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  1997 г.

3. ВВЕДЕНА  ВПЕРВЫЕ

Содержание

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

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

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

2.1 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах

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

2.2 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в сбросах

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

2.3 Расчет количества сточной воды от различных технологических

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

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

3.1 Расчет удельного количества выбросов газа за счет негерметичности

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

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

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

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

4.1 Определение приведенной массы паров, участвующих во взрыве и

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

4.2 Определение зоны загазованности и горизонтальных размеров

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

4.3 Расчет массы паровой фазы, испарившейся при разрушении емкости

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

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

Приложение А Пример расчета выбросов загрязняющих веществ от

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

Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1 Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

- аварийные выбросы.

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

2.1 Расчет удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу

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

На ГНС осуществляются следующие операции:

- прием сжиженных газов, поступающих в железнодорожных цистернах;

- слив и хранение сжиженных газов в резервуары базы хранения;

- слив неиспарившихся остатков из баллонов;

- наполнение баллонов и автоцистерн;

- заправка газобаллонных автомобилей;

- ремонт и техническое освидетельствование баллонов;

- техническое освидетельствование автоцистерн и резервуаров базы хранения.

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

В производственной зоне находятся следующие здания и сооружения:

- наполнительный цех, в который входят:

1)  наполнительное  отделение,  в котором  производится наполнение баллонов;

2) отделение слива неиспарившихся остатков газа из баллонов;

3) отделение дегазации (пропарки) баллонов;

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

5) отделение окраски;

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

-сливная эстакада с железнодорожной веткой для приема железнодорожных цистерн;

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

- трубопроводы для транспортировки сжиженных газов по территории ГНС.

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

2.1.2 Основными источниками выбросов газа на ГНС являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

Расчет выбросов производится по общеизвестным формулам истечения газа из отверстия.

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

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

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

                                  (2.1)

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

                                                  ,                              (2.2)

D_вн  - 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 G_г, т/год, определяется по формуле

                                     × 10^-6  ,                                (2.3)

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

,                                       (2.4)

где  П_год - производительность  станции, т/год;

0,85 - степень  заполнения  цистерны;

V_ж.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 G_о, 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;

S_в - 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;

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

                                                             (2.8)

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

              r_п.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 G_г, 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 G_с, 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 G_г, 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 G_с, 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 G_г, 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 G_с, г/с,  определяется по формуле

                                                         (2.18)

где  - объем полостей насоса и трубопроводов до запорной арматуры, м^{3,  (для  насоса  С5140-М  составляет  0,0025 м3)};

- средняя плотность жидкой фазы, кг/м³;

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

Годовое количество выбросов газа G_г, 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   F_подз = 0,3 F_надз [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%   P_н  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 G_г, т/год, определяется по формуле

                                    ,                          (2.23)

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

       n -  количество предохранительных клапанов;

       t  -  время выброса , с;

       N - количество проверок исправности предохранительных

              клапанов на  резервуарах и трубопроводах, раз в год.

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

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

                                                                              (2.24)

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

p  - производительность установки, баллонов в час;

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

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

Таблица 2.3

Наименование оборудования	Марка тип	Производи­тельность, баллонов в час	Удельные выбросы газа
			кг/ч	г/с
1	2	3	4	5
Установка полуавтоматическая для наполнения баллонов	УПНБ-04	Емкостью 27л-110	0,528	0,147
		Емкостью 50 л -90	0,429	0,1275
Установка наполнения баллонов емкостью 50 Л	УНБ	400	2,04	0,567
Уст-ка наполнительная карусельная ( 50 л)	УНК-18	300	1,53	0,425
Карусельный газовый агрегат для наполнения баллонов емкостью 27 л	МКГА-27	240	1,152	0,32
Установка карусельная для наполнения балло­ном емкостью 5 л	УНБ-5-8	355-455	2,148	0,607
Пост наполнения баллонов емкостью 5 л	-	25	0,12	0,033

