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

Образец оформления проекта нормативов пдв

ПРОЕКТнормативов предельно-допустимых выбросовдля АГНКС “_____” УМГ

Москва 200___г.

СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ

Начальник
отдела                                                                        Иванов
А.А.

Инженер-эколог                                                                          Сидоров
P . P .

АННОТАЦИЯ

Дана характеристика выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу автомобильной газонаполнительной компрессорной
станции (АГНКС) “……”
управления магистральных газопроводов (УМГ).

Установлено, что на АГНКС источник постоянных выбросов
загрязняющих веществ – свеча рассеивания газозаправочных колонок, свеча картера
компрессоров, дымовая труба котельной, а в атмосферу выбрасываются природный
газ, содержащий метан, и одорант – смесь природных меркаптанов (СПМ), диоксид
азота, оксид азота, диоксид серы, оксид углерода и бенз/а/пирен.

Выполнен расчет параметров
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для АГНКС в соответствии с
требованиями нормативных и методических документов.

В целях определения предельно
допустимых выбросов (ПДВ) загрязняющих веществ проведен расчет рассеивания этих
веществ в атмосферном воздухе на промплощадке и прилегающей к ней территории,

Расчет рассеивания
загрязняющих веществ в атмосферу проведен с использованием программы УПРЗА
“Эколог”, разработанной фирмой “Интеграл” (Санкт-Петербург)
или программой “Призма” (НПП “Логус”, Московская обл., г.
Красногорск).

Анализ результатов расчета
рассеивания показал, что концентрации загрязняющих веществ в атмосферном
воздухе, создаваемые выбросами на АГНКС,
в ближайшей жилой зоне (на границе СЗЗ) меньше их ПДК (ОБУВ). Таким образом, фактические
выбросы АГНКС могут быть приняты
в качестве ПДВ.

ВВЕДЕНИЕ

Проект нормативов ПДВ
разработан в соответствии с законодательными, нормативными и методическими
документами [1-17], действующими
на территории Российской Федерации.

Проект разработан
инженером-экологом УМГ “________________________”.

Почтовый
адрес разработчика: __________________________________________________.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О
ПРЕДПРИЯТИИ

Автомобильная
газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС) “_________________”
управления магистральных газопроводов (УМГ) расположена в ____________________
области.

Почтовый адрес
“_____________” УМГ: __________________________________.

Должна быть представлена
ситуационная карта-схема расположения АГНКС.

Ближайшие жилые дома
расположены на расстоянии _________________ м от АГНКС.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
КАК ИСТОЧНИКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ

Автомобильная
газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС) предназначена для получения
сжатого природного газа, используемого в качестве моторного топлива и для
заправки газобаллонного автотранспорта сжатым природным газом.

АГНКС
рассчитана на непрерывную работу без полных остановов на
планово-предупредительные ремонты. Расчетное (проектное) количество
автотранспорта, заправляемого сжатым природным газом, составляет 500 единиц в
сутки.

Технология получения сжатого
природного газа схематично представлена на рис. Б.1.

Рисунок Б.1 – Технология получения сжатого природного газа
на АГНКС:

1
– расходомер, 2 – фильтр, 3 – сепаратор, 4 – группа компрессоров, 5 –
межступенчатые и концевые холодильники, 6 – адсорбер для газа, 7 –
подогреватель газа регенерации,

8 – аккумуляторы, 9 – газозаправочные колонки, 10 –
заправочный шланг

Природный
газ из магистрального газопровода с давлением 0,9 МПа по газопроводу-отводу
поступает на АГНКС, где, пройдя очистку от твердых частиц и частиц жидкости на
сепараторе и фильтре, направляется в компрессорное отделение, в котором
установлены пять поршневых компрессорных установок (одна из установок – резервная).

Газ, сжатый компрессорами до давления 25 МПа, поступает на установку
адсорбционной осушки, основными элементами которой являются два адсорбера,
работающие поочередно в режимах осушки газа и регенерации адсорбента.
Регенерация производится осушенным газом, нагретым до температуры 320-340 °С.

Сухой сжатый газ поступает в
аккумуляторы, откуда через узел редуцирования давления (где происходит снижение давления газа с 25 МПа до 20 МПа)
поступает на 8 газозаправочных колонок, а затем от каждой газозаправочной
колонки (ГЗК) по шлангам высокого давления – на заправку газобаллонного
автотранспорта.

Накопление жидкости при
очистке природного газа на сепараторе происходит в его нижней части, откуда
периодически через ручные задвижки жидкость сливают в емкость, находящуюся под
атмосферным давлением. При этом природный газ в безнапорную емкость не
поступает и, следовательно, не попадает в атмосферу (помещение).

Конструкция фильтра исключает
поступление природного газа в атмосферу.

В процессе работы АГНКС
периодические продувки аккумуляторов газа, влагомаслоотделителей компрессорных
установок и установки осушки газа, а также сброс газа регенерации из установки
осушки газа осуществляются в напорную емкость (Рр = 1,6 МПа),
откуда природный газ направляется на всас компрессорных установок.

Жидкость,
накопившаяся в нижней части напорной емкости, по мере надобности через
дренажные вентили сливается в безнапорную емкость. Напорная емкость оборудована
датчиком предельных уровней, который, как и в случае сброса жидкости из
сепаратора, исключает поступление природного газа в безнапорную емкость.

В случае появления
неплотностей в системе смазки механизма движения и цилиндров компрессорной
установки возможно проникновение природного газа в картер работающего
компрессора (до их обнаружения и ликвидации). При достижении в картере давления
150 Па автоматически прекращается работа компрессорной установки.

По окончании заправки емкость
шланга, соединяющего газозаправочную колонку с вентилем газобаллонной установки
автомобиля, остается под давлением (Р = 20 МПа). Отсоединение шланга от
вентиля газобаллонной установки автомобиля, необходимое для заправки очередного
автомобиля, представляет опасность для обслуживающего персонала, что и
предопределяет предварительный сброс природного газа из шланга свечой
разгрузки, являющейся неотъемлемой частью ГЗК.

Нормальный технологический
процесс на АГНКС допускает возможность выброса загрязняющих веществ (природный
газ, СПМ – одорант) в атмосферу при плановых ремонтах и технических
освидетельствованиях (выполняются не чаще 1 раза в 2 года) сосудов, работающих
под давлением (сепаратор, адсорберы, аккумуляторы).

