СТО Газпром 2-1.19-307-2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБЪЕМОВ ВЫБРОСОВ, СБРОСОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОТХОДОВ НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ ГАЗА

СТО Газпром 2-1.19-307-2009

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром экспо»

Москва 2009

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН

   
   

2. ВНЕСЕН

   
   

3. УТВЕРЖДЕН

   И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

   
   

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

распоряжением ОАО «Газпром» от 23 декабря 2008 г. № 514

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 2

3. Термины, определения и сокращения 3

4. Общие положения 4

5. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников выбросов, сбросов загрязняющих веществ промышленных отходов 5

   1. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников

      загрязнения окружающей среды 5

   2. Источники выбросов загрязняющих веществ 7

   3. Источники сбросов загрязняющих веществ 10

   4. Источники промышленных отходов 11

6. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с выбросами, сбросами и промышленными отходами от технологического

   оборудования основного и вспомогательного производств объектов транспорта

   и хранения газа 14

   1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую

      среду с выбросами 14

   2. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую

      среду со сбросами сточных вод 16

   3. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую

      среду с промышленными отходами 16

7. Методы расчета объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при выполнении технологических операций на объектах транспорта

   и хранения газа 17

8. Методы расчета объемов сточных вод и массы сброса загрязняющих

   веществ на объектах транспорта и хранения газа 63

9. Методы расчета объемов промышленных отходов на объектах транспорта

и хранения газа 78

Приложение А (справочное) Перечень методик расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов вспомогательного

и непроизводственного назначения транспорта и хранения газа 102

Библиография 104

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью:

• создания единой методической основы по определению параметров выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ со сточными водами, образования промышленных отходов от объектов транспорта и хранения газа;

• повышения достоверности и обеспечения сопоставимости данных по выбросам загрязняющих веществ в атмосферу, сбросам загрязняющих веществ со сточными водами, образованию промышленных отходов.

  Настоящий стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на основании действующего законодательства Российской Федерации и накопленного практического опыта по учету и контролю параметров выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ и промышленных отходов, образующихся при эксплуатации объектов транспорта и хранения газа ОАО «Газпром».

  Документ разработан коллективом авторов в составе: Акопова Г.С., Попадько Н.В., Шарихина Л.В., Стрекалова Л.В., Малич Я.В., Митяева Л.А., Комарова С.Х., Прокофьева А.М., Рыбкина А.В., Попов П.Б.

  СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

   

   

  ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБЪЕМОВ ВЫБРОСОВ, СБРОСОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОТХОДОВ НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ ГАЗА

  Дата введения – 2009-10-09

  
  

  1. Область применения

     
     

     1. Настоящий стандарт устанавливает порядок и методику проведения расчетов объемов выбросов, сбросов загрязняющих веществ и промышленных отходов на объектах транспорта и хранения газа.

     2. Настоящий стандарт распространяется на основные типы стационарных источников выделений и выбросов загрязняющих веществ, источники образования сточных вод и промышленных отходов объектов транспорта и хранения газа.

     3. Настоящий стандарт предназначен для расчета параметров выбросов, сбросов загрязняющих веществ, промышленных отходов от объектов транспорта и хранения газа:

• при подготовке инвентаризации выбросов загрязняющих веществ от стационарных источников выделения, сбросов загрязняющих веществ со сточными водами, промышленных отходов;

• разработке и установлении нормативов предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ, нормативов допустимого воздействия на водную среду, проектов нормативов образования отходов;

• подготовке статистической отчетности по формам федерального государственного статистического наблюдения «2-ТП – воздух», «2-ТП – водхоз», «2-ТП – отходы»;

• оценке воздействия на окружающую среду проектируемых и эксплуатируемых производственных объектов;

• осуществлении контроля за соблюдением установленных нормативов выбросов, сбросов загрязняющих веществ, образования промышленных отходов;

• расчетах платежей за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, промышленные отходы;

• планировании мероприятий по снижению выбросов, сбросов загрязняющих веществ, образования промышленных отходов.

  
  

  

  
  

  Издание официальное

  1. Положения настоящего стандарта обязательны для применения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляющими основные виды производственной и природоохранной деятельности при транспорте и хранении газа.

     
     

  1. Нормативные ссылки

     
     

     В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 10289-79 Масло для судовых газовых турбин. Технические условия

     ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

     ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

     ГОСТ 17.1.1.01-77 Охрана природы. Гидросфера. Использование и охрана вод. Основные термины и определения

     ГОСТ 17.2.1.03-84 Охрана природы. Атмосфера. Термины и определения контроля загрязнения

     ГОСТ 25150-82 Канализация. Термины и определения ГОСТ 27065-86 Качество вод. Термины и определения

     ГОСТ 30772-2001 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Термины и определения ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методи-

     ки выполнения измерений

     СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром»

     СТО Газпром 12-2005 Каталог отходов производства и потребления дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»

     СТО Газпром 2-3.5-038-2005 Инструкция по проведению контрольных измерений вредных выбросов газотурбинных установок на компрессорных станциях

     СТО Газпром 2-3.5-039-2005 Каталог удельных выбросов вредных веществ газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

     СТО Газпром 2.1.19-182-2007 Руководство по составлению проектов утилизации промышленных сточных вод при эксплуатации ПХГ в пористых пластах

     СТО Газпром 2-1.19-200-2008 Методика определения региональных коэффициентов трансформации оксидов азота на основе расчетно-экспериментальных данных

     СТО Газпром 2-1.19-332-2009 Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром»

     СТО Газпром 060-2009 Классификатор источников выбросов загрязняющих веществ дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»

     Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

     
     

  2. Термины, определения и сокращения

     
     

     1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации [1], Федеральными законами «Об охране окружающей среды» [2],

        «Об охране атмосферного воздуха» [3], «Об отходах производства и потребления» [4], ГОСТ 17.1.1.01, ГОСТ 17.2.1.03, ГОСТ 25150, ГОСТ 27065, ГОСТ 30772, СТО Газпром 2-3.5-038,

        СТО Газпром 2-3.5-039, СТО Газпром 11, а также следующие термины с соответствующими определениями:

        1. валовой сброс загрязняющего вещества: Сброс в природный водный объект со сточными водами массы загрязняющего вещества от всех источников загрязнения за отчетный период времени.

        2. выброс загрязняющего вещества в атмосферу: Кратковременное или за определенное время поступление в окружающую воздушную среду загрязняющих веществ от одного или группы объектов.

        3. промышленные отходы (отходы производства и потребления): Остатки сырья, материалов, полуфабрикатов, иных изделий или продуктов, которые образовались в результате производственной деятельности, а также товары (продукция), утратившие свои потребительские свойства.

     2. В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

        АКБ – аккумуляторные батареи;

        БПК – биохимическое потребление кислорода; ВМР – водометанольный раствор;

        ГМД – газомоторный двигатель; ГМК – газомоторный компрессор; ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГРП – газораспределительный пункт;

        ГРС – газораспределительная станция;

        ГСМ – горюче-смазочные материалы; ГСП – газосборный пункт;

        ГТУ – газотурбинная установка; ГФУ – газофакельная установка;

        ДКС – дожимная компрессорная станция; ДЭГ – диэтиленгликоль;

        ЗВ – загрязняющие вещества;

        ЗРА – запорно-регулирующая арматура; ИЗА – источник загрязнения атмосферы; КС – компрессорная станция;

        КЦ – компрессорный цех;

        ЛОС – локальные очистные сооружения; ОС – очистные сооружения;

        ОБУВ – ориентировочный безопасный уровень воздействия; ПАВ – поверхностно-активные вещества;

        ПДВ – предельно допустимый выброс;

        ПДК – предельно допустимая концентрация; ПХГ – подземное хранилище газа;

        СВ – сточные воды;

        СЗЗ – санитарно-защитная зона;

        СПАВ – синтетические поверхностно-активные вещества; ТБО – твердые бытовые отходы;

        ТУ – технические условия; ТЭГ – триэтиленгликоль;

        ХПК – химическое потребление кислорода.

        
        

  3. Общие положения

     
     

     1. Обязательность учета и регулирования выбросов, сбросов ЗВ, промышленных отходов на территории Российской Федерации определена Водным кодексом Российской Федерации [1], Федеральными законами «Об охране окружающей среды» [2], «Об охране атмосферного воздуха» [3], «Об отходах производства и потребления» [4].

     2. При выполнении расчетов выбросов, сбросов ЗВ, промышленных отходов следует использовать результаты аналитических (инструментальных) измерений и расчетные данные по оценке параметров в соответствии со следующими нормативными документами:

        выбросы ЗВ: ВРД 39-1.13-035-2001 [5], ВРД 39-1.13-034-2001 [6], ВРД 39-1.13-051-2001 [7],

        РМ 62-91-90 [8], РД 39.142-00 [9]; СТО Газпром 2-3.5-038, СТО Газпром 2-3.5-039;

        СТО Газпром 11;

        сбросы ЗВ: СТО Газпром 2-1.19-182, СП 111-34-96 [10];

• промышленные отходы: СТО Газпром 12.

  
  

  1. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников выбросов, сбросов загрязняющих веществ, промышленных отходов

     
     

     1. Характеристика объектов транспорта и хранения газа как источников загрязнения окружающей среды

        1. Объекты транспорта и хранения газа включают:

• объекты основного назначения;

• объекты вспомогательного назначения;

• объекты непроизводственного назначения.

  1. Объекты основного назначения транспорта и хранения газа

     1. Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта газа представлены в таблице 5.1.

        
        

        Таблица 5.1 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта газа

        
        

        Технологическая операция	Технологический объект	Сооружение
        Компримирование газа	КС (КЦ)	ГПА (ГТУ, ГМК)
        		АВО
        		Установка очистки газа (пылеуловители, фильтры)
        		Газопроводы «малого» и «большого» контура
        		Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа
        		Система маслоснабжения
        Транспортирование газа	МГ	Газопровод
        		Лупинг
        		Линейный кран
        		Камера запуска и приема поршня

        
        

     2. Источники загрязнения окружающей среды на объектах хранения газа представлены в таблице 5.2.

        Таблица 5.2 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах хранения газа

        
        

        Технологическая операция	Технологический объект	Сооружение
        Сбор газа	Газосборная сеть	Скважина
        		Шлейф
        		ГСП
        		Установка отключающих устройств
        		Блок замерных сепараторов
        Подготовка газа	Установки подготовки газа	Установка первичной очистки газа (пробкоуловители, газосепараторы)
        		Установка осушки газа (абсорбция гликолями, низкотемпературная сепарация)
        		Установка регенерации метанола
        		Установка регенерации гликолей
        		Узел замера газа
        		Узел подключения к МГ
        Компримирование газа	КС (КЦ)	ГПА (ГМК, ГТУ)
        		АВО
        		Установка очистки газа (пылеуловители, фильтры)
        		Газопроводы «малого» и «большого» контура
        		Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа
        		Система маслоснабжения

        
        

  2. Объекты вспомогательного назначения транспорта и хранения газа

     Источники загрязнения окружающей среды на объектах вспомогательного производства транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.3.

     Таблица 5.3 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта и хранения газа

     
     

     Технологическая операция	Технологический объект, сооружение
     Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа	Склад метанола с насосной
     	Маслохозяйство (склад ГСМ с насосной, установка регенерации масла)
     	Емкости ДЭГ/ТЭГ
     	Факельная установка
     	Газогенераторные установки (газотурбинные и дизельные электростанции)
     	Система теплоснабжения (котельная, тепловые сети)
     	Система водопользования (установка водоподготовки, очистные сооружения)
     	Ремонтно-механический цех (участок центрального ремонта и ремонтно-эксплуатационный блок)
     	Автотранспортное хозяйство

  3. Объекты непроизводственного назначения

  Источники загрязнения окружающей среды на объектах непроизводственного назначения предприятий транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.4.

