Расчет выбросов оксида углерода при сжигании природного газа

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-1.19-540-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Страницы   ..  1  2  3 

 

 

 

  •  

    1. Расчет выбросов оксида углерода при сжигании природного газа

      1. Расчет суммарного количества выбросов оксида углерода МСО, г/с (т/год), вычисляют по формуле

        CO CO 

         

         10  1

        q4 

        image

        ,


         

        (8.10.4)

         100 


         

        где В – расход топлива, г/с (т/год);

        СCO – выход оксида углерода при сжигании топлива, г/кг (г/нм3) или кг/т (кг/тыс. нм3); определяют в зависимости от потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива;

        q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.

      2. Количество оксида углерода, образующееся на единицу тепла, выделяющегося при горении природного (попутного) газа, кг/ТДж, принимают:

    • 0,1 – для паровых и водогрейных котлов;

    • 0,05 – для бытовых теплонагревателей.

          1. Расчет выбросов бенз(а)пирена

            1. Массу выброса бенз(а)пирена Мбп, г/с (т/год), вычисляют по формуле

              Мбп В·Vcr·Сбп·106, (8.10.5)

              где В – расход топлива, кг/с (м3/с);

              Vcr – объем сухих дымовых газов (при  = 1,4), м3/кг (м33);

              Сбп – концентрация бенз(а)пирена в сухом дымовом газе, приведенная к коэффициенту избытка воздуха (при  = 1,4), мкг/м3.

            2. Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания природного газа на

              бп

               

              выходе из топочной зоны паровых котлов малой мощности С г

              , мг/нм3:

    • при коэффициенте избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки т от 1,08 до 1,25 вычисляют по формуле

3

 

C г  10 0,059  0,079 10

 qv  K


 

  ,


 

(8.10.6)

image

бп e3,8(т1)

д р ст


 

где qv – теплонапряжение топочного объема, кВт/м3 (техническая документация на ко-

тельное оборудование); определяют в зависимости от расхода топлива на номинальной нагрузке и объема топочной камеры;


 


 

63

Кд – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;

К– коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;

Кст – коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания;

при коэффициенте избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки т > 1,25 вычисляют по формуле

3

 

C г  10 0,032  0,04310

qv  K


 

  .


 

(8.10.7)

image

бп 1,14(1)

д p ст

т


 

        1. Концентрацию бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания природного газа на

выходе из топочной зоны водогрейных котлов малой мощности С г

, мг/нм3, вычисляют по

бп

формулам:

для т от 1,05 до 1,25 и qv от 250 до 500 кВт/м3

C г  10 (0,11qv  7,0)  K


 

  ;


 

(8.10.8)

image

бп e3,5(т1)

д p ст


 

для т > 1,25 и qv от 250 до 500 кВт/м3

C г  10 (0,13qv  5,0)  K


 

  ,


 

(8.10.9)

image

бп

1,3 e

3,5(т1)

д p ст


 

где – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода, для газа = 0,5.

При расчете максимальных и валовых выбросов концентрацию бенз(а)пирена приводят к избытку воздуха, равному 1,4.

Удельные показатели выбросов ЗВ с дымовыми газами котлоагрегатов приведены в таблице 8.15.

тг 3

      1. Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mk , г/м , на единицу топливного газа

        котлоагрегата вычисляют по формуле

        image

        k

         

        mтг  3600Мk ,

        (8.10.10)

        Qтг

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

        64


         

        СТО Газпром 2-1.19-540-2011

         

        65

         

        Таблица 8.15 – Удельные показатели выбросов загрязняющих веществ с дымовыми газами котлоагрегатов


         


         

        Тип котла

        Номинальная паропроизводительность (т/ч), тепловая нагрузка (МВт)

