площадь сечения продувочной свечи

Видео:Основы Сопромата. Геометрические характеристики поперечного сеченияСкачать

Площадь сечения продувочной свечи

Определяем приведенное давление и температуру по формулам:

где: P_ср — среднее давление газа, кгс/кв.см;
Т_ср — средняя температура газа, К;
P_кр — критическое давление газа, кгс/кв.см;
Т_кр — критическая температура газа, К.

В общем случае параметры P_ср, Т_ср, P_кр, Т_кр рассчитываются в соответствии с ОНТП 51-1-85 по формулам:

Не будем останавливаться на описании всех переменных, входящих в формулы (3) — (7) (их описание вы найдете в ОНТП 51-1-85), отметим лишь, что ρ_н — плотность газа при нормальных условиях, т.е. Р_н.у. = 0,1013 МПа и Т_н.у. = 293,15 К. Для расчет параметров выбросов свечей разгрузки газозаправочной колонки воспользуемся допущением, что P_ср = Р и Т_ср = Т, как это и сделано в Инструкции по расчету и нормированию выбросов АГНКС. СТО Газпром 2-1.19-059-2006. М., 2006.

Для расчета параметров P_кр и Т_кр необходимо найти плотность рассматриваемого газа при нормальных условиях ( ρ_н):

где: М — молярная масса газа, г/моль;
V_m — молярный объем, равный 22,41 л/моль.

—>

Далее, используя значения параметров P_пр и T_пр, найденные по формулам (1) и (2), находим коэффициент сжимаемости газа Z:

Зная коэффициент сжимаемости газа, мы можем рассчитать объем газа, стравливаемого через свечу разгрузки после одной заправки:

где: V — объем заправочного шланга, куб.м.;
P — давление газа в системе, МПа или кгс/см 2 ;
T₀ — температура воздуха, К;
P₀ — атмосферное давление, МПа и кгс/см 2 ;
T — температура газа в системе, К.

В соответствии с п.2.3 ОНД-86 объем выбросов следует относить к 20-30 минутному периоду осреднения, в том числе и в случаях, когда продолжительность выброса менее 20 мин. Таким образом, объемный расход определяем по формуле:

Определяем массовый выброс газа:

где: ρ₀ — плотность газа, г/куб.м.

Зная массовый выброс газа и массовое содержание компонентов его составляющих (массовое содержание компонентов, составляющих газ, можно узнать из сертификата качества), мы можем определить массовый выброс каждого компонента (одоранта, метана, пропана и т.д.):

где: m_i — массовое содержание i-го компонента газа.

Определяем валовый выброс газа:

где: N — количество заправок в год.

Определяем покомпонентный валовый выброс:

Фактическая объемная скорость выброса:

где: τ — время выброса.

где: S — площадь сечения свечи разгрузки, кв.м.

Расчет параметров выбросов свечей разгрузки газозаправочных колонок

Расчет выполняется в соответствии с Инструкцией по расчету и нормированию выбросов АГНКС. СТО Газпром 2-1.19-059-2006. М., 2006.

Исходные данные для расчета

Определяем плотность рассматриваемого газа при нормальных условиях (Р_н.у. = 0,1013 МПа и Т_н.у. = 293,15 К):

где: М — молярная масса газа, г/моль;
V_m — молярный объем, равный 22,41 л/моль.

Определяем критические давление и температуру:

Определяем приведенное давление и температуру по формулам:

где: P — давление газа, кгс/кв.см;
Т — температура газа, К;
P_кр — критическое давление газа, кгс/кв.см;
Т_кр — критическая температура газа, К.

Используя значения параметров P_пр и T_пр, находим коэффициент сжимаемости газа Z:

Рассчитываем объем газа, стравливаемого через свечу разгрузки после одной заправки:

где: V — объем заправочного шланга, куб.м.;
P — давление газа в системе, МПа или кгс/см 2 ;
T₀ — температура воздуха, К;
P₀ — атмосферное давление, МПа и кгс/см 2 ;
T — температура газа в системе, К.

В соответствии с п.2.3 ОНД-86 объем выбросов следует относить к 20-30 минутному периоду осреднения, в том числе и в случаях, когда продолжительность выброса менее 20 мин. Таким образом, объемный расход определяем по формуле:

Определяем массовый выброс газа:

где: ρ₀ — плотность газа, г/куб.м.

Определяем массовый выброс каждого компонента газа:

где: m_i — массовое содержание i-го компонента газа.

Определяем валовый выброс газа:

где: N — количество заправок в год.

