем баллона, л

Диаметр баллона, мм

Высота баллона, мм

Высота эллиптической части, мм

Количество сточной воды, м3

5

222

206

 

0,000109

12

 

397

55

0,000197

 

250

336

 

0,000197

27

299

487

 

0,000334

 

292

506

65

0,000336

50

299

840

 

0,000555

 

292

876

 

0,000562

Установка пропарки УП

Производительность - 28 баллонов в час

0,0463

2.3.2 Количество сточной воды от установки гидравлического испытания баллонов  G, м3/ч, определяется по формуле

                                      ,                                    (2.41)

где Р- производительность стенда гидроиспытаний, баллонов в час;

      V- вместимость баллона, л;

       r- плотность воды, кг/л.

Общее количество годового сброса сточной воды Gгод, м3/год, определяется по формуле

                                                                                  (2.42)

где t - время работы установки гидроиспытаний в смену, ч;

       m - время работы установки гидроиспытаний в год, дн.

При использовании оборотного водоснабжения для гидроис-пытания баллонов годовое количество сточной воды  , м3/год, определяется по формуле

 ,                                             (2.43)

где n- периодичность замены воды в оборотной системе, раз.


3.3.3 Количество сточной воды (конденсата) от пропарки резервуаров   G, м3, определяется по формуле

  ,                      (2.44)

r - удельная теплота парообразования; при давлении пара      0,07 МПа и температуре 110°С, равна 2262,6 кДж/кг [13];

 и - температуры водяного пара и окружающего       воздуха, °С, tВ.П. = 110 °C, tВ = 25 °C;

F - площадь поверхности резервуара, м2, по расчету [22];

k - коэффициент теплопередачи от резервуара к воздуху,       для  пара низкого давления  по расчету [23],

     для надземных резервуаров k = 42,7 кДж/ (м2×ч×°С) ,

     для подземных резервуаров k = 7,9 кДж/ (м2×ч×°С);

t - время пропаривания резервуара, ч.

Данные по расчету количества сточной воды (конденсата) от пропарки надземных и подземных резервуаров различной вместимости  паром низкого давления в зависимости  от времени пропарки приведено в таблицах 2.11 и 2.12.

2.3.4 Общее количество годового сброса сточной воды от дегазации и   гидравлического испытания резервуаров G, м3/год,  определяется по формуле

,                                           (2.45)

где Vрез - объем резервуара, подвергающегося гидравлическому

              испытанию, м3;

n - количество однотипных резервуаров, шт.;

m - кратность заполнения резервуаров водой для достижения        безопасной концентрации газа внутри резервуара перед        проведением внутреннего осмотра, раз.


Таблица 2.11 - Количество сточной воды от пропарки надземных резервуаров, м3

Объем резервуа­ров, м3

Время пропарки,ч

0,25

0,5

1

1,5

2

2,5

3

4

5

6

7

8

2,5

0,0047

0,0093

0,0186

0,0279

0,0372

0,0465

0,0558

0,0744

0,093

0,1116

0,1301

0,1487

5,0

0,0072

0,0144

0,0288

0,0433

0,0577

0,0771

0,0865

0,1153

0,1442

0,173

0,2018

0,2307

8,0

0,0095

0,0189

0,0379

0,0568

0,0757

0,0946

0,1136

0,1514

0,1893

0,2271

0,265

0,3029

10

0,0117

0,0235

0,0469

0,0703

0,0938

0,1172

0,1407

0,1876

0,2345

0,2814

0,3283

0,3752

25

0.0233

0,0466

0,0931

0,1397

0,1862

0,2328

0,2794

0,3725

0,4656

0,5587

0,6518

0,745

50

0,0361

0,0722

0,1444

0,2166

0,2888

0,361

0,4332

0,5777

0,7221

0,8665

1,011

1,155

100

0,0583

0,1166

0,2331

0,3497

0,4663

0,5828

0,6994

0,9325

1,166

1,399

1,632

1,865

160

0,0871

0,1742

0,3484

0,5226

0,6968

0,871

1,045

1,394

1,742

2,090

2,439

2,787

200

0,4073

0,2036

0,4073

0,6109

0,8146

1,018

1,222

1,629

2,037

2,443

2,851

3,258

Таблица 2.12 - Количество сточной воды от пропарки подземных резервуаров, м3

Объем резервуа­ров, м3

Время пропарки,ч

0,25

0,5

1

1,5

2

2,5

3

4

5

6

7

8

2,5

0,0009

0,0017

0,0034

0,0052

0,0069

0,0086

0,0103

0,0137

0,0172

0,0206

0.024

0,0275

5,0

0,0013

0,0027

0,0053

0,008

0,0107

0,0133

0,016

0,0213

0,0266

0,0319

0,0373

0,0426

8,0

0,0018

0,0032

0,007

0,0105

0,014

0,0175

0,023

0,028

0,035

0,0419

0,049

0,056

10

0,0022

0,0043

0,0087

0,013

0,0173

0,0217

0,026

0,0346

0,0433

0,052

0,0606

0,0693

25

0,0043

0,0086

0.0172

0,0258

0,0344

0,043

0,0516

0,0688

0,086

0,1032

0,1204

0,1376

50

0,0067

0,0133

0,0267

0,04

0,0533

0,0667

0,08

0,1067

0,1333

0,16

0,1867

0,2133

100

0,0108

0,0215

0,0431

0,0646

0,0861

0,1076

0,1292

0,1722

0,2153

0,2583

0,3014

0,3444

160

0,0161

0,0322

0,0643

0,0965

0,1287

0,1608

0,193

0,2573

0,3217

0,386

0,4503

0,5147

200

0,0188

0,0376

0,0752

0,1128

0,1504

0,188

0,2256

0,3008

0,3761

0,4513

0,5265

0,6017


3 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах

в атмосферу  при эксплуатации систем газоснабжения природным

газом

3.1 Расчет  удельного количества выбросов газа за счет  

      негерметичности  газопроводов и оборудования

3.1.1 Технологические утечки газа, связанные с негерметичностью газопроводов и установленной на них арматуры и оборудования,  представляют собой утечку газа в грунт, атмосферу или в помещение. Эти утечки являются неизбежными вследствие невозможности достижения абсолютной герметичности резьбовых и фланцевых соединений, запорной арматуры, газового оборудования.

Утечки газа, связанные с негерметичностью фланцевых и резьбовых соединений, G, г/с, определяются по формуле [8]

             ,                  (3.1)

где  3,57 - коэффициент , ;

0, 278 - коэффициент перевода из кг/ч в г/с;

h - коэффициент запаса, принимаемый равным 2 при Ризб³2 ×105Па

и 1,5 - при 0,02×105£ Ризб< 2×105Па,  при  Ризб  < 0,02 ×105Па технологичес-кие утечки газа незначительные и их можно принимать равными нулю;

Ризб. - избыточное давление газа в системе, Па;

m- коэффициент негерметичности, характеризующий падение

давления в системе, 1/ч. При  условном диаметре dу> 250 мм     коэффициент “m” умножается на поправочный множитель  k=250/dу;

         V- объем газопроводов, м3 (между отключающими устройствами);

М - молекулярная масса газа, кг/кмоль;

Т - абсолютная температура газа, К.

3.1.2 На подземных газопроводах эти утечки имеют место в газовых колодцах, где установлены задвижки и компенсаторы, на надземных - от отключающих устройств, в помещении - от кранов на разводке к газовым приборам и от газовых приборов.

В зависимости от максимального  расчетного давления газа газопроводы подразделяются на следующие типы [14]:

газопроводы низкого давления - до 5000 Па ( 500 мм вод. ст.);

газопроводы среднего давления - свыше 0, 005 до 0,3 МПа;

газопроводы высокого давления II категории -свыше 0,3 до 0,6 МПа;

газопроводы высокого давления I категории - свыше 0,6 до 1,2 МПа;

По формуле (3.1) были определены удельные показатели выбросов газа, связанных с негерметичностью,  для характерных давлений в зависимости от диаметра и длины газопроводов, заключенных между отключающими устройствами.

Результаты расчетов представлены в таблицах 3.1 - 3.5.

Промежуточные значения удельного количества выбросов для недостающих объемов газопроводов находятся методом интерполяции.