Аварийные выбросы природного
газа в атмосферу могут происходить при пожаре, загазованности компрессорного
цеха и отделения “узла запорной и регулирующей арматуры”, а также при
нажатии кнопок “Авария АГНКС” или “Остановка АГНКС”. При
этом сброс природного газа в атмосферу осуществляется из адсорберов, установки
осушки газа, сепаратора, напорной емкости и газопроводов, находящихся под
давлением 0,9 МПа (давление всаса компрессоров) путем автоматического открытия
задвижки, установленной на продувочном газопроводе ввода газа на АГНКС.

Таким образом, источниками
организованных выбросов природного газа на АГНКС являются свеча разгрузки ГЗК,
свеча рассеивания картера компрессорной установки. При эксплуатации АГНКС
производятся следующие технологические операции, сопровождающиеся выбросами
загрязняющих веществ (природного газа) в атмосферу через свечи рассеивания
газозаправочных колонок и технологического оборудования:

– заправка каждой единицы
автотранспорта сжатым природным газом;

– при возникновении
неплотностей в системе смазки механизма движения и цилиндров компрессорной
установки (утечки) – до их обнаружения и ликвидации;

– плановые технические
освидетельствования сосудов, работающих под давлением, и ревизии приборов учета
расхода газа.

Технологический процесс
получения сжатого газа на АГНКС исключает выброс газа в атмосферу благодаря
применению герметичного оборудования, возвращению в производственный цикл газа
регенерации, а также постоянному контролю загазованности производственных
помещений.

Кроме того, на АГНКС
выбрасываются продукты сгорания (оксид углерода, диоксид азота, оксид азота,
диоксид серы и бенз/а/пирен) в атмосферу при сжигании природного газа в
котельной малой мощности, предназначенной для отопления помещения АГНКС (в
отопительный период).

Природный газ, поступающий на
АГНКС, имеет следующие показатели (таблица Б.2.1):

Таблица Б.2.1 –
Физико-химические показатели природного газа

(данные замеров хим. лаб.
“____” УМГ)

Перечень загрязняющих
веществ, выбрасываемых в атмосферный воздух источниками постоянных и залповых
выбросов на АГНКС “_________” УМГ, приведен в таблице Б.2.2.

Максимальные залповые выбросы
на АГНКС, производимые при плановых ремонтах и освидетельствованиях, приведены
в табл.
Б.4.1, расчеты даны в приложении.

Таблица Б.2.2 – Перечень загрязняющих веществ,
выбрасываемых в атмосферу

Выбросы от запорной арматуры
отсутствуют, т.к. необходимым условием безопасной работы АГНКС является
проверка на загазованность атмосферы производственных помещений (не реже одного
раза в смену) и атмосферы колодцев и других сооружений (не реже одного раза в
два дня) переносными газоанализаторами во взрывозащищенном исполнении.

Обнаруженные утечки
природного газа обслуживающим персоналом немедленно устраняются.

При нарушении технологических
режимов (в аварийных ситуациях) системой автоматики обеспечивается отключение
компрессорных установок и прекращение подачи природного газа на АГНКС.

Аварийные выбросы природного
газа в атмосферу могут происходить при пожаре, загазованности компрессорного
цеха и отделения “узла запорной и регулирующей арматуры”, а также при
нажатии кнопок “Авария АГНКС” или “Остановка АГНКС”. При
этом сброс природного газа в атмосферу осуществляется из адсорберов, установки
осушки газа, сепаратора и газопроводов, находящихся под давлением 0,9 МПа
(давление всаса компрессорных установок) путем автоматического открытия
задвижки, установленной на продувочном газопроводе ввода газа на АГНКС.

Аварийных выбросов в течение
последних 5 лет эксплуатации на АГНКС не было.

Технико-экономический уровень
оборудования АГНКС соответствует техническому уровню аналогичного оборудования
в стране и за рубежом.

На АГНКС в ближайшие 5 лет
ввод в эксплуатацию нового технологического оборудования и изменение режимов
работы не предполагается.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАТЕГОРИИ ПРЕДПРИЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТОВ РАССЕИВАНИЯ(рекомендуемое)

Определение категории
предприятий с точки зрения возможного влияния его выбросов на качество
атмосферного воздуха проводится в соответствии с [ 8].

По степени воздействия
выбросов на атмосферный воздух предприятия подразделяются на 4 категории.

Для предприятия проводятся
расчеты загрязнения атмосферного воздуха в соответствии с ОНД-86
[ 12]
с использованием согласованной в установленном порядке унифицированной
программы расчета загрязнения атмосферы (УПРЗА). По результатам расчетов
рассчитываются параметры Zj и g j ,
позволяющие дать предварительную оценку воздействия на качество атмосферного
воздуха выбросов j -го вещества источниками этого предприятия.

Параметр Zj для отдельного загрязняющего вещества определяется по формуле:

Zj = Cji / ПДКмр j ,                                                                              (1)

где Cji – величина максимальной приземной концентрации j -го
вещества на территории, примыкающей к СЗЗ (селитебной зоне), создаваемая
выбросом его из i -го источника без учета выбросов других источников
загрязнения атмосферы;

величина С ji рассчитывается по формулам разделов 2 и 3 ОНД-86
[ 6]
с учетом метеорологических и орографических условий района расположения
предприятия;

ПДКмр j
– максимальная разовая предельно допустимая концентрация j -го
вещества в атмосферном воздухе населенных мест [ 7].

Параметр gj рассчитывается по формулам:

g j
= Zj Сфj при Z j
> 0,1                                                                 (2)

и g j
= Zj при Z j £ 0,1,                                                                      (3)

где Сфj –
значение фоновой концентрации j -го вещества (предоставляется
органами Гидромета).

Параметр g п p (для предприятия)
соответствует наибольшему из всех gj по отдельным веществам:

g п p = MAX gj.                                                                                   (4)

Для определения предприятий
1-й и 2-й категорий рассчитывается параметр K :

K = Mj / ПДКссj,                                                                               (5)

где Mj – масса выброса j -го загрязняющего вещества
источниками предприятия за год, т/год;

ПДКссj . – среднесуточная ПДК j -г o
вещества.

