Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа

Назва: 
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа

Download

Приложение  №1 к

 приказу  Министра охраны окружающей среды Республики Казахстан

от  «18» 04 2008 г. № 100-п

Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и  хранения газа

I. Общие положения

1.1.         Настоящая методика является рекомендацией по нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосфе­ру для объектов газотранспортной системы магистральных газопроводов: подземных хранилищ газа  (ПХГ), компрессорных станций (КС),  газораспределительных  станций (ГРС), - на основе унифицированных ме­тодов определения параметров газовых потоков и концентраций вредных веществ в выбросах.

1.2.  Наличие документа позволит существенно сократить работы по определению норм предельно допустимых выбросов (ПДВ) для действующих  и вновь проектируемых объектов транспортировки, хранения и распределения газа потребителям.

2. Характеристика объектов транспорта и хранения газа

2.1. Характеристика ПХГ. Подземные хранилища газа предназначены  для хранения газа в пласте (период откачки газа) и подачи его из пласта  потребителям (период отбора газа). Эксплуатация технологических установок ПХГ зависит от сезона потребления  газа, и  имеет циклический характер.

2.1.1. Производительность ПХГ зависит от активного объема газа хранилища. Условно различают три группы хранилищ: 1-ая – малой производительности до 1 млрд. м³ газа; 2-ая – средней производительности – 1 - 3 млрд. м³ газа, 3-я – большой производительности – более 3 млрд. м³ газа.

2.1.2. Газохранилище состоит из следующих основных гидравлических связанных элементов: пласта, равнины соединительных газопроводов, аппаратов используемых при очистке и охлаждении, КС и ГРС (пункта редуцированных газов.)

2.2. Характеристика КС. Компрессорные станции предназначены для перекачки газа по магистральным газопроводам. Эксплуатация технологических установок  КС зависит от режима работы  линейной части, а состав и количество вредных веществ, поступающих в атмосферу  зависит от тепла  и числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

2.2.1. Производительность КС зависит от установочной суммарной мощности газоперекачивающих агрегатов. Условно различают три группы КС: 1-ая – малой производительности с суммарной установленной мощностью до 100 мВт; 2-ая – средней производительности – 100-200 мВт; 3-я  - большой производительности – более 200 мВт.

2.2.2. КС состоит из следующих технологически связанных основных объектов: линейной части газопровода, установки осушки по охлаждению газа, компрессорного цеха и пункта редуцирования газа.

2.2.3. Котельная, участок водоснабжения, масляное хозяйство, воздушные компрессоры, контрольно-измерительные приборы, связь, электроснабжение, канализация относятся к вспомогательным газотранспортным объектам отрасли.

2.3.                Вредными веществами на КС являются газ и продукты его сгорания. Выделение газа обусловлено эпизодическими технологическими операциями, предусмотренными регламентом (продувка аппаратов, шлейфов, газопроводов, скважин и т.д.), и разгерметизацией оборудования.

Выделение продуктов сгорания обусловлено работой газоперекачивающих агрегатов, трубомоторгенераторов, котлоагрегатов, огненных испарителей и работой факельного хозяйства. Выделение газа и продуктов сгорания поступает в атмосферу через организованные источники выброса.

2.3.1. Источниками выбросов газа на ПГС, КС и ГРС являются продувочные свечи аппаратов (пылеуловителя, фильтроаппараты, контакторы), свечи пуска и разгрузки газоперекачивающих агрегатов, свечи дегазации, вентиляционные шахты и т.д.

Источниками выбросов продуктов сгорания газа являются выхлопные трубы газоперекачивающих агрегатов, турбомотогенераторов, дымовые трубы котлоагрегатов, огневых испарителей и т.д.

2.3.2. В табл.2.1. и 2.2. приведены статьи затрат газа на технологические операции, связанные с выделением газа в атмосферу на ПХГ и КС.

Нормативы затрат газа на технологические операции при создании и эксплуатации ПХГ составляют 1,0 - 1,2 в период вывода хранилища на режим и 0,6 - 0,7 в период эксплуатации (в % от объема транспортируемого газа).

В настоящее время на ряде КС и ПХГ внедрены малорасходные или безрасходные схемы продувки аппаратов, а большинство скважин испытывается без выбросов в атмосферу.

2.3.3.     Постоянные выбросы газа, газа в атмосферу на ПХГ и КС нет. Они носят эпизодический характер (табл.2.2.).Продолжительность  работы газоперекачивающих агрегатов определяется режимом эксплуатации КС. В табл.2.3. приведены усредненные показателя надежности работы  каждого типа газоперекачивающих агрегатов.

2.4. Основными  загрязнителями  воздушного бассейна при  эксплуатации ПХГ и КС являются углеводороды, окислы азота, окись углерода, и, если природный газ содержит соединения серы, то меркаптаны, сероводород и сернистый ангидрид.

Таблица 2.1.

Затраты газа на технологические операции (продувки), сопровождающиеся выделениями природного газа в атмосферу в период эксплуатации ПХГ

Наименование технологических операций газа в атмосферу

Время выброса газа (t)

Периодичность операции

Стравливание газа из компрессорных цилиндров и системы обвязки газоперекачивающих агрегатов при профилактических осмотрах и ремонтных работ

5 - 200

Закономерности нет

Стравливание газа на оборудовании системы очистки газа при удалении твердых или жидких частиц

30 - 120

1-2 раза в смену

Стравливание газа на метанольниц при заправке их ингибиром

300

2 раза в год

Стравливание газа из шлейфов и соединительных газопроводов в конце каждого периода работы ПХГ для монтажа и демонтажа заглушек на оборудовании системы осушки газа, при производстве огневых работ на газопроводах и шлейфах

до 900

2 раза в год

Продувка шлейфов, соединительных газопроводов для удаления скопившихся в них жидких и твердых частиц

до 900

2 раза в год

Стравливание газа из газопроводов отводов перед каждым периодом работы ПХГ для развязки измерительных диафрагм и запорной арматуры

(1 - 2) 3600

1 раз в несколько лет

Продувка скважин при очистке забоев от грязи и жидкости после выхода их из бурения или капитального ремонта, а также после окончания отбора из них газа

до 900

не более 25% от числа эксплуатационных скважин

Таблица 2.2.

Наименование установки

Источники выделения

Характер операций, сопровождающимся выбросом в атмосферу

Тип вредного вещества

Продолжительность одной операции, (t)

Количество операций за год, (К), 1/год

Источник выбросов

1. Установка очистки и осушки газа

Сепаратор, пылеуловитель, конденсаторосборник/  продувочные свечи

Продувка газа

Природный газ

30 - 190

Зависит от качества газа

-«-«

Огневой испаритель / дымовая труба

Сжигание газа

Продукты сгорания газа

24*3600

Число дней в эксплуатируемый период

2. Компрессорный цех

Газоперекачивающий агрегат / Выхлопная труба

-«-«-

-«-«-

-«-«-

-«-«

-«-«

Газоперекачивающий агрегат / Продувочная свеча

Стравливание газа

Природный газ

5 - 200

Закономерности нет

-«-«

Газоперекачивающий агрегат / продувочная свеча

-«-«-

-«-«-

5 - 200

-«-«

3. Установка очистки газа

Пылеуловитель / Продувочная свеча

Продувка газа

Природный газ

30 - 120

Зависят от качества газа

Таблица 2.3.