  Таблица 5.4 – Источники загрязнения окружающей среды на объектах транспорта и хранения газа

  
  

  Технологическая операция	Технологический объект, сооружение
  Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа	Административно-бытовой блок
  	Столовая
  	Химическая лаборатория

  
  

  1. Источники выбросов загрязняющих веществ

     1. Источники выбросов ЗВ объектов транспорта и хранения газа основного и вспомогательного назначения приведены в таблице 5.5.

        Таблица 5.5 – Перечень источников загрязнения и загрязняющих веществ объектов транспорта и хранения газа

        
        

        Производственные объекты	Технологическая операция	Источники выделения ЗВ	Источники выброса ЗВ	Загрязняющие компоненты, вещества	Методы расчета выбросов ЗВ (раздел СТО Газпром)
        Основного назначения	Сбор газа	Газовые скважины, шлейфы	Свечи стравливания	Природный газ	7.6
        		Установка сепарации газа	Свечи стравливания	Природный газ	7.6
        		ГСП, газораспределительный пункт (контрольно-распределительный пункт)	Свечи стравливания	Природный газ	7.6
        		Теплогенератор (котлоагрегат)	Дымовая труба	Оксид и диоксид азота, оксид углерода, бенз(а)пирен	7.14
        	Подготовка газа	Абсорберы	Свечи стравливания	Природный газ, шлам	7.6
        		Фильтры-сепараторы
        		Пылеуловители
        		Установка регенерации метанола	Дымовые трубы	Оксид и диоксид азота, оксид углерода, природный газ	7.5
        		Установка регенерации ДЭГ (ТЭГ)

        Окончание таблицы 5.5

        
        

        
        

        Производственные объекты	Технологическая операция	Источники выделения ЗВ	Источники выброса ЗВ	Загрязняющие компоненты, вещества	Методы расчета выбросов ЗВ (раздел СТО Газпром)
        Основного назначения	Компримирование газа	ГТУ, ГМК	Выхлопные трубы	Оксид и диоксид азота, оксид углерода, диоксид углерода, природный газ	7.1, 7.4
        			Свечи пуска, стравливания	Природный газ	7.6
        		Маслобаки ГПА	Свечи (воздушники)	Масло минеральное нефтяное	7.3
        		Дегазаторы ГПА	Свечи	Углеводороды (метан), масло минеральное нефтяное	7.2
        		Подогреватели газа	Дымовые трубы	Оксид и диоксид азота, оксид углерода	7.5
        		АВО газа	Свечи стравливания	Природный газ	7.6
        		Газопроводы «малого» и «большого» контура	Свечи стравливания	Природный газ	7.6
        	Транспорт газа	Газопровод	Свечи стравливания	Природный газ	7.6
        		Лупинг
        		Линейные краны
        		Камеры запуска и приема поршня
        Вспомогательного назначения	Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа	Котельная промплощадки	Дымовые трубы	Оксид и диоксид азота, оксид углерода, бенз(а)пирен	7.14
        		Факельная установка	Факел	Оксид и диоксид азота, оксид углерода, метан, сажа	7.12
        		Емкости метанола	Дыхательные клапана (дефлекторы)	Метанол	7.8
        		Емкости масла		Масло минеральное нефтяное	7.11
        		Емкости керосина (дизтоплива)		Керосин, сероводо- род, углеводороды С12–С19	7.11
        		Дизельная электростанция	Дымовые трубы	Оксид и диоксид азота, оксид углерода, бенз(а)пирен, углеводороды предельные С6–С12 , диоксид серы, сажа, формальдегид	7.13

     2. К источникам выбросов ЗВ относят операции по продувке и опорожнению (стравливанию) технологического оборудования и коммуникаций:

• технологические операции, связанные с выбросом компонентов природного газа в атмосферу, при пуске и остановке газотурбинных ГПА;

• проведение ремонтных работ (стравливание газа из технологических коммуникаций

цеха);

• продувка пылеуловителей и сепараторов;

• продувка газопроводов и шлейфов скважин;

• освоение и режимные исследования скважин;

• плановые технические освидетельствования оборудования, предусмотренные регла-

  ментом.

  1. Классификацию источников выбросов ЗВ проводят согласно СТО Газпром 060-2009

     «Классификатор источников выбросов загрязняющих веществ дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

  2. К источникам выбросов ЗВ непрерывного действия относят:

     • выхлопные трубы ГПА;

     • свечи маслобаков и дегазаторов.

       К источникам выбросов ЗВ периодического действия относят источники залповых выбросов природного газа.

       К высокотемпературным источникам выбросов ЗВ относят выхлопные и дымовые трубы, свечи маслобаков.

       К низкотемпературным источникам выбросов ЗВ относят продувочные свечи стравливания и опорожнения.

  3. Учет выбросов ЗВ стационарных источников загрязнения атмосферы и расчет параметров выбросов ЗВ объектов транспорта и хранения газа основного и вспомогательного назначения проводят в соответствии с положениями Методического пособия [11].

     Расчет параметров выбросов ЗВ в атмосферу объектов транспорта и хранения газа выполняют с учетом положений методических документов Перечня [12].

  4. Учет выбросов ЗВ в атмосферу от объектов вспомогательного назначения (ремонтно-механический цех и автотранспортное хозяйство), объектов непроизводственного назначения, дающих минимальный вклад в уровень загрязнения атмосферного воздуха района расположения объектов транспорта или хранения газа проводят в соответствии с методиками, приведенными в таблице А1 (приложение А).

  1. Источники сбросов загрязняющих веществ

     1. Источники сбросов ЗВ со сточными водами объектов транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.6.

        Таблица 5.6 – Источники сбросов загрязняющих веществ со сточными водами объектов транспорта и хранения газа

        
        

        Производственные объекты	Технологическая операция	Технологические объекты	Источник образования СВ	Методы расчета объемов сточных вод, массы сброса ЗВ (раздел СТО Газпром)
        Основного назначения	Сбор газа	Скважины	Солянокислотная обработка скважин	8.1.1.1
        			Промывка скважин	8.1.1.2
        		Шлейфы	Очистка и испытание газопроводов	Согласно СП 111-34-96 [10]
        		ГСП Установка отключающих устройств Блок замерных сепараторов	Промывка технологического оборудования	8.1.1.3
        	Подготовка газа	Установка первичной очистки газа (пробкоуловители, газосепараторы)	Отделение попутной воды от природного газа	8.1.2.1
        			Промывка технологического оборудования
        		Установка осушки газа (абсорбция гликолями, НТС)	Промывка технологического оборудования	8.1.2.2, 8.1.2.3
        		Установка регенерации метанола	Отделение кубового остатка	8.1.2.5
        			Промывка технологического оборудования
        		Установка регенерации гликолей	Отделение абсорбированной (рефлюксной) воды	8.1.2.4
        			Промывка технологического оборудования
        	Компримирование газа	КС (ГПА, установка очистки газа, газопроводы «малого» и «большого» контура, блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа, система маслоснабжения)	Промывка технологического оборудования	8.1.3
        			Отделение попутной воды от природного газа
        			Очистка и испытание газопроводов	Согласно СП 111-34-96 [10]
        	Транспорт газа	МГ (газопроводы, лупинги, линейные краны, камеры запуска и приема поршня)	Очистка и испытание газопроводов	Согласно СП 111-34-96 [10]

        Окончание таблицы 5.6

        
        

        Производственные объекты	Технологическая операция	Технологические объекты	Источник образования СВ	Методы расчета объемов сточных вод, массы сброса ЗВ (раздел СТО Газпром)
        Вспомогательного назначения	Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа	Система теплоснабжения (котельная, тепловые сети)	Продувка котлов	8.2.1
        			Регенерация ионообменных фильтров, взрыхление и отмывка катионита, промывка фильтров
        		Система водопользо- вания (установка водоподготовки, очистные сооружения)	Пополнение оборотной системы	8.2.2
        			Промывка технологического оборудования
        		Ремонтно-механический цех	Промывка технологического оборудования	8.2.3
        			Охлаждение двигателей станков
        		Автотранспортное хозяйство	Мытье машин, деталей и оборудования	8.2.3
        Непроизводственного назначения	Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа	Административнохозяйственный блок	Питьевые, гигиенические, бытовые нужды работников и служащих	8.3.1, 8.3.2
        		Столовая	Приготовление пищи, мытье посуды	8.3.3
        		Химическая лаборатория	Мытье лабораторной посуды и оборудования	8.3.4

        
        

     2. При рассмотрении источников сбросов ЗВ следует учитывать сбросы небалансового (забалансового) водоотведения объектов транспорта и хранения газа: попутные воды, извлекаемые с природным газом и отделяемые при очистке, сепарации и осушке газа, а также поверхностные сточные воды с территории предприятий.

     3. Расчет объемов образования поверхностных сточных вод и массы сброса ЗВ с территории предприятий транспорта и хранения газа следует проводить согласно разделу 8.4 настоящего стандарта.

  2. Источники промышленных отходов

  Источники и виды промышленных отходов объектов транспорта и хранения газа приведены в таблице 5.7.

  Таблица 5.7 – Перечень источников и видов промышленных отходов объектов транспорта и хранения газа

  
  

  Производственные объекты	Технологическая операция	Технологические объекты	Виды промышленных отходов	Методы расчета объемов промышленных отходов (раздел СТО Газпром)
  Основного назначения	Сбор газа	Шлейфы	Нефтешлам	9.1.1
  		ГСП	Механические примеси в виде песка, глины, продуктов коррозии; пластовая вода, содержащая растворенные соли и метанол; углеводороды
  	Подготовка газа	Установка первичной очистки газа (пробкоуловители, газосепараторы)	Шлам от первичной сепарации газа	9.1.2
  		Установка осушки газа гликолями	Ветошь, загрязненная ДЭГ/ТЭГ; шлам от очистки оборудования
  		Установка НТС	Шлам от сепарации газа
  	Компримирование газа	ГПА (ГМК, ГТУ, ЭГПА)	Фильтры загрязненные, сальниковые уплотнения, ветошь промасленная, отходы теплоизоляции	9.1.3
  		Установка очистки газа (пылеуловители, фильтрысепараторы)	Конденсат, загрязненный механическими примесями
  		Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа	Силикагель отработанный, фильтры отработанные
  		Система маслоснабжения	Отработанные турбинные, авиационные, компрессорные масла, фильтры масляные отработанные
  	Транспорт газа	Газопроводы, лупинги	Отходы теплоизоляции	9.1.4
  		Линейные краны	Отработанные масла, смазки (литол, солидол, тавот), ветошь промасленная
  		Камеры запуска и приема поршня	Шлам от очистки газопроводов

  Окончание таблицы 5.7

  
  

  
  

  Производственные объекты	Технологическая операция	Технологические объекты	Виды промышленных отходов	Методы расчета объемов промышленных отходов (раздел СТО Газпром)
  Вспомогательного назначения	Сбор, подготовка, компримирование, транспорт газа	Система теплоснабжения (котельная, тепловые сети)	Отработанные масла и смазки (литол, солидол, тавот), ветошь промасленная, окалина, отходы теплоизоляции, отходы футеровки	9.2.6
  		Система электроснабжения (трансформаторная подстанция, дизельная электростанция собственных нужд)	Отработанные трансформаторные масла, промасленная ветошь, лампы и лампы накаливания, обрезки кабеля, дизельное топливо	9.2.1
  		Система водопользования (установка водоподготовки, очистные сооружения)	Сульфоуголь отработанный, осадок с песколовок, отстойников, нефтешлам	9.2.5
  		Ремонтно-механический цех (механический цех, сварочный пост, столярная мастерская, ремонтно-строительная группа и др.)	Смазочно-охлаждающая жид-	9.2.4
  			кость, отработанное индустриаль-
  			ное масло, стружка, лом металлов,
  			остатки абразивных кругов, абразивная и металлическая пыль, паронитовые прокладки, огарки электродов, опилки, стружки, обрезь древесины, жестяные банки из-под краски, обрезки линолеума, бой стекла, бой кир-
  			пичной кладки, отходы асбоце-
  			мента, цемента, бой бетонных
  			изделий
  		Автотранспортное хозяйство	Изношенные шины с тканевым и металлическим кордом, нефтяная эмульсия от мойки автотранспорта, отработанные: масла и дизтопливо, аккумуляторы, накладки тормозных колодок, фильтры топливные	9.2.2
  		Маслохозяйство	Дизельное топливо, масла, нефтешлам от зачистки резервуаров, песок	9.2.3
  Непроизводственного назначения		Административно-хозяйственный блок	Отходы бумаги и картона, твердые бытовые отходы, смет с территории, уборка помещений	9.3.1
  		Столовая	Пищевые отходы, бой стекла	9.3.2
  		Химическая лаборатория	Тара из-под химических реактивов, отработанные масла и органические растворители	9.3.3

  1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с выбросами, сбросами и промышленными отходами от технологического оборудования основного и вспомогательного производств объектов транспорта и хранения газа

     
     

     1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с выбросами

        1. ЗВ, выбрасываемые при технологических операциях в атмосферу, принадлежат к следующим группам:

           • неметаллы и их соединения;

           • углеводороды предельные;

           • углеводороды непредельные;

           • углеводороды ароматические;

           • спирты и фенолы;

           • эфиры;

           • альдегиды;

           • технические смеси.