Если одновременно выполняются
условия gnp > 1 и K > 104, то
предприятие относится к 1-й категории.

Предприятия, не отнесенные к
1-й категории, для которых одновременно выполняются условия gnp > 1 и K £ 104, относятся ко
2-й категории.

Для определения предприятий
3-й и 4-й категорий (не отнесенных к 1-й и 2-й категориям) используется
параметр Ф j , рассчитываемый по формуле:

Ф j
= A · h · Mj / Нj · ПДКмр j                                                                                (6)

где A –
коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы [ 4];

h
– безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности [ 4];

Mj – суммарное значение выброса j -го загрязняющего вещества от
всех источников предприятия (а для залповых выбросов, которые одновременно не
производятся, значение максимального залпового), г/с;

Hj – средневзвешенное значение высоты источников предприятия, из которого
выбрасывается данное вещество, определяется по формуле:

Н j ·=
S (Н j
· Mj ) / Mj ;                                                                          (7)

ПДКмрj – максимальная разовая
предельно допустимая концентрация j -го вещества в атмосферном
воздухе населенных мест [ 7];

– в случае, если для
какого-либо вещества ПДКмрj не установлена, используется OB У Bj этого вещества;

– в случае отсутствия ПДКмрj
и ОБУВ j используется величина 10 ПДКсс j ,
где ПДКсс j – среднесуточная ПДК j -го
вещества;

– в случае отсутствия для
вещества установленных ПДКмрj, OB У Bj , ПДКсс j допускается, на этапе
определения категории предприятия, использовать величину 0,3 ПДКрз j ,
где ПДКрз j , – ПДК j -го
вещества в воздухе рабочей зоны [22].

Параметр Фпр
(для предприятия) соответствует наибольшему из всех Ф j
по отдельным веществам:

Фпр = МАХ Ф j .                                                                                (8)

Предприятия, для которых
одновременно выполняются условия: g п p £ 1 и Фпр
> 10, относятся к 3-й категории.

К четвертой категории
предприятий следует относить те, для которых выполняется условие: Фпр
£ 10.

Для предприятий 1-й и 2-й
категорий проект нормативов ПДВ выполняется в полном объеме. Для предприятий
3-й и 4-й категорий предложения по нормативам выбросов могут быть сформулированы
на уровне существующих выбросов.

4. ПРОВЕДЕНИЕ РАСЧЕТОВ И
РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ПДВ

Для определения
загрязненности атмосферного воздуха на прилегающей к АГНКС территории и в
ближайшей жилой зоне, для определения предельно допустимых выбросов загрязняющих
веществ проведен расчет рассеивания диоксида азота, оксида азота, диоксида
серы, оксида углерода, бенз/а/пирена, метана и СПМ с использованием программы
УПРЗА Эколог, разработанной фирмой “Интеграл” (Санкт-Петербург) по
методике ОНД-86,
и согласованной ГГО им. А.И. Воейкова (или программой “Призма” НПП
“Логус”, Московская обл., г. Красногорск).

Расчет проведен в режиме, при
котором суммарная концентрация загрязняющих веществ рассчитывается в узлах
прямоугольных сеток при любых направлениях ветра и его опасных скоростях.

В таблице
Б.4.1 приведены параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для
расчета ПДВ.

Расчет рассеивания показал,
что на промплощадке АГНКС (имеющей два источника постоянных выбросов: свеча
разгрузки газозаправочных колонок и дымовая труба котла) и примыкающей к ней
территории максимальные приземные концентрации загрязняющих веществ постоянных
выбросов от газозаправочных колонок и дымовой трубы котельной значительно ниже
их ПДК (ОБУВ):

на расстоянии 100 м от
источника выбросов:

по диоксиду азота – не более
0,09 ПДК;

по оксиду азота – не более
0,01 ПДК;

по диоксиду серы – не более
0,001 ПДК;

по оксиду углерода – не более
0,001 ПДК;

по бенз/а/пирену – не более
0,001 ПДК;

по метану – не более 0,001
ОБУВ;

по СПМ – не более 0,02 ПДК.

Максимальные залповые
выбросы, проводимые при освидетельствованиях и ремонте сосудов, работающих под
давлением, и выполняемые не чаще 1 раза в 2 года – кратковременны; длятся
примерно 60 секунд и создают по расчету приземные концентрации на расстоянии
100 м от источника:

по метану – не более 0,001
ОБУВ;

по СПМ – не более 0,23 ПДК.

Необходимо учитывать также и
то, что начальная скорость природного газа при залповых выбросах высока, а
удельный вес меньше воздуха, поэтому компоненты природного газа устремляются в
верхние слои атмосферы, и не наблюдается загрязнения приземного слоя атмосферы
(по данным прямых замеров на аналогичном оборудовании объектов Газпрома).

Таким образом, существующие
выбросы всех загрязняющих веществ на АГНКС могут быть приняты в качестве ПДВ.

В таблице
Б.4.2 приведены выбросы загрязняющих веществ в атмосферу на существующее
положение (на срок достижения ПДВ).

5.
САНИТАРНО-ЗАЩИТНАЯ ЗОНА

АГНКС отнесена к 4 классу
санитарной классификации (в соответствии с п.
4.4 [ 17])
с размером СЗЗ, равным 100 м (автозаправочные станции для заправки грузового и
легкового автотранспорта).

Результаты расчета
рассеивания позволяют установить санитарно-защитную зону для АГНКС размером 100
м от источников выбросов.

6. МЕРОПРИЯТИЯ
ПО СОКРАЩЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПРИ НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ
МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

На АГНКС предусмотрены
следующие мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
при неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ):

– запрещены к выполнению
плановые ремонты и технические освидетельствования технологического оборудования,
сопровождаемые залповыми выбросами природного газа;

– усиление контроля над
работой технологического оборудования (с целью предотвращения аварийных
выбросов);

– при необходимости
уменьшение частоты заправок.

Мероприятия по сокращению
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при НМУ представлены в таблице
Б.6.1.

Характеристика выбросов
вредных веществ в атмосферу в периоды НМУ представлена в таблице
Б.6.2.