        Потребление топливного газа, м3

        Мощность выброса ЗВ, г/с

        Удельный выброс, г/м3 топливного газа

        сумма NOx

        бенз(а)пирен

        оксид углерода

        сумма NOx

        бенз(а)пирен

        оксид углерода

        Паровые котлоагрегаты

        Д721

        0,70

        64

        0,039

        4,625E-09

        0,013

        2,200

        2,60131E-07

        0,717

        ДЕ-16/14 ГМ

        16

        1194

        0,587

        8,631E-08

        0,239

        1,769

        2,60221E-07

        0,722

        ДЕ-4/14

        4,00

        304

        0,107

        2,196E-08

        0,061

        1,262

        2,60057E-07

        0,721

        ДЕ-6,5/14

        6,5

        490

        0,191

        3,541E-08

        0,098

        1,402

        2,60173E-07

        0,722

        ДЕВ-16/14

        16

        1194

        0,587

        8,631E-08

        0,239

        1,769

        2,60221E-07

        0,722

        ДЕВ-16/14

        10

        1141

        0,546

        6,091E-10

        0,229

        1,723

        1,922E-09

        0,722

        ДКВР-10/13

        10

        843

        0,365

        6,094E-08

        0,169

        1,557

        2,602E-07

        0,722

        ДКВР-2,5/13

        2,5

        203

        0,065

        1,467E-08

        0,041

        1,158

        2,602E-07

        0,722

        ДКВР-4-13

        4

        342

        0,120

        2,472E-08

        0,069

        1,263

        2,602E-07

        0,722

        ДКВР-6,5/13

        9,7

        546

        0,213

        3,947E-08

        0,109

        1,402

        2,603E-07

        0,722

        ДКВР-6,5/13

        6,5

        546

        0,213

        3,947E-08

        0,109

        1,402

        2,603E-07

        0,722

        Е-1,0-0,9Г

        0,54

        82,1

        0,023

        4,382E-11

        0,016

        1,017

        1,921E-09

        0,722

        Е-1/9

        1,00

        83,5

        0,023

        6,037E-09

        0,017

        1,011

        2,603E-07

        0,722

        Водогрейные котлоагрегаты

        Arimax Eeta100LV

        0,086

        10,99

        0,003

        8,066E-10

        0,002

        0,845

        2,642E-07

        0,733

        Beretta VR-11

        0,195

        23,44

        0,006

        1,249E-11

        0,005

        0,895

        1,919E-09

        0,720

        GT-309

        0,28

        858

        0,380

        4,580E-10

        0,172

        1,595

        1,922E-09

        0,722

        GT-513

        0,645

        1120

        0,533

        5,977E-10

        0,224

        1,714

        1,921E-09

        0,721

        Pegasus-102

        0,088

        11,8

        0,003

        6,342E-12

        0,002

        0,862

        1,935E-09

        0,727

        RAPIDO

        0,22

        2,59

        0,001

        1,345E-12

        0,001

        0,782

        1,870E-09

        0,702

        Super RAC-4070

        3

        486,5

        0,188

        2,597E-10

        0,098

        1,388

        1,921E-09

        0,722

        АВ-4

        7

        860

        0,381

        4,591E-10

        0,172

        1,596

        1,922E-09

        0,722

        ВА-1200

        1,2

        129

        0,039

        6,881E-11

        0,026

        1,081

        1,920E-09

        0,721

        ВК-21

        1,60

        220

        0,074

        1,202E-10

        0,011

        1,217

        1,968E-09

        0,185

        ВК-22

        0,86

        110,5

        0,096

        1,499E-10

        0,056

        3,143

        4,884E-09

        1,834

        ВК-32

        2,50

        350

        0,125

        1,864E-10

        0,070

        1,289

        1,918E-09

        0,720

        ГВА-0,25

        0,25

        26

        0,007

        1,384E-11

        0,005

        0,901

        1,916E-09

        0,720


         


         

        СТО Газпром 2-1.19-540-2011

         

        66

         

        Продолжение таблицы 8.15


         


         

        Тип котла

        Номинальная паропроизводительность (т/ч), тепловая нагрузка (МВт)