        2. ЗВ суммируются по следующим категориям:

           • газообразные и жидкие;

           • прочие газообразные и жидкие летучие органические соединения;

           • сумма оксидов азота.

        3. В соответствии с классификацией по ГОСТ 12.1.007 выбрасываемые ЗВ принадлежат, в основном, к 3–4-му классу опасности (3-й класс – умеренно опасные, 4-й класс – малоопасные).

        4. Наиболее распространенными ЗВ, поступающими в атмосферу от объектов

           транспорта и хранения газа, являются оксиды азота (NOx), оксид углерода (СО), углеводороды предельные.

        5. Гигиенические нормативы ЗВ в атмосфере, поступающих с выбросами от технологического оборудования объектов основного и вспомогательного назначения, приведены в таблице 6.1.

  Таблица 6.1 – Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу от объектов транспорта и хранения газа

  
  

  Наименование вещества	Код вещества	Класс опасности	Концентрация*, мг/м3
  			максимально-разовая / среднесуточная
  			населенный пункт	рабочая зона
  Неметаллы и их соединения
  Оксиды азота (в пересчете на NO2)		3	0,2 / 0,04	-
  Азот (IV) оксид (азота диоксид)	301	3	0,2 / 0,04	3 / -
  Азот (II) оксид (азота оксид)	304	3	0,4 / 0,06	5 / -
  Углерод черный (сажа)	328	3	0,15 / 0,005	/ 4
  Сера диоксид	330	3	0,5 / 0,05	10 / -
  Сероводород	333	2	0,008 / -	10 / -
  Оксид углерода	337	4	5 / 3	20 / -
  Диоксид углерода		4		27000 / 9001
  Углеводороды предельные
  Метан	410	4	(ОБУВ) 50	7000 / -
  Смесь углеводородов, С1–5 (без метана)	415		(ОБУВ) 50 / -	-
  Смесь углеводородов, С6–10	416	4	(ОБУВ) 30 / -	900 / 300
  Углеводороды непредельные
  Амилены (пентилены)	501	4	1,5
  Углеводороды ароматические
  Бензол	602	2	0,3 / 0,1	15 / 5
  Ксилол (смесь изомеров)	616	3	0,2 / -	150 / 50
  Стирол	620	2	0,04 / 0,002	30 / 10
  Толуол	621	3	0,6 / -	150 / 50
  Этилбензол	627	3	0,02	150 / 50
  Бенз/а/пирен (3,4-бензпирен)	703	1	/ 0,000001	/ 0,00015
  Спирты и фенолы
  Метанол (спирт метиловый)	1052	3	1,0 / 0,5	15 / 5
  ДЭГ	1023	4	/ 0,2	10 / -
  Альдегиды
  Формальдегид	1325	2	0,035 / 0,003	0,5 / -
  Технические смеси
  Масло минеральное нефтяное	2735	3	(ОБУВ) 0,05 / -	5 / -
  * По Гигиеническим нормативам [13–16].

  1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду со сбросами

     1. Со сточными водами объектов транспорта и хранения газа в окружающую среду поступают следующие ЗВ:

        • взвешенные вещества (механические примеси);

        • легкоокисляемые органические вещества;

        • биогенные вещества (соединения азота и фосфора);

        • соли (сульфаты, хлориды и др.);

        • металлы (железо и др.);

        • специфические загрязнители (нефтепродукты, метанол, фенолы, гликоли) и др.

     2. ЗВ, поступающие в окружающую среду со сбросами, классифицируют по происхождению как:

        • неорганические (минеральные);

        • органические;

        • бактериальные.

1. Неорганические (минеральные) ЗВ – это растворенные минеральные соли, металлы, взвешенные вещества (песок, частицы глины) и др.

2. Органические ЗВ – это нефтепродукты, органические остатки, спирты, амины, гликоли, ПАВ и др.

3. Бактериальные ЗВ – это различные микроорганизмы в виде дрожжевых и плесневых грибков, мелких водорослей и разнообразных бактерий, в том числе болезнетворных.

1. Соотношение неорганических (минеральных), органических и бактериальных загрязнителей в сточных водах изменяется в широких пределах и обусловлено спецификой и масштабами промышленных предприятий.

2. ЗВ, поступающие в окружающую среду со сбросами, классифицируют по степени опасности для человека как умеренно опасные (3-й класс) и малоопасные (4-й класс).

3. При определении требований к содержанию ЗВ в сбросах и воде поверхностных водных объектов следует руководствоваться следующими нормативными документами: СанПиН 2.1.5.980-00 [17], ГН 2.1.5.1315-03[18], Перечень [19].

1. Характеристика загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду с промышленными отходами

   1. Характеристика компонентного состава промышленных отходов представлена в разделе 5 СТО Газпром 12.

   2. Класс опасности компонентов промышленных отходов принимают в соответствии с приложением Б СТО Газпром 12.

   3. Классификация и кодификация промышленных отходов осуществляется в соответствии с Федеральным классификационном каталогом отходов [20, 21].

7 Методы расчета объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при выполнении технологических операций на объектах транспорта и хранения газа

7.1 Перечень методик расчета выбросов ЗВ в атмосферу при выполнении технологических операций на объектах транспорта и хранения газа приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Перечень методик расчета выбросов ЗВ

1. Расчет выбросов загрязняющих веществ газотурбинных газоперекачивающих агрегатов объектов транспорта и хранения газа

   1. Расчет параметров выбросов ЗВ эксплуатируемых газотурбинных ГПА выполняют с учетом положений СТО Газпром 2-3.5-038, СТО Газпром 2-3.5-039 на основании обработки результатов экспериментальных замеров (протоколов ведомственного контроля) отходящих газов на выхлопных трубах ГПА, полученных на режиме максимальной рабочей мощности.

      Расчет выбросов ЗВ в атмосферу с отходящими газами проектируемых и реконструируемых объектов с газотурбинными ГПА выполняют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332-2009.

   2. Расчет параметров выбросов ЗВ с отходящими газами эксплуатируемых газотурбинных ГПА по результатам экспериментальных замеров

      Концентрацию ЗВ (компонента i), приведенную к 15 % содержанию кислорода (по объему), содержащуюся в 1 м3 сухих продуктов сгорания при 0 °С и 0,1013 МПа, т.е. при-

      i

      веденную концентрацию C15

      , мг/м3, вычисляют по формуле

      
      

      
      

      C

      15

      i

      
      

      где C i – концентрация ЗВ, мг/м3;

       Ci 

      20, 95 15 ,

      20,95  O2

      
      

      (7.2.1)

      O2 – объемная концентрация кислорода в сухих продуктах сгорания, %.

      Содержание кислорода O2, % об., диоксида углерода CO2, % об., в сухих продуктах сгорания вычисляют по формулам

      O2 

      2 (αв 1)

      

      9,524 в 1

      100,

      
      

      (7.2.2)

      
      

      CO2 

      

      12 (20,95  O2 ),

      20,95

      
      

      (7.2.3)

      
      

      где в – коэффициент избытка воздуха.

      Массовое количество выброса – мощность выброса Мi, г/с, компонента i с продуктами сгорания в единицу времени – вычисляют по формуле

      Mi  Ci  Kв Q2 103,

      (7.2.4)

      где Q2 – объемный расход влажных продуктов сгорания ГТУ при 0 °С и 0,1013 МПа, м3/с;

      Кв – коэффициент соотношения объемных расходов (сухого и влажного) продуктов сгорания.

      Коэффициент соотношения объемных расходов сухих и влажных продуктов сгорания вычисляют по формуле

        0,105 89,5

      

      

      Кв  в  ,

      (7.2.5)

      в  0,105 110,5 О2

      
      

      2

      где О 

      – измеренная концентрация кислорода в пробе, %.

       3

      Расход сухих отработавших газов на срезе выхлопной шахты (трубы), О2 м /с, для всех

      типов ГТУ с нерегулируемой силовой турбиной вычисляют по формуле

      0,8 0,5

       ⎛ P ⎞ ⎛ 288 ⎞

      P

      Q2  Q0 ⎜ 4 ⎟

       ⎜ ⎟ 

      a  Кв,

      (7.2.6)

      2 ⎜ P 0 ⎟ T

      0,1013

      ⎝ 4 ⎠

      ⎝ 3 ⎠

      
      

      0 3

      где Q2 – расход влажных отработавших газов, м /с, на номинальном режиме;

      P4 – абсолютное давление за компрессором ГТУ, МПа;

      0

      P4

      МПа;

      – абсолютное давление за осевым компрессором ГТУ на номинальном режиме,

      T3 – температура перед компрессором ГТУ на режиме испытаний, К;

      Pa – барометрическое давление, МПа.

      Объемный расход влажных продуктов сгорания Q2, м3/с, на срезе патрубка ГТУ (при 0 °С и 0,1013 МПа) вычисляют по формуле

      G

      Q2 

      

      2 ,

      20

      (7.2.7)

      
      

      где G2 – массовый расход продуктов сгорания, кг/с;

      20 – плотность продуктов сгорания газа при 0 °С и 0,1013 МПа, кг/м3, определяют по таблице 7.2.

      
      

      Таблица 7.2 – Плотность продуктов сгорания в зависимости от коэффициента избытка воздуха в

      
      

      в	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
      20	1,237	1,263	1,272	1,276	1,280	1,282	1,284	1,285	1,286	1,288

      
      

      Коэффициент избытка воздуха в – отношение поступившего в установку воздуха к его

      количеству, необходимому для полного сгорания топлива, вычисляют в соответствии со стехиометрическими уравнениями по формуле

      в 

      

      G2  Gтг .

      (7.2.8)

      Gтг  L0

      где GТГ – массовый расход топливного газа, кг/с;

      L0 – количество воздуха, необходимое для стехиометрического сгорания топлива, кг/кг, принимают равным 17,16 кг/кг.

      Объемный расход влажных продуктов сгорания на срезе патрубка ГТУ Q2ф, м3/с, при их фактической температуре T2, К, вычисляют по формуле

      T

      Q2ф  Q2 

      

      2 .