Определяем покомпонентный валовый выброс:

Фактическая объемная скорость выброса:

где: τ — время выброса.

где: S — площадь сечения свечи разгрузки, кв.м.

Видео:Пламя свечи в электрическом полеСкачать

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

Библиотека справочной литературы
ООО «Центр безопасности труда»

Открытое акционерное общество «Газпром»

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий»
ООО «ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности»
ООО «ИРЦ Газпром»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ (СУММАРНО) В АТМОСФЕРУ В ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО ГАЗПРОМ 11-2005

Дата введения 25 октября 2005 г.

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

4 Выбросы углеводородов в атмосферу

5 Общие требования к расчету выбросов углеводородов в атмосферу

6 Расчет выбросов газа в атмосферу при продувке скважин

7 Расчет объемов газа, расходуемого на опорожнение и продувку трубопроводов

8 Расчет объемов газа, расходуемого на опорожнение и продувку технологического оборудования

9 Расчет объемов газа, расходуемого на технологические нужды газораспределительных организаций

10 Расчет выбросов углеводородов в атмосферу с продуктами сгорания углеводородного топлива

11 Расчет утечек газа и газового конденсата в атмосферу за счет негерметичности уплотнений оборудования и коммуникаций

12 Расчет газа выветривания (дегазации)

13 Расчет выбросов газового конденсата в атмосферу при эксплуатации технологического оборудования

Приложение А (рекомендуемое)

Балансовые методы расчета выбросов углеводородов в атмосферу

Приложение Б (рекомендуемое)

Выбросы природного газа в атмосферу при эксплуатации ГПА

Приложение В (справочное)

Физические константы индивидуальных углеводородных газов (ГОСТ 30319.1)

Приложение Г (рекомендуемое)

Косвенный метод определения выделений конденсата в атмосферу от испарения по изменению давления насыщенных паров в резервуарах

Видео:Из чего состоит пламя свечи? [Veritasium]Скачать

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (ООО «ВНИИГАЗ»)

2 ВНЕСЕН Отделом энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа

3 СОГЛАСОВАН Департаментом топливно-энергетического комплекса Минпромэнерго России (письмо от 27.10.2005 г. № 09-1492);

Научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха (НИИ Атмосфера) Ростехнадзора (письмо от 15.03.2005 г. № 159н/33-07)

4 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 22 июля 2005 г. № 168 с 25 октября 2005 г.

4 ВЗАМЕН РД 51-90-84 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в газовой промышленности

Видео:Урок 116 (осн). Экспериментальное определение КПД нагревателяСкачать

Введение

«Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром» разработаны с целью создания методической основы по определению выбросов углеводородов в атмосферу при бурении скважин, добыче углеводородного сырья, промысловой и заводской обработке, транспорте, хранении и использовании газа и газового конденсата на действующих, проектируемых и реконструируемых объектах дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

При разработке документа использованы отраслевые и межотраслевые нормативно-технические разработки, данные экспериментальных исследований.

Видео:Галилео. Эксперимент. Центробежная сила и пламяСкачать

1 Область применения

Настоящий стандарт предназначен для определения валовых выбросов углеводородов в атмосферу при бурении скважин, добыче углеводородного сырья, промысловой и заводской обработке, транспорте, хранении и использовании природного газа и газового конденсата.

Стандарт предназначен для использования экологическими службами дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», осуществляющих бурение скважин, добычу, переработку, транспорт и хранение газа, а также научно-исследовательскими и проектными организациями газовой и смежных отраслей топливно-энергетического комплекса.

Стандарт не распространяется на расчет выбросов углеводородов в атмосферу, связанных с отступлением от принятой технологии, вынужденными остановками технологического оборудования, аварийными ситуациями при бурении скважин, разрыве трубопровода, капитальном ремонте скважин, технологического оборудования и коммуникаций, поскольку аварийные выбросы оцениваются на основе специальных методов исследований, а также на основе экспертных оценок.

В стандарте не рассматриваются выбросы от систем вентиляции и кондиционирования дегазаторов масла, складов горюче-смазочных материалов, поскольку эти системы предусматриваются при проектировании в соответствии с действующими нормами и правилами, предъявляемыми к помещениям производственных зданий и сооружений.

Видео:В Советском районе придумали, как усовершенствовать окопные свечиСкачать

2 Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности

ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Метод отбора проб

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов переработки

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

Видео:Объемные отношения газов при химических реакциях. 8 класс.Скачать

3 Термины , определения , обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями, условные обозначения основных расчетных параметров и сокращения.

