Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства
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
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
- 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 В4 - 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
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
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 |
0,429 |
0,1275 |
||
Установка наполнения баллонов емкостью 50 Л |
УНБ |
400 |
2,04 |
0,567 |
Уст-ка наполнительная карусельная ( |
УНК-18 |
300 |
1,53 |
0,425 |
Карусельный газовый агрегат для наполнения баллонов емкостью |
МКГА-27 |
240 |
1,152 |
0,32 |
Установка карусельная для наполнения баллоном емкостью |
УНБ-5-8 |
355-455 |
2,148 |
0,607 |
Пост наполнения баллонов емкостью |
- |
25 |
0,12 |
0,033 |
Продолжение таблицы 2.3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Станок для слива газа из баллонов емк. |
ТХД 1-50 |
43 |
0,103 |
0,0286 |
Станок для слива газа из баллонов емк. |
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 |
Полных - 24, |
0,0576 |
0,016 |
|
с остатками от 2 до |
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 i-гo 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 i-гo 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 i-гo 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
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
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>
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 (
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 =
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/л |
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
rг - плотность газа в нормальных условиях;
rж - плотность жидкой фазы при температуре кипения;
Vи- объем паров при испарении
V¢и - объем паров при испарении
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
Исходные данные:
Полезная емкость резервуаров,
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 × ________=
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
Таблица 4.2
V рез, м3 |
mz, кг |
НКПВ, % |
R, м |
FВЗ,м2 |
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
Решение.
По данным таблицы 4.1 определим массу и объем испарившейся жидкой фазы СУГ
м3
mр = 9,4 ×2,34 =
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 =
По формуле (5.2)
f = 0,5 × 3,14 × 0,15 × 0,001 =
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 |