Для АГНКС, расположенных в
районе, где не проводится прогноз наступления НМУ и являющихся предприятиями
3-4 категорий, данный раздел не обязателен.

7. КОНТРОЛЬ ЗА СОБЛЮДЕНИЕМ
НОРМАТИВОВ ПДВ

На АГНКС контролю подлежат
выбросы метана и СПМ, выполняемые один раз в пять лет балансовым (расчетным)
методом. Контроль осуществляется службой главного инженера.

План-график контроля за
соблюдением нормативов ПДВ приведен в таблице
Б.7.1.

[С целью организации работ по
контролю соблюдения нормативов выбросов определяется категория выброса
загрязняющего вещества из конкретного источника.

При определении категории
источника выбросов [ 8]
рассчитываются параметры Фj и Qj , которые характеризуют
влияние выброса вещества из источника на загрязнение воздуха прилегающих к
предприятию территорий по формулам:

Фj = Мj / Н
· ПДКj                                                                                                    (9)

Qj = qj ,                                                                                              (10)

где Mj – максимальная величина выброса j -вещества, г/с;

ПДКj – максимально разовая
предельно-допустимая концентрация j -вещества, мг/м3;

qj – максимальная расчетная приземная концентрация j -вещества,
создаваемая на границе СЗЗ или ближайшей жилой застройки, доли ПДК (из расчета
рассеивания или ОНД-86);

Н – фактическая высота
источника выброса, м.

Определение категории
источников выбросов загрязняющих веществ выполняется исходя из следующих
условий:

1 категория – одновременно
выполняются неравенства

Фj > 0,01 и Qj ³ 0,5;                                                                        (11)

2 категория – одновременно
выполняются неравенства

Фj > 0,01 и Qj < 0,5;                                                                        (12)

и для рассматриваемого
источника разрабатываются мероприятия по сокращению выбросов;

3 категория – одновременно
выполняются неравенства

Фj > 0,01 и Qj < 0,5;                                                                        (13)

и за норматив ПДВ принимается
значение выброса на существующее положение;

4 категория – одновременно
выполняются неравенства

Фj £ 0,01 и Qj < 0,5                                                                         (14)

и за норматив ПДВ принимается
значение выброса на существующее положение.

Исходя из определенной
категории источника выброса устанавливается следующая периодичность контроля
над соблюдением нормативов ПДВ (ВСВ):

1 категория – 1 раз в
квартал;

2 категория – 2 раза в год;

3 категория – 1 раз в год;

4 категория – 1 раз в 5 лет.]

Таблица Б.4.1 – Параметры
выбросов загрязняющих веществ для расчета ПДВ

Продолжение
табл. Б.4.1

Окончание табл.
Б.4.1

Таблица Б.4.2 – Выбросы
загрязняющих веществ на СП и срок достижения ПДВ

Таблица Б.6.1 – Мероприятия
по сокращению выбросов в атмосферу в периоды НМУ

Продолжение табл.
Б.6.1

Таблица Б.6.2 –
Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу в периоды НМУ

Таблица
Б.7.1 – План-график контроля нормативов ПДВ на источниках выбросов

Существующее
положение

Выводы

1. Проведен анализ
эксплуатации АГНКС как источника загрязнения атмосферы.

2. Установлено, что на АГНКС:

– источники
постоянных выбросов – дымовая труба котельной, свеча разгрузки газозаправочных
колонок, а в атмосферу выбрасываются: диоксид азота, оксид азота, оксид
углерода, диоксид серы, бенз/а/пирен, метан и СПМ;

– источник залповых – свечи
сепаратора, адсорберов и аккумуляторов, осуществляющие выбросы метана и СПМ не
чаще 1 раза в 2 года.

3. Проведены расчеты
параметров выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на АГНКС.

4. Выполнены расчеты
приземных концентраций постоянных выбросов (метана, СПМ, диоксида азота, оксида
азота, диоксида серы, оксида углерода и бенз/а/пирена). В атмосферном воздухе
на границе СЗЗ (ближайшей жилой застройке) АГНКС, имеющей 2 источника
постоянных выбросов: свечу разгрузки газозаправочных колонок и дымовую трубу
котельной, максимальные концентрации постоянных выбросов составляют:

– по диоксиду азота – не
более 0,09 ПДК;

– по оксиду углерода – не
более 0,001 ПДК;

– по СПМ – не более 0,02 ПДК.

5. Санитарно-защитная зона
для АГНКС принимается равной 100 метрам.

6. Фактические выбросы
загрязняющих веществ в атмосферу на АГНКС могут быть приняты в качестве ПДВ.

Список использованных
источников

1. Федеральный закон от
04.05.1999 г. № 96-ФЗ
“Об охране атмосферного воздуха”.

2. Инструкция по
инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. – Л., ЛДНТП, 1991.

4. Методическое
пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в
атмосферный воздух. НИИ Атмосфера. СПб., 2002.

5. Перечень
и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. НИИ Атмосфера. – СПб., 2005.

6. ГН
2.1.6.1338-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ
в атмосферном воздухе населенных мест. – М., 2003.

7. ГН
2.1.6.1339-03. Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ)
загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест. – М., 2003.

8. Правила
технической эксплуатации и безопасного обслуживания оборудования АГНКС. – М.:
Мингазпром, 1991.

9. ОНД-86.
Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,
содержащихся в выбросах предприятий. – Л., Гидрометеоиздат, 1987.

10. ОНТП
51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы, 1986.

11. РД 51-100-85 Руководство
по нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах
транспорта и хранения газа. – М.: ВНИИГАЗ, 1987.

12. РД 153-39.0-111-2001.
Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на
собственные технологические нужды газодобывающих предприятий. – М.: ВНИИГАЗ,
2001.

13. Методика
определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в
котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час. –
М., Гос. ком. РФ по охране окр. среды, 1999. Методическое письмо НИИ Атмосферы
от 17 мая 2000 г. №
335/33-07. – СПб., 2000.

14. СанПиН
2.2.1./2.1.1.1200-03. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация
предприятий, сооружений и иных объектов. – М., 2001.

15. РД
52.04.52-85. Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических
условиях. – Л.: Гидрометеоиздат, 1987.

16. Постановление
Правительства РФ от 02.03.2000 г. №
183 “О нормативах выбросов вредных (загрязняющих) веществ в
атмосферный воздух и вредных физических воздействий на него”.