      273

      (7.2.9)

      
      

      Объемный расход влажных продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы ГТУ

      Q6ф, м3/с, при их фактической температуре T6, К, вычисляют по формуле

      G T

      Q6ф 

      

      6 

      20

      

      6 ,

      273

      (7.2.10)

      
      

      где G6 = G2 – массовый расход продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы, кг/с.

      Массовый расход продуктов сгорания на срезе патрубка ГТУ G2, кг/с, вычисляют по формуле

      G2  G3  Gтг ,

      где G3 – массовый расход циклового воздуха, кг/с;

      GТГ – массовый расход топливного газа, кг/с.

      Массовый расход топливного газа Gтг, кг/с, вычисляют по формуле

      (7.2.11)

      qтг 0

      

      Gтг  тг ,

      3600

      
      

      где qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 °С и 0,1013 МПа);

      (7.2.12)

      тг

      0 – плотность топливного газа (принимают 0,668), кг/м3 (при 20 °С и 0,1013 МПа). Объемный расход топливного газа qтг, м3/ч, вычисляют по формуле

      3,6  Ne 6

      

      р е

      qтг  Qн  10 ,

      (7.2.13)

      н 3

      где Qр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/м ;

      Ne – мощность газотурбинного привода, МВт;

      e – эффективный КПД газотурбинного привода.

   3. В расчете выбросов ЗВ в атмосферу с отходящими газами проектируемых и реконструируемых производственных объектов с газотурбинными ГПА используют удельные выбросы ЗВ на единицу топливного и условного топлива, единицу работы и тепловой мощности, единицу подачи газа нагнетателем по каждому типоразмеру ГПА, установленные как максимально допустимые на номинальном режиме эксплуатации.

1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от свечей дегазаторов газоперекачивающих агрегатов

   1. Расчет выбросов паров масла минерального нефтяного вместе с растворенными углеводородами (метаном) от свечей дегазаторов эксплуатируемых ГПА из системы маслоуплотнения вала нагнетателя выполняют с использованием программных средств в соответствии с Перечнем [22].

      Расчет выбросов ЗВ в атмосферу от свечей дегазаторов проектируемых и реконструируемых производственных объектов с газотурбинными ГПА выполняют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332-2009.

   2. Расчет мощности выбросов углеводородов (по метану) М, г/с, в атмосферу от свечей дегазаторов ГПА вычисляют по формуле

      MCH4  VCH4 1000,

      где  – плотность метана при температуре выброса, кг/м3;

      (7.3.1)

      4

      VСН

      – объемный расход выброса метана, м3/с, вычисляют по формуле

      
      

      о

      VCH4

      Q (Г  Г

      

      

      3600 Т

      )Тв ,

      м

      
      

      (7.3.2)

      где Q – расход масла через систему уплотнения вала нагнетателя, м3/ч;

      Г, Г о – растворимость метана в масле, м3/м3, при давлении 6,0 МПа и 0,10133 МПа соответственно и температуре 60 °C;

      Tв – температура выброса, K;

      Tм – температура растворенного метана, K.

      Плотность метана при температуре выброса , кг/м3, вычисляют по формуле

      P 

       ,

      
      

      где P – давление метана, P = 101325 Па;

      R Tв

      (7.3.3)

      
      

      муле

       – молекулярная масса метана,  = 16,03 г/моль;

      R – универсальная газовая постоянная, R = 8314 Дж/кмольК.

   3. Мощность выброса масла минерального нефтяного М, г/с, вычисляют по фор-

      Mм  Vм  Cм 1000,

      где Vм – объем выброса масла, м3/с.

      
      

      (7.3.4)

      Концентрацию масла Cм, кг/м3, вычисляют по формуле

      P  M

      Cм 

      

      s n ,

      22,4  P

      (7.3.5)

      
      

      где Ps – давление насыщенных паров масла при фактической температуре, гПа;

      Mn – молекулярная масса паров продукта, г/моль;

      P – абсолютное давление в линии отдува, гПа.

   4. Валовый выброс ЗВ G, т/год, вычисляют по формуле

G = M 3600 10 6 ,

(7.3.6)

где  – время работы источника в течение года, ч.

1. Расчет выбросов паров углеводородов из маслобаков газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

   1. Расчет выбросов паров углеводородов (аэрозоль масла минерального нефтяного) через воздушный инжектор из маслобаков ГПА, поступающих в атмосферу со свечей, выполняют с использованием программных средств в соответствии с Перечнем [22].

      Расчет выбросов ЗВ в атмосферу от свечей маслобаков ГПА проектируемых и реконструируемых производственных объектов с газотурбинными ГПА выполняют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332-2009.

   2. Количество выбросов в атмосферу паров углеводородов Пр, кг/ч, из маслобаков (резервуаров) за счет испарения вычисляют по формуле

      ж

      Пр  2,52 V p  PS(38)  Mп (K5X  K5T ) K6  K7  (1 ) 10 9,

      (7.4.1)

      
      

      р 3

      где V ж – расход масла, м /год;

      РS(38) – давление насыщенных паров углеводородов при температуре 38 °С, гПа, определяют в соответствии с 7.4.3;

      Mn – молекулярная масса паров углеводородов, принимается в соответствии с таблицей 7.3;

      К5Х, К5Т – поправочные коэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров

      г

      углеводородов РS(38) и температуры газового пространства t р

      соответственно в холодное

      и теплое время года, определяют в соответствии с 7.4.4;

      К6 – поправочный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров и годовой оборачиваемости маслобаков, определяют в соответствии с 7.4.5;

      К7 – поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности и режима эксплуатации, определяют в соответствии с 7.4.6;

       – коэффициент снижения выбросов инжектором, доли единицы.

      Таблица 7.3 – Значения молекулярной массы углеводородов в зависимости от средней температуры кипения ⎯t, °С

      
      

      ⎯t	Мn	⎯t	Мn	⎯t	Мn	⎯t	Мn	⎯t	Мn	⎯t	Мn
      20	66,4	50	77,5	80	90,4	120	110,4	180	146,0	280	220,0
      25	68,1	55	79,5	85	92,7	130	115,9	190	152,5	305	234,0
      30	69,9	60	81,6	90	95,1	140	121,6	200	159,0	330	268,0
      35	71,7	65	83,7	95	97,5	150	127,5	210	165,5	360	300,0
      40	73,6	70	85,9	100	100,0	160	133,0	230	180,0	410	364,0
      45	75,5	75	88,1	110	105,1	170	139,9	255	199,0	460	438,5

      
      

   3. Определение РS(38) давления насыщенных паров углеводородов

      Значение давления насыщенных паров РS(38) для углеводородов принимают по табли-

      це 7.4 в зависимости от значений эквивалентной температуры начала кипения масла. Эквивалентную температуру начала кипения масла tэкв, °С, вычисляют по формуле

      tэкв  tнк 

      

      tкк  tнк , 8,8

      (7.4.2)

      
      

      где tнк и tкк – температура соответственно начала и конца кипения масла, °С.

      Таблица 7.4 – Значение давления насыщенных паров РS(38), гПа, в зависимости от эквивалентной температуры начала кипения масла tэкв, °С

      
      

      tэкв	PS(38)	tэкв	PS(38)	tэкв	PS(38)	tэкв	PS(38)
      60	467	120	48	200	1,3	340	3,04 х 10-4
      70	332	130	32	220	0,45	360	7,32 х 10-5
      80	231	140	21	240	0,15	380	1,62 х 10-5
      90	158	150	13,0	260	0,05	400	3,35 х 10-6
      100	106	160	8,5	280	1,5 х 10-2	420	6,35 х 10-7
      110	72	180	3,3	300	4,0 х 10-3	440	1,11 х 10-7
      				320	1,19 х 10-3	460	1,77 х 10-8

      
      

   4. Определение коэффициента К5

      Значения коэффициента К5Х и К5Т принимают по таблице 7.5. Для расчета температу-

      ры паров углеводородов маслобаков необходимы замеренные значения средних температур за шесть наиболее холодных и наиболее теплых месяцев года.

      Таблица 7.5 – Значения коэффициента К5

      
      

      Tг, °С	РS(38), гПа
      	> 966	965–901	900–834	833–765	764–701	700–634	633–567	566–500
      	при РS(38) = 966500 гПа
      -30 и менее	0,051	0,049	0,046	0,044	0,042	0,040	0,039	0,036
      -20	0,087	0,084	0,081	0,078	0,075	0,072	0,069	0,066
      -10	0,148	0,137	0,134	0,130	0,126	0,122	0,118	0,115
      0	0,221	0,216	0,211	0,207	0,202	0,197	0,193	0,188
      10	0,331	0,326	0,321	0,317	0,312	0,306	0,302	0,297
      20	0,482	0,477	0,473	0,468	0,464	0,459	0,454	0,450
      30	0,679	0,677	0,674	0,671	0,668	0,665	0,663	0,660
      50 и более	0,933	0,934	0,935	0,936	0,937	0,938	0,939	0,940
      	1,253	1,260	1,268	1,275	1,282	1,280	1,297	1,304
      	при РS(38) = 50051 гПа
      -30 и менее	0,034	0,032	0,031	0,026	0,022	0,019	0,017	0,015
      -20	0,064	0,061	0,058	0,051	0,045	0,039	0,036	0,032
      -10	0,111	0,107	0,104	0,093	0,084	0,075	0,070	0,067
      0	0,184	0,179	0,175	0,161	0,150	0,138	0,132	0,125
      10	0,292	0,287	0,282	0,266	0,251	0,239	0,232	0,225
      20	0,445	0,441	0,437	0,421	0,408	0,394	0,386	0,381
      30	0,657	0,654	0,652	0,642	0,633	0,624	0,620	0,615
      40	0,941	0,942	0,943	0,946	0,949	0,952	0,954	0,955
      50 и более	1,316	1,319	1,325	1,355	1,381	1,407	1,420	1,433
      	при РS(38) = 50,50,011 гПа
      -20	0,025	0,015	0,009	0,006	0,032	0,023	0,053	0,040
      -10	0,053	0,036	0,025	0,019
      0	0,105	0,080	0,061	0,045
      10	0,195	0,163	0,135	0,109	0,087	0,069
      20	0,346	0,311	0,277	0,245	0,214	0,185	0,159	0,134
      30	0,587	0,564	0,537	0,510	0,482	0,454	0,426	0,397
      40	0,961	0,976	0,987	0,999	1,013	1,027	1,043	1,058
      50	1,509	1,617	1,728	1,854	2,000	2,169	2,365	2,593
      60	2,322	2,584	2,901	3,281	3,745	4,311	5,000	5,871
      70	3,412	3,985	4,689	5,559	6,678	8,114	9,967	12,41
      80	4,776	5,951	7,321	9,062	11,40	14,54	18,79	24,72
      90	6,659	8,631	11,09	14,29	18,76	25,00	33,84	46,72
      100 и более	9,076	12,12	16,37	21,86	29,80	41,36	58,36	84,20
      	при РS(38) = 11 x 10-31,3 х 10-5 гПа
      70	15,05	19,81	25,33	32,75	43,47	39,80	77,50	163,4
      80	31,41	44,11	60,04	82,02	116,7	110,8	254,3	660,0
      90	62,04	92,33	132,2	191,7	287,3	283,8	770,0	2406
      100	116,3	182,3	273,8	416,8	660,7	688,0	2196	8089
      120 и более	358,2	614,9	898,8	1554	2664	6406	14150	71446

      Для необогреваемых резервуаров температуру за шесть наиболее холодных месяцев вычисляют по формуле

      t  К  К  t  К  t ,

      р р

      гх 1х 2х ах 3х жх

      (7.4.3)

      
      

      а за шесть наиболее теплых месяцев по формуле

      гт 4 1т 2т ат 3т жт

      t р  К  ⎡К  К  t  К  t р ⎤ ,

      ⎣ ⎦

      
      

      (7.4.4)

      
      

      где tах и tат – средние арифметические значения температуры атмосферного воздуха соответственно за шесть наиболее холодных и шесть наиболее теплых месяцев года, °С;

      К1т, К2т, К3т и К1х, К2х, К3х – поправочные коэффициенты, зависящие от температуры за шесть теплых и холодных месяцев, принимают по таблице 7.6;

      К4 – поправочный коэффициент принимают в зависимости от окраски поверхности резервуара и климатической зоны по таблице 7.7;

      t р р

      жт, t жх – средние температуры паров углеводородов в теплые и холодные месяцы.