Таблица 3.1 - Удельное количество выбросов газа в зависимости от объема газопроводов при давлении 5000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

50

200

0,3925

0,000014

400

0,7850

0,000028

600

1,1775

0,000042

800

1,5700

0,000056

1000

1,9625

0,000069

1200

2,3550

0,000083

1400

2,7475

0,000097

1600

3,1400

0,000111

1800

3,5325

0,000125

2000

3,9250

0,000139

65

200

0,6633

0,000023

400

1,3267

0,000047

600

1,9900

0,000070

800

2,6533

0,000094

1000

3,3166

0,000117

1200

3,9800

0,000141

1400

4,6433

0,000164

1600

5,3066

0,000188

1800

5,9699

0,000211

2000

6,6333

0,000235

80

200

1,0048

0,000036

400

2,0096

0,000071

600

3,0144

0,000107

800

4,0192

0,000142

1000

5,0240

0,000178

1200

6,0288

0,000213

1400

7,0336

0,000249

1600

8,0384

0,000284

1800

9,0432

0,000320

2000

10,0480

0,000355

100

200

1,57

0,000056

400

3,14

0,000111

600

4,71

0,000167

800

6,28

0,000222

1000

7,85

0,000278

1200

9,42

0,000333

1400

10,99

0,000389

1600

12,56

0,000444

1800

14,13

0,000500

2000

15,70

0,000555

150

200

3,533

0,000125

400

7,065

0,000250

600

10,598

0,000375

800

14,13

0,000500

Продолжение таблицы 3.2

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

80

1600

8,0384

0,022747

1800

9,0432

0,025591

2000

10,0480

0,028434

100

200

1,57

0,004443

400

3,14

0,008886

600

4,71

0,013328

800

6,28

0,017771

1000

7,85

0,022214

1200

9,42

0,026657

1400

10,99

0,031100

1600

12,56

0,035543

1800

14,13

0,039985

2000

15,70

0,044428

150

200

3,533

0,009996

400

7,065

0,019993

600

10,598

0,029989

800

14,13

0,039985

1000

17,663

0,049982

1200

21,195

0,059978

1400

24,728

0,069974

1600

28,26

0,079971

1800

31,793

0,089967

2000

35,325

0,099963

200

200

6,28

0,017771

400

12,56

0,035543

600

18,84

0,053314

800

25,12

0,071085

1000

31,4

0,088856

1200

37,68

0,106628

1400

43,96

0,124399

1600

50,24

0,142170

1800

56,52

0,159941

2000

62,8

0,177713

250

200

9,8125

0,027768

400

19,625

0,055535

600

29,438

0,083303

800

39,25

0,111070

1000

49,063

0,138838

1200

58,875

0,166606

1400

68,688

0,194373

1600

78,5

0,222141

1800

88,313

0,249908

2000

0,3925

0,001111

300

200

14,13

0,039985

400

28,26

0,079971

600

42,39

0,119956

800

56,52

0,159941

1000

70,65

0,199927

Продолжение таблицы 3.2

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

300

     

1200

84,78

0,239912

1400

98,91

0,279897

1600

113,04

0,319883

1800

127,17

0,359868

2000

141,3

0,399854

400

200

25,12

0,071085

400

50,24

0,142170

600

75,36

0,213255

800

100,48

0,284340

1000

125,6

0,355425

1200

150,72

0,426510

1400

175,84

0,497596

1600

200,96

0,568681

1800

226,08

0,639766

2000

251,2

0,710851


Таблица 3.3 - Удельное количество выбросов газа в зависимости от объема газопроводов при давлении 600000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

50

200

0,3925

0,002221

400

0,7850

0,004443

600

1,1775

0,006664

800

1,5700

0,008886

1000

1,9625

0,011107

1200

2,3550

0,013328

1400

2,7475

0,015550

1600

3,1400

0,017771

1800

3,5325

0,019993

2000

3,9250

0,022214

65

200

0,6633

0,003754

400

1,3267

0,007508

600

1,9900

0,011263

800

2,6533

0,015017

1000

3,3166

0,018771

1200

3,9800

0,022525

1400

4,6433

0,026279

1600

5,3066

0,030033

1800

5,9699

0,033788

2000

6,6333

0,037542

80

200

1,0048

0,005687

400

2,0096

0,011374

600

3,0144

0,017060

800

4,0192

0,022747

1000

5,0240

0,028434

1200

6,0288

0,034121

1400

7,0336

0,039808

1600

8,0384

0,045494

1800

9,0432

0,051181

2000

10,0480

0,056868

100

200

1,570

0,008886

400

3,140

0,017771

600

4,710

0,026657

800

6,280

0,035543

1000

7,850

0,044428

1200

9,420

0,053314

1400

10,990

0,062199

1600

12,560

0,071085

1800

14,130

0,079971

2000

15,700

0,088856

150

200

3,533

0,019993

400

7,065

0,039985

600

10,598

0,059978

800

14,130

0,079971

1000

17,663

0,099963

1200

21,195

0,119956

1400

24,728

0,139949

Продолжение таблицы 3.3

Циаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

150

     

1600

28,26

0,159941

1800

31,79

0,179934

2000

35,33

0,199927

200

200

6,28

0,035543

400

12,56

0,071085

600

18,84

0,106628

800

25,12

0,142170

1000

31,4

0,177713

1200

37,68

0,213255

1400

43,96

0,248798

1600

50,24

0,284340

1800

56,52

0,319883

2000

62,8

0,355425

250

200

9,813

0,055535

400

19,625

0,111070

600

29,438

0,166606

800

39,250

0,222141

1000

49,063

0,277676

1200

58,875

0,333211

1400

68,688

0,388747

1600

78,500

0,444282

1800

88,313

0,499817

2000

98,125

0,555352

300

200

14,13

0,079971

400

28,26

0,159941

600

42,39

0,239912

800

56,52

0,319883

1000

70,65

0,399854

1200

84,78

0,479824

1400

98,91

0,559795

1600

113,04

0,639766

1800

127,17

0,719736

400

200

25,12

0,142170

400

50,24

0,284340

600

75,36

0,426510

800

100,48

0,568681

1000

125,6

0,710851

1200

150,72

0,853021

1400

175,84

0,995191

1600

200,96

1,137361

1800

226,08

1,279531

2000

251,2

1,421702


Таблица 3.4 - Удельное количество выбросов газа в зависимости от объема газопроводов при давлении 1200000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

50

200

0,3925

0,004443

400

0,7850

0,008886

600

1,1775

0,013328

800

1,5700

0,017771

1000

1,9625

0,022214

1200

2,3550

0,026657

1400

2,7475

0,031100

1600

3,1400

0,035543

1800

3,5325

0,039985

2000

3,9250

0,044428

65

200

0,6633

0,007508

400

1,3267

0,015017

600

1,9900

0,022525

800

2,6533

0,030033

1000

3,3166

0,037542

1200

3,9800

0,045050

1400

4,6433

0,052559

1600

5,3066

0,060067

1800

5,9699

0,067575

2000

6,6333

0,075084

80

200

1,0048

0,011374

400

2,0096

0,022747

600

3,0144

0,034121

800

4,0192

0,045494

1000

5,0240

0,056868

1200

6,0288

0,068242

1400

7,0336

0,079615

1600

8,0384

0,090989

1800

9,0432

0,102363

2000

10,0480

0,113736

100

200

1,570

0,017771

400

3,140

0,035543

600

4,710

0,053314

800

6,280

0,071085

1000

7,850

0,088856

1200

9,420

0,106628

1400

10,990

0,124399

1600

12,560

0,142170

1800

14,130

0,159941

2000

15,700

0,177713

150

200

3,533

0,039985

400

7,065

0,079971

600

10,598

0,119956

800

14,130

0,159941

1000

17,663

0,199927

1200

21,195

0,239912

1400

24,728

0,279897


Продолжение таблицы 3.4

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

150

     

1600

28,26

0,319883

1800

31,793

0,359868

2000

35,325

0,399854

200

200

6,28

0,071085

400

12,56

0,142170

600

18,84

0,213255

800

25,12

0,284340

1000

31,4

0,355425

1200

37,68

0,426510

1400

43,96

0,497596

1600

50,24

0,568681

1800

56,52

0,639766

2000

62,8

0,710851

250

200

9,8125

0,111070

400

19,625

0,222141

600

29,438

0,333211

800

39,25

0,444282

1000

49,063

0,555352

1200

58,875

0,666423

1400

68,688

0,777493

1600

78,5

0,888563

1800

88,313

0,999634

2000

0,3925

0,004443

300

200

14,13

0,159941

400

28,26

0,319883

600

42,39

0,479824

800

56,52

0,639766

1000

70,65

0,799707

1200

84,78

0,959649

1400

98,91

1,119590

1600

113,04

1,279531

1800

127,17

1,439473

2000

141,3

1,599414

400

200

25,12

0,284340

400

50,24

0,568681

600

75,36

0,853021

800

100,48

1,137361

1000

125,6

1,421702

1200

150,72

1,706042

1400

175,84

1,990382

1600

200,96

2,274722

1800

226,08

2,559063

2000

251,2

2,843403


Таблица 3.5 - Удельное количество выбросов газа в зависимости от объема газопровода при давлении 3000 Па

Циаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

15

     