3.1 Термины и определения

3.1.1 валовые выбросы углеводородов , т/год: Суммарное количество углеводородов, поступающее в атмосферу за отчетный период времени с технологическими потерями газа и конденсата.

3.1.2 индивидуальная норма (норматив) выброса природного газа при эксплуатации газоперекачивающего агрегата , м 3 /кВт × ч:

Научно и технически обоснованная норма выброса природного газа, характеризующая предельно допустимое значение выброса природного газа в атмосферу в результате технологических операций при эксплуатации газоперекачивающего агрегата на 1 кВт × ч условной номинальной работы компрессорного цеха.

3.1.3 индивидуальная норма (норматив) утечки природного газа при эксплуатации газоперекачивающего агрегата , м 3 /кВт × ч: Научно и технически обоснованная норма утечки природного газа, характеризующая предельно допустимое значение утечки природного газа в атмосферу в результате технологических операций при эксплуатации газоперекачивающего агрегата на 1 кВт × ч условной номинальной работы компрессорного цеха.

3.1.4 источник выделения загрязняющих веществ: Технологическое оборудование или технологические процессы, от которых в ходе производственного цикла отходят загрязняющие вещества, а также места хранения жидких и прочих веществ, от которых под воздействием различных факторов выделяются загрязняющие вещества.

3.1.5 источник выброса загрязняющих веществ: Специальное устройство, посредством которого осуществляется выброс загрязняющих веществ в атмосферу.

3.1.6 природный газ: Добываемый на газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях газ, представляющий собой многокомпонентные смеси, состоящие из предельных углеводородов, в основном СН₄-С₄Н₁₀, и неуглеводородных компонентов.

3.1.7 газовый конденсат: Смесь предельных углеводородов С₅Н_{12+высшие}, выделяющихся в виде жидкости из природного газа.

3.1.8 организованный выброс: Технологически необходимый выброс газа, поступающий в атмосферу через специальное техническое устройство.

3.1.9 продувка: Технологическая операция очищения природным газом постоянного давления емкостного оборудования, технологических коммуникаций, линейных участков газопровода при пуске, наладке и эксплуатации, сопровождающаяся выбросом газа в атмосферу через свечу.

3.1.10 стравливание природного газа: Технологическая операция опорожнения емкостного оборудования, технологических коммуникаций, линейных участков газопровода от природного газа при остановке оборудования или отключении участка газопровода, сопровождающаяся залповым выбросом газа в атмосферу через свечу.

3.1.11 свеча: Техническое устройство в виде вертикальной трубы с оголовком для осуществления организованного выброса газа в атмосферу

3.1.12 факел: Источник выброса загрязняющих веществ от факельной установки.

3.1.13 факельная установка: Техническое устройство для сжигания в атмосфере некондиционных газовых и газоконденсатных смесей, транспортируемых под давлением в зону горения.

3.1.14 утечка: Технологически неизбежные потери газообразных веществ через неплотности в арматуре.

3.1.15 арматура: Разнообразные приспособления и устройства, монтируемые на трубопроводах, резервуарах, аппаратах, приборах и предназначенные для управления потоками рабочей среды.

3.2 Условные обозначения

М — выброс углеводородов в атмосферу (г/с; кг/ч; кг/год; т/год);

Q — расход газа при различных технологических операциях (м 3 /с; м 3 /ч; м 3 /мин; м 3 /сут; м 3 /год; кг/ч; т/год);

V — объем газа, выделившегося в атмосферу либо расходуемого на технологические операции (м 3 );

V геом — геометрический объем газовой полости аппарата, участка газопровода, технологической линии, прочего оборудования (м 3 );

G — вес газа/продукта, расходуемого на технологическую операцию (г; кг; т);

Р — давление газа (кг/см 2 ; атм; Па; кПа; МПа);

Т — температура (К);

С — содержание (концентрация) углеводородов в газовых выбросах (г/м 3 ; кг/м 3 ; объемные доли; % об.);

Z — коэффициент сжимаемости газа;

Г — газовый фактор жидких продуктов (м 3 /м 3 );

r — плотность газа (г/м 3 ; кг/м 3 ; т/м 3 );

r * — относительная плотность газа по воздуху;

— относительная плотность жидкости по воде;

v — скорость движения потока (м/с);

t — продолжительность расчетного периода технологической операции (с; мин; ч; сут);

N_e — номинальная мощность установки (кВт);

N _э — эксплуатационная мощность установки (кВт);

d — диаметр трубы (мм; м);

F — площадь сечения канала, трубы, ствола, вентиля, прочего оборудования (м 2 );

b — количество аппаратов, число технологических линий и прочих источников выделения газовых выбросов;

п — количество технологических операций.