Продолжение таблицы  2.3

1	2	3	4	5
Станок для слива газа из баллонов емк. 50 л	ТХД 1-50	43	0,103	0,0286
Станок для слива газа из баллонов емк. 27 л	ТХД1-27	18	0,0864	0,024
Установка сливная	УСБ 5-8	357	1,713	0,473
Пост сливной	УСБ 5-1	40	0,192	0,058
Пост наполнения и слива газа	ПНС-1	60	0,216	0,060
Станок для слива газа из баллонов вместимостью 50 л		Полных - 24,	0,0576	0,016
		с остатками от 2 до 5 кг - 43	0,103	0,0286
Установка пропарки баллонов	УП	28	0,229	0,0636

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

2.1.8.2 Выбросы загрязняющих веществ из отделения окраски

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

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

О_Раств=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 т_к, кг/год, определяется по формуле

m_к = Б × к_э,                                              (2.26)

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

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

М_ок = 0,000136× m_к×d_а×f_к / 10000,                  (2.27)

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

f_K - 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), М_раств, г/с, определяется по формуле

 

 

(2.28)

где f_p - 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, П_раств, г/с, определяется по формуле

 

 

 (2.29)

где m_p - 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 О_кi, г/с, определяется по формуле

О_кi = О_раств× К_i^p /100,                             (2.30)

где К_i^p - 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, М_кi 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 П_кi,  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  М^год, т/год, определяется по формуле

                                  М^год = 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 G_с, г/с,  определяется по формуле   [8]

                                         (2.34)

где 3,57 - коэффициент, °С^1/2×см²/(м³×ч);

h- коэффициент запаса, принимаем равным 2;

р_изб - 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:

р_изб = 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 G_г, т/год,  определяется по формуле

G_г = 3600 × G_с× 24 × L × 10^-6 ,                        (2.35)

где 24 - число часов в сутках, ч;

      L -  количество рабочих дней в году.

2.1.9 Определение выбросов газа при заполнении резервуаров в групповых резервуарных установках

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

2.1.10 Определение количества  одоранта в  выбросах  природного и сжиженного газов

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

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

G_од. = 0,016 × G_i  (G_од. = 4,4 × 10^-6× G_i ) ,           (2.36)

где G_i - 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 G_од, г/с, будет равно

,                                  (2.37)

где G_i - 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, t_В.П. = 110 °C, t_В = 25 °C;

      F - площадь поверхности баллона, м², для баллонов

            вместимостью 50 л F = 0,84 м²;

      k - коэффициент теплопередачи от баллона к воздуху, для

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

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

0,001 - переводной коэффициент кг  в  м³.

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

Количество сточной воды в этом случае определяется по формуле

                            (2.39)

Общее количество годового сброса сточной воды от установки пропарки баллонов G_год, 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 G_год, 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, t_В.П. = 110 °C, t_В = 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 V_рез - 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 Р_изб³2 ×10⁵Па

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

Р_изб. - избыточное давление газа в системе, Па;

m- коэффициент негерметичности, характеризующий падение

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

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

М - молекулярная масса газа, кг/кмоль;

Т - абсолютная температура газа, К.

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

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

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

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

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

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

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

Результаты расчетов представлены в таблицах 3.1 - 3.5.

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

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

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
50	200	0,3925	0,000014
	400	0,7850	0,000028
	600	1,1775	0,000042
	800	1,5700	0,000056
	1000	1,9625	0,000069
	1200	2,3550	0,000083
	1400	2,7475	0,000097
	1600	3,1400	0,000111
	1800	3,5325	0,000125
	2000	3,9250	0,000139
65	200	0,6633	0,000023
	400	1,3267	0,000047
	600	1,9900	0,000070
	800	2,6533	0,000094
	1000	3,3166	0,000117
	1200	3,9800	0,000141
	1400	4,6433	0,000164
	1600	5,3066	0,000188
	1800	5,9699	0,000211
	2000	6,6333	0,000235
80	200	1,0048	0,000036
	400	2,0096	0,000071
	600	3,0144	0,000107
	800	4,0192	0,000142
	1000	5,0240	0,000178
	1200	6,0288	0,000213
	1400	7,0336	0,000249
	1600	8,0384	0,000284
	1800	9,0432	0,000320
	2000	10,0480	0,000355
100	200	1,57	0,000056
	400	3,14	0,000111
	600	4,71	0,000167
	800	6,28	0,000222
	1000	7,85	0,000278
	1200	9,42	0,000333
	1400	10,99	0,000389
	1600	12,56	0,000444
	1800	14,13	0,000500
	2000	15,70	0,000555
150	200	3,533	0,000125
	400	7,065	0,000250
	600	10,598	0,000375
	800	14,13	0,000500