5

0,00088

0,000000009

10

0,00177

0,000000019

15

0,00265

0,000000028

20

0,00353

0,000000037

25

0,00442

0,000000047

30

0,00530

0,000000056

35

0,00618

0,000000066

40

0,00707

0,000000075

45

0,00795

0,000000084

50

0,00883

0,000000094

20

5

0,00157

0,000000017

10

0,00314

0,000000033

15

0,00471

0,000000050

20

0,00628

0,000000067

25

0,00785

0,000000083

30

0,00942

0,000000100

35

0,01099

0,000000117

40

0,01256

0,000000133

45

0,01413

0,000000150

50

0,01570

0,000000167

25

5

0,00245

0,000000026

10

0,00491

0,000000052

15

0,00736

0,000000078

20

0,00981

0,000000104

25

0,01227

0,000000130

30

0,01472

0,000000156

35

0,01717

0,000000182

40

0,01963

0,000000208

45

0,02208

0,000000234

50

0,02453

0,000000260

32

5

0,00402

0,000000043

10

0,00804

0,000000085

15

0,01206

0,000000128

20

0,01608

0,000000171

25

0,02010

0,000000213

30

0,02412

0,000000256

35

0,02813

0,000000299

40

0,03215

0,000000341

45

0,03617

0,000000384

50

0,04019

0,000000427


Продолжение таблицы 3.5

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопровода, V, м3

Удельное количество выбросов, G, г/с

40

     

5

0,00628

0,000000067

10

0,01256

0,000000133

15

0,01884

0,000000200

20

0,02512

0,000000267

25

0,03140

0,000000333

30

0,03768

0,000000400

35

0,04396

0,000000466

40

0,05024

0,000000533

45

0,05652

0,000000600

50

0,06280

0,000000666

50

5

0,00981

0,000000104

10

0,01963

0,000000208

15

0,02944

0,000000312

20

0,03925

0,000000417

25

0,04906

0,000000521

30

0,05888

0,000000625

35

0,06869

0,000000729

40

0,07850

0,000000833

45

0,08831

0,000000937

50

0,09813

0,000001041

3.1.3 Отдельно стоящие ГРП являются источниками утечек газа вследствие негерметичности соединений оборудования, арматуры и газопроводов. При этом газ поступает в помещение ГРП, откуда удаляется с помощью дефлекторов.

Удельное количество выбросов газа, поступающего в помещение ГРП за счет негерметичности резьбовых и фланцевых соединений определяется по формуле (3.1). Результаты расчетов для ГРП с различными типами регуляторов давления и счетчиков представлены в таблицах 3.6 - 3.9.

Таблица 3.6 ГРП с регулятором РДБК 1-50 с учетом расхода газа

                       счетчиком РГ-600

Давление на входе, МПа

Давление на выходе, МПа

Объем газопроводов и оборудования, V, м3

Удельное количество выбросов,

G, г/с

0,05

0,001

 

0,0000012

0,1

0,001 - 0,01

0,4

0,0000023 - 0,000032

0,15

0,001 - 0,037

 

0,0000035 - 0,000115

от 0,2 до 1,2

0,001 - 0,48

 

0,0000062 - 0,00196


Таблица 3.7  ГРП с регулятором РДБК 1-50 с учетом расхода газа

                       диафрагмой

Давление на входе, МПа

Давление на выходе, МПа

Объем газопроводов

и оборудования, V, м3

Удельное количество выбросов,

G, г/с

0,05

0,001

 

0,0000012

0,1

0,001 - 0,01

 

0,0000023 - 0,000037

0,15

0,001 - 0,37

 

0,0000035 - 0,00013

0,2

0,001 - 0,065

 

0,0000062 - 0,00023

0,3

0,001 - 0,12

 

0,0000093 - 0,00042

0,4

0,001 - 0,175

 

0,0000125 - 0,00061

0,5

0,001 - 0,230

0,488

0,0000156 - 0,00107

0,6

0,001 - 0,285

 

0,0000187 - 0,00132

0,7

0,001 - 0,34

 

0,000022 - 0,00158

0,8

0,001 - 0,395

 

0,000025 - 0,0018

0,9

0,001 - 0,45

 

0,000028 - 0,0021

1,0

0,001 - 0,48

 

0,000031 - 0,0022

1,1

0,001 - 0,48

 

0,000034 - 0,0022

1,2

0,001 - 0,48

 

0,000037 - 0,002

Таблица 3.8 ГРП с регулятором РДБК1-100 с учетом расхода газа

                      диафрагмой

Давление на входе, МПа

Давление на выходе, МПа

Объем газопроводов и оборудования, V, м3

Удельное количество выбросов,

G, г/с

0,05

0,001

 

0,000042

0,1

0,001 - 0,01

 

0,000085 - 0,00016

0,15

0,001 - 0,37

 

0,000127 - 0,00041

0,2

0,001 - 0,065

 

0,000226 - 0,00073

0,3

0,001 - 0,12

 

0,000339 - 0,00127

0,4

0,001 - 0,175

 

0,00045 - 0,00181

0,5

0,001 - 0,230

1,988

0,00056 - 0,00294

0,6

0,001 - 0,285

 

0,00068 - 0,00362

0,7

0,001 - 0,34

 

0,00079 - 0,0043

0,8

0,001 - 0,395

 

0,0009 - 0,005

0,9

0,001 - 0,45

 

0,001 - 0,0057

1,0

0,001 - 0,48

 

0,0011 - 0,0061

1,1

0,001 - 0,48

 

0,0012 - 0,0062

1,2

0,001 - 0,48

 

0,00135 - 0,0063

Таблица 3.9 ГРП с регулятором РДУК 2-200 с учетом расхода газа

                        диафрагмой

1Давление на входе, МПа

Давление на выходе, МПа

Объем газопроводов и оборудования, V, м3

Удельное количество выбросов,

G, г/с

0,05

0,001

 

0,000173

0,1

0,001 - 0,01

 

0,000346 - 0,00046

0,15

0,001 - 0,37

 

0,000519 - 0,00094

0,2

0,001 - 0,065

 

0,00092 - 0,00166

0,3

0,001 - 0,12

 

0,00138 - 0,00274

0,4

0,001 - 0,175

 

0,0018 - 0,00382

0,5

0,001 - 0,230

3,211

0,0023 - 0,00577

0,6

0,001 - 0,285

 

0,0028 - 0,00706

0,7

0,001 - 0,34

 

0,0032 - 0,00835

0,8

0,001 - 0,395

 

0,0037 - 0,00964

0,9

0,001 - 0,45

 

0,00415 - 0,0109

1,0

0,001 - 0,48

 

0,0046 - 0,0118

1,1

0,001 - 0,48

 

0,0051 - 0,0123

1,2

0,001 - 0,48

 

0,0055 - 0,0128

3.1.4 Для регулирования давления газа кроме ГРП в отдельно стоящих зданиях применяются  шкафные газорегуляторные пункты (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ), которые отличаются от ГРП меньшим объемом газопроводов и оборудования и соответственно меньшим удельным количеством выбросов газа за счет негерметичности фланцевых соединений.

Пример. Рассчитать  удельное количество выбросов газа для ГРПШ , если давление  газа на входе Ризб = 100000 Па, температура газа Т = 293 К, объем газопроводов и оборудования V = 0,0025 м3.

По формуле   (3.1)

 

3.1.5 В состав основной технологической системы ГРП входит сбросной предохранительный клапан (ПСК), который при повышении давления газа за регулятором, сбрасывает в атмосферу “лишнее” количество газа из сети через “свечу”, снижая тем самым давление газа в системе. Выброс газа зависит от пропускной способности клапана.

В таблице 3.10 при ведены данные по выбросам газа в атмосферу при срабатывании предохранительного клапана в зависимости от входного давления [21].

Таблица 3.10 - Пропускная способность сбросного

                   предохранительного клапана ПСК-50

Давление в газопроводе до клапана,

Сброс газа в м3/ч при настройке на давление, Па

Па

1000

2000

3000

4000

1

2

3

4

5

1500

0,03

-

-

-

2000

6,9

-

-

-

2500

27,0

0,5

-

-

3000

55,8

3,8

-

-

3500

77,0

31,0

0,18

-

4000

93,9

64,8

2,9

-

5000

111,0

101,4

54,3

0,8

При настройке на давление, Па

 

20000

30000

40000

50000

20000

0,49

-

-

-

25000

12,4

-

-

-

30000

58,3

-

-

-

32500

75,0

0,26

-

-

35000

125,0

7,0

-

-

40000

225,0

34,5

-

-

42500

250,0

60,0

0,26

-

45000

285,0

100,0

5,3

-

50000

350,0

212,5

32,3

-

52000

370,0

235,0

50,0

1,03

55000

400,0

290,0

100,0

9,6

60000

450,0

368,0

226,0

47,5

75000

625,0

480,0

430,0

325,0

100000

850,0

745,0

670,0

580,0


3.2 Расчет выбросов газа при вводе в эксплуатацию газопроводов и

    внутридомового оборудования после окончания строительства,

    при выполнении ремонтных и профилактических работ на

    наружных газопроводах

3.2.1 При вводе в эксплуатацию газопроводов и внутридомового оборудования после окончания строительнства необходимо произвести продувку их газом до полного вытеснения воздуха, что определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.

