Методика расчета выбросов загрязняющих веществ газовых турбин, эксплуатируемых на производственных объектах СЭИК

Назва: 
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ газовых турбин, эксплуатируемых на производственных о

Download

Сахалин Энерджи Инвестмент Компании, Лтд.

(СЭИК)

Методика расчета выбросов загрязняющих веществ газовых турбин, эксплуатируемых на производственных объектах СЭИК

2008 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 5

1.  Общие положения. 6

2.  Основные этапы расчета выбросов загрязняющих веществ. 7

2.1.  Этап 1 – Определение нагрузки газовой турбины.. 7

2.2.  Этап 2 – Определение режима горения. 8

2.3.  Этап 3 – Определение коэффициентов выбросов. 9

2.4.  Этап 4 – Определение объемного расхода отработавшего газа при заданных условиях. 9

2.5.  Этап 5 – Определение фактических выбросов загрязняющих веществ. 13

2.6.  Этап 6 – Определение максимальных и валовых выбросов загрязняющих веществ. 15

Приложение 1: Схема процедуры расчета выбросов газовой турбины.. 17

Приложение 2: Физические свойства газов. 17

Приложение 2: Физические свойства газов. 18

Список исполнителей

1.  Герардус ван дер Мейден, старший инженер-эколог, СЭИК.

Введение

СЭИК осуществляет реализацию проекта «Сахалин 2», который заключается в комплексной разработке лицензионных участков Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений с последующим международным экспортом сырой нефти и конденсата, а также сжиженного природного газа (СПГ) с острова Сахалин.

В состав производственного комплекса Проекта «Сахалин 2» входят следующие основные производственные объекты:

·        морские платформы ПА-А, ПА-Б и ЛУН-А для добычи нефти и попутного газа на Пильтун-Астохском и Лунском месторождениях;

·        объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК), который принимает и сепарирует многофазную продукцию  Лунского месторождения, подготавливает газ и нефть к транспорту, производит сбор нефти и попутного газа, добытых на Пильтун-Астохском  месторождении и подготовку их к транспорту месторождении, по системе магистральных трубопроводов на завод сжиженного природного газа (СПГ) и  на терминал отгрузки нефти (ТОН);

·        насосно-компрессорная станция № 2 (НКС-2) для обеспечения транспортировки газа на завод СПГ и нефти/конденсата на ТОН, создавая необходимое давление в трубопроводах;

·        узел учета и редуцирования газа (УУРГ), который обеспечивает поставки газа на внутренний рынок и необходим для понижения давления, учета и подачи газа в систему местных газопроводов;

·        завод по производству сжиженного природного газа;

·        терминал отгрузки нефти.

В качестве основных источников энергоснабжения на объектах Проекта «Сахалин 2» широко используются генераторы с газотурбинным приводом, работа которых осуществляется с помощью системы топливного газа.  Газотурбинные приводы являются основными источниками выбросов  и на предприятиях СЭИК.

1.  Общие положения

1.  Настоящая методика регламентирует процедуру определения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух газовых турбин, эксплуатируемых на производственных объектах СЭИК.  Выбросы вредных (загрязняющих) веществ включают оксиды азота , диоксид азота , оксид азота , оксид углерода , несгоревшие углеводороды в пересчете на метан , сажу, диоксид серы  (если применимо).

2.  Получаемые по данной методике величины выбросов будут использоваться при проведении производственного контроля, составлении форм для федерального государственного статистического наблюдения 2 ТП – воздух, а также при проведении инвентаризации выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и установлении нормативов выбросов (ПДВ, ВСВ) производственных объектов СЭИК.

3.  Методика предназначена для специалистов производственных объектов СЭИК и территориальных органов Ростехнадзора.

2.  Основные этапы расчета выбросов загрязняющих веществ

2.1.  Этап 1 – Определение нагрузки газовой турбины

Вариант 1: Определение нагрузки газовой турбины компонентному составу топливного газа

Тепловую нагрузку газовой турбины определяют по массовому расходу и компонентному составу топливного газа, подаваемого на турбину.