Усредненные показатели надежности работы газоперекачивающих агрегатов

Тип установленного агрегата

Единичная мощность агрегата, КВт

Количество установленных агрегатов на 1.01.85

Относительное время нахождения агрегата в работе, %

Относительное время нахождения агрегата в резерве, %

Относительное время нахождения агрегата в простое и ремонте, (ППР), %

Усредненные данные по количеству остановок и пусков агрегата за год

останов

пуск

Газотурбинные ГПА

ГТ-70С-4

4000

39

32,2

59,6

8,2

5

5

ГТ-70-С-5 (ГТК-3)

4250 (4400)

162

52,7

38,2

9,2

6

6

ГТ-750-6

6000

258

56,7

33,2

10,1

7

7

ГТК-6

6000

182

69,9

17,7

12,4

6

6

ГТК-9-75С

9000

45

56,7

26,2

17,1

6

6

ГТК-10

10000

10

75,8

6,1

18,1

5

7

ГТК-16

16000

878

64,5

23,4

12,1

7

3

ГТА-16

16000

9

62,2

8,2

29,6

4

16

ГТБ-25

25000

8

65,4

10,8

33,8

16

20

ГПУ-10

10000

14

56,2

20,6

23,2

20

21

ГПА-Ц-6,3

6300

152

52,1

36,6

11,3

22

73

ГПА-Ц-16

16000

504

45,0

31,3

23,7

70

27

АГТУ-6000

6000

44

33,2

43,2

23,6

27

12

Солар

2620

6

34,1

47,0

18,9

12

12

ГТК-10И

10000

38

61,5

25,9

12,6

12

12

ГТК-25И

25000

232

63,3

22,5

14,2

13

13

Коберра-182

12900

16

56,4

27,6

6,0

33

33

Электроприводные ГПА

АЗ-4500

4500

136

26,5

70,4

3,1

6

6

СТМ:СТД-4000

4000

574

52,2

40,2

7,6

13

13

СТД-12500

10000

129

52,7

36,4

10,9

25

25

Газомоторные агрегаты

Линейные КС /Станция ПХГ

 

ГОГК, 10КГН

736/1100

581/240

36/35,7

53,4/50,1

10,6/14,2

7/12

-

МК-3

2060

55/21

27,4/31,0

51,5/43,5

21,1/35,5

12/10

-

МК-10

2500

4

50,6

40,7

9,7

12

-

ГПА-5000

3680

6

21,2

51,7

27,1

9

-

ДР-12

5500

2/3

23,2/16,8

72,1/31,8

4,7/51,4

2/7

-

ГМК м.мощн.(МК-2;8ГК;Кларк)

147-220

22

58,7

33,2

8,1

4

-

3.  Расчет выбросов вредных веществ в период эксплуатации ПХГ и КС

Основными операциями, связанными с выбросами природного газа  в атмосферу, являются продувка и стравливание газа из аппаратов, а также, связанными с выбросами дымовых газов в атмосферу, сжигание газа в камерах сгораниях газоперекачивающих агрегатов, топках котлоагрегатов, огневых испарителей и на факелах.

3.1. Расчет выбросов природного газа при продувке сепарирующих установок.

3.1.1. При продувке жидкости из сепарирующих установок газ поступает из аппарата в дренажную линию определенной дли­ны , диаметром   d, с гидравлическим сопровождением λ и  че­рез накопительную емкость конденсата направляется на свечу.

Весовой расход газа при  длине дренажной линии ℓ - 100 м и  различных диаметрах может быть рассчитан  по упрощенным фор­мулам, представленным в табл. 3.1.,выведенных из формулы (1.1.) (приложение I)

Таблица 3.1.

Расчетные формулы для определения весового расхода газа при   R  = 52 н.м./кг * К, Т=283 К

Условный диаметр дренажной линии, (d), м

Площадь сечения дренажной лии, (S), м²

Коэффициент гидравлического сопротивления, (λ)

Весовой расход газа, (G), кг/с

0,05

0,00196

0,0193

0,8145

0,08

0,00502

0,0176

2,765

0,10

0,0785

0,01169

4,93

0,15

0,01766

0,0155

14,17

где Ра, Ро – давление в сепарирующем аппарате, и атмосферное давление, н/м².


3.1.2. Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку пылеуловителя и конденсатосборника (Нºпк) представлены в таблице 3.2., в которой нормы определяются по формуле (1.2.) (приложение 1) при следующих условиях: время закрытия крана t = 10 с, давление газа в пылеуловителе (конденсатосборнике) Ра= 5,4 МПа, температура газа Та = 293 К, объем удаленного стабильного конденсата  = 1 м³.

Таблица 3.2.

Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку конденсатосборника и пылеуловителя (через продувочные патрубки диаметром 25,50 и 75 мм)

d патр., мм

25

50

75

Примечание

*Нпк , м³

24,7

98,8

247,0

 

**Нпк , м³

58,7

58,7

58,7

 

Нºпк,м³

83,4

157,5

305,7

 

*Нпк - норма расхода на истечение газа в процессе продувки конденсатосборника и пылеуловителя после удаления.

**Нпк - норма расхода газа при дегазации конденсата и воды, удаленных в процессе продувки

3.2. Расчет объема выброса при стравливании газа из метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов на свечу (м³) осуществляют по формуле:

                                          (3.1.)

где Vk – герметический объем метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов (м³), длиной  L (м) с сечением ПД² (м²), в которой находится газ при давлении Ра и температуре tа и равен L= ПД²/4;

Ро , tс – атмосферное давление (МПа) и температура газа при 0ºС;

Ра, tn – давление (МПа) и температура (0ºС) в соответствующем оборудовании или сооружении.

D- диаметр оборудования, м ;

Z   - коэффициент сжимаемости газа (рbc,1, приложение 2). Время стравливания газа из участка соединительного газо­провода через свечу определяют по графику на рис.2 (приложе­ние 2).

На графике приняты следующие обозначения:

Д вн -  внутренний диаметр соединительного газопровода (м);     dвн    - внутренний диаметр продувочной свечи (м);

т   - отношение рабочего сечения крана на продувочной свече к сечению продувочной свечи;

L  - длина участка газопровода (км);

р   - давление в газопроводе (ата);

t   - время опорожнения участка газопровода (мин.).

При других значениях m, отличных от приведенных на гра­фике,  пересчет времени стравливания участка газопровода (мин.) осуществляет по формуле

                                                                 (3..2.)

 где    t - время опорожнения участка газопровода при m= 0,4.


Графический расчет объёма выброса газа в атмосферу из участков газопровода различной длины приведен, на рис. 2.3 (приложение 2)

Индивидуальные исходные нормы расхода газа на продувку I км газопровода диаметром dr- (через свечи) представлены в табл. 3.3, в которой использована формула (1.3.) (приложение I) при следующих условиях: снижение давления газа с 5,5 Мпа до 1,0 МПа, средняя температура Тор = 293 К.

                                                     Таблица 3.3.