Количество газа, выходящего из газопровода в атмосферу, Vпр, м3, определяется по формуле [15]

                                 ,                  (3.2)

где Vс - объем газопроводов, м3 (между отключающими устрой-ствами);

 Ра - атмосферное давление, Па;

 Рг - давление газа в газопроводе при продувке (избыточное),

        Па;

 tг - температура газа, °С.

При расчете удельных показателей время  истечения газа принимается то 1,5 до 10 часов в зависимости от длины газопровода и давления испытания.

Результаты расчетов по формуле (3.2) для газопроводов различных диаметров, длин и давлений представлены в таблицах 3.11 - 3.15.

3.2.2 При выполнении ремонтных и профилактических работ на наружных газопроводах, которые связаны с отключением отдельных участков газопроводов от газовой сети и снижением в них давления до нуля или определенного минимума и последующей продувки, количество газа, выходящего в атмосферу, Vпр, м3, определяется по формуле [15]

                                                    (3.3)

Результаты расчетов по формуле (3.3) представлены в таблицах

3.16 - 3.19.

3.3 Расчет выбросов газа при производстве ремонтных и  

      профилактических работ в ГРП

3.3.1 В процессе эксплуатации ГРП возникает необходимость проведения ремонтных и профилактических работ, связанных с разгерметизацией оборудования и приборов ГРП.

Удельное количество газа, которое попадает в атмосферу при продувке оборудования ГРП и в процессе настройки на заданный режим Vпр.об, г/с, определяется по формуле [16]

                       ,                     (3.4)

где d - диаметр свечи, через которую производится продувка, м;

       r - плотность газа, кг/м3.

Время продувки ориентировочно составляет 0,2 - 0,5 часа.


Таблица 3.11- Количество газа, выходящего в атмосферу при продувке наружных гахопроводов в зависимости от объема газопровода при давлении 5000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vnp, мЗ

50

200

0,393

0,526

400

0,785

1,053

600

1,178

1,579

800

1,570

2,106

1000

1,963

2,632

1200

2,355

3,159

1400

2,748

3,685

1600

3,140

4,212

1800

3,533

4,738

2000

3,925

5,264

65

200

0,663

0,890

400

1,327

1,779

600

1,990

2,669

800

2,653

3,559

1000

3,317

4,448

1200

3,980

5,338

1400

4,643

6,228

1600

5,307

7,118

1800

5,970

8,007

2000

6,633

8,897

80

200

1,005

1,348

400

2,010

2,695

600

3,014

4,043

800

4,019

5,391

1000

5,024

6,739

1200

6,029

8,086

1400

7,034

9,434

1600

8,038

10,782

1800

9,043

12,129

2000

10,048

13,477

100

200

1,570

2,106

400

3,140

4,212

600

4,710

6,317

800

6,280

8,423

1000

7,850

10,529

1200

9,420

12,635

1400

10,990

14,741

1600

12,560

16,846

1800

14,130

18,952

2000

15,700

21,058

150

200

3,533

4,738

400

7,065

9,476

600

10,598

14,214

800

14,130

18,952


Продолжение таблицы 3.11

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа, Vnp, мЗ

150

1000

17,663

23,690

1200

21,195

28,428

1400

24,728

33,166

1600

28,260

37,904

1800

31,793

42,642

2000

35,325

47,380

200

200

6,280

8,423

400

12,560

16,846

600

18,840

25,270

800

25,120

33,693

1000

31,400

42,116

1200

37,680

50,539

1400

43,960

58,962

1600

50,240

67,386

1800

56,520

75,809

2000

62,800

84,232

250

200

9,813

13,161

400

19,625

26,322

600

29,438

39,484

800

39,250

52,645

1000

49,063

65,806

1200

58,875

78,967

1400

68,688

92,129

1600

78,500

105,290

1800

88,313

118,451

2000

98,125

131,612

300

200

14,130

18,952

400

28,260

37,904

600

42,390

56,857

800

56,520

75,809

1000

70,650

94,761

1200

84,780

113,713

1400

98,910

132,665

1600

113,040

151,617

1800

127,170

170,570

2000

141,300

189,522

400

200

25,120

33,693

400

50,240

67,386

600

75,360

101,078

800

100,480

134,771

1000

125,600

168,464


Таблица 3.12 - Количество газа, выходящего в атмосферу при продувке для наружных газопроводов в зависимости от объема газопроводов при давлении 300000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vnp, мЗ

32

200

0,161

0,814

400

0,322

1,628

600

0,482

2,442

800

0,643

3,256

1000

0,804

4,070

1200

0,965

4,883

1400

1,125

5,697

1600

1,286

6,511

1800

1,447

7,325

2000

1,608

8,139

40

200

0,251

1,272

400

0,502

2,543

600

0,754

3,815

800

1,005

5,087

1000

1,256

6,359

1200

1,507

7,630

1400

1,758

8,902

1600

2,010

10,174

1800

2,261

11,446

2000

2,512

12,717

50

200

0,393

1,987

400

0,785

3,974

600

1,178

5,961

800

1,57

7,948

1000

1,963

9,935

1200

2,355

11,923

1400

2,748

13,910

1600

3,14

15,897

1800

3,533

17,884

2000

3,925

19,871

65

200

0,663

3,358

400

1,327

6,716

600

1,990

10,075

800

2,653

13,433

1000

3,317

16,791

1200

3,980

20,149

1400

4,643

23,507

1600

5,307

26,865

1800

5,970

30,224

2000

6,633

33,582

80

200

1,005

5,087

400

2,010

10,174

600

3,014

15,261

800

4,019

20,348

1000

5,024

25,435

1200

6,029

30,522

1400

7,034

35,6087

Продолжение таблицы 3.12

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vnp, мЗ

80

1600

8,038

40,696

1800

9,043

45,783

2000

10,048

50,870

100

200

1,570

7,948

400

3,140

15,897

600

4,710

23,845

800

6,280

31,793

1000

7,850

39,742

1200

9,420

47,690

1400

10,990

55,639

1600

12,560

63,587

1800

14,130

71,535

2000

15,700

79,484

150

200

3,533

17,884

400

7,065

35,768

600

10,598

53,651

800

14,130

71,535

1000

17,663

89,419

1200

21,195

107,303

1400

24,728

125,187

1600

28,260

143,071

1800

31,793

160,954

2000

35,325

178,838

200

200

6,280

31,793

400

12,560

63,587

600

18,840

95,380

800

25,120

127,174

1000

31,400

158,967

1200

37,680

190,761

1400

43,960

222,554

1600

50,240

254,348

1800

56,520

286,141

2000

62,800

317,934

250

200

9,813

49,677

400

19,625

99,355

600

29,438

149,032

800

39,250

198,709

1000

49,063

248,386

1200

58,875

298,064

1400

68,688

347,741

1600

78,500

397,418

1800

88,313

447,095

2000

98,125

496,773

300

200

14,130

71,535

400

28,260

143,071

600

42,390

214,606


Продолжение таблицы 3.12

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа, Vnp, мЗ

300

     

800

56,520

286,141

1000

70,650

357,676

1200

84,780

429,212

1400

98,910

500,747

1600

113,040

572,282

1800

127,170

643,817

2000

141,300

715,353

400

200

25,120

127,174

400

50,240

254,348

600

75,360

381,521

800

100,480

508,695

1000

125,600

635,869

1200

150,720

763,043

1400

175,840

890,217

1600

200,960

1017,390

1800

226,080

1144,564

2000

251,200

1271,738


Таблица 3.13 - Количество газа, выходящего в атмосферу при продувке для наружных газопроводов в зависимости от объема газопровода при давлении 600000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа, Vnp, мЗ

50

200

0,393

3,472

400

0,785

6,945

600

1,178

10,417

800

1,570

13,890

1000

1,963

17,362

1200

2,355

20,835

1400

2,748

24,307

1600

3,140

27,780

1800

3,533

31,252

2000

3,925

34,725

65

200

0,663

5,869

400

1,327

11,737

600

1,990

17,606

800

2,653

23,474

1000

3,317

29,343

1200

3,980

35,211

1400

4,643

41,080

1600

5,307

46,948

1800

5,970

52,817

2000

6,633

58,685

80

200

1,005

8,890

400

2,010

17,779

600

3,014

26,669

800

4,019

35,558

1000

5,024

44,448

1200

6,029

53,337

1400

7,034

62,227

1600

8,038

71,117

1800

9,043

80,006

2000

10,048

88,896

100

200

1,570

13,890

400

3,140

27,780

600

4,710

41,670

800

6,280

55,560

1000

7,850

69,450

1200

9,420

83,340

1400

10,990

97,230

1600

12,560

111,120

1800

14,130

125,010

2000

15,700

138,900

150

200

3,533

31,252

400

7,065

62,505

600

10,598

93,757

800

14,130

125,010

1000

17,663

156,262

1200

21,195

187,514

1400

24,728

218,767

Продолжение таблицы 3.13

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем

газопроводов, V, мЗ

Количество газа, Vnp, мЗ

150

1600

28,260

250,019

1800

31,793

281,272

2000

35,325

312,524

200

200

6,280

55,560

400

12,560

111,120

600

18,840

166,679

800

25,120

222,239

1000

31,400

277,799

1200

37,680

333,359

1400

43,960

388,919

1600

50,240

444,478

1800

56,520

500,038

2000

62,800

555,598

250

200

9,813

86,812

400

19,625

173,624

600

29,438

260,437

800

39,250

347,249

1000

49,063

434,061

1200

58,875

520,873

1400

68,688

607,685

1600

78,500

694,498

1800

88,313

781,310

2000

98,125

868,122

300

200

14,130

125,010

400

28,260

250,019

600

42,390

375,029

800

56,520

500,038

1000

70,650

625,048

1200

84,780

750,057

1400

98,910

875,067

1600

113,040

1000,077

1800

127,170

1125,086

2000

141,300

1250,096

400

200

25,120

222,239

400

50,240

444,478

600

75,360

666,718

800

100,480

888,957

1000

125,600

1111,196

1200

150,720

1333,435

1400

175,840

1555,675

1600

200,960

1777,914

1800

226,080

2000,153

2000

251,200

2222,392


Таблица 3.14 - Количество газа, выходящего в атмосферу при продувке для наружных газопроводов в зависимости от объема газопровода при давлении 1200000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа, Vnp, мЗ