Продолжение таблицы 3.2

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
80	1600	8,0384	0,022747
	1800	9,0432	0,025591
	2000	10,0480	0,028434
100	200	1,57	0,004443
	400	3,14	0,008886
	600	4,71	0,013328
	800	6,28	0,017771
	1000	7,85	0,022214
	1200	9,42	0,026657
	1400	10,99	0,031100
	1600	12,56	0,035543
	1800	14,13	0,039985
	2000	15,70	0,044428
150	200	3,533	0,009996
	400	7,065	0,019993
	600	10,598	0,029989
	800	14,13	0,039985
	1000	17,663	0,049982
	1200	21,195	0,059978
	1400	24,728	0,069974
	1600	28,26	0,079971
	1800	31,793	0,089967
	2000	35,325	0,099963
200	200	6,28	0,017771
	400	12,56	0,035543
	600	18,84	0,053314
	800	25,12	0,071085
	1000	31,4	0,088856
	1200	37,68	0,106628
	1400	43,96	0,124399
	1600	50,24	0,142170
	1800	56,52	0,159941
	2000	62,8	0,177713
250	200	9,8125	0,027768
	400	19,625	0,055535
	600	29,438	0,083303
	800	39,25	0,111070
	1000	49,063	0,138838
	1200	58,875	0,166606
	1400	68,688	0,194373
	1600	78,5	0,222141
	1800	88,313	0,249908
	2000	0,3925	0,001111
300	200	14,13	0,039985
	400	28,26	0,079971
	600	42,39	0,119956
	800	56,52	0,159941
	1000	70,65	0,199927

Продолжение таблицы 3.2

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
300
	1200	84,78	0,239912
	1400	98,91	0,279897
	1600	113,04	0,319883
	1800	127,17	0,359868
	2000	141,3	0,399854
400	200	25,12	0,071085
	400	50,24	0,142170
	600	75,36	0,213255
	800	100,48	0,284340
	1000	125,6	0,355425
	1200	150,72	0,426510
	1400	175,84	0,497596
	1600	200,96	0,568681
	1800	226,08	0,639766
	2000	251,2	0,710851

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

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
50	200	0,3925	0,002221
	400	0,7850	0,004443
	600	1,1775	0,006664
	800	1,5700	0,008886
	1000	1,9625	0,011107
	1200	2,3550	0,013328
	1400	2,7475	0,015550
	1600	3,1400	0,017771
	1800	3,5325	0,019993
	2000	3,9250	0,022214
65	200	0,6633	0,003754
	400	1,3267	0,007508
	600	1,9900	0,011263
	800	2,6533	0,015017
	1000	3,3166	0,018771
	1200	3,9800	0,022525
	1400	4,6433	0,026279
	1600	5,3066	0,030033
	1800	5,9699	0,033788
	2000	6,6333	0,037542
80	200	1,0048	0,005687
	400	2,0096	0,011374
	600	3,0144	0,017060
	800	4,0192	0,022747
	1000	5,0240	0,028434
	1200	6,0288	0,034121
	1400	7,0336	0,039808
	1600	8,0384	0,045494
	1800	9,0432	0,051181
	2000	10,0480	0,056868
100	200	1,570	0,008886
	400	3,140	0,017771
	600	4,710	0,026657
	800	6,280	0,035543
	1000	7,850	0,044428
	1200	9,420	0,053314
	1400	10,990	0,062199
	1600	12,560	0,071085
	1800	14,130	0,079971
	2000	15,700	0,088856
150	200	3,533	0,019993
	400	7,065	0,039985
	600	10,598	0,059978
	800	14,130	0,079971
	1000	17,663	0,099963
	1200	21,195	0,119956
	1400	24,728	0,139949