Индивидуальные исходные нормы расхода газа на

продувку 1км газопровода диаметром(через свечи)

dr

0,42

0,53

0,72

0,82

1,02

1,22

1,42

Нºп, тыс.м³/км

1,40

2,22

4,42

5,76

9,04

13,04

17,67

С разрезом трубы

Нº¹п, тыс.м³/км

7,98

12,64

25,18

32,85

51,51

74,31

100,74

Нº²п, тыс.м³/км

1,40

2,22

4,42

5,76

9,04

13,04

17,67

Нºп, тыс.м³/км

9,38

14,86

29,60

38,61

60,55

87,35

118,41

где       Нº¹п    - норма расхода газа, стравливаемого на 1 км продуваемого участка перед разрезом трубы;

            Нº²п - норма расхода газа на смежном участке для
              очистки 1 км продуваемого участка.

3.3. Определение объема газа, выбрасываемого в атмосферу при продувке скважин.

При продувке скважин объем стравливаемого газа V1 (м³/сут) следует ориентировочно определять по способу бокового статистического давления:

                                                               (3.3)

где  D – диаметр свечи через которую проходит продувка скважин, м

        р - давление газа перед пропускным отверстием свечи, кг/см² (при  продувке скважин Р измеряется на голов­ке скважины);

        рr – относительная плотность газа, кг/м3;

t -  температура газа, 293 К ;

Е - время продувки" скважины, сут. (в среднем 15 мин).

2.4. Расчет объема газа, выбрасываемого в атмосферу при остановке и раскрутке компрессора.

Количество газа, стравливаемое при остановке и разгрузка одного компрессора (м²), определяют по формуле / 4 /:

                                      (3.4.)

где Vk- геометрический  объём компрессорной части с коллекторами на приеме и выходе КС, м ³;

Ра, Та - давление и температура газа перед стравливанием, МПа, К ;

Z - коэффициент сжимаемости газа при рабочих условиях, определяемый на рис.  I (приложение 2).


 Объём газа, стравливаемый в атмосферу при разгрузке компрес­сора в единицу времени (м3/с), определяют по формуле:

                                       (3.5.)

   Весовое  количество газа, стравливаемое в атмосферу при разгрузке компрессора в единицу времени (кг/с), определяют по формуле:

                                      (3.6.)

где   ρr - плотность газа, кг/м3

3.5. Оценка годовых потерь газа в атмосферу (м³) при ис­пытании скважин на ПХГ, вышедших из капитального ремонта или бурения, производят  по формуле:

где V1сдj – средний объем выброса при испытании i-той скважины за год,     м3  ,   j=  1,2.3... N;

N - количество испытанных скважин в год;

V1cp – средний объем газа, теряемый на ПХГ при испытании одной скважины в год, м³.

V1 – объем газа, вытраливаемый в атмосферу при продувке одной скважины, м³/сут, определяют по формуле (3.4.) или по суточному дебиту скважины.

3.6.1 Расчет объемов сгорания природного  газа и количества вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу через выхлопные трубы газоперекачивающих агрегатов.

3.6.1. Объем выхлопных газов (м3/ч) приближенно опреде­ляют по формуле:

        V1=d1*К*В1                                      (3.8)

где В – расход топливного газа, м³/ч;

    К -  стехиометрический коэффициент, равный 10;

   d1  – коэффициент разбавления воздуха (для газоморных компрессоров d1 = 2-3, для газотурбинных d1 – 3-9).

3.6.2. Количество вредных веществ, выделяющихся при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов, зависит от их типа и технического состояния. Для турбинных газоперекачивающих агрегатов количество окислов азота в выхлопных газах не должно превышать 220 мг/м3 при условиях выхлопа в условной концентрации  кислорода – 15%. В табл. 2.4 приведены данные по техническим характеристикам и удельным  выбросам вредных веществ для некоторых типов газоперекачивающих агрегатов, принятые по экспериментальным их значениям и данным заводов-изготовителей (табл.З. приложение I).

Количество вредных веществ в выхлопных газах газоперекачиваемого  агрегата определяют по формуле:

                                                           (3..9.)

где  mi - удельный выброс i -го вещества (NO2, CO в др.) г/ма;

Vi - обьём выхлопных газов, м3

Величину выбросов двуокиси азота (NO2) принимают в коли­честве 0,05-0,2 от количества выбросов NО1.

3.6.3. При отсутствии данных анализа состава выхлопных газов   значения удельных выбросов вредных веществ необходимо брать по их максимальным величинам, равным для окиси углерода - 250 мг, для окислов азота - 320 мг на мпродукта сгорания. Значения удельных выбросов вредных веществ для некоторых типов агрегатов могут в дальнейшем  уточняться.

3.7. Определение количества вредных веществ, выбрасывае­мых в атмосферу при  продувке скважин со сжиганием на факеле.

3.7.1. Объём дымовых газов V1 , величину  которого рассчитывают по уравнениям процесса сгорания (м8/ч), определяют по приближенной формуле:

                                                (3.10)

где d – коэффициент избытка воздуха;

В- расход газа на сжигание, м³/с;

Э – калорийный эквивалент топлива, (табл.4, приложение 1).

При сжигании природного газа на факеле объем дымовых газов ориентировочно определяют из расчета десятикратного разбавления природного газа, подаваемого на свечу.

3.7.2. При отсутствии данных о составе дымовых газов, количество вредных веществ выбрасывают в атмосферу при сжигании газа на факеле (кг/ч) приближенно определяют по формуле:

                   Vi= Кi*В                                                          (3.11)

где В –расход газа на факеле, кг/ч;

К- опытный коэффициент i-того вещества, равный;

            - с подачей пара Ксо= 2*10ֿ², Кск4=5*10 , К

           - без подачи пара Ксо = 0,057, Кск4 = 0,015, КNO2 = 0,001.

Выброс сернистого ангидрола (кг/ч) определяют по содержанию серосодержащих ( , % вес) в сжигаемом газе по формуле:

        

где С - концентрация соединений серы в газе, поступающем на сжигание, % вес.

3.8. Определение продуктов сгорания и количества выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании природного газа в топках котлов и огневых испарителей.

 3.8.1. Расход дымовых газов V1, при сжигании природного сгорания газа в топках котлов и огневых испарителей (м³/ч) определяют по формуле /11,12/

                       V1= В * V1                                           (3.13)

где В – расход природного газа, м³/ч;

V1 – суммарный объем влажных  продуктов полного сгорания при сжигании м³ природного газа равный:

                                                 

Vе, Vb – соответственно теоретический объем продуктов сгорания и теоретически необходимый объем воздуха на горение, м³/м³

 (табл.5, приложение 1);

d – коэффициент избытка воздуха в дымовых газах равный:

            d = 21 / 21-О2 ;

О2 – содержание кислорода в дымовых газа, %.


Таблица 3.4.