      Среднюю температуру паров углеводородов обогреваемых резервуаров принимают равной температуре масла.

      Таблица 7.6 – Значения коэффициентов К1, К2, К3 в зависимости от температуры масла

      
      

      Период	Температура в маслобаке, °С	К1	К2	К3
      Шесть наиболее холодных месяцев	< 25	1,62	0,19	0,74
      	25–40	1,60	0,15	0,72
      	40–60	1,60	0,10	0,70
      	> 60	4,2	0,06	0,68
      Шесть наиболее теплых месяцев	< 35	6,10	0,17	0,36
      	35–50	0,30	0,15	0,75
      	50–75	0,40	0,05	0,83
      	> 75	8,95	0,07	0,65

      
      

      Таблица 7.7 – Значения коэффициента К4

      
      

      Характеристика окраски поверхности маслобака	Климатическая зона
      	южная	средняя	северная
      Окраска черная	1,39	1,22	1,12
      Окраска алюминиевая	1,14	1,00	0,92
      Теплоотражающая эмаль	0,92	0,81	0,78

      
      

   5. Определение коэффициента К6

      Значение коэффициента К6 принимают по таблице 7.8 в зависимости от расположения производственного объекта в климатической зоне, давления насыщенных паров Рs(38) и годовой оборачиваемости маслобака n, которую вычисляют по формуле

      

      V

      n  ж ,

      Vp

      где Vж – объем масла, поступающего в маслобак в течение года, м3/год;

      Vр – объем маслобака, м3.

      Таблица 7.8 – Значения коэффициента К6

      
      

      (7.4.5)

      
      

      
      

      Значение годовой оборачиваемости маслобака n	PS(38), гПа
      	< 67	67–133	133–266	266–399	399–532	> 532
      	Для южной климатической зоны
      < 12	1,39	1,54	2,15	2,75	3,66	4,41
      13–23	1,37	1,51	2,06	2,62	3,28	3,97
      24–27	1,36	1,48	1,98	2,49	3,00	3,66
      28–31	1,35	1,46	1,90	2,35	2,61	3,15
      32–35	1,34	1,44	1,83	2,21	2,44	2,83
      	Для средней климатической зоны
      12	1,26	1,40	1,95	2,50	3,32	4,01
      13–23	1,25	1,37	1,87	2,38	2,98	3,61
      24–27	1,24	1,35	1,80	2,26	2,73	2,33
      28–31	1,23	1,33	1,70	2,14	2,37	2,86
      32–35	1,22	1,31	1,66	2,01	2,22	2,68
      	Для северной климатической зоны
      < 12	1,20	1,31	1,79	2,27	3,02	3,65
      13–23	1,19	1,29	1,73	2,16	2,71	3,28
      24–27	1,18	1,27	1,66	2,05	2,48	3,03
      28–31	1,17	1,25	1,59	1,94	2,15	2,86
      32–35	1,16	1,23	1,53	1,83	2,02	2,44

      
      

   6. Определение коэффициента К7

Значение коэффициента К7 принимают в зависимости от оснащенности техническими средствами сокращения потерь масла и режима эксплуатации (без указанных мероприятий

К7 = 0,3).

1. Расчет концентраций загрязняющих веществ в отработавших газах стационарных газомотокомпрессоров

   1. Расчет концентраций ЗВ в отработавших газах на стационарных ГМК осуществляют с учетом положений ВРД 39-1.13-035-2001 [5].

   2. Приведенную концентрацию ЗВ (к условной концентрации кислорода в отрабо-

      15 3

      тавших газах 15 %) С i , мг/м , вычисляют по формуле (7.2.1).

   3. Массовую концентрацию ЗВ во влажных отработавших газах С (вл), мг/м3, вычисляют по формуле

      
      

      C

      о i(вл)

      С о

      

       i(сух) ,

      Кв

      
      

      (7.5.1)

      
      

      где Кв – коэффициент соотношения сухих и влажных отработавших газов, вычисляют по формуле (7.2.5).

   4. Объемный расход влажных отработавших газов Q3(вл), м3/с, вычисляют по формуле

      3

      Q3(вл)  0,785 V3  d 2,

      где V3 – скорость отработавших газов, м/с;

      d3 – внутренний диаметр выхлопной трубы в точке замера скорости, м.

      
      

      (7.5.2)

      Объемный расход продуктов сгорания газа Q3, м3/с, при нормальных условиях (температура 0 °C, давление 0,1013 МПа) вычисляют по формуле

      G

      Q3 

      

      ТГ . 1,29

      (7.5.3)

      
      

      Массовый расход влажных продуктов сгорания G2, кг/с, вычисляют по формуле (7.2.11).

   5. Массовый выброс Мi (массовый выброс ЗВ в атмосферу в единицу времени), г/с, вычисляют по формуле

      Мi = Сi(сух)  Кв  Q3(вл) 10-3.

      
      

      (7.5.4)

      i

   6. Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mN, г/кВтч, на единицу мощности ГМК,

      вычисляют по формуле

      
      

      

      i

      mN  3,6  Mi ,

      Ne

      где Nе – эффективная мощность ГМК, МВт.

      (7.5.5)

      i

   7. Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mТГ, г/м3, на единицу топливного газа

      ГМК, вычисляют по формуле

      
      

      

      i

      mТГ  3600  Мi ,

      
      

      (7.5.6)

      QТГ

      где QТГ – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 °С и 0,1013 МПа).

2. Расчет вредных выбросов в атмосферу от трубчатых нагревательных печей

   1. Расчеты выбросов ЗВ при сжигании топлива в трубчатых нагревательных печах подогревателей топливного и пускового газа, подогревателей теплоносителя установок регенерации гликолей (ДЭГ, ТЭГ) и метанола выполняют с использованием программных продуктов в соответствии с Перечнем [22].

   2. Расчет вредных выбросов при сжигании топлива в трубчатых печах

      ,

      Количество выбросов сернистого ангидрида ПSO2

      кг/ч, вычисляют по формуле

      ПSO2

       0,01(2S   В

      ж  1,88[H2S] Вг),

      (7.6.1)

      
      

      где Вж, Вг – расход жидкого и газообразного топлива соответственно, кг/ч; S – содержание серы в жидком топливе, масс. %;

      [H2S] – содержание сероводорода в газовом топливе, масс. %. Количество выбросов оксида углерода ПСО, кг/ч, вычисляют по формуле

      ПCO  1,5103 (Вж  Вг ).

      
      

      (7.6.2)

      
      

      ,

      Количество выбросов метана ПСН4

      кг/ч, вычисляют по формуле

      ПCH4

       1,5104 (Вж  Вг ).

      (7.6.3)

      
      

      х

      Количество суммарных выбросов оксидов азота ПNO , кг/ч, вычисляют по формуле

      ПNO

      x  Vг  CNOx

      106,

      
      

      (7.6.4)

      
      

      где Vг – объемный расход уходящих влажных продуктов сгорания, нм3/ч;

      х

      СNO – концентрация оксидов азота в продуктах сгорания, мг/нм3.

      ,

      Количество выбросов диоксида азота ПNO2

      кг/ч, вычисляют по формуле

      ПNO2

       0,05  П

      NOx .

      (7.6.5)

      
      

   3. Расход уходящих влажных продуктов сгорания Vг, кг/ч, вычисляют по формуле

      Vг  7,84  L (Вж Эж  Вг Эг ),

      (7.6.6)

      
      

      где L – коэффициент избытка воздуха;

      Эж или ЭГ – энергетический эквивалент жидкого и газообразного топлива. Энергетический эквивалент жидкого и газообразного топлива для природного газа равен 1,66; для нефтяного попутного газа равен 1,50.

   4. Концентрацию оксидов азота в продуктах сгорания при сжигании газообразных

      х

      топлив СNO ,

      мг/нм3, вычисляют по формуле

      ⎛ 1,2 ⎞

      0,5

      CNOx

      

       ( A  В  Qг ) ⎜ L ⎟ ,

      (7.6.7)

      ⎝ ⎠

      
      

      где А и В – коэффициенты, учитывающие соответственно влияние конструкций и компоновки горелок, а также изменение их тепловой мощности, определяют по таблице 7.9;

      Qг – тепловая мощность горелки, кВт.

      Расчетный коэффициент избытка воздуха в топке L равен 1,2; для печей с горелками беспламенного горения коэффициент L равен 0,8.

      Таблица 7.9 – Коэффициенты А и В, учитывающие влияние конструкций и компоновки горелок

      
      

      Тип горелок	Мощность горелок QГ2, МВт	Компановка горелок	Коэффициенты
      			А	В
      1 Fd-6	2,18	Подовая	65	60
      2 HPN-S	2,80	Подовая	80	54
      3 ФГМ-95ВП	1,16	Подовая	84	60
      4 QPH-400	5,00	Подовая	150	10
      5 ФП-2	1,43	Угловая	94	78
      6 SOД Z	1,375	Подовая	94	78
      7 ГП-2	1,86	Фронтовая одноярусная	95	85
      8 HPN-I	1,30	Фронтовая одноярусная	109	82
      9 ГП-2	1,86	Фронтовая одноярусная	114	88
      10 ФГМ-95ВП	1,16	Фронтовая одноярусная	116	92
      11 ГМК-2	1,40	Подовая	122	95
      12 ФГМ-120	1,75	Фронтовая многоярусная	135	95

   5. Объемный расход продуктов сгорания Vпс, м3/с, выбрасываемых через дымовую трубу вычисляют по формуле

      

      

      ⎛ 273  tух ⎞ Vпс  ⎜ 273 ⎟
      	⎝	⎠

      Vг . 3600

      
      

      (7.6.8)

      
      

      Скорость продуктов сгорания в дымовой трубе Wпс, м/с, вычисляют по формуле

      V

      Wпс 

      

      пс ,

      2

      (7.6.9)

      0,785  Двн

      где tух – температура уходящих дымовых газов, °С;

      Двн – внутренний диаметр устья дымовой трубы, м.

   6. Концентрация вредных веществ Сi, мг/м3, выбрасываемых с продуктами сгорания, вычисляют по формуле

      
      

      Ci 

      i

      П 106

      

      .

      
      

      (7.6.10)

      VПС 3600

      
      

3. Расчет залповых выбросов продувочных газов (углеводородов) в атмосферу

   1. Расчет залповых выбросов продувочных газов (углеводородов) в атмосферу при осуществлении регламентируемых технологических операций продувок и опорожнении оборудования, аппаратов и агрегатов, газопроводов, шлейфов, коллекторов и коммуникаций выполняют согласно СТО Газпром 11.

   2. Расчет количества выбросов продувочных газов (углеводородов) из различных источников осуществляют:

      • по результатам исследований с использованием математических моделей;

      • удельному выбросу на единицу продукции;

      • замеру основных параметров газового потока измерительными устройствами.

   3. Валовый выброс углеводородов в атмосферу от источников выделения газовых выбросов с учетом концентрации и объемного расхода газа G, т/год, вычисляют по формуле

      n

      G  (Q C   b  n  0,0036),

      1

      
      

      где Q – объемный расход выбрасываемого газа, м3/с;

      C – концентрация углеводородов в выбрасываемом газе, г/м3;

       – время работы в течение года однотипных источников выбросов, ч/год;

      b – количество однотипных источников;

      n – количество технологических операций; 0,0036 – коэффициент пересчета.