Продолжение таблицы 3.3

Циаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
150
	1600	28,26	0,159941
	1800	31,79	0,179934
	2000	35,33	0,199927
200	200	6,28	0,035543
	400	12,56	0,071085
	600	18,84	0,106628
	800	25,12	0,142170
	1000	31,4	0,177713
	1200	37,68	0,213255
	1400	43,96	0,248798
	1600	50,24	0,284340
	1800	56,52	0,319883
	2000	62,8	0,355425
250	200	9,813	0,055535
	400	19,625	0,111070
	600	29,438	0,166606
	800	39,250	0,222141
	1000	49,063	0,277676
	1200	58,875	0,333211
	1400	68,688	0,388747
	1600	78,500	0,444282
	1800	88,313	0,499817
	2000	98,125	0,555352
300	200	14,13	0,079971
	400	28,26	0,159941
	600	42,39	0,239912
	800	56,52	0,319883
	1000	70,65	0,399854
	1200	84,78	0,479824
	1400	98,91	0,559795
	1600	113,04	0,639766
	1800	127,17	0,719736
400	200	25,12	0,142170
	400	50,24	0,284340
	600	75,36	0,426510
	800	100,48	0,568681
	1000	125,6	0,710851
	1200	150,72	0,853021
	1400	175,84	0,995191
	1600	200,96	1,137361
	1800	226,08	1,279531
	2000	251,2	1,421702

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

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
50	200	0,3925	0,004443
	400	0,7850	0,008886
	600	1,1775	0,013328
	800	1,5700	0,017771
	1000	1,9625	0,022214
	1200	2,3550	0,026657
	1400	2,7475	0,031100
	1600	3,1400	0,035543
	1800	3,5325	0,039985
	2000	3,9250	0,044428
65	200	0,6633	0,007508
	400	1,3267	0,015017
	600	1,9900	0,022525
	800	2,6533	0,030033
	1000	3,3166	0,037542
	1200	3,9800	0,045050
	1400	4,6433	0,052559
	1600	5,3066	0,060067
	1800	5,9699	0,067575
	2000	6,6333	0,075084
80	200	1,0048	0,011374
	400	2,0096	0,022747
	600	3,0144	0,034121
	800	4,0192	0,045494
	1000	5,0240	0,056868
	1200	6,0288	0,068242
	1400	7,0336	0,079615
	1600	8,0384	0,090989
	1800	9,0432	0,102363
	2000	10,0480	0,113736
100	200	1,570	0,017771
	400	3,140	0,035543
	600	4,710	0,053314
	800	6,280	0,071085
	1000	7,850	0,088856
	1200	9,420	0,106628
	1400	10,990	0,124399
	1600	12,560	0,142170
	1800	14,130	0,159941
	2000	15,700	0,177713
150	200	3,533	0,039985
	400	7,065	0,079971
	600	10,598	0,119956
	800	14,130	0,159941
	1000	17,663	0,199927
	1200	21,195	0,239912
	1400	24,728	0,279897

Продолжение таблицы 3.4

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
150
	1600	28,26	0,319883
	1800	31,793	0,359868
	2000	35,325	0,399854
200	200	6,28	0,071085
	400	12,56	0,142170
	600	18,84	0,213255
	800	25,12	0,284340
	1000	31,4	0,355425
	1200	37,68	0,426510
	1400	43,96	0,497596
	1600	50,24	0,568681
	1800	56,52	0,639766
	2000	62,8	0,710851
250	200	9,8125	0,111070
	400	19,625	0,222141
	600	29,438	0,333211
	800	39,25	0,444282
	1000	49,063	0,555352
	1200	58,875	0,666423
	1400	68,688	0,777493
	1600	78,5	0,888563
	1800	88,313	0,999634
	2000	0,3925	0,004443
300	200	14,13	0,159941
	400	28,26	0,319883
	600	42,39	0,479824
	800	56,52	0,639766
	1000	70,65	0,799707
	1200	84,78	0,959649
	1400	98,91	1,119590
	1600	113,04	1,279531
	1800	127,17	1,439473
	2000	141,3	1,599414
400	200	25,12	0,284340
	400	50,24	0,568681
	600	75,36	0,853021
	800	100,48	1,137361
	1000	125,6	1,421702
	1200	150,72	1,706042
	1400	175,84	1,990382
	1600	200,96	2,274722
	1800	226,08	2,559063
	2000	251,2	2,843403