17. Рекомендации по
оформлению и содержанию проекта нормативов предельно допустимых выбросов в атмосферу
(ПДВ) для предприятия. – М: Госкомприрода, 1989.

ПРИЛОЖЕНИЕ К ПРОЕКТУ
НОРМАТИВОВ ПДВ

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРОСОВ
ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

Расчет параметров выбросов
загрязняющих веществ произведен по “Методике определения выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах
производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час”,
Москва, 1999, Методическому письму НИИ Атмосфера от 17 мая 2000 г.

Исходные данные для расчета:

– четыре котла Хопер-50;
одновременно в работе 2 котла;

– время работы – 5 040 часов;

– годовой расход топливного
газа В = 57,717 тыс. м3 = 39,77 т;

– максимальный часовой расход
газа на один котел Вмах = 8,0 м3/час = 0,00552 т/ч
= 0,0022 м3/сек = 1,378 г/с;

– теплота сгорания топлива Q =
33,42 МДж/м3 = 48,5 МДж/кг.

Количество оксидов азота
определяем по формуле:

 г/с (т/год),    (1)

где В – расход
топлива; для определения выбросов в г/с берется Вмах = 0,0022
м3/с; для определения выбросов в т/год берется В = 57,717
тыс. м3/год;

Q – низшая
теплота сгорания топлива, МДж/м3;

                                                                                 (2)

где Q т
– фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт,
определяемая по формуле:

Q т
= В · Q ,                                                                                       (3)

b k
– безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки. Для
горелок инжекционного типа принимается b k = 1,6;

b t
– безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для
горения, b t = 1;

b a – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на
образование оксидов азота, b a = 1,225;

b г
– безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов
через горелки на образование оксидов азота;

b d – безразмерный коэффициент, учитывающий
ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру. В данном случае рециркуляция и
ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру не применяются;

kп – коэффициент пересчета:

при определении выбросов в
г/сек kп = 1;

при определении выбросов в
т/год kп = 10-3.

Подставив значения в формулы
(1) – (3), получим:

₂ и с учетом трансформации оксида
азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на
составляющие M _NΟ = 0,13

M ΝΟ = 0,0006 г/с G NΟ = 0,016 т/год,

При одновременной работе 2-х котлов:

M NΟ = 0,0012
г/с,

                                                     (4)

где В – расход
топлива: при определении выбросов в г/с берется Вмах = 1,378
г/с;

при определении выбросов в
т/год берется В = 39,77 т/год;

S –
содержание серы в топливе на рабочую массу, %, S = 0,0013 % ( S определяется
как содержание меркаптановой серы в газе, умноженное на 100 и деленное на
плотность газа);

Подставив значения в формулу
(4), получим:

Количество оксида углерода
находим по формуле:

M CO = 0,001 · B · C CO · (1 – q4 / 100), г/с (т/год),                            (5)

где B – расход
топлива; при определении выбросов в г/с берется Вмах = 1,378
г/с; при определении выбросов в т/год берется В = 39,77 т/год;

C CO – выход оксида углерода при сжигании газа, г/кг (г/м3)
или кг/т (кг/тыс. м3). Определяется по формуле:

C CO = q3
· R · Q,                                                                               (6)

при этом q 3 – потери тепла от химической
неполноты сгорания топлива, %, для газа принимаем q 3 = 0,2;

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

Q –
низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/м3;

q 4 – потери тепла вследствие
механической неполноты сгорания топлива, %, для газа q 4 = 0.

Подставив значения в формулы
(5) и (6), получим:

M CO
= 0,0092 г/сек или 0,13 т/год.

Концентрация бенз(а)пирена,
мг/м3, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из
топочной зоны водогрейных котлов малой мощности определяется по формуле:

для a ”
= 1,05 ¸ 1,25 и qv = 250 ¸ 500 кВт/м3

                                            (7)

где a ”
– коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки, a ”
= 1,12;

qv – теплонапряжение топочного объема, кВт/ м3, qv = 250;

K д
– коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена
в продуктах сгорания, K д = 1,28;

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

K ст – коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на
концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания.

В данном случае рециркуляция
и ступенчатое сжигание не применяются.

Концентрация бенз(а)пирена
составит Сбн = 1,7 0183 10-5 мг/м3.

Суммарное количество
бенз(а)пирена определим по уравнению:

M бн = C бн · V сг · Bp · k (г/с, т/год),                                                    (8)

где C бн – концентрация бенз(а)пирена в сухих дымовых газах, мг/м3;

V сг – объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 м3
топлива, рассчитывается по формуле:

V сг = K · Q (м3/м3),                                                                           (9)

в которой K –
коэффициент, учитывающий характер топлива, для газа K = 0,345;

Q –
низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/м3;

V сг = 11,5м3/м3;

Bp – расчетный расход топлива, определяется по формуле:

Bp = (1 – q4 / 100) B , т/ч (т/год),                                                      (10)

где B –
полный расход топлива на котел: при определении выбросов в г/с берется Вмах
= 0,008 тыс. м3/час; при определении выбросов в т/год берется B =
57,717 тыс. м3/год;

q 4 – потери тепла вследствие
механической неполноты сгорания топлива, %, q 4 = 0;

k – коэффициент пересчета:

при определении выбросов в
г/с – 0,278 · 10-3,

при определении выбросов в
т/год – 10-6.

Подставив значения в формулу
(10), получим:

M бн = 6 · 10-10 г/с
или 8 · 10-9 т/год.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРОСОВ
СВЕЧЕЙ РАЗГРУЗКИ ГАЗОЗАПРАВОЧНЫХ КОЛОНОК

Исходные данные для расчета:

Объем
заправочного шланга                                                      V =
0,0002 м3

Давление газа                                                                              Р
= 20 МПа (200 кгс/см2)

Температура
газа                                                                         Т
= 288 К

Плотность газа                                                                             r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                            м
= 0,022 г/м3

Атмосферное
давление                                                               Р0
= 0,1 МПа (1,033 кгс/см2)

Температура
воздуха                                                                   Т0
= 293 К

Количество
заправок за год                                                       N
= 33 540

Время выброса                                                                            t
= 2 с

Высота свечи
разгрузки                                                              Н
= 5 м

Диаметр свечи
разгрузки                                                            Д
= 0,05 м

Площадь
сечения свечи                                                              S =
0,002 м2.