      Объемный расход выбрасываемого газа Q, м3/с, вычисляют по формуле

      
      

      (7.7.1)

      
      

      
      

      где V – объем выброса газа, м3.

      

      Q  V ,

      

      
      

      (7.7.2)

   4. Максимальный разовый выброс (мощность выброса) углеводородов в атмосферу от каждого отдельного источника M, г/с, вычисляют по формуле

      M  Q C.

      (7.7.3)

   5. Валовый выброс углеводородов в атмосферу от источников их выделения по годовому объему выброшенного газа G , т/год, вычисляют по формуле

      G  V  ,

      
      

      где V  – объем выброшенного газа в атмосферу в течение года, тыс. м3/год;

       – плотность газа, кг/м3.

   6. Расчет выбросов газа в атмосферу при продувке скважин

      (7.7.4)

      При удалении с забоя скважины механических примесей (например, содержащегося в жидкости песка) величину необходимого дебита газа определяют по фактическим данным или устанавливают, исходя из увеличенной в три раза величины базового дебита, а время продувки скважины увеличивают в два раза.

      Объем газа, расходуемого на продувку скважины Vскв, м3, вычисляют по формуле

      
      

      Vскв 

      

      св

      326  d 2

       P   n ,

      
      

      (7.7.5)

      * T

      где dсв – диаметр «свечи» (головки скважины), через которую происходит продувка скважины, мм;

      Р – абсолютное давление газа в «свече» при продувке, кг/см2;

       – продолжительность продувки, сут;

      n – количество продувок в год;

       – относительная плотность газа по воздуху;

      T – температура газа, К;

      326 – эмпирический коэффициент.

      При удалении из скважины жидкости, исходя из условий фактического среднего давления по стволу скважины, площади проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, и величины базового дебита, продолжительность продувки скважины пр, сут, вычисляют по формуле

      Lскв  F  Pcp

      

      пр  ,

      (7.7.6)

      
      

      где Lскв – глубина скважины, м;

      Qбаз  Ро

      F – площадь проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, м2;

      Pср – среднее давление по стволу скважины , МПа;

      Qбаз – базовый дебит газа, м3/сут;

      Ро – абсолютное атмосферное давление, МПа.

      Среднее по стволу скважины давление Pср, МПа, вычисляют по формуле

      
      

      где Рзаб – забойное давление, МПа;

      Ру – устьевое давление, МПа.

      
      

      Pср

      Рзаб  Ру

      

       ,

      2

      
      

      (7.7.7)

   7. Расчет объема газа, расходуемого на опорожнение и продувку трубопроводов Объем газа, выделившегося в атмосферу при опорожнении, продувке участка трубопро-

      вода, шлейфа, с учетом газа, подаваемого от устья скважины, Vпр, м3, вычисляют по формуле

      
      

      ⎛ P P ⎞

      

      Vпр  0,995 V геом  ⎜ 1 

      

      2 ⎟  (Q),

      (7.7.8)

      ⎝ Z1

      Z2 ⎠

      
      

      где V геом – геометрический объем продуваемого участка трубопровода, м3;

      Р1,Р2 – давление газа в начале и конце продуваемого участка (перед началом работы и после опорожнения участка) соответственно, кг/см2;

      Z1, Z2 – коэффициент сжимаемости газа в начале и конце продуваемого участка (перед началом работы и после опорожнения участка);

      Q – производительность трубопровода, дебит скважины при продувке, м3/мин;

       – продолжительность продувки, мин; 0,995 – эмпирический коэффициент.

      Объем газа, расходуемого на одну продувку технологического оборудования инертным газом, а также стравливаемого из участка газопровода при ликвидации гидратных пробок с использованием технологии снижения давления и учетом температуры газа на участке газопровода Vгидр, м3, вычисляют по формуле

      P

        геом  ⎛ 1 

      P2 ⎞

      

      Vгидр

      283,6 V

      

      ⎜ Z T Z T ⎟,

      (7.7.9)

      ⎝ 1 1 2 2 ⎠

      
      

      где Т1, Т2, – температура газа на участке газопровода до и после стравливания (или с учетом средней температуры продувки), К соответственно.

      Коэффициент сжимаемости газа Z вычисляют по формуле

      
      

      Z  1 0,0907  Pср

      ⎛ Tcp ⎞

      

      ⎝ ⎠

       ⎜ 200 ⎟

      3,668

      ,

      
      

      (7.7.10)

      
      

      где Рср, Тср – средние давление и температура газа, МПа и К соответственно.

      Среднее давление вычисляют по формуле

      
      

      Pср

      P1  P2 

      

       .

      2

      
      

      (7.7.11)

      Среднюю температуру вычисляют по формуле

      (T T )

      Tср 

      

      1 2 .

      2

      (7.7.12)

      
      

   8. Объем газа, расходуемого на продувку трубопровода для удаления оставшейся жидкости ,Vпр, м3, вычисляют по формуле

      Vпр  Vдокр  Vкр ,

      где Vдокр – объем газа, расходуемого при режиме докритического истечения, м3;

      Vкр – объем газа, расходуемого при режиме критического истечения, м3.

      (7.7.13)

      Объем газа, расходуемого при продувке в режиме докритического и критического истечения (когда скорость потока газа в сечении диафрагмы равна скорости звука в данной среде) V (Vдокр и Vкр), м3, вычисляют по формуле

      V  k  F P ,

      (7.7.14)

      
      

      где k – эмпирический коэффициент, при докритическом истечении k = 110, а при критическом истечении k = 296;

      F – площадь сечения трубы, через которую производится продувка, м2;

      P – давление газа перед сечением трубы, через которую производится продувка, кг/см2;

      докр – продолжительность продувки при докритическом истечении газа, с.

   9. Расчет объемов газа, расходуемого на опорожнение и продувку технологического оборудования

      1. Расчет объемов газа, выделившегося в атмосферу при остановке и расходуемого – при пуске агрегата, участка газопровода или технологической установки

         Объем газа, затраченного на вытеснение инертного газа из продутого технологического оборудования или стравливаемого из контура нагнетателя, при остановке ГПА, выдуваемого на факел или свечу Vост, м3, вычисляют по формуле

         Vост

         V геом

         

         

          Рр Тс ,

         
         

         (7.7.15)

         (Рс Т р  Z )

         где V геом – геометрический объем продуваемого участка, м3;

         Рр – рабочее давление газа до вытеснения инертного газа, МПа; Тр – рабочая температура газа до вытеснения инертного газа, К; Z – коэффициент сжимаемости газа при рабочих параметрах;

         Тс – температура газа при стандартных условиях (Тс = 293,15 К);

         Рс – давление газа при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа).

      2. Расчет объема газа, расходуемого на продувку аппаратов с жидкостью

         Объем газа, расходуемого на продувку аппаратов с жидкостью с целью ее вытеснения

         пр

         V ж м3, вычисляют по формуле

         
         

         пр ср ж

         V ж  3,23 F  P    V  Г,

         
         

         где F – площадь сечения трубки, по которой сливается жидкость, м2;

         Рср – среднее давление газа в аппарате, кг/см2;

          – продолжительность однократной продувки, с;

         Vж – объем жидкости, слитой из аппарата, м3;

         (7.7.16)

         Г – газовый фактор жидких продуктов (количество газа, растворенного в жидкости, т.е. объем газообразных углеводородов, выделившихся из 1 м3 сливаемой жидкости), м3/м3;

         3,23 – эмпирический коэффициент.

         Газовый фактор Г, м3/м3, определяют исходя из состава жидкости в дренажной емкости. Приближенную величину Г сырого конденсата вычисляют по формуле

         ⎛ Pp ⎞

         Г  К  ,

         
         

         (7.7.17)

         

         ⎜ Z ⎟

         ⎝ ⎠

         где К – коэффициент, равный 0,9610-5 нм3/м3Па;

         Рр – рабочее давление продувки, Па;

         Z – коэффициент сжимаемости газа (на практике для приближенных расчетов потерь газа дегазации допускается применять Z = 0,95).

      3. Расчет объемов газа, расходуемого на технологические нужды КЦ

Годовой объем газа, расходуемого на технологические нужды КЦ и выбрасываемого в атмосферу Vкц, м3, вычисляют по формуле

(Vпуск Vост ) b  

K

Vкц   nVпр ,

п

(7.7.18)

где b – число работающих ГПА в цехе;

Kп – наработка на 1 пуск-остановку, ч (принимается по среднестатистическим данным парка газотурбинных ГПА: Kп = 250 ч);

 – количество часов работы КЦ в год;

n – количество продувок в год.

1. Расчет объемов газа, расходуемого на технологические нужды газосборных объектов

   1. Объем газа, расходуемого на продувку оборудования ГСП со сбросом газа в атмосферу при вводе в эксплуатацию (до полного вытеснения всего воздуха) , м3, вычисляют по формуле

      296 V вн  k (P

      • P )

        Vэкспл 

        

        a г ,

        Tг

        (7.7.19)

        где V вн – внутренний объем продуваемых газопроводов и оборудования, м3;

        k – поправочный коэффициент (1,25  1,30);

        Pa – атмосферное давление, МПа;

        Pг – избыточное давление газа в газопроводе при продувке, МПа (для газопроводов

        низкого давления принимают рабочее давление, для газопроводов среднего и высокого давления – не более 0,1 МПа);

        Тг – температура газа, К;

        296 – эмпирический коэффициент.

        При проведении ремонтных работ, связанных с разгерметизацией оборудования и участков газопровода, полный объем газа, расходуемого на эти работы, складывается из газа, удаляемого из газопроводов и оборудования, и газа на их последующие заполнение и продувку. При этом поправочный коэффициент k, учитывающий реальное увеличение расхода газа на продувку, равен 2,25  2,30.

   2. Объем газа, расходуемого на регулировку и настройку оборудования ГРП и прочего технологического оборудования перед вводом его в эксплуатацию (при использовании продувочных свечей) Vрегул, м3, вычисляют по формуле

9,24  d 2  ⎛ Pг ⎞

0,5

(P

• P )

  

  ⎜  ⎟ a г

  Vрегул 

  ⎝ ⎠ , 273  tг

  (7.7.20)

  где d – внутренний диаметр продувочной свечи, м;

   – продолжительность регулировки и настройки, ч;

   – плотность газа, кг/м3;

  9,24 – эмпирический коэффициент.

  7.7.11 Расчет выбросов углеводородов в атмосферу (газа с конденсатом) при эксплуатации технологического оборудования

  Во всех технологических процессах при продувках и опорожнении оборудования с газом, выбрасываемым в атмосферу, поступает и содержащийся в нем конденсат.

  Выбросы конденсата с газом рассчитывают отдельно для каждой статьи расхода газа, а затем суммируют.

  Выброс конденсата с газом, расходуемым на технологические (нетопливные) нужды

  Gк.г, т, вычисляют по формуле

  Gк.г  Vт.н  gк.г 106,

  где Vт.н – объем газа, расходуемого на технологические нужды, м3;

  
  

  (7.7.21)

  gк.г – содержание конденсата в газе, расходуемом на технологические нужды, г/м3; 10–6 – коэффициент пересчета.

  Содержание конденсата в газе, расходуемом на технологические нужды, определяют расчетно-аналитическим методом.

  При ремонте дренажной линии от конденсатосборника ремонтируемый участок опорожняют с утилизацией конденсата, но полной утилизации конденсата при этом не достига-

  ется. Технологические выбросы конденсата в атмосферу при ремонте дренажной линии Gк.рем, т, вычисляют по формуле

  Gк.рем  d 2

   L к  8102,

  (7.7.22)

  
  

  где d – диаметр дренажной линии, м;

  L – длина ремонтируемого участка дренажной линии, м;

  к – плотность конденсата, т/м3; 810–2 – эмпирический коэффициент.