Усредненная характеристика источников при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов

Тип газоперекачивающего агрегата

Номинальный расход топливного газа, (Vkr),м³/с

Параметры источников выбросов

Продувочная свеча при пуске ГПА

Продувочная свеча при остановке и разгрузке

Выхлопная труба

Диаметр, м

Высота, м

Расход газа на запуске, м/с

Диаметр, м

Высота, м

L´´/D

Объем стравливаемого газа, м³

Время, с

Диаметр, м

Высота, м

Температура продуктов сгорания за силовой турбиной, ºC

Объем продуктов сгорания, (V1), м³/с

Удельный выброс вредных веществ на м³ продуктов сгорания, мг/м³

Количество выбросов вредных веществ,г/с

NOx

СО

NOx

СО

ГТН-25

2,33-2,64

0,1-0,2

3-12

3,0-3,2

0,1

3-20

40/1,0

31,4

60-90

3,64

11,421,7

385

81,5-136,8

50

510

4,1-6,6

41,5-69,6

ГТН-16

1,60

0,1-0,2

3-10

3,6

0,1

5-20

40/1,0

31,4

60

3,2

28

410

66,9

220

250

14,7

16,7

ГТН-9-750

1,52

0,25

15

11,9

0,15

12

40/1,0

31,4

60

2,5

25

470

61,3

220

250

13,5

15,3

ГТК-16

1,85

0,25

10

5,9

0,15

3-20

40/1,0

31,4

50

3,2-3,8

22

412

78,7

220

250

17,3

19,7

ГПА Ц-16

1,68

0,25

10

0,3

0,15

3-10

40/1,0

31,4

60

4,8-2,5

13-22

380

78,6

220

400

17,3

31,4

Коберра-182

1,35

0,15

10

0,03

0,08-0,1

4-10

--

21,7

30-60

3,05-3,55

11,3-5,9-12,8

411

59,8

220

250

13,2

14,9

ГПУ-10

1,1

0,25

10

1,6

0,08-0,05

4-13

30/1,0

23,5

20-60

3,0-2,463,65-4,6

6-8, 8,76

10

9

340-410

43,8

200

600

8,7

26,3

ГТН-6

0,76

0,25

до 14

1,54

0,15

12

40/0,7

20,4

60

2,5

25

415

35,7

140

170

5,0

6,1

АГТУ-6000

0,72

0,08

5

-

0,08

5

-

-

-

2,67

5

300

30,5

220

250

7,4

8,4

ГТ-700-4

0,72

0,2

до 14

1,1

0,05

20-254

40-0,7

15,4

20-60

2,5

20-25

420

33,5

90

150

3,0

5,0

ГТ-700-5

0,49

0,2

до 14

1,4

0,06

10-20

40/0,7

15,4

20-90

2,5-3,0

15-20

475

35,2

90

150

3,2

5,3

ГТ750-6

0,64

0,2

до 14

2,0

0,05

20-25

40/0,7

15,4

30-100

1,4

25

476

45,4

120

150

5,4

6,8

ГТ-6-750

0,72

0,2

до 14

1,5

0,19

13

40/0,7

15,4

5-30

3,0

14

415

35,7

40

600

1,4

21,4

ГТК-5

0,48

0,2

до 14

1,4

0,05-0,15

10-25

40-0,7

15,4

20-40

2,4+3,0

15-25

475

35,2

60

120

2,1

4,2

Газомоторные агрегаты

ГПА-5000

0,44

-

-

-

0,1

20

-

16,7

60

0,4

20

360-400

13,3

220

340

2,9

4,5

ДР-12

0,43

-

-

-

0,15

12-18

40/0,4

5,0

40-180

0,7-0,4

18-12

400

12,9

110

310

1,4

4,9

МК-8

0,13

-

-

-

0,1

12-13

40/0,25

2,0

5-10

0,5-0,7

12-15

400

4,5

60

220

0,26

0,99

МК-10

0,6

-

-

-

0,15

15

40/0,25

2,0

до 90

0,5

15

400

4,3

60

220

0,26

0,95

ТЛА

0,18

-

-

-

0,15

15

-

1,0

до 90

0,5

15

250

4,5

70

230

0,31

1,0

10 ГК; 10ГКМ

0,09

-

-

-

0,05-0,15

10-12

40/0,25

2,0

5-10

0,-0,3

10-12

250

2,8

110

310

0,31

0,87

8 ГК, МК-2, Кларк

0,01-0,02

-

-

-

0,05

8

-

1,0

5

0,2-0,3

6

250

0,3-0,5

110

310

0,06

0,15

Купер-Бессемер

0,09

-

-

-

0,05-0,1

3,5-10

-

-

-

1,83-0,3

4,5-10

240

2,8

110

310

0,31

0,87

L´´/D – длина/диаметр подводящего коллектора, м/м.


3.8.2. Расчет выбросов окиси углерода.

Количество окиси углерода (т/год), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегата вычисляют по формуле:

                                                    (3.14.)

где В – расход топлива (твердого, жидкого или газообразного) т/год или м³/год;

 - среднегодовая низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг или МДж/м³, если известна теплота сгорания топлива в ккал/кг (ккал/м³), то для подстановки в формулу 3.14. её следует умножать на 0,00419;

Усо- параметр, зависимый от вида топлива, конструкции топочного устройства и характеризующий количество окиси углерода, образующегося на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж; его значение принимается по данным табл.3.5.

Если коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания за топкой, по данным газового анализа, больше чем его нормативное значение, указанное в табл. 3.5, то Gω принимается равным нулю, при значении меньше, чем нормативное, результат расчета по формуле 3.14. следует умножить на отношение нормативного значения коэффициента избытка воздуха к фактическому.

Если имеются результаты непосредственного определения содержания окиси углерода в дымовых газах, то значение Усо (кг/ГДж ) подсчитывают по формуле:

Усо = 12,5 * dух * Ссо * ψ * υ                                      (3.15)

где Ссо – содержание оксида углерода в дымовых газах,% об;

      dух  - коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом по данным газового анализа;

      υ – объем продуктов сгорания на 1 МДж тепла, введенного в топку с топливом, м³ / МДж;

      ψ – поправочный коэффициент, зависящий от вида топлива и избытка воздуха.

Для природного газа υ = 0,30;   ψ  = 0,88 при  dух = 1,8 и  ψ = 0,9 при  dух = 2,0- 2,2.

Таблица 3.5.

Характеристика топочных устройств

Тип топки

Вид топлива

КУоэффициент избытка воздуха за топкой

Ссо, кг/ГДж

Паровые и водогрейные котлы

Газ природный попутный и коксовой

1,1+1,15

0,25

Бытовые теплоагрегаты

Газ природный

1,15+1,25

0,08

Количество оксидов углерода (т/год), выбрасываемое в атмосферу с дымовыми газами котла, подсчитывают также по формуле:

Gω = 0,001 * Ссо * В                            (3.16)

где Ссо – выход окиси углерода при сжигании газообразного топлива, кг/тыс.м³, определяемый по формуле:

Ссо = q3 * R* Q                                                (3.17)

где q3 – потери тепла от химической неполноты сгорания топлива, %;

 R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием в продуктах неполного сгорания СО, для газа = 0,5;

Q  - теплота сгорания натурального топлива, кДж/м³.

При сжигании газа с нормативным коэффициентом избытка во­здуха (L) следует принимать q3 = 0,25% {согласно результатам обработки литературных данных по удельным выбросам и концен­траци СО). При L значительно большем, чем нормативные, следует принимать q3 = 0.

3.8.3. Расчет выбросов окислов азота.

Количество окислов азота в пересчете на NО2 (т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегатов, подсчитывают по формуле:

                                            (3.18)

где В – расход натурального топлива, т/год или тыс.м³/год;

 - среднегодовая низшая теплота сгорания израсходованного топлива, МДж/кг;

 - параметр, зависящий от вида топлива, конструкция топочного устройства, мощности и нагрузке котлоагрегата и характеризующий количество окислов азота, образующих количество окислов азота, образующих на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж.