Таблица 1: Данные для проведения расчетов этапа 1

Символ

Единицы измерения

Характеристика

Постоянные

кг/кмоль

Молярная масса компонента j топливного газа

кДж/моль

Низшая теплота сгорания компонента j на основе молярной массы при нормальных условиях  K

Входные переменные

кг/с

Массовый расход топливного газа, подаваемого на турбину

мольj/мольтопл

Количество компонента j в топливном газе

МВэл

Вырабатываемая электроэнергия

[1]

Полный КПД турбогенератора

Выходные переменные (промежуточные)

кг/кмоль

Молярная масса топливного газа

кДж/моль

Низшая теплота сгорания топливного газа на основе молярной массы при нормальных условиях  K

МДж/кг

Низшая теплота сгорания топливного газа на основе массы при нормальных условиях  K

Выходные переменные (итоговые)

МВтепл

Тепловая нагрузка газовой турбины на основе низшей теплоты сгорания топливного газа

Расчеты проводят по нижеприведенным формулам.

Низшая теплота сгорания топливного газа на основе молярной массы:

                                            [кДж/моль]                                       (2.1)

Молярная масса топливного газа:

                                                     [кг/кмоль]                                         (2.2)

Низшая теплота сгорания топливного газа на основе массы:

                                                               [МДж/кг]                                          (2.3)

Тепловая нагрузка газовой турбины:

                                                         [МВтепл]                                             (2.4)

Вариант 2: Определение нагрузки газовой турбины на основе вырабатываемой электроэнергии

Тепловую нагрузку газовой турбины можно также определить по вырабатываемой электроэнергии и КПД турбогенератора:

                                                                             [МВтепл]                                             (2.5)

2.2.  Этап 2 – Определение режима горения

Для оптимизации работы генераторов предусмотрена система управления режимом горения топливных газов.  Количество режимов горения и их основные характеристики (типы) приводятся в техническом паспорте на генератор.  Тип (номер) режима горения фиксируется.

2.3.  Этап 3 – Определение коэффициентов выбросов

Коэффициент выбросов (КВ) зависит от нагрузки газовой турбины и режима горения (за исключением выброса диоксида серы ).

15% (по объему), сух.

При наличии в техническом паспорте на газовую турбину сведений о коэффициентах выбросов в расчетах используются имеющиеся данные.

При отсутствии паспортных данных определение коэффициентов выбросов загрязняющих веществ (оксидов азота, оксида углерода, сажи) выполняется на основе прямых измерений.

Кривые, полученные на основе прямых измерений зависимости коэффициента выбросов от нагрузки газовой турбины и режима горения, после согласования в ФГУП «НИИ Атмосфера» могут быть использованы для расчетов фактических и максимальных выбросов загрязняющих веществ.

2.4.  Этап 4 – Определение объемного расхода отработавшего газа при заданных условиях

Объемный расход отработавшего газа при стандартизованном содержании кислорода 15% (по объему) определяют по массовому расходу и компонентному составу топливного газа, подаваемого на турбину.

Таблица 2: Данные для проведения расчетов этапа 4

Символ

Единицы измерения

Характеристика

Постоянные:

кг/кмоль

Молярная масса компонента i

кг/нм3

Плотность компонента i

нм3i/нм3возд

Объемная доля компонента i в атмосферном воздухе

нм3O2/ нм3отраб,сух

Стандартизованное объемное содержание кислорода в «сухом» отработавшем газе

мольi/мольj

Количество компонента i, образуемого на моль
компонента
j, стехиометрически сжигаемого с воздухом

Входные переменные:

кг/с

Массовый расход топливного газа, подаваемого на турбину

мольj/мольтопл

Мольная доля компонента j в топливном газе

Выходные переменные (промежуточные):

мольi/мольтопл

Количество компонента i, образуемого на моль компонента топливного газа, стехиометрически сжигаемого с воздухом

нм3/с

Объемный расход компонента i

кмоль/с

Молярный расход компонента i

кг/с

Массовый расход компонента i

Выходные переменные (итоговые):

нм3/с

Объемный расход «сухого» отработавшего газа, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему) (действительное содержание кислорода может изменяться в пределах от 13% до 19%)

нм3/с

Объемный расход «влажного» отработавшего газа, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему) (действительное содержание кислорода может изменяться в пределах от 13% до 19%)

Расчеты проводят по нижеприведенным формулам.