Остальные обозначения расчетных параметров и индексов параметров указаны непосредственно в тексте документа.

ГПА — газоперекачивающий агрегат

ГРП — газораспределительный пункт

ГРС — газораспределительная станция

ГРУ — газорегуляторная установка

ГТУ — газотурбинная установка

ДКС — дожимная компрессорная станция

ЗРА — запорно-регулирующая арматура

КИП и А — контрольно-измерительные приборы и система автоматики

КС — компрессорная станция

КЦ — компрессорный цех

МГ — магистральный газопровод

ПХГ — подземное хранилище газа

ШРП — шкафной регуляторный пункт

Видео:Маленькая ошибка, которая УБЬЕТ ВАШ ДОМ / Почему в доме гниют полыСкачать

4 Выбросы углеводородов в атмосферу

4.1 Выбросы углеводородов в атмосферу обусловлены режимом эксплуатации технологических объектов для поддержания их в рабочем состоянии и производятся при отсутствии технической возможности проводить работы с подачей газа в газосборные сети.

4.2 В настоящем стандарте рассматриваются технологические выбросы газа и конденсата в атмосферу, имеющие место при:

— продувках и опорожнении технологического оборудования и коммуникаций;

— сжигании горючих газов и паров на факелах;

— работе стационарных дизельных установок;

— утечках через неплотности;

— испарениях газового конденсата.

4.3 Продувки технологического оборудования и коммуникаций природным газом относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом продувочного газа в атмосферу через продувочные свечи или сбросом газа в факельную систему.

— скважин при освоении, испытаниях, исследовательских и ремонтных работах и прочих технологических операциях;

— шлейфов и межпромысловых коллекторов, участков газо- и конденсатопроводов МГ, коммуникаций ПХГ, КС, ДКС, ГРС, ГИС и пр. для освобождения трубопроводов от газа, конденсата, воды и пыли при ремонтных работах и прочих технологических операциях;

— аппаратов и емкостного оборудования установок предварительной и комплексной подготовки газа, а также других установок (пылеуловителей, сепараторов, конденсатосборников и другого технологического оборудования) при производстве планово-предупредительных и плановых ремонтов и прочих технологических операций;

— компрессоров и систем обвязки ГПА КС и ДКС при пусках, остановках, изменениях режимов и прочих технологических операциях;

— соединительных линий и пробоотборников при проведении аналитического контроля производства.

4.4 Опорожнения (стравливания) технологического оборудования и коммуникаций от природного газа относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом газа в атмосферу через сбросные свечи.

Опорожнения (стравливания газа) проводят:

— технологических трубопроводов при очистке их очистными устройствами, врезке отводов и перемычек, ремонтах и прочих технологических операциях;

— технологических устройств аппаратов и емкостей при различных технологических операциях;

— компрессоров и систем обвязки ГПА при различных технологических операциях;

— пневмоприводов кранов ЗРА при эксплуатации;

— предохранительных клапанов при настройке и проверке работоспособности.

4.5 Выбросы углеводородов от энерготехнологических агрегатов различного назначения поступают в атмосферу с продуктами сгорания углеводородного топлива.

4.6 Выбросы углеводородов в атмосферу при сжигании на факелах горючих газов и паров, сбрасываемых при пусках, наладках и остановках технологических объектов, происходят в результате неполного сгорания газов.

4.7 Утечки природного газа в атмосферу происходят за счет негерметичности уплотнений оборудования и коммуникаций.

4.8 Испарение газового конденсата в атмосферу происходит при его хранении в резервуарах.

Видео:Отработка практической вводной «Запах газа на территории (улице)»Скачать

5 Общие требования к расчету выбросов углеводородов в атмосферу

5.1 Валовый выброс углеводородов в атмосферу на объектах дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» определяют как сумму всех газовых углеводородных выбросов от каждого источника выброса за отчетный период времени.

5.2 Фактическое (отчетное) количество газовых углеводородных выбросов в атмосферу за прошедший период определяют по всем источникам выбросов.

5.3 Величину прогнозного количества выбросов углеводородов от эксплуатируемых объектов на определенный период рассчитывают на основании фактических количеств выбросов на этих объектах за предыдущий период с корректировкой на намечаемый объем и параметры исходных и конечных продуктов, техническое состояние технологических установок, норм технологического режима и т.д.