Величину  для природного газа вычисляют по формулам:

= 0,061 + 0,014 lq N;                            (3.19)

         = 0,061 +0,014 lq 600D;                          (3.20)

где N – теплопроизводительность при номинальном режиме, кВт;

D – паропроизводительность при номинальном режиме, т/ч.

Уд. выброс при нагрузке агрегата, отличающийся от номинальной, равен:

=

где  N = Nфакт / Nном  или Дфакт / Дном                           (3.21)

Для практических целей построены графики зависимости  от теплопроизводительности и паропроизводительности. (рис. 4 - 6 приложение 2).

Если имеются данные непосредственного определения концентрации окислов азота в дымовых газа, то  (кг/ГДж) вычисляют по формуле:

=                                                (3.22)

Таблица 3.6.

Удельные выбросы вредных веществ в продуктах сгорания природного газа для энергетических установок малой мощности /14-15/

Теплопроизводительность, Гкал/ч

Расход природного газа, м³/ч

Расход продуктов сгорания, м³/с при l = 1

Удельный выброс,NO2, кг/Гкал

Мощность выброса NO2, г/с

Выброс продуктов сгорания, мг/м³ при l=1

Котлоагрегаты

0,12+2,65

17+342

0,05+1,04

0,30+0,42

0,01+0,31

200+298

1,30+15,84

546+2021

1,57+6,18

0,43+0,46

0,51+2,03

305+328

Огневые испарители

0,07+2,10

8-250

0,02+0,76

0,32+0,41

0,006+0,24

300+315

3.9. Расчет валовых выбросов газа при технологических операциях

 Валовые выбросы вредных веществ, связанные с продувками, стравливанием газа из аппаратов и со сжиганием (т/год), определяют по формуле /16/:

     

где Мi – количество выбросов  i – того вещества при технологических операциях, связанных с поступлением вредных ингридиентов в атмосферу, г/с;

τi – продолжительность технологической операции, с;

Кi – количество операций за год;

ni – число аппаратов, на которых осуществляется операция с выбросами в атмосферу за год.

4. Определение предельно допустимых и фактических выбросов на ПХГ и КС.

Предельно допустимый выброс вредного вещества рассчитывают для холодных (продувочная свеча, свеча дегазации) и нагретых (дымовая труба, факел), источников выбросов.

4.1. Расчет ПДВ для выбросов нагретой газовоздушной смеси.

4.1.1. Предельно допустимый нагретый выброс вредного вещества в атмосферу (г/с) определяют по формуле:

                                (4.1.)

где ПДК – предельно допустимая концентрация вредного вещества в приземном  слое атмосферы населенных пунктов, мг/м³;

Н – высота источника выброса над уровнем земли, м;

V1 – объем газовоздушной смеси и окружающего воздуха, град.;

ΔΤ – равность температур газовоздушной смеси и окружающего воздуха, град.;

А – коэффициент стратификации, (С⅔.мг.град⅓ г.);

F – безразмерный коэффициент, учитывающий соединение вредных веществ в атмосфере воздуха;

m, n – безразмерный коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выбросов;

η – безразмерный коэффициент, учитывающий рельеф местности.

4.1.2. Величину  ΔΤ (ºC)  следует определять, принимая температуру окружающего атмосферного воздуха Та, по средней температуре наружного воздуха в 13 ч. наиболее жаркого месяца года, а температуру выбрасываемой в атмосферу газовоздушной смеси Тг – по действующей для данного производства нормативу.

4.1.3. Коэффициент А должен приниматься для неблагоприятных  метеорологических  условий, при которых концентрация вредных ве­ществ в атмосферном воздухе от источника выброса достигает мак­симального значения: для субтропической зоны Средней Азии (ле­жащей южнее 40° о.т.) - 240; для Казахстана-200.

4.1.4. Величина  F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе. Его значения должны приниматься:

а) для газообразных вредных веществ (сернистого газа, углерода, природного газа, меркаптанов, сероводорода, окислов азота и т.д.) и мелкодисперсных аэрозолей (пыли, золы и т.п., скорость упорядоченного оседания которых практически равна пулю) - I;

б) для пыли и золы (кроме указанных в «а»), если средний эксплуатационный коэффициент очистки равен: не менее 90% - 2; от 75 до 90% - 2,5; менее 75 % - 3.

4.1.5.     Объем газовоздупшой смеси (м3/с)  определяют по формуле:

        V = ПД² * w / 4 ,                                                    (4..2.)

где   Д   - диаметр устья источника выброса, м;

w - средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса, м/с.

Формулой 4.2 можно пользоваться для определения скорости выхода газовоздушной смеси (w) из устья источника выб­роса только при докритическом истечении.

При критическом истечении газовоздушной смеси из источников выбросов скорость (м/с) определяют по формуле:

                                                     (4.3.)

где i1 – энтальпия газовоздушной смеси при выходе из свечи, кДж/кг, (Ро * Тр);

i2 – энтальпия газовоздушной смеси в рабочих условиях, кДж/кг (Рр, tо).

Значение i1, i2 для рабочих условий истечения газа приведены в табл.6 (приложение 1).

Объем газовоздушной смеси при критических скоростях выброса (м³/с) определяют по формуле:

V1 = F * w                                                             (4.4.)

где F – площадь поперечного сечения устья свечи, м², равный

ПД² / 4.

Весовой расход газовоздушной смеси (кг/с) определяют по формуле:

G = V1 * ρ                                                 (4.5.)

где ρ – плотность газа, кг/м³ (при Р раб, t раб).

Методы определения объема газовоздушной смеси V1 , в случае невозможности измерения w для различных источников выбросов приведены в разделе 3.

4.1.6. Значения безразмерного коэффициента m определяют по формуле:

                                     (4.6.)

где f – параметр, определяемый (м/с² град) по формуле:

                                                     (4.7.)

4.1.7. Значения безразмерного коэффициента n определяют при следующих значениях:

при υм≤ 0,3                          n = 3                                         (4.8.)

          при 0,3‹ υм≤  2                    n = 3-        (4.9.)

          при    υ м > 2                        n = 1                                          (4.10.)

При этом υм (м/с) рассчитывают по формуле:

                                                                              (4.11)

4.1.8. Величину безразмерного коэффициента n принимают равной 1, если в радиусе 50 высот труб от источника перепад отметок местности не превышает 50 м на 1 км.

4.2.  Расчет предельно допустимого холодного выброса.

4.2.1. Величину ПДВ вредных веществ (г/с) для случая холодного выброса (продувка или стравливание газа через свечу) определяют по формуле:

                                                                     (4.12.)

Объем газовоздушной смеси V1 определяют по формулам, приведенным в разделе 3.

4.2.2. Коэффициент А в формуле (4.12.) имеет размерность м³ мг/г. Зависимость его значений от расположения источника на территории страны такая же, как и в случае нагретых выбросов.

4.2.3. Безразмерный коэффициент n определяют по формулам (4.5.)L4.7) в зависимости от величины параметра υм , вычисляемого (м/с) по формуле:

υм = 1,3                                                                                      (4.13.)