  1. Расчет выбросов ЗВ от неорганизованных источников выбросов

     1. Неорганизованные выбросы ЗВ от технологических объектов (оборудование, емкости, арматура), не оборудованных системами отвода этих выбросов в атмосферу, определяют с учетом положений РД 39.142-00 [9].

     2. Расчет выбросов загрязняющих веществ от неподвижных уплотнений – утечек через фланцевые соединения, уплотнения люков, лазов, смотровых окон, заглушек.

        Величины утечек в одном фланцевом соединении и статистические данные о доле уплотнений, потерявших герметичность в ходе эксплуатации, определяют по таблице 7.10.

        Таблица 7.10 – Утечки через неподвижные и подвижные соединения

        
        

        Наименование оборудования, вид технологического потока	Расчетная величина утечки gнуj , мг/с	Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы (общее число уплотнений данного типа принято за 1) xнуi
        ЗРА
        Среда газовая	5,83	0,293
        Легкие углеводороды, двухфазные среды	3,61	0,365
        Тяжелые углеводороды	1,83	0,070
        Водород	2,44	0,300

        Окончание таблицы 7.10

        
        

        Наименование оборудования, вид технологического потока	Расчетная величина утечки gнуj , мг/с	Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы (общее число уплотнений данного типа принято за 1) xнуi
        Предохранительные клапаны
        Парогазовые потоки	37,78	0,460
        Легкие жидкие углеводороды	24,45	0,250
        Тяжелые углеводороды	30,84	0,350
        Фланцевые соединения
        Парогазовые потоки	0,20	0,030
        Легкие углеводороды, двухфазные потоки	0,11	0,050
        Тяжелые углеводороды	0,08	0,020
        Уплотнения валов машин* (на одно уплотнение)
        Центробежные компрессоры:	33,34	0,765
        газовые потоки
        водород	13,89	0,810
        Поршневые компрессоры	31,95	0,700
        Насосы:	38,89	-
        сальниковые уплотнения
        торцовое уплотнение	22,22	-
        двойное торцовое или бессальниковое уплотнение	5,56	-
        на жидких легких и сжиженных углеводородах		0,638**
        на тяжелых углеводородах		0,226**
        * Утечки через уплотнения валов детандеров приравниваются к аналогичным величинам для компрессоров, а через уплотнения мешалок и реакторов – к утечкам из насосов соответствующих типов. ** Для уплотнений всех типов.

        Расчет суммарных утечек через неподвижные уплотнения одного аппарата проводят умножением величины утечки через одно фланцевое уплотнение на общее число соединений и долю их, потерявших герметичность.

        ,

        Величина неорганизованных выбросов Yнуj

        мг/с, через неподвижные уплотнения всех

        аппаратов, агрегатов, трубопроводов установки, отдельно для каждого вида потока (парогазовый, легкий продукт, тяжелый продукт, потоки с различным компонентным составом) с последующим их суммированием вычисляют по формуле

        l l m

        Yну  Yну j    gнy j  ni  xнyi  cji ,

        j1 j1 i1

        (7.8.1)

        
        

        где Yнуj – суммарная утечка j-го вредного компонента через неподвижные соединения в целом по установке (предприятию), мг/с;

        l – общее количество типов вредных компонентов в неорганизованных выбросах в целом по установке (предприятию), шт.;

        m – общее число видов потоков, создающих неорганизованные выбросы, в целом по установке (предприятию), шт.;

        gнyj – величина утечки потока i-го вида через одно фланцевое уплотнение, мг/с;

        ni – число неподвижных уплотнений на потоке i-го вида, шт.;

        xнyi – доля уплотнений на потоке i-го вида, потерявших герметичность, в долях единицы;

        сji – массовая концентрация вредного компонента j-го типа в i-м потоке в долях единицы.

     3. Расчет выбросов загрязняющих веществ через уплотнения подвижных соединений

        1. В технических условиях на поставку компрессорного или насосного агрегата указывают в зависимости от типа уплотнения отсутствие утечки или ее предельно допустимую величину. Среднестатистические величины утечек через одно уплотнение для агрегатов различных типов и доли уплотнений, потерявших герметичность, приведены в таблице 7.10.

        2. Неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений рассчитывают по компрессорам и насосам, установленным вне производственных зданий.

  Для каждого типа агрегатов определяют общее число уплотнений на них, среднюю величину утечки через одно уплотнение данного типа и данного вида перекачиваемого продукта, среднестатистическую долю соединений, потерявших герметичность, и концентрацию каждого вредного компонента выброса в отдельности.

  Суммарные неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений по

  ,

  установке (предприятию) Yпуj

  мг/с, вычисляют по формуле

  l l m r

  Yпу  Yпу j     gik  nik  xik  cji ,

  j1 j1 i1 k1

  
  

  (7.8.2)

  
  

  где Yпуj – суммарная утечка j-го вредного компонента через подвижные соединения в целом по установке (производственному объекту), мг/с;

  r – общее число типов подвижных соединений, создающих неорганизованные выбросы в целом по установке (объекту), шт.;

  gik – величина утечки потока i-го вида через одно уплотнение k-го типа, мг/с;

  nik – число подвижных уплотнений k-го типа на потоке i-го вида, шт.;

  xik – доля уплотнений k-го типа на потоке i-го вида, потерявших герметичность, доли единицы.

  1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от запорно-регулирующей арматуры

     1. Расчет выбросов ЗВ проводят от ЗРА следующих видов:

        • запорные задвижки, клапаны, краны, вентили, затворы;

        • обратные клапаны и затворы;

        • регулирующие клапаны и заслонки (исполнительные устройства регулирования расхода);

        • предохранительные клапаны.

     2. В состав неорганизованных выбросов от ЗРА входят утечки:

        • через фланцевые соединения арматуры с трубопроводом или штуцером технологического аппарата;

        • разъемные соединения конструкции (крышка корпуса задвижки);

        • сальниковые уплотнения вала исполнительного механизма задвижки, клапана, крана;

        • негерметичность затвора, когда один из выходов канала арматуры напрямую соединен с атмосферой, не заглушен и не выведен в систему отвода на свечу рассеивания или на факел (дренажная задвижка, пробоотборный вентиль, предохранительный клапан).

1. Утечки через фланцевые соединения с технологической системой и через разъемные соединения корпуса арматуры учитывают при расчете неорганизованных выбросов через неподвижные соединения.

2. Для расчета утечек через сальниковые уплотнения арматуры используют статистические данные величины утечки и доли негерметичной ЗРА, определяемые по таблице

   7.7.1. В случае сильфонного уплотнения вала задвижки (клапана) эти утечки равны 0.

3. Нормы герметичности затворов ЗРА приведены в таблице 7.11, предохранительных пружинных полноподъемных клапанов – в таблице 7.12, нормы герметичности прочей ЗРА принимают по техническим условиям, паспортам или др. нормативной документации на данное изделие.

Если тип ЗРА неизвестен или величина утечки не определена, то величину утечки и долю затворов, потерявших герметичность, принимают по данным таблицы 7.10.

Таблица 7.11 – Максимально допустимые утечки запорной арматуры (при приемо-сдаточных испытаниях)

Таблица 7.12 – Нормы герметичности предохранительных пружинных полноподъемных клапанов

1. Расчет выбросов метанола от организованных и неорганизованных источников выбросов

   1. Расчеты выбросов паров метанола выполняют с учетом положений ВРД 39-1.13051-2001 [7] для неорганизованных и организованных источников.

      Расчеты выбросов паров метанола от неорганизованных источников на производственных объектах выполняют:

      1. для разгружаемых транспортных емкостей (автоцистерны, резервуары);

      2. приемных и технологических резервуаров чистого метанола и BMP;

      3. ЗРА на внешних и внутренних технологических линиях.

      Расчеты выбросов паров метанола от организованных источников на производственных объектах выполняют для источников непрерывного действия – вытяжные трубы систем общеобменной вентиляции из помещений основного технологического оборудования.

   2. Расчет выбросов в атмосферу при сливе метанола из технологических емкостей Слив метанола из емкостей производят под атмосферным давлением, а выбросы

      в атмосферу происходят за счет так называемого обратного выдоха, частичного вытеснения из емкости воздуха, насыщенного парами сливаемого метанола.

      мет

      Валовый выброс паров метанола в атмосферу G ц

      , т/год, вычисляют по формуле

      
      

      G ц  

      -3  Q  К

      
      

       х 

      mмет

      мет

      1,2 10

      цн мет мет

      

      ,

      о.в

      273  t ср

      (7.9.1)

      
      

      где 1,2·10-3 – коэффициент, который составляет 10 % от величины «большого дыхания» транспортной цистерны;

      Qцн – годовой объем сливаемой из цистерн жидкости, м3/год;

      Kмет – константа равновесия между паром и метанолом при температуре парогазового

      пространства транспортной цистерны, которая принимается как температура окружающего воздуха to.в;

      хмет – мольная доля метанола (в ВМР) в сливаемой жидкости, для однокомпонентной

      жидкости (чистого метанола) хмет = 1;

      mмет – молекулярная масса метанола, кг/кмоль, равная 32,04;

      t ср

      о.в – среднегодовая (среднесезонная для водного транспорта) температура окружающего воздуха, °С.

      Константу равновесия между паром и метанолом Кмет вычисляют по формуле

      Р

      Kмет 

      

      мет ,

      Ра

      (7.9.2)

      
      

      где Рмет – давление паров метанола, мм рт. ст., определяют по рисунку 7.1;

      

      

      

      

      

      

      

      

      

      

      

      

      

      

      Ра = 760 мм рт. ст. – атмосферное давление.

      
      

      

      
      

      

      
      

      

      
      

      

      

      

      

      

      Рисунок – 7.1 Зависимость давления насыщенных паров метанола от температуры

      
      

      мет

      Максимально разовый выброс паров метанола М ц

      , г/с, при сливе из транспортных

      цистерн вычисляют по формуле

      
      

      М ц

      
      

       V  К  Х

      
      

      • mмет

        мет

        0,333

        

        ч мет мет

        ,

        о.в.

        273  t max

        (7.9.3)

        
        

        
        

        где

        

        0,333  1,2 1000

        3600

        
        

        – коэффициент перевода кг/ч в г/с;

        Vч – часовая производительность насоса (либо «самослива»), м3/ч, при перекачке метанола из транспортной емкости в приемный резервуар;

        t мах

        о.в – среднемесячная наиболее жаркого месяца года температуры окружающего воздуха, °С.

   3. Расчет выбросов паров метанола из приемных и технологических резервуаров

      С учетом эксплуатационных особенностей резервуаров и состава размещаемых в них

      мет

      ВМР валовый выброс G р

      , т/год, вычисляют формуле

      0,160 (Р mах  К

      • Р min ) X

       К ср  k

      ⎛ х х ⎞

      • В  мет  вод

      

      

      мет B мет мет р об

      ⎜⎜   ⎟⎟

      р ⎝ мет вод ⎠

      ⎛ х х ⎞

      Gмет 

      ж ж

      10000 ⎜ мет  вод ⎟ (546  t mах  t min)

      , (7.9.4)

      

      

      ⎜ тмет

      твод ⎟

      ⎝ ⎠

      где P min, P max

      мет

      мет – давление насыщенных паров метанола при минимальной и максимальной

      ж

      (среднемесячных для наружных резервуаров) температурах t min

      мм рт. ст., определяют по рисунку 7.1;

      ж

      и t max

      соответственно,

      КВ – коэффициент, характеризующий распределение концентраций паров метанола по высоте газового пространства резервуара; при температурах менее +50 °С КВ = 1,00;

      xмет, хвод – массовые доли метанола и воды в ВМР;

      ср

      К р – опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности

      резервуара, определяют по таблице 7.13;

      В – количество метанола, закачиваемое в резервуар в течение года, т/год;

      мет – плотность метанола, т/м3 (мет = 0,792);

      kоб – коэффициент, учитывающий оборачиваемость резервуара, определяют в соответствии с таблицей 7.14.