5.4 На стадии проектирования технологического объекта при расчете величины прогнозного количества газовых углеводородных выбросов от источника выброса продолжительность выброса принимают, исходя из инструкции по созданию и эксплуатации аналогичных объектов либо из отечественного и зарубежного опыта в области организации и выполнения подобных работ.

5.5 Расчет количества газовых углеводородных выбросов из различных источников осуществляют:

— по результатам исследований с использованием математических моделей;

— по удельному выбросу на единицу продукции;

— по замеру основных параметров газового потока измерительными устройствами;

— по материальному балансу, приведенному в приложении А.

5.6 Валовые выбросы углеводородов в атмосферу от источников выделения газовых выбросов М , т/год, вычисляют по формуле

(5.1)

где Q — объемный расход выбрасываемого газа, м 3 /с;

С — содержание (концентрация) углеводородов в выбрасываемом газе, г/м 3 ;

t — время работы в течение года однотипных источников выбросов, ч/год;

b — количество однотипных источников (выражение в скобках при b = 1 справедливо для каждого отдельного источника);

п — количество технологических операций;

3600 — коэффициент пересчета «ч» в «с»;

10 -6 — коэффициент пересчета «г» в «т».

Объемный расход выбрасываемого газа Q , м 3 /с, вычисляют по формуле

где V — объем выброса газа, м 3 .

Содержание (концентрацию) углеводородов в выбрасываемом газе после его очистки С₁, г/м 3 , вычисляют по формуле

где h — коэффициент очистки газа, %.

Коэффициент очистки газа h , в долях единицы, можно вычислить по формуле

(5.4)

Коэффициент очистки газа принимают по паспортным данным газоочистного или пылеулавливающего оборудования либо вычисляют по действующим нормативным методикам с учетом данных инструментальных измерений.

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

5.7 При известном объеме выбросов природного газа валовые выбросы углеводородов в атмосферу от источников их выделения М , т/год, вычисляют по формуле

где V — объем выброшенного газа в течение года, тыс.м 3 /год;

r — плотность газа, кг/м 3 .

5.8 При продувках технологического оборудования и коммуникаций природным газом отбор проб газовых выбросов производят по ГОСТ 18917, определение компонентного состава — по ГОСТ 23781.

Значения Q и С в случае организованного источника выброса определяют в технологической части проектов или принимают для данного производства согласно действующим нормативам, в случае неорганизованного источника выброса — определяют либо косвенными измерительными методами либо ориентировочными методами расчета по эмпирическим формулам.

Содержание (концентрацию) углеводородов в газовых выбросах определяют газохроматографическим методом по соответствующей методике, аттестованной в установленном порядке и включенной в действующий «Перечень методик выполнения измерений концентраций загрязняющих веществ в выбросах промышленных предприятий», утвержденный МПР России.

5.9 В расчетах объем и плотность газообразных сред принимают при стандартных условиях: Р_с = 0,1013 МПа (760 мм рт.ст.), Т_с = 293,15 К (исключения оговариваются особо).

5.10 В расчетах принимают следующие соотношения физических величин:

Единицы температуры: t = Т — 273,15 ( ° С)

1 кгс/см 2 = 0,098 МПа

1 МПа = 10,2 кгс/см 2

1 атм = 1,0332 кгс/см 2 = 0,1013 МПа

1 Па =1 × 10 -3 кПа = 1 × 10 -6 МПа

Коэффициенты пересчета концентраций газов и паров приведены в таблице 5.1.

Видео:Путь газа по магистральному газопроводуСкачать

ВВЕДЕНИЕ

«Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром» разработаны с целью создания методической основы по определению выбросов углеводородов в атмосферу при бурении скважин, добыче углеводородного сырья, промысловой и заводской обработке, транспорте, хранении и использовании газа и газового конденсата на действующих, проектируемых и реконструируемых объектах дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

При разработке документа использованы отраслевые и межотраслевые нормативно-технические разработки, данные экспериментальных исследований.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

Дата введения — 2005-10-25

Видео:Когда ждать двойную индексацию пенсийСкачать

1. Область применения

Настоящий стандарт предназначен для определения валовых выбросов углеводородов в атмосферу при бурении скважин, добыче углеводородного сырья, промысловой и заводской обработке, транспорте, хранении и использовании природного газа и газового конденсата.

Стандарт предназначен для использования экологическими службами дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», осуществляющих бурение скважин, добычу, переработку, транспорт и хранение газа, а также научно-исследовательскими и проектными организациями газовой и смежных отраслей топливно-энергетического комплекса.