4.3. Расчет фактических выбросов вредных веществ.

4.3.1.  Выбросы газа в атмосферу на ПХГ и КС зависят от количества продувок, частота которых определяется качеством газа, поступающего на установку очистки и осушки газа, режимом месторождения, из которого газ направляется в хранилище, а также техническим состоянием эксплуатируемого технологического оборудования.

4.3.2.  Продувки или стравливание газа из оборудования при технологических операциях, обусловленных, регламентом, осущест­вляются от одного раза в год до нескольких раз в сутки.

Поступление вредных веществ (NOx> CO, S02 ) в атмосферу имеет место при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов, котлоагрегатов, огневых ис­парителей и зависит от продолжительности их работы.

4.3.3.     На основании детального анализа эксплуатации технологических   объектов и операций, связанных с выделением вредных выбросов в атмосферу в периоды эксплуатации КС и хранилищ, установлены источники выбросов вредных веществ, их объемы, качественный и  количественный составы выбросов. В табл.  4.1.  приведены данные по фактическим выбросам вредных веществ, получен­ные экспериментальным и расчетным путем на основе обследования состояния воздушного бассейна от источников выбросов технологи­ческих объектов.

4.3.4. Выбросы газа зависят от качества поступающего газа и активного объёма хранилища, а выбросы продуктов сгорания при­родного газа (N0X, СО) - от номинального расхода топливного газа.

4.3.5. Расчет годовых выбросов ПХГ и КС, относящихся к группам 1 - 3, приводится в п. 5.3.1.

Нормы выбросов следует устанавливать на газ, поступающий в атмосферу из свечей сборного пункта и компрессорной станции и на вредные вещества (N0X, СО, SO3) .выделяющиеся в атмосферу при работе газоперекачивающих агрегатов.

Выбросы вредных веществ от котлоагрегатов и огневых испари­телей по сравнению с выбросами от КС незначительны и составляют в среднем до 2% от общих выбросов КС.

4.3.6.     В период эксплуатации. ПХГ норма выбросов газа составляет 0,6 - 0,7% от объёма транспортируемого газа.

Годовые выбросы действующих и проектируемых в отрасли ПХГ (т/год), могут быть рассчитаны в соответствии с нормативами затрат газа по формуле:

                                                                      (4.14)

где   Gr - годовой выброс газа в атмосферу, т/год;

К - норма затрат газа в период эксплуатации. ПХГ, К = 0,6-0,7;

рг - плотность газа, кг/м ³;

Vr - объём транспортируемого газа в  год, млрд. м3 .

Формула (4.14) рекомендуется .для расчета ожидаемых суммарных годовых выбросов газа для эксплуатируемых и вновь проекти­руемых ПХГ.

4.3.7.  Годовой выброс вредных веществ (N0x,C0, S02) от газоперекачивающих агрегатов, эксплуатируемых в компрессорных цехах действующих и  проектируе­мых объектов рассчитывают в соответствия с данными по удельным выбросам, приведенным в табл. 3.4., с учетом проектных данных, типов, количества газоперекачивающих агрегатов и продолжительности их эксплуатации.

На основании результатов по выбросам вредных веществ, приведенным  в табл. 3,4, 4.1 и 3 (приложении I) была получена функциональность, связывающая мощность выбросов вредных веществ и номинальный расход топливного газа (Vr.r).

Предполагалось, что коэффициент избытка воздуха (L) равен 3 - 9, а содержание кислорода в выхлопных газах состав­ляет I5-I9% объёмных.

Фактические выбросы окислов азота и окиси углерода от газоперекачивающих агрегатов могут быть  рассчитаны по приближенной  формуле, полученной на oснове исследования зависимости  количества выбросов вредных веществ (г/с) от расхода топливного газа (м3/ч).

                                                                                   (4.I5)

Расчетным путем установлено, что для газотурбинных  агрега­тов:

 = 2,83 *10¯³             Ксо = 3,12 * 10ˉ³ для газомоторокомпрессоров

 = 8,2 *10                Ксо = 2,9 *10ˉ³

4.3.8. Нормативы выбросов окислов азота для энергетических
установок малой мощности, эксплуатируемых на ПХГ и КС,
рассчитывают  в соответствии с данными по удельным выбросам и  теплотехническим характеристикам и приве­дены в табл. 4.2.
    

Определение нормативов выбросов NОх для котельных и уста­новок регенерации ДЭГа  рекомендуется проводить на основе мощ­ности выброса и его годового валового значения для одного аг­регата, с учетом количества агрегатов и времени их эксплуатации.

4.4. Сравнение результатов расчета предельно допустимых и фактических выбросов.

Результаты расчетов проектов норм ПДВ и фактических выбро­сов приведены в табл.  4.1. Для сравнения результатов расчета были выбраны ПХГ и  KС относящиеся к группам 1 - 3.

Таблица 4.2.

Нормативы выбросов окислов азота для энергетических установок малой мощности эксплуатируемых на ПХГ и КС (расход газа Q = 8500 ккал/м³)

Тип агрегата

Теплопроизводительность, Гкал/ч

Расход природного газа, м³/ч

Мощность выброса, г/с

Валовые выбросы, т/год

ДКВР – 2,5 -13

1,56

203

0,17

3,16

ДКВР -4-13

2,65

342

0,31

5,55

ДКВР – 6,5-13

4,30

546

0,51

9,28

ДКВР-10-13

6,61

843

0,81

14,63

ДВКР-20-13

15,84

2021

2,03

36,77

Энергия 3,6

0,33+0,74

49+109

0,03+0,08

0,60+1,40

Универсал 3

0,18+0,46

26+66

0,02+0,05

0,32+0,86

Универсал 5 (двусторонний)

0,18+0,51

26+73

0,02+0,05

0,32+0,96

Универсал 6 (односторонний)

0,12+0,22

17+32

0,1+0,02

0,20+0,39

Универсал 6 (двусторонний)

0,24+0,55

34+80

0,02+0,06

0,43+1,06

Минно-1

0,49+0,93

68+129

0,05+0,10

0,91+1,81

Тула – 1

0,43+0,81

62+116

0,04+0,09

0,81+1,56

НР-18

0,27+0,53

40+78

0,03+0,07

0,49+1,00

Надточия (модель 3)

0,24+0,56

35+82

0,02+0,06

0,43+1,06

ПКН -1,2

0,60

87

0,06

1,16

МЗК (2Г, 1Г)

0,25+0,60

36+84

0,03+0,06

0,45+1,16

Факел

0,85

110

0,09

1,66

Бреток

0,85

110

0,09

1,66

ТНГ – 1,5

1,50

204

0,17

3,02

ТНГ – 8

8,00

1100

0,99

17,90

КЧММ; КЧМ

(0,95+7,30)*10ˉ²

1,4+10,8

(0,07+0,70)*10ˉ²

0,01+0,12

ММЗ -0,8/9

ММЗ -0,4/9

0,48

70

0,05

0,91

Е-0,4/9Г; Е-1/9Г

0,60+1,00

82+136

0,06+0,11

1,15+1,97

ВС – 1

1,0

170

0,11

1,97

КСГМ

0,34+1,50

54+239

0,03+0,17

0,60+3,02

ФНКВ (1;1М)

0,90+1,00

148+164

0,10+0,11

1,76+1,97

5.3.1. Расчет годовых выбросов.

