Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа
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
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 ℓ, 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 |
24,7 |
98,8 |
247,0 |
|
**Нпк |
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/с
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 м3 продукта 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 i-тoй 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; .
-для 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.