Количество компонента i, образуемого на моль компонента топливного газа, стехиометрически сжигаемого с воздухом:

                                         [мольi/мольтопл]                                 (4.1)

Объемный расход диоксида углерода , образующегося при стехиометрическом сжигании топливного газа с воздухом (т.е. в том числе  сжигаемого газа):

                           [нм3/с]                                               (4.2)

Объемный расход воды , образующейся при стехиометрическом сжигании топливного газа с воздухом:

                         [нм3/с]                                               (4.3)

Объемный расход диоксида серы , образующегося при сжигании топливного газа с воздухом:

                                               [нм3/с]                                               (4.4)

Молярный расход кислорода  при стехиометрическом сжигании топливного газа с воздухом:

                                      [кмоль/с]                                           (4.5)

Массовый расход воздуха, необходимого для стехиометрического сжигания топливного газа:

                                          [кг/с]                                                  (4.6)

Объемный расход азота , представленного в воздухе и топливном газе, при стехиометрическом сжигании газа с воздухом:

                             [нм3/с]                 (4.7)

Объемный расход аргона :

                                                            [нм3/с]                 (4.8)

Объемный расход «влажного» отработавшего газа (т.е. в том числе воды, образующейся при сжигании топливного газа, и за исключением компонентов неполного сгорания газа) при стехиометрическом сжигании газа (т.е. при содержании кислорода 0%):

    [нм3/с]                 (4.9)

Объемный расход «сухого» отработавшего газа (т.е. за исключением воды, образующейся при сжигании топливного газа, и компонентов неполного сгорания газа) при стехиометрическом сжигании газа (т.е. при содержании кислорода 0%):

                            [нм3/с]               (4.10)

Массовый расход воздуха, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему) в отработавшем газе:

        [кг/с]                  (4.11)

где              [нм3/нм3]

         [нм3/нм3]

Объемный расход азота , аргона  и кислорода , приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему):

                             [нм3/с]               (4.12)

                                                            [нм3/с]               (4.13)

                                      [нм3/с]               (4.14)

Объемный расход «влажного» отработавшего газа (т.е. в том числе воды, образующейся при сжигании топливного газа, и за исключением компонентов неполного сгорания газа), приведенного к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему):

                                                                                                                              [нм3/с]               (4.15)

Объемный расход «сухого» отработавшего газа (т.е. за исключением воды, образующейся при сжигании топливного газа, и компонентов неполного сгорания газа), приведенного к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему):

        [нм3/с]               (4.16)

2.5.  Этап 5 – Определение фактических выбросов загрязняющих веществ

Фактические выбросы загрязняющих веществ (за исключением выброса ) рассчитывают на основе объемного расхода отработавшего газа (этап 4) и коэффициентов выбросов (этап 3).  Фактические выбросы диоксида серы  определяют по содержанию серы в топливе.

Таблица 3: Данные для проведения расчетов этапа 5

Символ

Единицы измерения

Характеристика

Постоянные:

кг/кмоль

Молярная масса диоксида серы

Входные переменные:

нм3/с

Объемный расход «сухого» отработавшего газа, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему)

мг/нм3

Коэффициент выбросов: масса компонента i в 1 нм3 «сухого» отработавшего газа при нормальных условиях, приведенная к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему)

кг/с

Массовый расход топливного газа, подаваемого на турбину

кг/кмоль

Молярная масса топливного газа

мольS/мольтопл

Количество серы в топливном газе

Выходные переменные (итоговые):

г/с

Фактический выброс компонента i

Расчеты проводят по нижеприведенным формулам.

Фактический выброс компонента i (кроме выброса ):

                                              [г/с]                                                   (5.1)

Фактический выброс диоксида серы SO2:

                              [г/с]                                                   (5.2)

2.6.  Этап 6 – Определение максимальных и валовых выбросов загрязняющих веществ

Максимальные и валовые выбросы загрязняющих веществ (за исключением выброса ) рассчитывают на основе объемного расхода отработавшего газа (этап 4) и коэффициентов выбросов (этап 3).  Выбросы диоксида серы  определяют по содержанию серы в топливе.