50

200

0,393

6,443

400

0,785

12,887

600

1,178

19,330

800

1,570

25,773

1000

1,963

32,216

1200

2,355

38,660

1400

2,748

45,103

1600

3,140

51,546

1800

3,533

57,990

2000

3,925

64,433

65

200

0,663

10,889

400

1,327

21,778

600

1,990

32,667

800

2,653

43,557

1000

3,317

54,446

1200

3,980

65,335

1400

4,643

76,224

1600

5,307

87,113

1800

5,970

98,002

2000

6,633

108,891

80

200

1,005

16,495

400

2,010

32,990

600

3,014

49,484

800

4,019

65,979

1000

5,024

82,474

1200

6,029

98,969

1400

7,034

115,464

1600

8,038

131,958

1800

9,043

148,453

2000

10,048

164,948

100

200

1,570

25,773

400

3,140

51,546

600

4,710

77,319

800

6,280

103,093

1000

7,850

128,866

1200

9,420

154,639

1400

10,990

180,412

1600

12,560

206,185

1800

14,130

231,958

2000

15,700

257,731

150

200

3,533

57,990

400

7,065

115,979

600

10,598

173,969

800

14,130

231,958

1000

17,663

289,948

1200

21,195

347,937

1400

24,728

405,927

Продолжение таблицы 3.14

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Количество газа,

Vnp,м3

150

1600

28,260

463,916

1800

31,793

521,906

2000

35,325

579,895

200

200

6,280

103,093

400

12,560

206,185

600

18,840

309,278

800

25,120

412,370

1000

31,400

515,463

1200

37,680

618,555

1400

43,960

721,648

1600

50,240

824,740

1800

56,520

927,833

2000

62,800

1030,925

250

200

9,813

161,082

400

19,625

322,164

600

29,438

483,246

800

39,250

644,328

1000

49,063

805,410

1200

58,875

966,492

1400

68,688

1127,575

1600

78,500

1288,657

1800

88,313

1449,739

2000

98,125

1610,821

300

200

14,130

231,958

400

28,260

463,916

600

42,390

695,875

800

56,520

927,833

1000

70,650

1159,791

1200

84,780

1391,749

1400

98,910

1623,707

1600

113,040

1855,666

1800

127,170

2087,624

2000

141,300

2319,582

400

200

25,120

412,370

400

50,240

824,740

600

75,360

1237,110

800

100,480

1649,480

1000

125,600

2061,851

1200

150,720

2474,221

1400

175,840

2886,591

1600

200,960

3298,961

1800

226,080

3711,331

2000

251,200

4123,701


Таблица 3.15 - Количество газа, выходящего в атмосферу при продувке внутридомовых газопроводов и оборудования в зависимости от объема газопровода при давлении 3000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа, Vnp, мЗ

15

     

5

0,00088

0,0012

10

0,00177

0,0023

15

0,00265

0,0035

20

0,00353

0,0046

25

0,00442

0,0058

30

0,00530

0,0070

35

0,00618

0,0081

40

0,00707

0,0093

45

0,00795

0,0105

50

0,00883

0,0116

20

5

0,00157

0,0021

10

0,00314

0,0041

15

0,00471

0,0062

20

0,00628

0,0083

25

0,00785

0,0103

30

0,00942

0,0124

35

0,01099

0,0145

40

0,01256

0,0165

45

0,01413

0,0186

50

0,0157

0,0207

25

5

0,00245

0,0032

10

0,00491

0,0065

15

0,00736

0,0097

20

0,00981

0,0129

25

0,01227

0,0161

30

0,01472

0,0194

35

0,01717

0,0226

40

0,01963

0,0258

45

0,02208

0,0291

50

0,02453

0,0323

32

5

0,00402

0,0053

10

0,00804

0,0106

15

0,01206

0,0159

20

0,01608

0,0212

25

0,02010

0,0264

30

0,02412

0,0317

35

0,02813

0,0370

40

0,03215

0,0423

45

0,03617

0,0476

50

0,04019

0,0529


Продолжение таблицы 3.15

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа.

Vnp, мЗ

40

     

5

0,006

0,008

10

0,013

0,017

15

0,019

0,025

20

0,025

0,033

25

0,031

0,041

30

0,038

0,050

35

0,044

0,058

40

0,050

0,066

45

0,057

0,074

50

0,063

0,083

50

5

0,010

0,013

10

0,020

0,026

15

0,029

0,039

20

0,039

0,052

25

0,049

0,065

30

0,059

0,077

35

0,069

0,090

40

0,079

0,103

45

0,088

0,116

50

0,098

0,129


Таблица 3.16 - Количество газа, выходящего в атмосферу, при ремонте газопровода в зависимости от объема газопровода при давлении 5000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vпр,м3

50

200

0,393

1,053

400

0,785

2,106

600

1,178

3,159

800

1,570

4,212

1000

1,963

5,264

1200

2,355

6,317

1400

2,748

7,370

1600

3,140

8,423

1800

3,533

9,476

2000

3,925

10,529

65

200

0,663

1,779

400

1,327

3,559

600

1,990

5,338

800

2,653

7,118

1000

3,317

8,897

1200

3,980

10,676

1400

4,643

12,456

1600

5,307

14,235

1800

5,970

16,015

2000

6,633

17,794

80

200

1,005

2,695

400

2,010

5,391

600

3,014

8,086

800

4,019

10,782

1000

5,024

13,477

1200

6,029

16,173

1400

7,034

18,868

1600

8,038

21,563

1800

9,043

24,259

2000

10,048

26,954

100

200

1,570

4,212

400

3,140

8,423

600

4,710

12,635

800

6,280

16,846

1000

7,850

21,058

1200

9,420

25,270

1400

10,990

29,481

1600

12,560

33,693

1800

14,130

37,904

2000

15,700

42,116

150

200

3,533

9,476

400

7,065

18,952

600

10,598

28,428

800

14,130

37,904


Продолжение таблицы 3.16

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем

газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vпр, мЗ

150

1000

17,663

47,380

1200

21,195

56,857

1400

24,728

66,333

1600

28,260

75,809

1800

31,793

85,285

2000

35,325

94,761

200

200

6,280

16,846

400

12,560

33,693

600

18,840

50,539

800

25,120

67,386

1000

31,400

84,232

1200

37,680

101,078

1400

43,960

117,925

1600

50,240

134,771

1800

56,520

151,617

2000

62,800

168,464

250

200

9,813

26,322

400

19,625

52,645

600

29,438

78,967

800

39,250

105,290

1000

49,063

131,612

1200

58,875

157,935

1400

68,688

184,257

1600

78,500

210,580

1800

88,313

236,902

2000

98,125

263,225

300

200

14,130

37,904

400

28,260

75,809

600

42,390

113,713

800

56,520

151,617

1000

70,650

189,522

1200

84,780

227,426

1400

98,910

265,331

1600

113,040

303,235

1800

127,170

341,139

2000

141,300

379,044

400

200

25,120

67,386

400

50,240

134,771

600

75,360

202,157

800

100,480

269,542

1000

125,600

336,928


Таблица 3.17 - Количество газа, выходящего в атмосферу, при ремонте газопровода вода в зависимости от объема газопровода при давлении 300000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vпр, мЗ