5.3.1.1. Годовые выбросы КС и ПХГ, относящиеся ко всем трем группам, в том числе для ГРС 3-ей группы,  следует рассчи­тывать (т/год) по седующим формулам:

- для выбросов газа ПХГGr = К * ρг  * V*10ˉ5                                        (5.1)

где  К - коэффициент затрат газа на технологические  операции для ПХГ   (К= 0,6-0,7);

рр - плотность газа, кг/м3;

Vr - объём транспортируемого газа за год (период отбора плюс период закачкой)

- для выбросов газа КС                                    (5.2)

где   Vri - объем выброса газа при ioй технологической операции, м3 (продувка пылеуловителя, стравливание газа из ком­прессора и т.д.) (расчёт Vri  для каждого вида техноло­гической операции производится по формулам, приведенным в разделе 3);

n -   количество технологически операции-, связанных с выб­росом газа в атмосферу за год;

р   - плотность газа, кг/м3;    .

ля выбросов газа ГРС Gr = 0,31* Q¾,                                                (5.3)

где   Q   - производительность ГРС, млн. м³ /сут.

5.3.1.2.                   Если в газе присутствуют сераорганические вещества  (меркаптаны, сероводород), то учет валовых выбросов в атмосферу сераорганических веществ для КС,ПХГ и ГРС (т/год) производят по формулам:
       -  для ПХГ                                                              (5.4.)

где m - количество сераорганического вещества в  м³    газа , г/м³  ;

-   для  КС                            Gs= ( )-ms *10ˉ6                           (5.5)

-   для ГРС                         ,                            (5.6)

где  Q - производительность ГРС, млн.м3/сут.

5.3.1.3.                   Годовые выбросы продуктов сгорания топливного газа

(NOх, CO.SО2)     (т/год) при работе j-ro типа газоперекачивающего агрегата рассчитывают по формуле:

                                                                      (5.7.)

где     i  - вид вредного вещества (N0Х, С0,S02,...);

mi - удельный выброс i-го вещества на 1 м3 топливного газа, г/мэ;

Vi' - объём топливного газа на j-тый  тип газоперекачивающих агрегатов, м³ /год;

j  - тип газоперекачивающего агрегата (j = 1,2,3 ,..,n);

n  - количество газоперекачивающих агрегатов.

Если для каждого типа газоперекачивающих агрегатов известны объёмы дымовых газов (мэ/год), получаемые  при сгорании топливного газа в камерах сгорания газоперекачивающих агрегатов, и удельные выбросы i-го вещества на I м8 дымовых газов (г/м3), то. годовые выбросы продуктов сгорания  (т/год), определяют по формуле:

                                                                       (5.8.)

При отсутствии данных по удельным выбросам вредных ве­ществ годовые выбросы продуктов сгорания (т/год) определяют по приближенной  формуле:

                                                             (5.9)

где   Ki - коэффициент выброса  i -го вещества, равный:

К = 2,83 *10ˉ³;     Ксо =  3,12 * I0ˉ³ для газотурбинных агрегатов;

 К   = 0,2 *10 ;      Ксо = 2,3 * 10ˉ³ - для газомоторных агрегатов.

Для топливных газов, содержащих сераорганические соединения, годовые выбросы сернистого ангидрида (т/год) определяют по формуле:

                                                            (5.10)                                                            

где Сs – концентрация соединения серы в топливном газе, % вес;

ρr – плотность газа, кг/м³.

5.3.1.4.                   Примеры расчета валовых выбросов.

Расчет 1. Объем транспортируемого газа Vr на ПХГ за полный цикл работы (отбор плюс закачка) составляет 2 млрд.м³. В газе присутствует 5 мг/м³ меркаптанов (m ) . Плотность газа ρr составляет 0,7 кг/м³. Определить годовые выбросы вредных веществ в атмосферу.

1.      Выбросы газа в атмосферу

 т/год.

2.      Выбросы меркаптанов в атмосферу

 т/год.

Расчет 2. На компрессорной станции  (КС) установлено 8 агрегатов типа ГПА Ц-6,3 и 5 агрегатов типа 10 ГКН. Номинальные расходы топливного газа на один газоперекачивающий агрегат Ц-6,3 составляет 2920 м³/ч, а на один 10 ГКН 404,8 м³/ч. Годовые расходы топливного газа составляют на один Ц 6,3 16820000 м³/год, а на один 10 ГКН 2332000 м³/год. Удельные выбросы продуктов сгорания на 1 м³ топливного газа составляют:

для ГПА Ц -6,3 – окислы азота -7,53 г/м³, окись углерода – 32,5 г/м³;

для ГПА 10 ГКН – окислы азота – 3,27 г/м³, окись углерода – 9,07 г/м³.

Содержание сераорганических соединений в топливном газа Сs – 0,002% вес. Каждый  агрегат эксплуатируется 240 дней в году. (i = 240). Плотность топливного газа ρr = 0,7 кг/м³.

Определить годовые выбросы вредных веществ в атмосферу.

1.      Определить годовые выбросы NОх и СО (т/год):

       

Годовые выбросы окислов азота

   +     = 8*7.53*16820000*10 + 5 * 3.27 * 2332000 *10 = 1050.84 т/год.  

Годовые выбросы оксида углерода (i = СО):

          = 8 (32,5 * 16820000 * 10 ) = 4477,5 т/год.

2.      Определить годовые выбросы SО2 (т/год)

    = 0,025 *10ˉ²*0,002*0,7 (8*2920*240+5*404,8*240) = 4,16 т/год.

Расчет 3.  Определить количество окислов азота в пересчете на NО2  (т/год) выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегата Энергия 6. Количество секций агрегата n = 20; часовой расход природного газа В1 = 49 м³/ч; низшая теплота сгорания газа Qr = 8500 =35,36 мДж/м³; кпд агрегата ζ = 0,8, агрегат работает 24 часа в день в течении 210 дней в году.

1.      Теплопроизводительность агрегата:

    = 49*8500*0,8=0,33 Гкал/ч= 383,8 кВт

2.      Удельный выброс окислов азота (кг/ГДж)

          = 0,051 +0,014 lg383.8 = 0.067 кг/ГДж

3.      Годовой выброс окислов азота (т/год):

     

В =В1*ζ*10ˉ³= 49*24*210*10ˉ³ = 247 тыс.м³/год

   т/год.

5.3.2.    Производить расчеты рассеивания вредных веществ для ПХГ, КС нецелесообразно. В случае необходимости достаточно ограничиться данными, приведенными в табл.5.1. по концентрации вредных веществ в районе расположения изученных ПХГ и КС.

Приложение 1

Таблица 1

Таблица формул для определения потерь газа при эксплуатации ПХГ

Вид операций, обуславливающий выброс газа в атмосферу

Формула

№ формул

1.  Потери газа при продувке сепарирующей установке

1.1.

2. Потери газа при продувке пылеуловителей и конденсатосборников

1.2.

3. Потери газа при частичном освобождении участка газопровода от газа

1.3.

Таблица 2

Таблица величин, входящих в формулы потерь газа

Условные обозначения

Размерность в системе СИ

Физический смысл величин

Ра

н/м²

давление в сепарирующем аппарате

Ро

н/м²

атмосферное давление

d, ℓ

м

диаметр и длина дренажной линии

S

м²

площадь поперечного сечения дренажной линии

T

К

температура газа в дренажной линии.