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

Циаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопроводов, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
15
	5	0,00088	0,000000009
	10	0,00177	0,000000019
	15	0,00265	0,000000028
	20	0,00353	0,000000037
	25	0,00442	0,000000047
	30	0,00530	0,000000056
	35	0,00618	0,000000066
	40	0,00707	0,000000075
	45	0,00795	0,000000084
	50	0,00883	0,000000094
20	5	0,00157	0,000000017
	10	0,00314	0,000000033
	15	0,00471	0,000000050
	20	0,00628	0,000000067
	25	0,00785	0,000000083
	30	0,00942	0,000000100
	35	0,01099	0,000000117
	40	0,01256	0,000000133
	45	0,01413	0,000000150
	50	0,01570	0,000000167
25	5	0,00245	0,000000026
	10	0,00491	0,000000052
	15	0,00736	0,000000078
	20	0,00981	0,000000104
	25	0,01227	0,000000130
	30	0,01472	0,000000156
	35	0,01717	0,000000182
	40	0,01963	0,000000208
	45	0,02208	0,000000234
	50	0,02453	0,000000260
32	5	0,00402	0,000000043
	10	0,00804	0,000000085
	15	0,01206	0,000000128
	20	0,01608	0,000000171
	25	0,02010	0,000000213
	30	0,02412	0,000000256
	35	0,02813	0,000000299
	40	0,03215	0,000000341
	45	0,03617	0,000000384
	50	0,04019	0,000000427

Продолжение таблицы 3.5

Диаметр газопровода, dy, мм	Длина газопровода, L, м	Объем газопровода, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
40
	5	0,00628	0,000000067
	10	0,01256	0,000000133
	15	0,01884	0,000000200
	20	0,02512	0,000000267
	25	0,03140	0,000000333
	30	0,03768	0,000000400
	35	0,04396	0,000000466
	40	0,05024	0,000000533
	45	0,05652	0,000000600
	50	0,06280	0,000000666
50	5	0,00981	0,000000104
	10	0,01963	0,000000208
	15	0,02944	0,000000312
	20	0,03925	0,000000417
	25	0,04906	0,000000521
	30	0,05888	0,000000625
	35	0,06869	0,000000729
	40	0,07850	0,000000833
	45	0,08831	0,000000937
	50	0,09813	0,000001041

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

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

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

                       счетчиком РГ-600

Давление на входе, МПа	Давление на выходе, МПа	Объем газопроводов и оборудования, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
0,05	0,001		0,0000012
0,1	0,001 - 0,01	0,4	0,0000023 - 0,000032
0,15	0,001 - 0,037		0,0000035 - 0,000115
от 0,2 до 1,2	0,001 - 0,48		0,0000062 - 0,00196

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

                       диафрагмой

Давление на входе, МПа	Давление на выходе, МПа	Объем газопроводов и оборудования, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
0,05	0,001		0,0000012
0,1	0,001 - 0,01		0,0000023 - 0,000037
0,15	0,001 - 0,37		0,0000035 - 0,00013
0,2	0,001 - 0,065		0,0000062 - 0,00023
0,3	0,001 - 0,12		0,0000093 - 0,00042
0,4	0,001 - 0,175		0,0000125 - 0,00061
0,5	0,001 - 0,230	0,488	0,0000156 - 0,00107
0,6	0,001 - 0,285		0,0000187 - 0,00132
0,7	0,001 - 0,34		0,000022 - 0,00158
0,8	0,001 - 0,395		0,000025 - 0,0018
0,9	0,001 - 0,45		0,000028 - 0,0021
1,0	0,001 - 0,48		0,000031 - 0,0022
1,1	0,001 - 0,48		0,000034 - 0,0022
1,2	0,001 - 0,48		0,000037 - 0,002