32

200

0,161

1,628

400

0,322

3,256

600

0,482

4,883

800

0,643

6,511

1000

0,804

8,139

1200

0,965

9,767

1400

1,125

11,395

1600

1,286

13,023

1800

1,447

14,650

2000

1,608

16,278

40

200

0,251

2,543

400

0,502

5,087

600

0,754

7,630

800

1,005

10,174

1000

1,256

12,717

1200

1,507

15,261

1400

1,758

17,804

1600

2,010

20,348

1800

2,261

22,891

2000

2,512

25,435

50

200

0,393

3,974

400

0,785

7,948

600

1,178

11,923

800

1,570

15,897

1000

1,963

19,871

1200

2,355

23,845

1400

2,748

27,819

1600

3,140

31,793

1800

3,533

35,768

2000

3,925

39,742

65

200

0,663

6,716

400

1,327

13,433

600

1,990

20,149

800

2,653

26,865

1000

3,317

33,582

1200

3,980

40,298

1400

4,643

47,015

1600

5,307

53,731

1800

5,970

60,447

2000

6,633

67,164

80

200

1,005

10,174

400

2,010

20,348

600

3,014

30,522

800

4,019

40,696

1000

5,024

50,870

1200

6,029

61,043

1400

7,034

71,217

Продолжение таблицы 3.17

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vпр, мЗ

80

     

1600

8,038

81,391

1800

9,043

91,565

2000

10,048

101,739

100

200

1,570

15,897

400

3,140

31,793

600

4,710

47,690

800

6,280

63,587

1000

7,850

79,484

1200

9,420

95,380

1400

10,990

111,277

1600

12,560

127,174

1800

14,130

143,071

2000

15,700

158,967

150

200

3,533

35,768

400

7,065

71,535

600

10,598

107,303

800

14,130

143,071

1000

17,663

178,838

1200

21,195

214,606

1400

24,728

250,373

1600

28,260

286,141

1800

31,793

321,909

2000

35,325

357,676

200

200

6,280

63,587

400

12,560

127,174

600

18,840

190,761

800

25,120

254,348

1000

31,400

317,934

1200

37,680

381,521

1400

43,960

445,108

1600

50,240

508,695

1800

56,520

572,282

2000

62,800

635,869

250

200

9,813

99,355

400

19,625

198,709

600

29,438

298,064

800

39,250

397,418

1000

49,063

496,773

1200

58,875

596,127

1400

68,688

695,482

1600

78,500

794,836

1800

88,313

894,191

2000

98,125

993,545

300

200

14,130

143,071

400

28,260

286,141

600

42,390

429,212


Продолжение таблицы 3.17

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vпр, мЗ

300

     

800

56,520

572,282

1000

70,650

715,353

1200

84,780

858,423

1400

98,910

1001,494

1600

113,040

1144,564

1800

127,170

1287,635

2000

141,300

1430,705

400

200

25,120

254,348

400

50,240

508,695

600

75,360

763,043

800

100,480

1017,390

1000

125,600

1271,738

1200

150,720

1526,086

1400

175,840

1780,433

1600

200,960

2034,781

1800

226,080

2289,128

2000

251,200

2543,476


Таблица 3.18 - Количество газа, выходящего в атмосферу, при ремонте газопровода в зависимости от объема газопровода при давлении 600000 Па

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, мЗ

Количество газа,

Vпр, мЗ

50

200

0,393

6,945

400

0,785

13,890

600

1,178

20,835

800

1,570

27,780

1000

1,963

34,725

1200

2,355

41,670

1400

2,748

48,615

1600

3,140

55,560

1800

3,533

62,505

2000

3,925

69,450

65

200

0,663

11,737

400

1,327

23,474

600

1,990

35,211

800

2,653

46,948

1000

3,317

58,685

1200

3,980

70,422

1400

4,643

82,159

1600

5,307

93,896

1800

5,970

105,633

2000

6,633

117,370

80

200

1,005

17,779

400

2,010

35,558

600

3,014

53,337

800

4,019

71,117

1000

5,024

88,896

1200

6,029

106,675

1400

7,034

124,454

1600

8,038

142,233

1800

9,043

160,012

2000

10,048

177,791

100

200

1,570

27,780

400

3,140

55,560

600

4,710

83,340

800

6,280

111,120

1000

7,850

138,900

1200

9,420

166,679

1400

10,990

194,459

1600

12,560

222,239

1800

14,130

250,019

2000

15,700

277,799

150

200

3,533

62,505

400

7,065

125,010

600

10,598

187,514

800

14,130

250,019

1000

17,663

312,524

1200

21,195

375,029

1400

24,728

437,533

Продолжение таблицы 3.18

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Количество газа,

Vпр, мЗ

150

1600

28,260

500,038

1800

31,793

562,543

2000

35,325

625,048

200

200

6,280

111,120

400

12,560

222,239

600

18,840

333,359

800

25,120

444,478

1000

31,400

555,598

1200

37,680

666,718

1400

43,960

777,837

1600

50,240

888,957

1800

56,520

1000,077

2000

62,800

1111,196

250

200

9,813

173,624

400

19,625

347,249

600

29,438

520,873

800

39,250

694,498

1000

49,063

868,122

1200

58,875

1041,746

1400

68,688

1215,371

1600

78,500

1388,995

1800

88,313

1562,620

2000

98,125

1736,244

300

200

14,130

250,019

400

28,260

500,038

600

42,390

750,057

800

56,520

1000,077

1000

70,650

1250,096

1200

84,780

1500,115

1400

98,910

1750,134

1600

113,040

2000,153

1800

127,170

2250,172

2000

141,300

2500,191

400

200

25,120

444,478

400

50,240

888,957

600

75,360

1333,435

800

100,480

1777,914

1000

125,600

2222,392

1200

150,720

2666,871

1400

175,840

3111,349

1600

200,960

3555,828

1800

226,080

4000,306

2000

251,200

4444,785


Таблица 3.19 - Количество газа, выходящего в атмосферу, при ремонте газопровода в зависимости от объема газопровода при давлении 1200000 Па

Циаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Количество газа,

Vпр, мЗ

50

200

0,393

12,887

400

0,785

25,773

600

1,178

38,660

800

1,570

51,546

1000

1,963

64,433

1200

2,355

77,319

1400

2,748

90,206

1600

3,140

103,093

1800

3,533

115,979

2000

3,925

128,866

65

200

0,663

21,778

400

1,327

43,557

600

1,990

65,335

800

2,653

87,113

1000

3,317

108,891

1200

3,980

130,670

1400

4,643

152,448

1600

5,307

174,226

1800

5,970

196,005

2000

6,633

217,783

80

200

1,005

32,990

400

2,010

65,979

600

3,014

98,969

800

4,019

131,958

1000

5,024

164,948

1200

6,029

197,938

1400

7,034

230,927

1600

8,038

263,917

1800

9,043

296,906

2000

10,048

329,896

100

200

1,570

51,546

400

3,140

103,093

600

4,710

154,639

800

6,280

206,185

1000

7,850

257,731

1200

9,420

309,278

1400

10,990

360,824

1600

12,560

412,370

1800

14,130

463,916

2000

15,700

515,463

150

200

3,533

115,979

400

7,065

231,958

600

10,598

347,937

800

14,130

463,916

1000

17,663

579,895

1200

21,195

695,875

1400

24,728

811,854

Продолжение таблицы 3.19

Диаметр газопровода, dy, мм

Длина газопровода, L, м

Объем газопроводов, V, м3

Количество газа,

Vпр, мЗ

150

1600

28,260

927,833

1800

31,793

1043,812

2000

35,325

1159,791

200

200

6,280

206,185

400

12,560

412,370

600

18,840

618,555

800

25,120

824,740

1000

31,400

1030,925

1200

37,680

1237,110

1400

43,960

1443,295

1600

50,240

1649,480

1800

56,520

1855,666

2000

62,800

2061,851

250

200

9,813

322,164

400

19,625

644,328

600

29,438

966,492

800

39,250

1288,657

1000

49,063

1610,821

1200

58,875

1932,985

1400

68,688

2255,149

1600

78,500

2577,313

1800

88,313

2899,477

2000

98,125

3221,642

300

200

14,130

463,916

400

28,260

927,833

600

42,390

1391,749

800

56,520

1855,666

1000

70,650

2319,582

1200

84,780

2783,498

1400

98,910

3247,415

1600

113,040

3711,331

1800

127,170

4175,247

2000

141,300

4639,164

400

200

25,120

824,740

400

50,240

1649,480

600

75,360

2474,221

800

100,480

3298,961

1000

125,600

4123,701

1200

150,720

4948,441

1400

175,840

5773,182

1600

200,960

6597,922

1800

226,080

7422,662

2000

251,200

8247,402

4 Расчет выбросов газа при аварийных ситуациях и

    взрывопожарной опасности в системах газоснабжения

    сжиженными углеводородными газами

4.1 Определение приведенной массы паров, участвующих

      во взрыве и количество взрывоопасной газовоздушной смеси

4.1.1 Аварийные ситуации на объектах хранения и перераспределения сжиженных углеводородных газов (СУГ) оказывают большее воздействие на окружающую среду, чем аварии на элементах газоснабжения природным газом. Это объясняется физико-химическими и взрывопожароопасными свойствами СУГ : малыми значениями концентрационных пределов воспламенения (1,8 - 9,5% по объему); минимальной энергией воспламенения (0,25 - 0,26 МДж); плотностью (2 - 2,7 кг/м3) и другими показателями.