Таблица 4: Данные для проведения расчетов этапа 6

Символ

Единицы измерения

Характеристика

Постоянные:

кг/кмоль

Молярная масса диоксида серы

Входные переменные:

нм3/с

Объемный расход «сухого» отработавшего газа, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему)

мг/нм3

Коэффициент выбросов: масса компонента i в 1 нм3 «сухого» отработавшего газа при нормальных условиях, приведенная к стандартизованному содержанию кислорода 15% (по объему)

кг/с

Массовый расход топливного газа, подаваемого на турбину

кг/кмоль

Молярная масса топливного газа

мольS/мольтопл

Количество серы в топливном газе

Выходные переменные (итоговые):

г/с

Максимальный выброс компонента i

тонн/период

Валовый выброс компонента i за период

Расчеты проводят по нижеприведенным формулам.

Максимальный выброс компонента i (кроме выброса ):

                                       [г/с]                                                   (6.1)

Валовый выброс компонента i (кроме выброса ) за период времени :

                                [тонн/период]                                  (6.2)

Максимальный выброс диоксида серы SO2:

                         [г/с]                                                   (6.3)

Валовый выброс диоксида серы SO2 за период времени :

                       [тонн/период]                                  (6.4)

Приложение 1: Схема процедуры расчета выбросов газовой турбины

ГАЗОТУРБИННЫЙ ГЕНЕРАТОР


Приложение 2: Физические свойства газов

Таблица A1 – Молярная масса компонентов природного газа (EN ISO 6976:2005)

Компонент

[кг/кмоль]

1

Метан

16.043

2

Этан

30.070

3

Пропан

44.097

4

n-Бутан

58.123

5

2-Метилпропан

58.123

6

n-Пентан

72.150

7

2-Метилбутан

72.150

8

2,2-

72.150

 

Диметилпропан

 

9

n-Гексан

86.177

10

2-Метилпентан

86.177

11

3-Метилпентан

86.177

12

2,2-Диметилбутан

86.177

13

2,3-Диметилбутан

86.177

14

n-Гептан

100.204

15

n-Октан

114.231

16

n-Нонан

128.258

17

n-Декан

142.285

18

Этилен

28.054

19

Пропилен

42.081

20

1-Бутен

56.108

21

цис-2-Бутен

56.108

22

транс-2-Бутен

56.108

23

2-Метилпропен

56.108

24

1-Пентен

70.134

25

Пропадиен

40.065

26

1,2-Бутадиен

54.092

27

1,3-Бутадиен

54.092

28

Ацетилен

26.038

29

Циклопентан

70.134

30

Метилциклопентан

84.161

31

Этилциклопентан

98.188

32

Циклогексан

84.161

33

Метилциклогексан

98.188

34

Этилциклогексан

112.215

35

Бензол

78.114

36

Толуол

92.141

37

Этилбензол

106.167

38

Ксилол

106.167

Компонент

[кг/кмоль]

39

Метанол

32.042

40

Метантиол

48.109

41

Водород

2.015 9

42

Вода

18.015 3

43

Сероводород

34.082

44

Аммиак

17.030 6

45

Цианид водорода

27.026

46

Оксид углерода

28.10

47

Сульфид карбонила

60.076

48

Дисульфид углерода

76.143

49

Гелий

4.002 6

50

Неон

20.179 7

51

Аргон

39.948

52

Азот

28.013 5

53

Кислород

31.998 8

54

Диоксид углерода

44.10

55

Диоксид серы

64.065

56

Закись азота

44.012 9

57

Криптон

83.80

58

Ксенон

131.29

 

Воздух

28.962 6

Таблица A2 – Низшая теплота сгорания компонентов природного газа при нормальных условиях ( К) для идеального газа на основе молярной массы (EN ISO 6976:2005)

Компонент

Низшая теплота сгорания

[кДж/моль]

1

Метан

802.82

2

Этан

1429.12

3

Пропан

2043.71

4

n-Бутан

2658.45

5

2-Метилпропан

2648.83

6

n-Пентан

3272.45

7

2-Метилбутан

3265.54

8

2,2-

3251.28

 