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

                      диафрагмой

Давление на входе, МПа	Давление на выходе, МПа	Объем газопроводов и оборудования, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
0,05	0,001		0,000042
0,1	0,001 - 0,01		0,000085 - 0,00016
0,15	0,001 - 0,37		0,000127 - 0,00041
0,2	0,001 - 0,065		0,000226 - 0,00073
0,3	0,001 - 0,12		0,000339 - 0,00127
0,4	0,001 - 0,175		0,00045 - 0,00181
0,5	0,001 - 0,230	1,988	0,00056 - 0,00294
0,6	0,001 - 0,285		0,00068 - 0,00362
0,7	0,001 - 0,34		0,00079 - 0,0043
0,8	0,001 - 0,395		0,0009 - 0,005
0,9	0,001 - 0,45		0,001 - 0,0057
1,0	0,001 - 0,48		0,0011 - 0,0061
1,1	0,001 - 0,48		0,0012 - 0,0062
1,2	0,001 - 0,48		0,00135 - 0,0063

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

                        диафрагмой

1Давление на входе, МПа	Давление на выходе, МПа	Объем газопроводов и оборудования, V, м3	Удельное количество выбросов, G, г/с
0,05	0,001		0,000173
0,1	0,001 - 0,01		0,000346 - 0,00046
0,15	0,001 - 0,37		0,000519 - 0,00094
0,2	0,001 - 0,065		0,00092 - 0,00166
0,3	0,001 - 0,12		0,00138 - 0,00274
0,4	0,001 - 0,175		0,0018 - 0,00382
0,5	0,001 - 0,230	3,211	0,0023 - 0,00577
0,6	0,001 - 0,285		0,0028 - 0,00706
0,7	0,001 - 0,34		0,0032 - 0,00835
0,8	0,001 - 0,395		0,0037 - 0,00964
0,9	0,001 - 0,45		0,00415 - 0,0109
1,0	0,001 - 0,48		0,0046 - 0,0118
1,1	0,001 - 0,48		0,0051 - 0,0123
1,2	0,001 - 0,48		0,0055 - 0,0128

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

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

По формуле   (3.1)

 

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

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

Таблица 3.10 - Пропускная способность сбросного

                   предохранительного клапана ПСК-50

Давление в газопроводе до клапана,	Сброс газа в м3/ч при настройке на давление, Па
Па	1000	2000	3000	4000
1	2	3	4	5
1500	0,03	-	-	-
2000	6,9	-	-	-
2500	27,0	0,5	-	-
3000	55,8	3,8	-	-
3500	77,0	31,0	0,18	-
4000	93,9	64,8	2,9	-
5000	111,0	101,4	54,3	0,8
При настройке на давление, Па
	20000	30000	40000	50000
20000	0,49	-	-	-
25000	12,4	-	-	-
30000	58,3	-	-	-
32500	75,0	0,26	-	-
35000	125,0	7,0	-	-
40000	225,0	34,5	-	-
42500	250,0	60,0	0,26	-
45000	285,0	100,0	5,3	-
50000	350,0	212,5	32,3	-
52000	370,0	235,0	50,0	1,03
55000	400,0	290,0	100,0	9,6
60000	450,0	368,0	226,0	47,5
75000	625,0	480,0	430,0	325,0
100000	850,0	745,0	670,0	580,0

3.2 Расчет выбросов газа при вводе в эксплуатацию газопроводов и

    внутридомового оборудования после окончания строительства,

    при выполнении ремонтных и профилактических работ на

    наружных газопроводах

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

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

                                 ,                  (3.2)

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

 Р_а - атмосферное давление, Па;

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

        Па;

 t_г - 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, V_пр, 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 V_пр.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

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