Физико-химические и взрывопожароопасные свойства углеводородных газов представлены в таблице 4.1.

4.1.2 В данном разделе по результатам анализа исследований крупномасштабных промышленных аварий и экспериментальных взрывов парогазовых сред, а также по официальным рекомендациям  [17, 18, 19, 20] для определения зоны загазованности и горизонтальных размеров взрывоопасной зоны приняты  следующие  условия  и  допущения:  в расчетах принимаются общие приведенные массы парогазовых сред и соответствующие им энергетические потенциалы, полученные при количественной оценке  взрывоопасности.

Приведенная масса паров mпр, кг, (паровой фазы (СУГ), природного газа) участвующих во взрыве, вычисляется по формуле

                                             ,                                           (4.1)

где  Qсг - удельная теплота сгорания газа, Дж/кг;

Qо- константа, равная 4,52 × 106  Дж/кг. За константу принята

       теплота взрыва типового взрывчатого вещества - тринитро-

       толуола (ТНТ) равная 4,52 ×106 Дж/кг, так  называемый троти-

       ловый эквивалент.

m - масса горючих газов, поступивших в результате аварии в окру-

       жающее пространство, кг;

Z - коэффициент участия (доля) горючих газов и паров во взрыве.

В общем случае для неорганизованных парогазовых облаков в незамкнутом пространстве с большой массой горючих веществ доля участия во взрыве  Z=0,1. Для помещений, зданий, сооружений и других замкнутых объемов Z=0,5.


Таблица 4.1 - Физико-химические и взрывопожароопасные свойства углеводородных газов.

Углеводород-ный газ

М,

кг/кМоль

Q,

МДж/кг

Qпгс, МДж/кг

КПВ, % (об.)

Сстех,

% (об.)

Сстех НКПВ

Wг стех

с воздухом

rг, кг/м3

rж, кг/м3

Vи, м3 /кг

V¢и, м3

Vпф

Vжф

     

с воздухом

НКПВ

ВКПВ

               

Метан, СH4

16.0

50.00

2.640

5.0

16.0

9.09

1.82

0.527

0.7166

416

-

-

580

Пропан, C3H8

44.1

46.40

2.558

2.1

9.5

3.85

1.87

0.335

2.01

585

0.51

0.269

290

н-Бутан, C4H10

58.1

45.80

2.650

1.8

9.1

2.99

1.83

0.486

2.672

600

0.386

0.235

222

Продолжение таблицы 4.1

 

rпгс,кг/м3

qv, МДж/м3

         

Углеводород-ный газ

НКПВ

с воздухом

стехном.

с воздухом

ВКПВ

с воздухом

НКПВ

с воздухом

стехном.

с воздухом

ВКПВ

с воздухом

Р макс, МПа

 qv

Р макс

V, м/с

m, МДж

 

Метан, СH4

1.266

1.241

1.207

1.795

3.246

3.08

0.72

4.5

0.338

0.28

 

Пропан, C3H8

1.308

1.320

1.359

1.958

3.505

3.376

0.86

4.08

0.455

0.26

 

н-Бутан, C4H10

1.318

1.335

1.413

2.196

3.540

3.413

0.86

4.12

0.379

0.25

 
                                             


Примечание:  М - молекулярная масса вещества;

Q - удельная теплота сгорания газа;

Qпгс - удельная теплота сгорания в смеси с воздухом;

КПВ - концентрационные пределы воспламенения газа в смесях с воздухом;

НКПВ - нижний концентрационный предел воспламенения;

ВКПВ - верхний концентрационный предел воспламенения;

Сстех - стехеометрическая концентрация газа в газовоздушной смеси стехеометрического состава;

Wг стех. - тротиловый эквивалент смеси газа с воздухом стехеометрического состава (кг ТНТ на 1 кг газовой меси);

rг - плотность газа в нормальных условиях;

rж - плотность жидкой фазы при температуре кипения;

Vи- объем паров при испарении 1 кг СУГ при нормальных условиях;

V¢и - объем паров при испарении 1 л СУГ при нормальных условиях;

Vпф  - отнощение объема паровой фазы к объему жидкой фазы при температуре кипения;

Vжф

rпгс - плотность парогазовой смеси с воздухом;

qv - удельная объемная плотность энерговыделения для смесей с воздухом, соответствующего состава;

Рмакс - максимальное давление взрыва газовоздушной смеси;

V - стандартизированная нормальная скорость  горения газа в смеси;

          m - минимальная стандартная энергия зажигания газа в смеси.

4.1.3 Выбор расчетного варианта следует осуществлять с учетом вероятности реализации  тех или иных аварийных ситуаций.

В качестве расчетного выбирается наиболее неблагоприятный в отношении последствий загазованности окружающей среды, взрывопожарной и пожарной опасности вариант, при котором в аварии участвует наибольшее количество сжиженных или природных газов.

4.1.4 Количество взрывоопасной газовоздушной смеси (ГВС) образующейся при выбросах (утечках) определяется, исходя из следующих предпосылок :

а) происходит расчетная проектная или запроектная (умышленная) авария с разгерметизацией одного или нескольких элементов системы газоснабжения;

б) происходит выброс (утечка) из емкостей, трубопроводов, арматуры газ поступает в окружающее пространство;

в) происходит испарение с поверхности разлившейся жидкой фазы СУГ;

г) длительность испарения жидкой фазы принимается равной времени ее полного испарения и зависит от компонентного состава СУГ, массы и площади разлива, температуры окружающей среды, рельефа местности, скорости ветра и т.д.

д) расчетное время отключения поврежденных элементов определяется в каждом конкретном случае исходя из реальной обстановки, возможно и неконтролируемое истечение газа до полного его выхода или разрушения аварийного элемента.

4.2 Определение зоны загазованности и горизонтальных размеров взрывоопасной зоны.

Горизонтальные размеры взрывоопасной зоны, ограничивающие область концентраций, превышающих нижний концентрационный предел воспламенения (НКПВ), RНК ПВ , м,  определяется по формуле

                                       ,                    (4.2)

где  m - масса поступившего в открытое пространство при аварийной

              ситуации, кг;

rг - плотность СУГ при расчетной температуре и атмосферном

       давлении, кг/м3;

Снкпв - нижний концентрационный предел воспламенения, %(об);

FВЗ нкпв- площадь взрывоопасной зоны, м2,  определяется по формуле

                                        FВЗ нкпв= p × R2нкпв ,                                             (4.3)

Пример.

В результате дорожно-транспортного происшествия разгерме-тизирован резервуар автоцистерны емкостью 8 м3. Разлив СУГ испарился. Требуется определить горизонтальные размеры взрывоопасной зоны, ограничивающие область концентраций, превышающих НКПВ.

Исходные данные:

Полезная емкость резервуаров, 6,64 м3;

резервуар был заполнен на 85%;

компонентный состав СУГ : 50% пропана и 50% бутана;

rпроп= 585 кг/м3; rбут=600 кг/м3; rгпроп= 2,01 кг/м3; rгбут= 2,672 кг/м3

Снкпв проп=2,1% ; Снкпв бут=1,8% ;

Решение:

                                    585+600

                    m=6,64 × ________= 3934 кг

                                           2


           2,01+2,672

rгсм = ____________ = 2,341 кг/м3

                 2

               2,1+1,8

Сгнкпв= _________ = 1,95 %

                     2

По формуле (4.2) определяется Rнкпв

 м

Площадь загазованной зоны составит при  этом:

FВЗ=3,14 × 1382 =59798,16 м2

При тех же условиях для резервуаров емкостью 10, 25, 50, 100 и 200 м3 выполнены аналогичные расчеты. Полученные данные сведены в таблицу 4.2 .

Таблица 4.2

V рез, м3

mz, кг

НКПВ, %

R, м

FВЗ2

8

3950

 

140

59800

10

4920

 

150

69700

25

12300

1,95

200

128130

50

24600

 

260

203400

100

49200

 

320

323550

200

98400

 

410

512500

Сжиженные углеводородные газы при их неорганизованных аварийных выбросах образуют облака дискообразной, часто вытянутой формы над поверхностью земли. Конфигурация и направленность движения облака многообразны, зависит от множества факторов (массы выброса, температуры, рельефа местности, движения воздуха и т.д.) и не всегда предсказуема.

4.3 Расчет массы паровой фазы испарившейся при разрушении емкости с сжиженным газом

4.3.1 Масса паров (паровой фазы) сжиженного  газа, поступивших в окружающую среду при разгерметизации элементов системы газоснабжения с разливом жидкой фазы, зависит от объема и площади разлива, состава газа, температуры окружающей среды (воздуха, поверхности разлива), скорости воздушного потока, времени испарения.

4.3.2 Масса паровой фазы СУГ m, кг,определяется по формуле

                                    ,                                         (4.3)

где mсуг - удельная масса испарившегося газа, кг/м3;

       Fи - площадь испарения, м2, определяемая площадью разлива.

       t - время, с.