Стандарт не распространяется на расчет выбросов углеводородов в атмосферу, связанных с отступлением от принятой технологии, вынужденными остановками технологического оборудования, аварийными ситуациями при бурении скважин, разрыве трубопровода, капитальном ремонте скважин, технологического оборудования и коммуникаций, поскольку аварийные выбросы оцениваются на основе специальных методов исследований, а также на основе экспертных оценок.

В стандарте не рассматриваются выбросы от систем вентиляции и кондиционирования дегазаторов масла, складов горюче-смазочных материалов, поскольку эти системы предусматриваются при проектировании в соответствии с действующими нормами и правилами, предъявляемыми к помещениям производственных зданий и сооружений.

Видео:Связь между давлением, объёмом и температурой газаСкачать

2. Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности

ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Метод отбора проб

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов переработки

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.

Видео:Мало кто знает этот секрет газового баллончика! Отличная идея своими руками!Скачать

3. Термины, определения, обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями, условные обозначения основных расчетных параметров и сокращения.

Видео:Галилео. Эксперимент ⚠ Свечной мотор 🕯 Experiment ⚠ Candle motorСкачать

3.1. Термины и определения

3.1.1. валовые выбросы углеводородов, т/год: Суммарное количество углеводородов, поступающее в атмосферу за отчетный период времени с технологическими потерями газа и конденсата.

3.1.2. индивидуальная норма (норматив) выброса природного газа при эксплуатации газоперекачивающего агрегата, м 3 /кВт · ч: Научно и технически обоснованная норма выброса природного газа, характеризующая предельно допустимое значение выброса природного газа в атмосферу в результате технологических операций при эксплуатации газоперекачивающего агрегата на 1 кВт · ч условной номинальной работы компрессорного цеха.

3.1.3. индивидуальная норма (норматив) утечки природного газа при эксплуатации газоперекачивающего агрегата, м 3 /кВт · ч: Научно и технически обоснованная норма утечки природного газа, характеризующая предельно допустимое значение утечки природного газа в атмосферу в результате технологических операций при эксплуатации газоперекачивающего агрегата на 1 кВт · ч условной номинальной работы компрессорного цеха.

3.1.4. источник выделения загрязняющих веществ: Технологическое оборудование или технологические процессы, от которых в ходе производственного цикла отходят загрязняющие вещества, а также места хранения жидких и прочих веществ, от которых под воздействием различных факторов выделяются загрязняющие вещества.

3.1.5. источник выброса загрязняющих веществ: Специальное устройство, посредством которого осуществляется выброс загрязняющих веществ в атмосферу.

3.1.6. природный газ: Добываемый на газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях газ, представляющий собой многокомпонентные смеси, состоящие из предельных углеводородов, в основном СН₄ — С₄Н₁₀, и неуглеводородных компонентов.

3.1.7. газовый конденсат: Смесь предельных углеводородов С₅ Н₁₂ + _высшие, выделяющихся в виде жидкости из природного газа.

3.1.8. организованный выброс: Технологически необходимый выброс газа, поступающий в атмосферу через специальное техническое устройство.

3.1.9. продувка: Технологическая операция очищения природным газом постоянного давления емкостного оборудования, технологических коммуникаций, линейных участков газопровода при пуске, наладке и эксплуатации, сопровождающаяся выбросом газа в атмосферу через свечу.

3.1.10. стравливание природного газа: Технологическая операция опорожнения емкостного оборудования, технологических коммуникаций, линейных участков газопровода от природного газа при остановке оборудования или отключении участка газопровода, сопровождающаяся залповым выбросом газа в атмосферу через свечу.

3.1.11. свеча: Техническое устройство в виде вертикальной трубы с оголовком для осуществления организованного выброса газа в атмосферу.

3.1.12. факел: Источник выброса загрязняющих веществ от факельной установки.

3.1.13. факельная установка: Техническое устройство для сжигания в атмосфере некондиционных газовых и газоконденсатных смесей, транспортируемых под давлением в зону горения.

3.1.14. утечка: Технологически неизбежные потери газообразных веществ через неплотности в арматуре.

3.1.15. арматура: Разнообразные приспособления и устройства, монтируемые на трубопроводах, резервуарах, аппаратах, приборах и предназначенные для управления потоками рабочей среды.