Коэффициент сжимаемости
природного газа Z определяется по осредненным значениям давления и
температуры:

где

Рпр и Тпр –
приведенные давление и температура, определяются по формулам:

Рпр = Рср
/ Ркр,

Тпр = Тср
/ Ткр,

Рср и Тср – средние
давление и температура газа, кгс/см2 и К;

Ркр и Ткр –
критические давление и температура газа: Ркр = 47,32 кгс/см2
= 4,7 МПа и Ткр = 190,66 К;

r
– плотность газа (кг/м3).

Определяем объем газа,
стравливаемого после одной заправки:

³.

Объемный расход:

v = 0,06 м3 / 1800
с = 0,000034 м3/с,

где 1800 с – период
осреднения /в соответствии с ОНД-86/.

Определяем массовый выброс
метана и СПМ:

M СПМ = 0,000028 · 0,022 = 7,6 ·
10-7 г/с.

Определяем валовый выброс
метана и СПМ:

G СПМ = Vг · м
· N · 10-6 = 4,6 · 10-5 т/год.

Фактическая объемная скорость
выброса – 0,06 м3 / 2 с = 0,026 м3 /с, скорость выброса
(0,026 м3/с) / 0,002 м2 = 13 м/с.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРОСОВ ИЗ
УПЛОТНЕНИЙ КОМПРЕССОРНОЙ УСТАНОВКИ

Исходные данные для расчета:

Плотность газа                                                                             r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                            м
= 0,022 г/м3

Время работы
компрессоров                                                      t
= 500 ч/год

Количество
одновременно работающих компрессоров         N
= 2 шт.

Высота
вентиляционной шахты                                                Н
= 5 м

Диаметр
вентиляционной шахты                                              D =
0,3 м

Площадь
сечения вент. шахты                                                   S =
0,07 м2

Массовый выброс метана и СПМ составит:

M СПМ = A · c СПМ · n · a = 0,032
· 0,000032 · 2 · 0,7 = 1,4 · 10-6 г/с,

где A –
расчетная величина утечки из уплотнений работающей компрессорной установки,
равна 0,115 кг/ч = 0,032 г/с;

c –
массовая концентрация компонента газа в долях единицы;

n – количество одновременно
работающих компрессоров;

a –
расчетная доля уплотнений, потерявших свою герметичность, – 0,7.

Определяем валовый выброс
метана и СПМ:

G СПМ = M СПМ · t
= 1,4 · 10-6 · 3600 · 10-6 · 500 = 2,6 ·10-6
т/год,

где t
– суммарное время работы компрессоров в год, ч.

Объемный расход:

v = 0,06 м3/с

Скорость выброса:

где S –
площадь сечения свечи, м2.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛПОВЫХ
ВЫБРОСОВ ПРИ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯХ И ПРИ ПЛАНОВЫХ РЕМОНТАХ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ
ПОД ДАВЛЕНИЕМ

Сепаратор

Исходные данные для расчета:

Объем
сепаратора                                                                                   V =
0,27 м3

Давление газа                                                                                          Р
= 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Температура
газа                                                                                     Т
= 288 К

Плотность газа                                                                                        r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                                        м
= 0,022 г/м3

Атмосферное
давление                                                                          Р0
= 0,1 МПа (1,033 кгс/см2)

Температура
воздуха                                                                               Т0
= 293 К.

Количество
сепараторов                                                                        n
= 1

Количество
освидетельствований                                                        N
= 1 раз в 2 года

Время выброса                                                                                        t
= 10 с

Высота свечи
разгрузки                                                                          Н
= 7 м

Диаметр свечи
разгрузки                                                                       Д
= 0,05 м

Площадь
сечения свечи                                                                          S =
0,002 м2

Коэффициент сжимаемости
природного газа Z определяется по осредненным значениям давления и
температуры:

где

Рпр и Тпр – приведенные
давление и температура, определяются по формулам:

Рпр = Рср /Ркр,

Тпр = Тср / Ткр

Рср и Тср –
средние давление и температура газа, кгс/см2 и К;

Ркр и Ткр –
критические давление и температура газа: Ркр = 47,32 кгс/см2
= 4,7 МПа и Ткр = 190,66 К;

r
– плотность газа (кг/м3).

Объем газа, стравливаемого из
сепаратора, определяется по формуле:

³.

Объемный расход: 1,6 м3/
1800 с = 0,0009 м3/с,

где 1800 с – период
осреднения /в соответствии с ОНД-86/.

Массовый выброс метана и СПМ:

М СПМ = 0,0009 · 0,022 = 0,000019
г/с.

Валовый выброс метана и СПМ:

G СПМ = Vг · м
· N · n · 10-6 = 3,5 · 10-8 т/год.

Фактическая объемная скорость
выброса – 1,6 м3 / 10 с = 0,16 м3/с, скорость выброса
(0,16 м3/с) / 0,002 м2 = 80,7 м/с.

Аккумулятор

Исходные данные для расчета:

Объем
аккумулятора                                                                   V = 9
м3

Давление газа                                                                              Р
= 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Температура
газа                                                                         Т
= 288 К

Плотность газа                                                                             r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                            м
= 0,022 г/м3

Коэффициент
сжимаемости газа (расчет)                                 Z = 0,994

Атмосферное
давление                                                               Р0
= 0,1 МПа (1,033 кгс/см2)

Температура
воздуха                                                                   Т0
= 293 К.

Количество
аккумуляторов                                                        n
= 2

Количество
освидетельствований                                            N
= 1 аккумулятор 1 раз в 10 лет

Время выброса                                                                            t
= 2400 сек

Высота свечи
разгрузки                                                              Н = 7 м

Диаметр свечи
разгрузки                                                            Д
= 0,05 м

Площадь
сечения свечи                                                              S =
0,002 м2.

Определяем объем газа,
стравливаемого из аккумулятора:

V г = 53,8 м3.

Объемный расход:

v = 53,8 м3 /2400 с
= 0,022 м3/с.