        Потребление топливного газа, м3

        Мощность выброса ЗВ, г/с

        Удельный выброс, г/м3 топливного газа

        сумма NOx

        бенз(а)пирен

        оксид углерода

        сумма NOx

        бенз(а)пирен

        оксид углерода

        ДЕ 25-14

        25

        1840

        1,024

        1,000E-07

        0,366

        2,004

        1,957E-07

        0,716

        ДЕ 25-14ГМ

        25

        1840

        1,024

        1,000E-07

        0,366

        2,004

        1,957E-07

        0,716

        ДЕ-10/14

        10

        743

        0,321

        5,370E-08

        0,149

        1,557

        2,602E-07

        0,722

        ДЕ-10/14

        10

        1141

        0,546

        6,091E-10

        0,229

        1,723

        1,922E-09

        0,722

        ДЕВ-10

        10

        1141

        0,546

        6,091E-10

        0,229

        1,723

        1,922E-09

        0,722

        ЗиоСаб-250

        0,25

        32

        0,008

        1,711E-11

        0,006

        0,921

        1,924E-09

        0,723

        ЗиоСаб-3000

        3

        370

        0,134

        1,976E-10

        0,074

        1,308

        1,922E-09

        0,722

        ЗиоСаб-1000

        1

        123

        0,037

        6,573E-11

        0,025

        1,076

        1,924E-09

        0,722

        ЗиоСаб-2500

        2,5

        370

        0,134

        1,976E-10

        0,074

        1,308

        1,922E-09

        0,722

        ЗиоСаб-500

        0,43

        63

        0,017

        3,363E-11

        0,013

        0,985

        1,922E-09

        0,722

        КАСВ-1,86

        1,86

        350

        0,126

        1,868E-10

        0,070

        1,292

        1,921E-09

        0,722

        КАСВ-Гн-0,8

        0,8

        110,5

        0,032

        5,900E-11

        0,022

        1,059

        1,922E-09

        0,722

        КВА-0,63

        0,63

        75

        0,021

        3,998E-11

        0,015

        1,004

        1,919E-09

        0,721

        КВА -1,0

        0,86

        120

        0,033

        5,958E-11

        0,022

        0,986

        1,787E-09

        0,671

        КВА -2,5

        2,15

        288

        1,833

        1,538E-09

        0,577

        22,918

        1,922E-08

        7,217

        КВА-2,5

        2,15

        288

        0,102

        1,576E-10

        0,059

        1,280

        1,970E-09

        0,740

        КВГ-250

        0,215

        28

        0,007

        1,499E-11

        0,006

        0,912

        1,927E-09

        0,724

        КВГ-6,5

        6,50

        830

        0,365

        4,432E-10

        0,166

        1,582

        1,922E-09

        0,722

        КВ-ГМ-0,25

        0,22

        21,4

        0,005

        1,153E-11

        0,004

        0,899

        1,940E-09

        0,728

        КВ-ГМ-1,0-115

        1

        117

        0,035

        6,246E-11

        0,023

        1,067

        1,922E-09

        0,722

        КВ-ГМ-10-150

        10

        1290

        0,639

        6,886E-10

        0,259

        1,784

        1,922E-09

        0,722

        КВ-ГМ-2,0

        1,7

        212

        0,069

        1,132E-10

        0,043

        1,174

        1,922E-09

        0,722

        КВ-ГМ-20-150

        20

        2580

        1,584

        1,377E-09

        0,517

        2,210

        1,922E-09

        0,722

        КВ-ГМ-2-115

        2

        212

        0,069

        1,134E-10

        0,043

        1,177

        1,926E-09

        0,723

        КВЗ-1,25

        1,08

        173

        0,055

        1,102E-10

        0,035

        1,135

        2,294E-09

        0,722

        КВЗ-1,25-95

        1,075

        173

        0,054

        9,225E-11

        0,035

        1,132

        1,920E-09

        0,721

        КВМ-125Гн

        0,12

        15,1

        0,004

        8,072E-12

        0,003

        0,870

        1,924E-09

        0,723


         

        СТО Газпром 2-1.19-540-2011

         

        67

         

        Окончание таблицы 8.15


         


         

        Тип котла

        Номинальная паропроизводительность (т/ч), тепловая нагрузка (МВт)