Видео:НЕ ПОВТОРЯТЬ! Галилео. Эксперимент. Огнемёт из свечиСкачать

3.2. Условные обозначения

М — выброс углеводородов в атмосферу (г/с; кг/ч; кг/год; т/год);

Q — расход газа при различных технологических операциях (м 3 /с; м 3 /ч; м 3 /мин; м 3 /сут; м 3 /год; кг/ч; т/год);

V — объем газа, выделившегося в атмосферу либо расходуемого на технологические операции (м 3 );

V геом — геометрический объем газовой полости аппарата, участка газопровода, технологической линии, прочего оборудования (m 3 );

G — вес газа/продукта, расходуемого на технологическую операцию (г; кг; т);

Р — давление газа (кг/см 2 ; атм; Па; кПа; МПа);

t — температура (°C):

С — содержание (концентрация) углеводородов в газовых выбросах (г/м 3 ; кг/м 3 ; объемные доли; % об.);

Z — коэффициент сжимаемости газа;

Г — газовый фактор жидких продуктов (м 3 /м 3 );

ρ — плотность газа (г/м 3 ; кг/м 3 ; т/м 3 );

ρ • — относительная плотность газа по воздуху;

ρ • _ж — относительная плотность жидкости по воде;

v — скорость движения потока (м/с);

t — продолжительность расчетного периода технологической операции (с; мин.; ч; сут);

N_e — номинальная мощность установки (кВт);

N_э — эксплуатационная мощность установки (кВт);

d — диаметр трубы (мм; м);

L — длина, глубина (м);

F — площадь сечения канала, трубы, ствола, вентиля, прочего оборудования (м 2 );

b — количество аппаратов, число технологических линий и прочих источников выделения газовых выбросов;

n — количество технологических операций.

Остальные обозначения расчетных параметров и индексов параметров указаны непосредственно в тексте документа.

Видео:Обучающий программный комплекс «Виртуальный промысел»Скачать

3.3. Сокращения

ДКС — дожимная компрессорная станция

КИП и А — контрольно-измерительные приборы и система автоматики

ПХГ — подземное хранилище газа

ШРП — шкафной регуляторный пункт

Видео:3D модель площадки сепарации и осушки газа Конструкция газосепаратора, принцип работыСкачать

4. Выбросы углеводородов в атмосферу

4.1. Выбросы углеводородов в атмосферу обусловлены режимом эксплуатации технологических объектов для поддержания их в рабочем состоянии и производятся, при отсутствии технической возможности, проводить работы с подачей газа в газосборные сети.

4.2. В настоящем стандарте рассматриваются технологические выбросы газа и конденсата в атмосферу, имеющие место при:

— продувках и опорожнении технологического оборудования и коммуникаций;

— сжигании горючих газов и паров на факелах;

— работе стационарных дизельных установок;

— утечках через неплотности;

— испарениях газового конденсата.

4.3. Продувки технологического оборудования и коммуникаций природным газом относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом продувочного газа в атмосферу через продувочные свечи или сбросом газа в факельную систему.

— скважин при освоении, испытаниях, исследовательских и ремонтных работах и прочих технологических операциях;

— шлейфов и межпромысловых коллекторов, участков газо- и конденсатопроводов МГ, коммуникаций ПХГ, КС, ДКС, ГРС, ГИС и пр. для освобождения трубопроводов от газа, конденсата, воды и пыли при ремонтных работах и прочих технологических операциях;

— аппаратов и емкостного оборудования установок предварительной и комплексной подготовки газа, а также других установок (пылеуловителей, сепараторов, конденсатосборников и другого технологического оборудования) при производстве планово-предупредительного и планового ремонта и прочих технологических операций;

— компрессоров и систем обвязки ГПА КС и ДКС при пусках, остановках, изменениях режима и прочих технологических операциях;

— соединительных линий и пробоотборников при проведении аналитического контроля производства.

4.4. Опорожнения (стравливания) технологического оборудования и коммуникаций от природного газа относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом газа в атмосферу через сбросные свечи.

Опорожнения (стравливания газа) проводят:

— технологических трубопроводов при очистке их очистными устройствами, врезке отводов и перемычек, ремонте и прочих технологических операциях;

— технологических устройств аппаратов и емкостей при различных технологических операциях;

— компрессоров и систем обвязки ГПА при различных технологических операциях;

— пневмоприводов кранов ЗРА при эксплуатации;

— предохранительных клапанов при настройке и проверке работоспособности.

4.5. Выбросы углеводородов от энерготехнологических агрегатов различного назначения поступают в атмосферу с продуктами сгорания углеводородного топлива.

4.6. Выбросы углеводородов в атмосферу при сжигании на факелах горючих газов и паров, сбрасываемых при пусках, наладках и остановках технологических объектов, происходят в результате неполного сгорания газов.