Определяем массовый выброс
метана и СПМ:

М СПМ = 0,022 · 0,022 = 0,0005 г/с

Определяем валовый выброс метана и СПМ:

G СПМ = Vг · м
· N · n · 10-6 = 1,2 · 10-6 т/год.

Фактическая скорость выброса
(0,022 м3/с) / 0,002 м2 = 11,2 м/с.

Адсорбер

Исходные данные для расчета:

Объём
адсорбера                                                                         V =
0,326 м3

Давление газа                                                                              Р
= 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Температура
газа                                                                         Т
= 288 К

Плотность газа                                                                             r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                            м
= 0,022 г/м3

Коэффициент
сжимаемости газа                                               Z =
0,994

Атмосферное
давление                                                               Р0
= 0,1 МПа (1,033 кгс/см2)

Температура
воздуха                                                                   Т0
= 293 К

Количество
адсорберов                                                              n
= 2

Количество
освидетельствований                                            N
= 1 адсорбер один раз в год

Время выброса                                                                            t
= 10 с

Высота свечи
разгрузки                                                              Н
= 7 м

Диаметр свечи
разгрузки                                                            Д
= 0,05 м

Площадь
сечения свечи                                                              S =
0,002 м2.

Определяем объем газа,
стравливаемого из адсорбера:

V г = 1,95 м3

Объемный расход:

v = 1,95 м3/ 1800 с
= 0,001 м3/с,

где 1800 с – период
осреднения /в соответствии с ОНД-86/.

Определяем массовый выброс
метана и СПМ:

М СПМ = 0,001 · 0,022 = 0,00002
г/с

Определяем валовый выброс метана и СПМ:

G СПМ = Vг · м
· N · n · 10-6 = 4,3 · 10-8 т/год.

Фактическая объемная скорость
выброса – 1,95 м3 / 10 с = 0,195 м3 /с, скорость выброса
(0,195 м3/с) / 0,002 м2 = 97,4 м/с.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРОСОВ
ПРИ ПРОВЕРКЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ

Исходные данные для расчета:

Площадь сечения клапана

СППК 4-50-16
(паспортные данные)                                       F =
0,000706 м2

Коэффициент
расхода газа клапаном (паспортные данные) Kk = 0,6

Рабочее
давление                                                                        Р
= 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Температура
газа                                                                         Т
= 288 К.

Плотность газа                                                                             r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                            м
= 0,022 г/м3

Атмосферное
давление                                                               Р0
= 0,1 МПа (1,033 кгс/см2)

Температура
воздуха                                                                   Т0
= 293 К.

Количество
клапанов                                                                 n
= 8

Количество
проверок N = 2 проверки одного клапана в год · n = 2 · 8 = 16 раз

Время выброса                                                                            t
= 3 с

Высота свечи
разгрузки                                                              Н
= 5 м

Диаметр свечи                                                                             d =
0,05 м

Площадь
сечения свечи                                                              f =
0,002 м2.

Коэффициент сжимаемости
природного газа Z определяется по осредненным значениям давления и
температуры:

где

Рпр и Тпр –
приведенные давление и температура, определяются по формулам:

Рпр = Рср / Ркр,

Тпр = Тср / Ркр.

Рср и Тср –
средние давление и температура газа, кгс/см2 и К;

Ркр и Ткр –
критические давление и температура газа: Ркр = 47,32 кгс/см2
= 4,7 МПа и Ткр= 190,66 К;

r
– плотность газа (кг/м3).

Z =
0,989.

Объем выбрасываемого газа при
проверке работоспособности предохранительного клапана СППК 4Р-50-16 V г
(м3) определяется по формуле:

где коэффициент расхода K k
определяется из таблицы.

V г = 37,3 · 0,000706 · 0,6 ·
0,6 · (0,989 / 288)0,5 · 3 = 0,002 м3.

Объемный расход:

v = 0,002 м3 / 1800
с = 1,0 · 10-6 м3/с,

где 1800 с – период
осреднения /в соответствии с ОНД-86/.

Таблица – Характеристика клапанов СППК4Р

Массовый выброс метана и СПМ:

М СПМ = v · м
= 1,0 · 10-6 · 0,022 = 2 · 10-8 г/с;

Валовый выброс метана и СПМ:

G СПМ = Vг · м
· N · 10-6 = 1 · 10-9 т/год.

Фактическая объемная скорость
выброса – 0,002 м3 / 3с = 0,001 м3/с, скорость выброса
(0,001 м3/с) / 0,002 м2 = 0,5 м/с.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ АВАРИЙНЫХ
ВЫБРОСОВ

Исходные данные для расчета:

Объем
аварийного выброса на АГНКС                                    V =
652,6 м3

Плотность газа                                                                             r
= 0,689 кг/м3

Содержание СПМ
в газе                                                            м
= 0,022 г/м3.

Объемный расход:

v = 652,6 м3 / 7200
с = 0,09 м3/с

Определяем массовый выброс
метана и СПМ:

М СПМ = 0,09 · 0,022 = 0,002 г/с

ОЦЕНКА МАКСИМАЛЬНО-ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙНЫХ
ВЫБРОСОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА (УТЕЧЕК) ОТ ЗАПОРНО-РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ

Объемы аварийных выбросов
(утечек) газа (г/с, т/год) от запорно-регулирующей арматуры (фланцевых
соединений и уплотнений) до их ликвидации определяются по формуле:

M = A · c · a · n1 · n2,
г / с ,

G = M · t , т/год,

где A –
расчетная величина аварийного выброса (утечки), равна 0,021 кг/ч = 0,0058 г/с;

c –
массовая концентрация метана – 0,97, одоранта – СПМ – 0,000032 (одорант – СПМ
определяется как отношение м / r г );

a – расчетная
доля уплотнений, потерявших свою герметичность, – 0,293;

n 1 – общее количество единиц
запорно-регулирующей арматуры, 7;

n 2 – количество фланцев на
одном запорном устройстве, 2;

t –
усредненное время эксплуатации запорно-регулирующей арматуры между контролем,
при котором обнаружены и ликвидированы аварийные выбросы (утечки) и предыдущим
контролем, когда не было утечек, умноженное на количество обнаруженных утечек
за год, ч.