      Оборачиваемость резервуара n вычисляют по формуле

      

      n  B ,

      ( V  N )

      
      

      (7.9.5)

      мет p p

      
      

      где Vp и Np – объем, м3, и количество, шт., одноцелевых резервуаров.

      
      

      р

      Таблица 7.13 – Значения опытных коэффициентов К ср

      р

      , К max

      
      

      Категория	Конструкция резервуаров	К max или К ср р р	Объем резервуара, Vp, м3
      			100 и менее	200–400	700–1000	2000 и более
      Режим эксплуатации – «мерник». Средства сокращения выделений отсутствуют
      А	Наземный вертикальный	К max р	0,90	0,87	0,83	0,80
      		К ср р	0,63	0,61	0,58	0,56
      	Заглубленный	К max р	0,80	0,77	0,73	0,70
      		К ср р	0,56	0,54	0,51	0,50
      	Наземный горизонтальный	К max р	1,00	0,97	0,93	0,90
      		К ср р	0,70	0,68	0,65	0,63
      Б	Наземный вертикальный	К max р	0,95	0,92	0,88	0,85
      		К ср р	0,67	0,64	0,62	0,60
      	Заглубленный	К max р	0,85	0,82	0,78	0,75
      		К ср р	0,60	0,57	0,55	0,53
      	Наземный горизонтальный	К max р	1,00	0,98	0,96	0,95
      		К ср р	0,70	0,69	0,67	0,67

      Окончание таблицы 7.13

      
      

      Категория	Конструкция резервуаров	К max или К ср р р	Объем резервуара, Vp, м3
      			100 и менее	200–400	700–1000	2000 и более
      В	Наземный вертикальный	К max р	1,00	0,97	0,93	0,90
      		К ср р	0,70	0,68	0,650	0,63
      	Заглубленный	К max р	0,90	0,87	0,83	0,80
      		К ср р	0,63	0,61	0,58	0,56
      	Наземный горизонтальный	К max р	1,00	1,00	1,00	1,00
      		К ср р	0,70	0,70	0,70	0,70
      Режим эксплуатации – «мерник». Средства сокращения выделений – понтон
      А, Б, В	Наземный вертикальный	К max р	0,20	0,19	0,17	0,16
      		К ср р	0,14	0,13	0,12	0,11
      Режим эксплуатации – «мерник». Средства сокращения выделений – «плавающая крыша»
      А, Б, В	Наземный вертикальный	К max р	0,13	0,13	0,12	0,11
      		К ср р	0,094	0,087	0,080	0,074
      Режим эксплуатации – «буферная емкость»
      А, Б, В	Все типы конструкций	К р	0,10	0,10	0,10	0,10

      
      

      Таблица 7.14 – Значения опытных коэффициентов Kоб

      
      

      n	100	80	60	40	30	20 и менее
      Kоб	1,35	1,50	1,75	2,00	2,25	2,50

      
      

      мет

      Максимально-разовый выброс М р

      , г/с, вычисляют по формуле

      
      

      mах mах mах

      M

      р мет

      0,455  Pмет

      

      ⎛ х х ⎞

      

       X мет  КВ  Kр

      Vч ,

      (7.9.6)

      100  мет  вод (273  t mах )

      

      

      т

      т

      ⎜⎜

      ⎝ мет

      ⎟⎟ ж

      вод ⎠

      р

      где К max

      – опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности

      резервуара, определяют по таблице 7.13;

      max

      V ч – максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во

      время закачки в него жидкости (равен производительности насоса), м3/ч.

   4. Расчет выбросов метанола через запорно-регулирующую арматуру

      Валовые выбросы паров метанола от ЗРА, находящейся под избыточным давлением через неплотности герметизирующих уплотнений (прокладок, сальниковых набивок и т.п.), Gмет, т/год, (от всех источников) вычисляют по формуле

      n 3

      Gмет   ( yi bi  Ni ti  xi 10 ),

      i=1

      (7.9.7)

      где yi – величины утечек, кг/ч;

      bi – доля потерявших герметичность подвижных или неподвижных уплотнений ЗРА;

      Ni и ti – соответственно количество, шт., и время работы в течение года, ч/год, однотипных источников выбросов паров метанола;

      n – общее число имеющихся типов ЗРА и видов технологических потоков (среды: парогазовые, парогазожидкостные либо жидкостные);

      xi – массовая доля метанола в соответствующей парогазовой или водометанольной среде.

      Максимально-разовый выброс Мi, г/с, (от каждого отдельного источника), вычисляют по формуле

      Mi  0, 278  yi  bi  xi ,

      (7.9.8)

      
      

      
      

      где 10–3 и

      
      

      0,278 

      103

      
      

      

      3600

      
      

      – коэффициенты перевода кг/ч в т/год и г/с соответственно.

      
      

   5. Расчет выбросов паров метанола от организованных источников вытяжной вентиляции помещений с водометанольными резервуарами

      Концентрацию метанола в воздухе, поступающего через вентиляционный патрубок в атмосферу, Cмет, г/м3, вычисляют по формуле

      M мет 3600

      

      Смет  

      i ,

      Vbi

      (7.9.9)

      мет

      где M i

      
      

      – сумма выбросов метанола от различных видов оборудования, установленного

      в помещении, г/с;

      b

      V

      i

      нии, м3/ч.

      • суммарная производительность вытяжных вентиляторов в данном помеще-

        Скорость газовоздушной смеси на выходе из вентиляционных патрубков Wi, м/с, вычисляют по формуле

        
        

        Wi 

        Vbi

        
        

        

        (7.9.10)

        3600  Fвпi

        
        

        i

        где Fвп – площадь поперечного сечения вентиляционных патрубков, м2, рассчитывают раздельно для местных отсосов и для общеобменной вентиляции помещений.

        мет

        Расчет выбросов паров метанола M i

        , через неплотности ЗРА, размещенной в поме-

        щениях насосных и компрессорных, проводят с учетом величин утечек и процента потерявших герметичность уплотнений в соответствии с таблицей 7.10.

2. Порядок учета трансформации оксидов азота в расчетах выбросов топливоиспользующего оборудования

   1. При определении мощности выбросов оксидов азота для всех типов топливоиспользующего оборудования (ГПА, подогревателей теплоносителя, котлоагрегатов разных мощностей, факельных установок, дизельных агрегатов, установок регенерации

      ДЭГ и др.) выбросы NO2 и NO определяют, используя установленные расчетно-экспери-

      ментальные коэффициенты трансформации оксидов азота в атмосфере от суммарных выбросов NOх.

   2. Мощности выброса оксидов азота MNO2 и MNO, г/с, с учетом трансформации

      NONO2 вычисляют по формулам

      M  a  M ,

      (7.10.1)

      NO2

      N NOx

      
      

      M  0,65 (1  a

      )  M ,

      (7.10.2)

      NO N NOх

      
      

      MNOx

       (M

      
      

      NO2

      1,53  MNO ),

      (7.10.3)

      
      

      где aN – коэффициент трансформации NONO2.

   3. При отсутствии экспериментальных данных по установлению трансформации оксидов азота в атмосфере производственного объекта коэффициенты трансформации оксидов азота принимают с учетом административно-территориального районирования и природно-климатического зонирования в соответствии с приложением Е СТО Газпром 2-1.19-200.

1. Учет выбросов парниковых газов с отходящими газами топливоиспользующего оборудования объектов производства основного и вспомогательного назначения

   Выброс парниковых газов СО2 и СН4 при сжигании различных видов топлива Gi, т/год, вычисляют по формуле

   Gi  Bi  Ki  Kп,

   (7.11.1)

   
   

   где i – вид топлива;

   Вi – потребление i-вида топлива;

   Кi – коэффициент эмиссии i-го вида топлива;

   Кп – переводной коэффициент единиц измерения.

   Значения коэффициентов эмиссии для парниковых газов по различным видам топлива приведены в таблице 7.15. Переводные коэффициенты единиц измерения приведены в таблице 7.16 в соответствии с МГЭИК 2006 [23].

   Таблица 7.15 – Коэффициенты эмиссии парниковых газов по различным видам топлива

   
   

   Выброс парниковых газов, ед. изм.	Потребление топлива, ед. изм.	Коэффициент эмиссии парникового газа
   Диоксид углерода (код SNAP 620-08-0)
   Вид топлива, газообразное – природный газ
   т/год	ТДж/год	56,1* (55,82**) т/ТДж
   т/год	т.у.т./год	1,61 т/т.у.т.
   Жидкое топливо – дизельное топливо
   т/год	ТДж/год	74,07 т/ТДж
   т/год	т.у.т./год	2,17 т/т.у.т.
   Жидкое топливо – бензины
   т/год	ТДж/год	69,3 т/ТДж
   т/год	т.у.т./год	2,03 т/т.у.т.
   Метан (код SNAP 74-82-8)
   Вид топлива, газообразное – природный газ
   т/год	ТДж/год	0,005 т/ТДж
   кг/год	ТДж/год	5 кг/ТДж
   кг/год	т.у.т./год	0,15 кг/т.у.т.
   т СО2-экв.	тыс. м3	21pгаза
   г/сут	г/сут	0,00005 г/г
   Жидкое топливо – дизельное топливо
   кг/год	ТДж/год	10 кг/ТДж
   кг/год	т.у.т./год	0,29 кг/т.у.т.
   Жидкое топливо – углеводородный конденсат
   кг/год	ТДж/год	10 кг/ТДж
   кг/год	т.у.т./год	0,29 кг/т.у.т.
   * С учетом химического недожога. ** Без учета химимического недожога.

   Таблица 7.16 – Переводные коэффициенты единиц измерения

   
   

   Определение величины теплотворных нетто-значений
   Вид топлива	Множители (ТДж/103 т)	Множители
   Газообразное топливо	33,71	1,15 т.у.т./1000 м3 (1,15 т/т.у.т.)
   Мазут	42,08	1,45 т.у.т./т
   Переводные множители
   Единица		Переводной множитель
   1 т.н.э.		11010 калорий
   103 т.н.э.		41,868 ТДж
   1 кг		2,2046 фунта
   1 калория		4,1868 джоулей
   Единица		Переводные множители в ТДж значения
   103 т.у.т.		29,309 ТДж/тыс. т.у.т.
   Дж, МДж, ГДж		1/соответственно 1012, 106, 103
   106 т.н.э.		41868 ТДж/106 т.н.э.
   Ткал		41868 ТДж/Ткал

   
   

2. Расчет выбросов загрязняющих веществ от резервуаров складов ГСМ

   1. Расчеты выбросов ЗВ в атмосферу от резервуаров нефтепродуктов выполняют согласно Методическим указаниям [24] с учетом разделения ЗВ на группы веществ: углеводороды предельные алифатические ряда С1–С5, С5+; углеводороды непредельные С2–С5 (в пересчете на амилен); ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы); сероводород.

      Для остальных технических смесей (дизельное топливо и др.) ЗВ принимают как

      «углеводороды предельные С12–С19».

   2. Количество закачиваемой в резервуар жидкости принимают по данным произ-

      водственного объекта в осенне-зимний период года ВОЗ, т, и весенне-летний период ВВЛ, т. Объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки Vч, м3/ч, принимают равным производительности насоса.

   3. Расчет выбросов паров нефтепродуктов складов ГСМ без разделений ЗВ на группы веществ