4.7. Утечки природного газа в атмосферу происходят за счет негерметичности уплотнений оборудования и коммуникаций.

4.8. Испарение газового конденсата в атмосферу происходит при его хранении в резервуарах.

Видео:МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДА. Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищСкачать

5. Общие требования к расчету выбросов углеводородов в атмосферу

5.1. Валовый выброс углеводородов в атмосферу на объектах дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» определяют как сумму всех газовых углеводородных выбросов от каждого источника выброса за отчетный период времени.

5.2. Фактическое (отчетное) количество газовых углеводородных выбросов в атмосферу за прошедший период определяют по всем источникам выбросов.

5.3. Величину прогнозного количества выбросов углеводородов от эксплуатируемых объектов на определенный период рассчитывают на основании фактического количества выбросов на этих объектах за предыдущий период с корректировкой на намечаемый объем и параметры исходных и конечных продуктов, техническое состояние технологических установок, норм технологического режима и т.д.

5.4. На стадии проектирования технологического объекта при расчете величины прогнозного количества газовых углеводородных выбросов от источника выброса продолжительность выброса принимают, исходя из инструкции по созданию и эксплуатации аналогичных объектов либо из отечественного и зарубежного опыта в области организации и выполнения подобных работ.

5.5. Расчет количества газовых углеводородных выбросов из различных источников осуществляют:

— по результатам исследований с использованием математических моделей;

— по удельному выбросу на единицу продукции;

— по замеру основных параметров газового потока измерительными устройствами;

— по материальному балансу, приведенному в приложении А.

5.6. Валовые выбросы углеводородов в атмосферу от источников выделения газовых выбросов М, т/год, вычисляют по формуле

где Q — объемный расход выбрасываемого газа, м 3 /с;

С — содержание (концентрация) углеводородов в выбрасываемом газе, г/м 3 ;

t — время работы в течение года однотипных источников выбросов, ч/год;

b — количество однотипных источников (выражение в скобках при b = 1 справедливо для каждого отдельного источника);

n — количество технологических операций;

3600 — коэффициент пересчета «ч» в «с»;

10 -6 — коэффициент пересчета «г» в «т».

Объемный расход выбрасываемого газа Q, м 3 /с, вычисляют по формуле

где V — объем выброса газа, м 3 .

Содержание (концентрацию) углеводородов в выбрасываемом газе после его очистки С₁, г/м 3 , вычисляют по формуле

где η — коэффициент очистки газа, %.

Коэффициент очистки газа η, в долях единицы, можно вычислить по формуле

Коэффициент очистки газа принимают по паспортным данным газоочистного или пылеулавливающего оборудования либо вычисляют по действующим нормативным методикам с учетом данных инструментальных измерений.

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

5.7. При известном объеме выбросов природного газа валовые выбросы углеводородов в атмосферу от источников их выделения М, т/год, вычисляют по формуле

где V — объем выброшенного газа в течение года, тыс. м 3 /год;

ρ — плотность газа, кг/м 3 .

5.8. При продувках технологического оборудования и коммуникаций природным газом отбор проб газовых выбросов производят по ГОСТ 18917, определение компонентного состава — по ГОСТ 23781.

Значения Q и С в случае организованного источника выброса определяют в технологической части проектов или принимают для данного производства согласно действующим нормативам, в случае неорганизованного источника выброса — определяют либо косвенными измерительными методами, либо ориентировочными методами расчета по эмпирическим формулам.

Содержание (концентрацию) углеводородов в газовых выбросах определяют газохроматографическим методом по соответствующей методике, аттестованной в установленном порядке и включенной в действующий «Перечень методик выполнения измерений концентраций загрязняющих веществ в выбросах промышленных предприятий», утвержденный МПР России.

5.9. В расчетах объем и плотность газообразных сред принимают при стандартных условиях: P_с = 0,1013 МПа (760 мм рт. ст.), Т_с_ = 293,15 К (исключения оговариваются особо).

5.10. В расчетах принимают следующие соотношения физических величин:

Единицы температуры: t = Т — 273,15 (°C)

1 кгс/см 2 = 0,098 МПа 1 МПа = 10,2 кгс/см 2

1 атм = 1,0332 кгс/см 2 = 0,1013 МПа

1 Па= 1 · 10 -3 кПа = 1 · 10 -6 МПа

Коэффициенты пересчета концентраций газов и паров приведены в таблице 5.1.

🌟 Видео

Легенда советсткого автопрома - двигатель ЗАЗ-966А 30 л.с. "Тридцатка"Скачать

Чистка и продувка газопровода.Скачать