        Потребление топливного газа, м3

        Мощность выброса ЗВ, г/с

        Удельный выброс, г/м3 топливного газа

        сумма NOx

        бенз(а)пирен

        оксид углерода

        сумма NOx

        бенз(а)пирен

        оксид углерода

        КСВ-0,4

        0,34

        42,8

        0,011

        2,287E-11

        0,009

        0,946

        1,924E-09

        0,722

        КСВ-1,86

        1,6

        216,2

        0,071

        1,155E-10

        0,043

        1,179

        1,923E-09

        0,722

        КСВ-2,0

        1,67

        216,2

        0,072

        1,174E-10

        0,044

        1,202

        1,955E-09

        0,734

        КСВ-2,5

        2,15

        216,2

        0,092

        1,441E-10

        0,054

        1,533

        2,400E-09

        0,901

        КСВа-0,25

        0,215

        30

        0,008

        1,595E-11

        0,006

        0,910

        1,914E-09

        0,719

        КСВа-2,5-95

        2,15

        270

        0,092

        1,441E-10

        0,054

        1,228

        1,922E-09

        0,722

        КСГ-100

        0,09

        10,8

        0,009

        1,921E-11

        0,002

        3,098

        6,405E-09

        0,601

        КЧМ

        0,1

        10,8

        0,003

        5,766E-12

        0,002

        0,852

        1,922E-09

        0,722

        ПТВМ-50

        50

        6720

        5,790

        3,588E-09

        1,347

        3,102

        1,922E-09

        0,722

        СА1000

        2

        300

        0,104

        1,595E-10

        0,060

        1,247

        1,914E-09

        0,719

        СА-800

        0,87

        240

        0,080

        1,282E-10

        0,048

        1,201

        1,923E-09

        0,722

        ТПГУ-3,2

        3,2

        240

        0,081

        1,735E-10

        0,048

        1,210

        2,603E-07

        0,722

        Универсал-3

        0,220

        26

        0,022

        4,228E-11

        0,016

        3,084

        5,854E-09

        2,198

        Универсал-5

        0,20

        26

        0,007

        1,538E-11

        0,006

        1,009

        2,129E-09

        0,799

        Универсал-6

        0,22

        26

        0,022

        4,228E-11

        0,016

        3,084

        5,854E-09

        2,198

        Урал-0,32

        0,26

        26

        0,010

        2,114E-11

        0,008

        1,428

        2,927E-09

        1,099

        Хопер-100

        0,086

        10,7

        0,003

        5,766E-12

        0,002

        0,860

        1,940E-09

        0,728

        Энергия-3

        0,6

        87

        0,025

        4,651E-11

        0,017

        1,026

        1,925E-09

        0,723

        ВВД-1,8

        1,8

        280,8

        0,091

        1,52E-10

        0,057

        1,167

        1,946E-09

        0,729

        Вибрекс

        1,3

        277,2

        0,081

        1,50E-10

        0,056

        1,162

        1,947E-09

        0,729

        Турботерм

        1,6

        194,4

        0,048

        1,05E-10

        0,039

        1,089

        1,946E-09

        0,729

        Vapor

        3

        410,4

        0,143

        2,22E-10

        0,083

        1,259

        1,946E-09

        0,729

        ИМПАК-3

        3

        396,0

        0,137

        2,14E-10

        0,080

        1,250

        1,946E-09

        0,729

        CIMAK-3

        3

        410,4

        0,143

        2,22E-10

        0,083

        1,259

        1,946E-09

        0,729

        Revoterm/thermax

        3

        362,4

        0,136

        2,14E-10

        0,079

        2,412

        1,946E-09

        0,729

        Super RAC-3490

        3,49

        428,4

        0,151

        2,32E-10

        0,087

        1,271

        1,95E-09

        0,729

        Super RAC-4070

        4,07

        500,4

        0,183

        2,71E-10

        0,101

        1,316

        1,95E-09

        0,729

      2. Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации котло-

агрегата Gk, т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю (расход топливного газа) по формуле

Gk mk ·Q ·10

, (8.10.11)

тг 6

тг

тг

 

где Q

  • объемный расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплу-

    атации котлоагрегата, м3/период.

      1. 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-экспериментальные коэффициенты трансформации оксидов азота в атмосфере от суммарных выбросов NOх.

          2

           

        2. Мощности выброса оксидов азота MNO

          NO  NO2 вычисляют по формулам:

          и MNO, т, с учетом трансформации


           

          2 x

           

          MNO  aN MN;

          (8.11.1)


           

           0,65(1 a

          ) ;


           

          (8.11.2)

          NO N NOх


           

          MNOx

           MNO2

          1,53M

          NO,

          (8.11.3)


           

          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 природноклиматического зонирования в соответствии с СТО Газпром 2-1.19-200.

      1. Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ от резервуаров нефтепродуктов

        1. Расчеты выбросов ЗВ в атмосферу от резервуаров нефтепродуктов выполняют с разделением паров нефтепродуктов на группы веществ:

          • углеводороды предельные алифатические ряда С1–С5, С5+;

          • углеводороды непредельные С2–С5 (в пересчете на амилен);


             

            68

          • ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы);

          • сероводород.

Для остальных технических смесей (дизельное топливо и др.) ЗВ принимают как углеводороды предельные С12–С19.

      1. Расчет выбросов углеводородов от резервуаров технических смесей (дизельное топливо и др.)

        Выбросы углеводородов от резервуаров с одновременным нижним и боковым подогревом МУВ, г/с, вычисляют по формуле

        max max max

        M УВ

        c20  t

        image

         p

        3600

        ч ,

        (8.12.1)


         

        где с20 – концентрация насыщенных паров нефтепродуктов при температуре 20 C, г/м3;

        Kt – опытный коэффициент, учитывает температуру рабочей среды;

        Kp – опытный коэффициент, зависит от эксплуатационных особенностей резервуара (конструкции, объема, режима эксплуатации, наличия средств сокращения выбросов);

        max

        Vч – максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара (груп-

        пы резервуаров) во время его закачки, м3/ч, равный производительности насоса.

        Валовые выбросы углеводородов от резервуаров за отчетный (планируемый) период

        GУВ, т/год, вычисляют по формуле

        max min ср

        с20 (t

        • t

          ) р

           К об  В ,

          (8.12.2)

          image

          УВ 106

          ж


           

          где Kоб – опытный коэффициент, учитывает оборачиваемость резервуара;

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

          ж – плотность жидкости, т/м3.

          В случае если дизельное топливо закачивают в группу одноцелевых резервуаров в лет-

          ний период, как «летнее», а в зимний период года, как «зимнее», то годовые выбросы  ,

          УВ

          т/год, вычисляют по формуле


           

          л max з min cp

          (с20  К t

          G 

        • с20  t

        ) p

         об  В ,

        (8.12.3)

        image

        УВ 106

        ж


         

        где л cз

        – концентрация насыщенных паров летнего и зимнего видов дизельного топли-

        20 20

        ва соответственно, г/м3.


         


         

        69

      2. Расчет выбросов ЗВ от резервуаров с разделением паров нефтепродуктов на группы веществ

Массовый выброс паров нефтепродукта М, г/с, вычисляют по формуле


 

max max

с1  К р

М 

Vч ,

(8.12.4)

image

нп 3600


 

где с1 – концентрация паров нефтепродукта в резервуаре, г/м3 (принимают по таблице 8.16).

Показатели массы выбросов ЗВ от резервуаров с разделением паров нефтепродукта по группам веществ (предельные и непредельные углеводороды, ароматические углеводороды и сероводород) определяют по формулам:

  • массовый выброс ЗВ Mi, г/с, вычисляют по формуле


     

    Mi  нп  Ci 102;

    (8.12.5)


     

  • годовой выброс ЗВ Gi, т/год, вычисляют по формуле


     

    Gi  Gнп  Ci 102,


     

    (8.12.6)


     

    где Сi – концентрация ЗВ, % масс.

    Концентрации углеводородов (предельных, непредельных), бензола, толуола, этилбен-

    зола и ксилолов Сi, % масс., в парах нефтепродуктов принимают по таблице 8.17.