      ,   (4.4)

где М - молярная масса СУГ, кг/моль;

Lисп  - мольная теплота испарения СУГ при начальной температуре СУГ Тж , Дж/моль;

То - начальная температура материала, на поверхность которого разливается СУГ, К;

Тж - начальная температура СУГ, К;

lтв -  коэффициент теплопроводности материала, на поверхность которого разливается СУГ, Вт/(м×К);

а - коэффициент температуропроводности материала, на поверхность которого разливается СУГ, м2/с;

t - текущее время, с, принимаемое равным времени полного испаренияя СУГ, но не более 3600 с;

         U × d

Re= ______  - число Рейнольдса;

            nв

U - скорость воздушного потока, м/с;

d - характерный размер пролива СУГ, м;

nв - кинематическая вязкость воздуха, м2/с.

В реальных аварийных условиях определение массы (объема) паровой фазы из-за множества входящих и меняющихся по времени исходных данных по формуле (4.4) затруднительно.

Поэтому для приближенного подсчета объема паровой фазы следует воспользоваться данными таблицы 4.1.

Пример.

Разрушен  50-литровый баллон с сжиженным газом. Жидкая фаза разлилась по поверхности. Состав жидкой фазы: 50% пропана и 50% бутана. Масса жидкой фазы 21 кг.

Решение.

По данным таблицы 4.1 определим массу и объем испарившейся жидкой фазы СУГ

м3

mр = 9,4 ×2,34 = 22 кг


5 Расчет выбросов газа при аварийных и залповых выбросах в системах газоснабжения   природным газом

5.1 Аварии на газопроводах природного газа происходят в основном от повреждения различными машинами и механизмами, а также в результате коррозии и разрывов сварных швов.

5.2 Повреждения газопроводов землеройными механизмами (экскаваторами, ударными и буровыми установками) приводят к образованию отверстий в теле труб, разрушений стыковых соединений, трещинам. Как правило, при таких повреждениях возникают  большие утечки газа, нередко сопровождаемые его воспламенением.

5.3 Значительное количество аварий связано с разрывами стыков.

Этот вид аварий представляет особую опасность , поскольку его возникновение внезапно.

Высок процент аварий из-за разрушения газопроводов от коррозии.

5.4 Расчет утечки газа из надземного газопровода (при любых видах повреждений) является стандартным расчетом истечения газа из трубопровода в атмосферу и определяется давлением газа в трубопроводе и площадью отверстия, а также его конфигурацией.

5.5 Более сложным является расчет утечки газа из подземного газопровода. Этот расчет определяется целым рядом факторов (кроме давления, площади и конфигурации отверстия):

глубиной заложения газопроводов, физическими и температурными характеристиками грунта, степенью его сопротивления движению газа.

В настоящей методике приводится упрощенный метод расчета возможного выброса газа в условиях  повреждения газопровода (подземного и надземного).

5.6 Выбросы газа при повреждениях газопроводов рассчитывают в зависимости от размера аварийного отверстия и давления в газопроводе.

При расчете  подземных газопроводов сопротивлением грунта пренебрегается и считается, что весь газ выходит в атмосферу.

5.6.1 Определение величины выброса газа при частичном разрушении сварного стыка.

Наиболее характерный случай для подземных газопроводов - разрыв сварного стыка. При частичном разрыве сварного шва по периметру образуется щель между разорванными кромками. Щель может быть в виде тонкой трещины.

Удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из щели в сварном шве стыка газопровода Gг, г/с, определяется по формуле [16]

                             Gг = j × f × Wкр× rг × 1000,                                     (5.1)

где j - коэффициент, учтиывающий снижение скорости;

       f  - площадь отверстия , м2, определяется по формуле

                                           f = n × p × d × d ,                                        (5.2)

где n - длина линий разрыва наружного периметра трубы

            газопровода, в % от общего периметра;

      d - диаметр газопровода, м;

      d - ширина щели, м.

Скорость выброса газа из щели в сварном шве стыка газопровода Wкр, м/с,  будет равна критической и определяется по формуле

                                            ,                                  (5.3)

где To - абсолютная температура газа в газопроводе, К;

       rог - плотность  газа при нормальных условиях, кг/м3.

Плотность газа перед отверстием в газопроводе rг, кг/м3, определяется по формуле

                                           ,                                    (5.4)

где T1 - абсолютная температура окружающей среды, К;

To - абсолютная температура газа в газопроводе, К;

Po - абсолютное давление газа в газопроводе в месте

       расположения сварного стыка, Па;

P1 - атмосферное давление , Па.

      При расчетах принимается P1 = 101325 Па.

Пример.

Определить удельную величину выброса газа при частичном разрушении сварного стыка на подземном газопроводе среднего давления. Длина линии разрыва составила 50% периметра трубы газопровода диаметром dу=150 мм. Давление газа в газопроводе

Pизб = 300000 Па (Pабс = 400000 Па). Температура газа в газопроводе To= +15°С ( 288 К). Температура окружающей среды T1=+13°С (286К). Ширина раскрытия щели d = 1 мм, j = 0,97.

По формуле (5.2)

f = 0,5 × 3,14 × 0,15 × 0,001 = 0,000236 м2

По формуле (5.3)

W =

По формуле (5.4)

        286   400000

rг = ----- × --------- × 0,7168 = 2,81 кг/м3

        288   101325

Удельное количество выбросов газа по формуле (5.1)

Gг = 0,97 × 0,000236 × 410,914 × 2,81 × 1000 = 264 г/с

5.8 Объемный расход природного газа при полном раскрытии газопровода определяется  в зависимости от избыточного давления перед местом утечки и площади разгерметизации.

При давлении газа в пределах 5 - 90 кПа часовой расход газа Vг , м3/ч,  определяется по формуле [16]

             ,                (5.5)

где f - площадь отверстия, м2;

Po - абсолютное давление газа перед местом утечки, Па;

rог -  плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

To - абсолютная температура газа перед местом утечки, К;

P1 - абсолютное давление газа на выходе из места утечки, Па.

j - коэффициент снижения скорости.

При давлении газа перед  местом утечки больше 90 кПа наступают критические условия истечения. В этом случае расход газа Vг , м3/ч,  определяется по формуле

                                      ,                                       (5.6)

Результаты расчетов выбросов природного газа при разрушении газопроводов  по формулам (5.5) и (5.6) в зависимости от давления газа и диаметра газопровода приведены в таблице 5.1.


Таблица 5.1 -  Часовые выбросы природного газа из аварийно поврежденного газопровода,

Давление газа,

Условный диаметр газопровода, мм

Pизб, Па (кгс/см2)

32

40

50

65

80

100

125

150

200

250

300

350

400

500

700

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

2 000  (0,02)

0,08

0,06

0,16

0,12

0,25

0,18

0,41

0,29

0,63

0,45

0,98

0,71

1,56

1,12

2,21

1,59

3,94

2,82

6,15

4,41

8,86

6,35

12,05

8,64

15,74

11,29

-

-

50 000  (0,5)

0,82

0,59

1,31

0,94

2,05

1,47

3,39

2,43

5,13

3,68

8,12

5,82

12,63

9,05

18,20

13,05

32,23

23,10

50,35

36,09

72,57

52,02

98,73

70,77

128,90

92.40

201,47

144,42

394,83

283,01

100 000 (1,0)

1,13

0,81

1,83

1,31

2,82

2,02

6,35

4,55

8,75

6,27

11,14

7,99

17,35

12,44

24,97

17,90

44,29

31,75

69,26

49,65

99,72

71,48

135,69

97,26

177,16

126,99

276,88

198,47

542,61

388,94

200 000 (2,0)

1,72

1,23

2,79

2,00

4,26

3,06

6,98

5,00

10,58

7,58

16,73

11,99

25,99

18,63

37,47

26,86

66,42

47,61

103,89

74,47

149,57

107,21

203,52

145,89

265,76

190,50

415,33

297,71

813,93

583,43

250 000 (2,5)

1,93

1,41

3,20

2,29

4,92

3,53

8,15

5,84

12,34

8,85

19,52

13,99

30,34

21,75

43,71

31,33

77,49

55,54

121,20

86,87

174,50

125,08

237,47

170,22

310,04

222,24

484,54

347,32

949,56

680,64

300 000 (3,0)

2,3

1,65

3,7

2,65

5,6

4,01

9,31

6,67

14,10

10,11

22,3

15,98

34,7

24,87

49,9

35,77

88,6

63,51

138,5

99,28

199,4

142,93

271,4

194,54

354,3

253,96

553,8

396,96

1085,2

777,87

350 000 (3,5)

2,5

1,79

4,1

2,94

6,3

4,52

10,47

7,5

15,87

11,38

25,1

17,99

39,0

27,96

56,2

40,28

99,7

71,46

155,8

111,68

224,4

160,85

305,3

218,84

398,6

285,72

623,0