Диметилпропан

 

9

n-Гексан

3887.71

10

2-Метилпентан

3880.09

11

3-Метилпентан

3882.72

12

2,2-Диметилбутан

3870.32

13

2,3-Диметилбутан

3878.11

14

n-Гептан

4502.28

15

n-Октан

5116.73

16

n-Нонан

5732.17

17

n-Декан

6346.88

18

Этилен

1323.36

19

Пропилен

1926.35

20

1-Бутен

2541.25

21

цис-2-Бутен

2534.6

22

транс-2-Бутен

2530.8

23

2-Метилпропен

2524.5

24

1-Пентен

3155.92

25

Пропадиен

1855.10

26

1,2-Бутадиен

2461.91

27

1,3-Бутадиен

2408.91

28

Ацетилен

1256.79

29

Циклопентан

3100.77

30

Метилциклопентан

3706.60

31

Этилциклопентан

4321.75

32

Циклогексан

3690.23

33

Метилциклогексан

4293.82

34

Этилциклогексан

4912.29

35

Бензол

3169.81

36

Толуол

3772.42

37

Этилбензол

4387.77

38

Ксилол

4376.80

Компонент

Низшая теплота сгорания

[кДж/моль]

39

Метанол

676.44

40

Метантиол

1151.48

41

Водород

241.56

42

Вода

0

43

Сероводород

517.87

44

Аммиак

316.96

45

Цианид водорода

649.4

46

Оксид углерода

282.80

47

Сульфид карбонила

548.01

48

Дисульфид углерода

1104.06

Таблица А3 – Газовый состав атмосферы (по объему, в «сухом» воздухе, за исключением компонентов в следовых количествах) (NASA Earth Fact Sheet, http://nssdc.gsfc.nasa.gov/planetary/factsheet/earthfact.html)

Компонент

% (по объему, в «сухом» воздухе)

Азот ( )

78.084

Кислород ( )

20.946

Аргон ( )

0.9340

Таблица A4 – Плотность компонентов природного газа при нормальных условиях (ISO 11042-1:1996)

Компонент

[кг/нм3]

1

Идеальный газ

2

Воздух (сухой)

1.293

3

Водород

0.898 8

4

Гелий

0.178 46

5

Неон

0.899 9

6

Азот

1.250 4

7

Азот (атомсф.)

1.256 9

8

Кислород

1.429

9

Аргон

1.784

10

Криптон

3.749

11

Оксид углерода

1.250 5

12

Диоксид углерода

1.977

13

Оксид азота

1.340 2

14

Закись азота

1.978

15

Аммиак

0.771 8

16

Цианид водорода

(1.275)

17

Дицианоген

2.349

18

Хлор

3.21

19

Хлорид водорода

1.642 2

20

Сульфид водорода

1.535 5

21

Диоксид серы

2.931

22

Дисульфид углерода

(3.47)

23

Сульфид карбонила

2.721

24

Метан

0.717 6

25

Ацетилен

1.171 5

26

Этилен

1.261 1

27

Этан

1.355

28

Пропилен (пропен)

1.912 9

29

Пропан

2.011

30

1,3-Бутадиен

2.497

31

1-Бутен

2.599

32

Транс-2-Бутен

2.609

Цис-2-Бутен

(2.611)

33

Изобутен

2.599

 

(2-метил-пропен)

 

34

n-Бутан

2.706

35

Изобутан

2.697

 

(2-метил-пропан)

 

36

n-Пентан3

(3.452)

Компонент

[кг/нм3]

37

Изопентан

(3.426)

 

(2-метил-бутан)

 

38

Неопентан

(3.415)

 

(2,2-диметил-пропан)

 

39

n-Гексан

(4.29)

40

n-Гептан

(5.48)

41

n-Октан

(6.72)

42

Бензол

(3.74)

43

Толуол

(4.88)

44

Ксилол

(6.85)

45

Вода (пар)

(0.654)

46

Диоксид азота

2.05

 

[1]  Полный КПД турбогенератора включает: , где , [МВна валу/МВтепл] – КПД по энергии; , [–] – КПД трансмиссии; , [–] – КПД генератора.

Download