    Валовые выбросы паров нефтепродукта от резервуаров за отчетный (планируемый) период Gнп, т/год, вычисляют по формуле

    р

     

    Gнп  2  Воз  У3  В вл ) max 10 Gхр  Kнп  Nр ,

    (8.12.7)


     

    где У2, У– удельные выбросы паров нефтепродукта из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, г/т нефтепродукта (определяют в соответ-

    ствии с таблицей 8.18);

    Gхр – выбросы паров нефтепродуктов при хранении в резервуаре, т/год (принимают по таблице 8.16);

    Кнп – опытный коэффициент; определяет снижение выброса паров нефтепродукта (принимают в зависимости от концентрации насыщенных паров нефтепродуктов), г/м3.


     

    70

    Таблица 8.16 – Количество выделяющихся паров нефтепродукта (т/год) при хранении в одном резервуаре


     

    Объем резервуара, м3

    Вид резервуара

    наземный


     

    заглубленный


     

    горизонтальный

    Средства сокращения выбросов

    отсутствуют

    понтон

    плавающая крыша

    газовая обвязка резервуаров

    Первая климатическая зона

    100 и менее

    0,18

    0,040

    0,027

    0,062

    0,053

    0,18

    200

    0,31

    0,066

    0,044

    0,108

    0,092

    0,31

    300

    0,45

    0,097

    0,063

    0,156

    0,134

    0,45

    400

    0,56

    0,120

    0,079

    0,196

    0,170

    0,56

    700

    0,89

    0,190

    0,120

    0,312

    0,270

    1000

    1,21

    0,250

    0,170

    0,420

    0,360

    2000

    2,16

    0,420

    0,280

    0,750

    0,650

    3000

    3,03

    0,590

    0,400

    1,060

    0,910

    5000

    4,70

    0,920

    0,620

    1,640

    1,410

    10000

    8,180

    1,600

    1,080

    2,860

    2,450

    15000 и более

    11,99

    2,360

    1,590

    4,200

    3,600

    Вторая климатическая зона

    100 и менее

    0,22

    0,049

    0,033

    0,077

    0,066

    0,22

    200

    0,38

    0,081

    0,054

    0,133

    0,114

    0,38

    300

    0,55

    0,120

    0,078

    0,193

    0,165

    0,55

    400

    0,69

    0,150

    0,098

    0,242

    0,210

    0,69

    700

    1,10

    0,230

    0,150

    0,385

    0,330

    1000

    1,49

    0,310

    0,210

    0,520

    0,450

    2000

    2,67

    0,520

    0,350

    0,930

    0,800

    3000

    3,74

    0,730

    0,490

    1,310

    1,120

    5000

    5,80

    1,140

    0.770

    2,030

    1,740

    10000

    10,10

    1,980

    1,330

    3,530

    3,030

    15000 и более

    14,80

    2,910

    1,960

    5,180

    4,440

    Третья климатическая зона

    100 и менее

    0,27

    0,060

    0,041

    0,095

    0,081

    0,27

    200

    0,47

    0,100

    0,066

    0,164

    0,142

    0,47

    300

    0,68

    0,157

    0,096

    0,237

    0,203

    0,68

    400

    0,85

    0,180

    0,121

    0,298

    0,260

    0,85

    700

    1,35

    0,280

    0,180

    0,474

    0,410

    1000

    1,83

    0,380

    0,260

    0,640

    0,550

    2000

    3,28

    0,640

    0,430

    1,140

    0,980

    3000

    4,60

    0,900

    0,600

    1,610

    1,380

    5000

    7,13

    1,400

    0,950

    1,640

    2,140

    10000

    12,42

    2,440

    1,640

    2,500

    3,730

    15000 и более

    18,20

    3,580

    2,410

    4,340

    5,460


     

    71

    Таблица 8.17 – Концентрация загрязняющих веществ в парах различных нефтепродуктов


     


     

    Наименование нефтепродукта

    Углеводороды, % масс.

    Сероводород

    предельные

    непредельные (по амиленам)

    ароматические


     

    всего

    в том числе


     

    всего

    в том числе

    C1–С5

    С6–С10


     

    бензол


     

    толуол


     

    ксилол


     

    этилбензол

    Сырая нефть

    99,26

    72,46

    26,8

    0,68

    0,35

    0,22

    0,11

    0,06

    Прямогонные бензиновые фракции

    62–105

    93,90

    53,19

    40,71

    6,10

    5,89

    0,21

    85–105

    98,64

    55,79

    42,85

    1,36

    0,24

    1,12

    85–120

    97,61

    55,21

    42,40

    2,39

    0,05

    2,34

    105–140

    95,04

    53,75

    41,29

    4,96

    3,81

    1,15

    120–140

    95,90

    54,33

    41,57

    4,10

    2,09

    2,01

    140–180

    99,57

    56,41

    43,16

    0,43

    0,43

    НК–180

    99,45

    56,34

    43,11

    0,55

    0,27

    0,18

    0,10

    Стабильный катализат

    92,84

    52,59

    40,25

    7,16

    2,52

    2,76

    1,88

    Бензин-рафинад

    98,88

    56,02

    42,86

    1,12

    0,44

    0,42

    0,26

    Крекинг-бензин

    74,03

    32,00

    42,03

    25,00

    0,97

    0,58

    0,27

    0,12

    Уайт-спирит

    93,74

    11,88

    81,86

    6,26

    2,15

    3,20

    0,91

    Ловушечный продукт

    98,31*

    1,56**

    0,13

    Дизельное топливо

    99,57*

    0,15*

    0,28

    Мазут

    99,31

    0,21*

    0,48

    Расчет выполняют по C12–C19.