R

Н, м

газовая постоянная

λ

 

коэффициент гидравлического сопротивления

B

30 18,36 м/МПа *с

переводной коэффициент = 3018,36

£

м²

площадь сечения проходного отверстия крана, через которое сливается конденсат и проводится продувка

τ

с

время работы устройства или проведения технологических операций

Pcp

МПа

среднее давление в пылеуловителе при продувке

n

 

количество продувок одного аппарата

Tr

К

среднегодовая температура газа

Z

 

коэффициент сжимаемости газа

Ck

м³

экспериментальный коэффициент равный при автоматической продувке 1,65, а при ручной 3,2

K

К/МПа

переводной коэффициент = 2891,9

V

м³

геометрический объем газопровода, аппарата

Pcp1, Pcp2

МПа

среднее давление в трубе перед продуваемым сечением при критическом и докритическом режиме истечения газа

Z1, Z2

 

коэффициент сжимаемости газа до и после выпуска газа из газопровода

Таблица 4

Значение калорийного эквивалента топлив (Э) и отношение объемов сухих к влажным продуктам сгорания в уходящих дымовых газах в зависимости от коэффициента избытка воздуха

Наименование топлива

Значение (Э)

Значение Vсr, Vr при коэффициенте избытка воздуха, (£)

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

Газ природный

1,62

0,81

0,34

0,86

0,88

0,89

0,90

Газ нефтепромысловый

1,50

0,83

0,85

0,87

0,88

0,89

0,90

Газ прямой перегонки

1,50

0,85

0,87

0,89

0,90

0,91

0,92

Газ водосодержащий

3,30

0,76

0,80

0,82

0,84

0,86

0,87

Газы коксования, и термического каталического крекинга

1,60

0,84

0,96

0,87

0,88

0,89

0,90

Мазуты, полугудрон, гудрон, экстракт крекинг- остаток

1,37

0,85

0,87

0,83

0,90

0,91

0,92

Таблица 6

Термодинамические показатели газа, содержащего более 90 % об.метана

Температура, (Т), К

Давление (Р), МПа

Плотность (ρ), кг/м³

Энтальпия (i), кДж/кг

260

0,1

0,74

1112,4

0,5

3,76

1107,4

1,0

7,36

1101,1

1,5

11,62

1094,6

2,0

15,72

1088,0

2,5

19,95

1081,3

3,0

24,32

1074,5

3,5

28,82

1067,5

4,0

33,46

1060,4

4,5

38,46

1053,2

5,0

43,21

1045,9

6,0

53,59

1030,9

7,0

64,64

1015,5

8,0

76,39

999,9

270

0,1

0,72

1134,1

0,5

3,62

1129,4

1,0

7,33

1123,5

1,5

11,13

1117,5

2,0

15,03

1111,4

2,5

19,03

1105,2

3,0

23,14

1096,9

3,5

27,36

1092,6

4,0

31,69

1086,1

4,5

36,13

1079,6

5,0

40,70

1073,0

6,0

50,18

1059,6

7,0

60,14

1046,0

8,0

70,55

1032,2

280

0,1

0,69

1155,6

0,5

3,48

1151,5

1,0

7,04

1146,0

1,5

10,68

1140,4

2,0

14,40

1134,8

2,5

18,20

1129,0

3,0

22,09

1123,3

3,5

26,07

1117,4

4,0

30,13

1111,5

4,5

34,29

1105,0

5,0

38,53

1099,6

6,0

47,30

1087,4

7,0

56,42

1075,1

8,0

65,87

1062,6

290

0,1

0,67

1178,0

0,5

3,36

1173,9

1,0

6,78

1168,7

1,5

10,27

1163,4

2,0

13,83

1158,2

2,5

17,45

1152,9

3,0

21,15

1147,5

3,5

24,92

1142,1

4,0

28,75

1136,7

4,5

32,66

1131,2

5,0

36,64

1125,7

6,0

44,81

1114,6

7,0

53,26

1103,4

8,0

61,95

1092,3

300

0,1

0,64

1200,2

0,5

3,24

1196,3

1,0

6,54

1191,5

1,5

9,89

1186,6

2,0

13,31

1181,7

2,5

16,77

1176,7

3,0

20,30

1171,7

3,5

23,88

1166,7

4,0

27,52

1161,7

4,5

31,21

1156,5

5,0

34,97

1151,5

6,0

42,64

1141,4

7,0

50,52

1131,2

8,0

52,60

1121,0

310

0,1

0,62

1222,7

0,5

3,14

1219,0

1,0

6,32

1214,5

1,5

9,55

1209,9

2,0

12,82

1205,3

2,5

16,15

1200,6

3,0

19,52

1196,0

3,5

22,94

1191,3

4,0

26,40

1186,6

4,5

29,91

1181,9

5,0

33,47

1177,2

6,0

40,72

1167,8

7,0

48,13

1158,4

8,0

55,69

1149,1


Приложение 2

Последовательность определения: Р →∆→t→Z

Примеры:

Р = 43 ата

∆ = 0,65

t = 20ºС

Ответ: Z = 0,902     

Коэффициент сжимаемости Z

0,95             ЬО


0,90


0,85

                                                                      Давление Р, ата

Рис. 1 Определение коэффициента сжимаемости газа по давлению Р, температуре и относительному весу.


Для  крана m = 0,6

Для крана m=0,4

Рис.2 График определения времени опорожнения газопровода

Рис.3. Объем выбрасываемого газа при продувке


S3^S-- Н


0,459  .


0,417 .


0.375 0,09

•о      о



Рис. 6. График зависимости  удельного выброса оксида азота (УNO2) от теплопроизводительности ( 0 до 28 Гкал/ч;.

 




Приложение3

Пересчет единиц измерения параметров газа

1.            Пересчет количества газа (м3/ч) при нормальных условиях

(20°с до  760 мм  рт,ст)в рабочее производят по формуле:

V= 0,00353   Vr-  *

где   Vr - объём газа при нормальных условиях:

Т, Ра - температура и давление газа при рабочих условиях

2.           Пересчет состава газа из объемного (молярного) в весовой и
наоборот для каждого    компонента осуществляют по формулам:

            или        

где q - массовая (весовая) доля i- го компонента в газе;

х  - объёмная (молярная) доля i-гo компонента в газе;

М - молекулярный вес (масса) i-ro компонента в газе.

3. Пересчет из объёмного состава  i-ro компонента (Хi ,% об.)
в удельный выброс (тi,г/м3)
i -го компонента и наоборот
производят по формулам:

где   X - объёмные проценты i -го компонента в газе,% об;

 т- удельный выброс   i-гo компонента, г/м³;

Mi - молекулярный вес i-гo компонента;

Ра, Т   - давление и температура при рабочих условиях, ,Па, К.

4.           Пересчет единиц теплопроизводительности производят на осно­вании следующих  их соотношений

I кВт   - 860 ккал/ч = 0,860*10ˉ³ Гкал/ч;

I кВт    - 3,6 *10ˉ³ ГДж/ч;

1ГДж – 0,24 Гкал;

I кал    - 4,186 Дж.

Download