    ** Не учитывают в связи с отсутствием ПДК (при необходимости можно условно отнести к углеводо-

    родам C12–C19).


     

      1. Порядок расчета удельных показателей 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 с учетом положений СТО Газпром 11.

        2. Порядок расчета удельных выбросов природного газа со свечей турбодетандера газоперекачивающих агрегатов

          1. Мощность выброса природного газа Mтд, г/с, вычисляют по формуле


             

            M тд

            Qтд 20 1000

            image

             ,

            t


             

            (8.13.1)


             

            где Qтд – объем природного газа, выбрасываемого при одной операции пуска ГПА, м3;

            20 – плотность природного газа при стандартных условиях (20 C и 0,1013 МПа), кг/м3;

            – усредненное время пуска, с.


             

            72

            Таблица 8.18 – Концентрации паров нефтепродукта в резервуаре и удельные выбросы


             


             

            Нефтепродукт

            Климатическая зона

            1

            2

            3

            С1

            У2

            У3

            С1

            У2

            У3

            С1

            У2

            У3

            г/м3

            г/т

            г/т

            г/м3

            г/т

            г/т

            г/м3

            г/т

            г/т

            Нефрас

            576,0

            377,20

            824,0

            720,0

            460,0

            780,0

            871,20

            570,40

            943,80

            Уайт-спирит

            28,8

            18,04

            29,6

            36,0

            22,0

            37,0

            43,56

            27,28

            44,77

            Изооктан

            221,76

            98,4

            232,0

            277,20

            120,0

            290,0

            335,41

            148,80

            350,90

            Гептан

            178,56

            78,72

            184,0

            223,20

            96,0

            230,0

            270,07

            119,04

            278,80

            Бензол

            293,76

            114,8

            248,0

            367,20

            140,0

            310,0

            444,31

            173,60

            375,10

            Толуол

            100,8

            34,44

            80,0

            126,0

            42,0

            100,0

            152,46

            52,08

            121,00

            Этилбензол

            37,44

            10,66

            28,0

            46,80

            13,0

            35,0

            56,63

            16,12

            42,35

            Ксилол

            31,68

            9,02

            24,0

            39,6

            11,0

            30,0

            47,92

            13,64

            36,30

            Изопропилбензол

            21,31

            9,84

            16,0

            29,64

            12,0

            20,0

            32,23

            14,88

            24,20

            РТ (кроме Т-2)

            5,18

            2,79

            4,8

            6,48

            3,4

            6,0

            7,84

            4,22

            7,26

            Сольвент нефтяной

            8,06

            3,94

            6,96

            10,08

            4,8

            8,7

            12,20

            5,95

            10,53

            Керосин технический

            9,79

            4,84

            8,8

            12,24

            5,9

            11,0

            14,81

            7,32

            13,31

            Лигроин приборный

            7,2

            2,36

            5,86

            9,0

            4,1

            7,3

            10,89

            5,08

            8,83

            Керосин осветительный

            6,91

            3,61

            6,32

            8,64

            4,4

            7,9

            10,45

            5,46

            9,56

            Дизельное топливо

            2,59

            1,56

            2,08

            3,14

            1,9

            2,6

            3,92

            2,36

            3,15

            Моторное топливо

            1,15

            0,82

            0,82

            1,44

            1,0

            1,0

            1,74

            1,24

            1,24

            Мазуты

            4,32

            3,28

            3,28

            5,4

            4,0

            4,0

            6,53

            4,96

            4,96

            Масла

            0,26

            0,16

            0,16

            0,324

            0,2

            0,2

            0,39

            0,25

            0,25


             

          2. Удельные показатели выбросов природного газа со свечей турбодетандера газоперекачивающих агрегатов определяют по мощности выброса как следующие величины удельных выбросов:

            тд

             

  • на единицу топливного газа (индекс выброса) mтг , г/м3, вычисляют по формуле


 

image

тд

 

mтг  3600тд ,


 

(8.13.2)

qтг


 

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

тд

 

  • на единицу работы mN , г/кВт·ч, вычисляют по формуле


     

    image

    тд

     

    m 3,6тд ,


     

    (8.13.3)

    Ne


     

    где Ne – мощность газотурбинного привода, МВт.


     

    73

          1. Удельные выбросы природного газа со свечей турбодетандера газоперекачивающих агрегатов определяют по объему стравливания на единицу условной номинальной работы как следующие величины удельных выбросов:

            тд

             

  • объем выброса природного газа на единицу работы mN, м3/кВт·ч, вычисляют

по формуле


 

 

N Qтд

image

тд ,


 

(8.13.4)

Ne 


 

где  – календарное время стравливания, ч;

N

  • массовый выброс природного газа на единицу работы mтд , г/кВт·ч, вычисляют по

    формуле


     

    image

    тд

     

    mN  Qтд г .


     

    (8.13.5)

    Ne 


     

    Удельные выбросы природного газа, стравливаемого при пуске ГПА, приведены в таблице 8.19.

          1. Массовый выброс природного газа со свечей турбодетандера газоперекачивающих агрегатов Gтд, т/год, определяют по формулам:

            Gтд Mтд·t·n·0,0036; (8.13.6)


             


             

            Gтд

            Qтд  n

            image

             ,

            1000


             

            (8.13.7)


             

            где Мтд – мощность выброса газа при выполнении операции, г/с;

            – количество технологических операций в год;

             – плотность газа, кг/м3;

            0,0036 – коэффициент пересчета.

            тд

             

          2. Валовый выброс природного газа со свечей турбодетандера газоперекачивающих агрегатов за отчетный или планируемый период эксплуатации  , т/период, определяют с учетом удельных выбросов по основному технологическому показателю (расход топлив-

    ного газа) по формуле


     

     тд·qтг·10

    , (8.13.8)

    тд = mтг 6

    где qтг – объемный расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации агрегата, м3/период.


     

    74


     

    СТО Газпром 2-1.19-540-2011

     

    75

     

    Таблица 8.19 – Удельные выбросы природного газа при пуске газоперекачивающих агрегатов


     


     

    Тип ГПА


     

    Обозначение и тип привода

    Мощность в станционных условиях, МВт

    Потребление пускового газа (пуск + холодная прокрутка), кг

    Расчетный объем выбросов природного газа Q, м3

    Время запуска (без учета предпусковой подготовки), мин

    Мощность выброса метана, г/с


     

    Расход газа,

    м3

    Удельный выброс на единицу топливного газа, г/м3

    Удельный выброс на единицу тепловой мощности, г/ГДж

    Удельный выброс на единицу подачи газа, г/тыс. м3

    Удельный выброс на единицу работы


     

    г/кВт·ч


     

    м3/кВт·ч

    кг у.т./ кВт

    Центавр Т-3002

    Т-3002 промышленный

    2,60

    60

    88,2

    5

    200,0

    0,294

    651,0

    19475,6

    13714,3

    276,9

    0,407

    0,468

    Центавр Т-4500

    Т-4502 промышленный

    3,05

    130

    191,2

    5

    433,3

    0,637

    1244,0

    37216,9

    20800,0

    511,5

    0,752

    0,865

    Центавр Т-4700

    Т-4700 промышленный

    3,25

    130

    191,2

    5

    433,3

    0,637

    1189,9

    35598,8

    14455,6

    480,0

    0,706

    0,812

    ГПА-4 ПХГ Урал

    Д-30-ЭУ-2 авиационный

    4

    300

    441,2

    20

    250,0

    0,368

    501,4

    15000,0

    7448,3

    225,0

    1,324

    1,522

    ГТ-6-750

    ГТ-6-750 промышленный

    6

    1300

    1911,8

    20

    1083,3

    1,593

    1448,7

    43341,4

    4926,3

    650,0

    3,824

    4,397

    ГПА-Ц-6,3

    НК -12СТ авиационный

    6,3

    340

    500,0

    7

    809,5

    1,190

    1030,9

    30840,4

    6536,7

    462,6

    0,952

    1,095

    ГПА-Ц-6,3А

    Д-336-2Т авиационный

    6,3

    90

    132,4

    10

    150,0

    0,221

    238,8

    7145,1

    893,8

    85,7

    0,252

    0,290

    ГТ-750-6

    ГТ-750-6 промышленный

    6

    3000

    4411,8

    35

    1428,6

    2,101

    2149,1

    64294,7

    5142,9

    857,1

    8,824

    10,147

    ГПА-Ц-6,3Б

    НК-14 СТ авиационный

    6,3

    420

    617,6

    15

    466,7

    0,686

    718,3

    21487,8

    3360,0

    266,7

    1,176

    1,353

    ГТК-10И

    МS 3002 промышленный

    10,3

    1000

    1470,6

    20

    833,3

    1,225

    700,6

    20959,8

    4090,9

    291,3

    1,713

    1,970

    РGТ-10

    РGТ-10 промышленный

    10,04

    1100

    1617,6

    20

    916,7

    1,348

    964,6

    28858,5

    3979,9

    328,7

    1,933

    2,223

    ГТК-10

    ГТК-10-4 промышленный

    10

    1000

    1470,6

    15

    1111,1

    1,634

    1077,3

    32229,1

    4873,1

    400,0

    1,765

    2,029

    ГПА-Ц-10Б

    ГПА-14СТ-10 авиационный

    10

    420

    617,6

    20

    350,0

    0,515

    386,1

    11552,3

    1371,4

    126,0

    0,741

    0,852

    ГПА-10 Урал

    ПС-90ГП-3 авиационный

    10

    500

    735,3

    20

    416,7

    0,613

    437,4

    13086,9

    3000,0

    150,0

    0,882

    1,015

    ГПУ-10

    ДР-59 судовой

    10

    1200

    1764,7

    15

    1333,3

    1,961

    1229,2

    36773,4

    3200,0

    480,0

    2,118

    2,435

    ГПА-12Р Урал

    ПС-90ГП-1 авиационный

    12

    500

    735,3

    20

    416,7

    0,613

    394,6

    11806,1

    1538,5

    125,0

    0,735

    0,846

    Коберра-182

    Эйвон авиационный

    12,9

    20

    29,4

    20

    16,7

    0,025

    11,9

    355,4

    66,1

    4,7

    0,027

    0,031

    ГПА-16РП Урал

    ПС-90ГП-2 авиационный

    16

    600

    882,4

    20

    500,0

    0,735

    379,3

    11346,4

    1234,3

    112,5

    0,662

    0,761

    ГПА-16Р Уфа

    АЛ-31СТ авиационный

    16

    180

    264,7

    20

    150,0

    0,221

    111,3

    3328,9

    370,3

    33,8

    0,199

    0,228

    ГПА-16 Волга


     

    НК-38СТ авиационный

    16

    300

    441,2

    20

    250,0

    0,368

    190,7

    5704,4

    665,8

    56,3

    0,331

    0,381

    ГПА-Ц-16 НК-38

    16

    260

    382,4

    10

    433,3

    0,637

    330,5

    9887,7

    1126,0

    97,5

    0,287

    0,330

    ГПА-Ц-16


     

    НК-16(18) СТ авиационный

    16

    800

    1176,5

    15

    888,9

    1,307

    510,4

    15268,5

    2309,8

    200,0

    0,882

    1,015

    ГПА-Ц-18

    18

    360

    529,4

    15

    400,0

    0,588

    218,4

    6534,2

    1039,4

    80,0

    0,353

    0,406

    ГТН-16М-1

    ГТН-16М-1 промышленный

    16

    1400

    2058,8

    30

    777,8

    1,144

    503,8

    15071,4

    2018,0

    175,0

    1,544

    1,776

    ГТНР-16

    ГТНР-16 промышленный

    16,3

    2700

    3970,6

    30

    1500,0

    2,206

    999,8

    29911,1

    3915,4

    331,3

    2,923

    3,362

    ГТК-25И


     

    МS 5002 промышленный

    23,9

    1600

    2352,9

    10

    2666,7

    3,922

    1033,1

    30908,3

    4850,5

    401,7

    1,181

    1,359

    ГТК-25ИР

    22,2

    2400

    3529,4

    20

    2000,0

    2,941

    1039,1

    31086,7

    3814,6

    324,3

    1,908

    2,194

    ГТНР-25(В)


     

    М5352R промышленный

    22,2

    2400

    3529,4

    20

    2000,0

    2,941

    1045,1

    31267,2

    3812,9

    324,3

    1,908

    2,194

    ГТНР-25И(С)

    24,6

    2400

    3529,4

    20

    2000,0

    2,941

    962,2

    28785,2

    3433,3

    292,7

    1,722

    1,980

    ГПА-25РПС Урал

    ПС-90ГП-25 авиационный

    25

    500

    735,3

    20

    416,7

    0,613

    215,6

    6451,3

    631,6

    60,0

    0,353

    0,406

    ГПА-Ц-25М

    НК-36СТ авиационный

    25

    300

    441,2

    20

    250,0

    0,368

    115,3

    3450,6

    465,1

    36,0

    0,212

    0,244

    ГТН-25-1

    ГТН-25-1 промышленный

    24,5

    1400

    2058,8

    30

    777,8

    1,144

    324,8

    9715,5

    1429,8

    114,3

    1,008

    1,160

        1. Порядок расчета удельных выбросов стравливаемого природного газа при остановке газоперекачивающих агрегатов

          1. Мощность выброса природного газа Mо, г/с, вычисляют по формуле

             1000

            M

            image

            o 20 ,

            t

            (8.13.9)


             

            где Qо – объем природного газа, выбрасываемого при одной операции остановки ГПА;

            определяют в зависимости от геометрического объема источника выделения, коэффициента сжимаемости газа, среднеарифметических значений давления и температуры газа, м3;

            20 – плотность природного газа при стандартных условиях (20 C и 0,1013 МПа), кг/м3;

            – время стравливания, с.

          2. Удельные показатели выбросов стравливаемого природного газа при остановке газоперекачивающих агрегатов определяют по мощности выброса как следующие величины удельных выбросов:

            тг 3

  • на единицу топливного газа (индекс выброса) mо , г/м , вычисляют по формуле

image

о

 

mтг  3600Mo ,

(8.13.10)

qтг


 

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

о

 

  • на единицу работы mN, г/кВт·ч, вычисляют по формуле

    image

    0

     

    mN  3,6Mо ,


     

    (8.13.11)

    Ne


     

    где Ne – мощность газотурбинного привода, МВт.

          1. Удельные показатели выбросов стравливаемого природного газа при остановке газоперекачивающих агрегатов определяют по объему стравливания на единицу условной номинальной работы как следующие величины удельных выбросов:

            N 3

  • объем выброса природного газа на единицу работы mо