Подставив значения в формулу,
получим:

М СПМ = 0,0058 · 0,000032 · 7 · 2
· 0,293 = 7,6 · 10-7 г/с

G СПМ = МСПМ ·
24 · 3600 · 10-6 = 4,6 · 10-7 т/год

Объемный расход составит 0,06
м3/с, скорость выброса – 0,86 м/с.

Приложение а(рекомендуемое)

БЛАНКИНВЕНТАРИЗАЦИИВЫБРОСОВЗАГРЯЗНЯЮЩИХВЕЩЕСТВВАТМОСФЕРУНА
______________ 200__ ГОДА

Раздел 1. ИСТОЧНИКИВЫДЕЛЕНИЯЗАГРЯЗНЯЮЩИХВЕЩЕСТВ

Примечание – *)запись 2.2 е-8 означает 2.

2ð10-8остальныезначенияопределяютсяаналогично.

Раздел 2. ХАРАКТЕРИСТИКАИСТОЧНИКОВЗАГРЯЗНЕНИЯАТМОСФЕРЫ

Раздел 3. ПОКАЗАТЕЛИРАБОТЫГАЗООЧИСТНЫХИПЫЛЕУЛАВЛИВАЮЩИХУСТАНОВОК

Раздел 4.
СУММАРНЫЕ ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ, ИХ ОЧИСТКА И УТИЛИЗАЦИЯ

Раздел 5.
ВЫБРОСЫ АВТОТРАНСПОРТА ПРЕДПРИЯТИЯ

Приложение б(рекомендуемое)образец оформления проекта нормативов пдв

«УТВЕРЖДАЮ»

Начальник «_______________» УМГ

___________________________.И.О.

«____»«__________________»200_ г.

ПРОЕКТНОРМАТИВОВПРЕДЕЛЬНОДОПУСТИМЫХВЫБРОСОВДЛЯГРС№1 «……………» УМГ

Регистрационныйномерразрешениянавыбросвредныхвеществватмосферуот«___» «_______»200_г. № __

Москва 200 __г.

СПИСОКИСПОЛНИТЕЛЕЙ

Начальникотдела                              ИвановА.А.

Инженер-эколог                                СидоровP.P.

АННОТАЦИЯ

Впроектесодержатсякраткиесведенияогазораспределительной станции (ГРС) № 1
«………..» управлениямагистральныхгазопроводов (УМГ). Данахарактеристикавыбросовзагрязняющихвеществв атмосферу. Установлено, чтонаГРС№ 1 источникпостоянныхвыбросов загрязняющихвеществ – дымоваятрубакотельной, аватмосферу
выбрасываютсяпродуктысгоранияприродногогаза – диоксидазота, оксидазота, оксидуглерода, диоксидсерыибенз/а/пирен. Приэтом эффектомсуммациивредногодействияобладаютдиоксидсерыи диоксидазота.

Призалповомвыбросеватмосферувыбрасываютсякомпоненты
природногогаза (метан – 98 %, одорант – СПМ).

Выполненрасчетпараметроввыбросовзагрязняющихвеществв атмосферудляГРСNº 1
всоответствиистребованиями [1-17].

Вцеляхопределенияпредельнодопустимыхвыбросов (ПДВ) загрязняющихвеществпроведенрасчетрассеиванияэтихвеществв атмосферномвоздухенапромплощадкеиприлегающейкней территориидляГРС№ 1 (максимальнойпопроизводительности, атакже позалповымвыбросам).

Расчетрассеиваниязагрязняющихвеществватмосферупроведенс использованиемпрограммыУПРЗА «Эколог», разработаннойфирмой «Интеграл» (Санкт-Петербург) (илипрограммой «Призма», НПП «Логус», Московскаяобл.,
г. Красногорск).

Анализрезультатоврасчетарассеиванияпоказал, чтоконцентрации загрязняющихвеществватмосферномвоздухе, создаваемые постояннымивыбросамиГРС№ 1 вближайшейжилойзастройке (на границеСЗЗ),
меньшеихПДК. Такимобразом, фактическиевыбросы ГРСмогутбытьпринятывкачествеПДВ.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Общиесведенияопредприятии

2 ХарактеристикаГРСкакисточниказагрязненияатмосферы

3 Определениекатегориипредприятияицелесообразности проведениярасчетоврассеивания (рекомендуемое)

4 ПроведениерасчетовиразработканормативовПДВ

5 Санитарно-защитнаязона

6 Мероприятияпосокращениювыбросовзагрязняющихвеществв атмосферупринеблагоприятныхметеорологическихусловиях

7 КонтрользасоблюдениемнормативовПДВ

Выводы

Списоклитературы

ПриложениекпроектунормативовПДВ

ВВЕДЕНИЕ

Проектнормативовпредельнодопустимыхвыбросовватмосферу разработанвсоответствиисзаконодательными, нормативнымии методическимидокументами [1-17], действующиминатерриторииРФ.

Проектразработанинженером-экологомУМГ

Почтовыйадресразработчика:

1 ОБЩИЕСВЕДЕНИЯОПРЕДПРИЯТИИ

ГазораспределительнаястанцияГРС№ 1 «…» управления магистральныхгазопроводов (УМГ) расположенав «N» – области.

Почтовыйадрес «…» УМГ:….

Нарисункедолжнабытьпредставленаситуационнаякарта-схема размещенияГРС№ 1. Ближайшиежилыедомарасположенына расстоянии 600 мотпромплощадкиГРС.

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ГРС КАК ИСТОЧНИКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ

АТМОСФЕРЫ

ГРСпредназначенадляснижениядавленияприродногогазаи
автоматическогоподдержанияеговыходногодавленияпостоянным.

НаГРСосуществляютсяследующиетехнологическиеоперации:

– очисткагазаотмеханическихпримесейивлаги;

– подогревгазапередегоредуцированием;

– замеррасходагаза;

– снижениедавлениягазадозаданнойвеличиныиподдержание
этойвеличиныдавлениягазанавыходеизГРСпостоянной;

– одоризациягаза (припоступлениинеодорированногогаза).

ПриродныйгазизмагистральногогазопроводапоступаетнаГРС, где, пройдяблокочисткиипринеобходимостиподвергнувшисьнагреву (дляпредотвращениягидратообразования), направляетсянаузел редуцирования. Здесьснижаетсяегодавлениедозаданнойвеличиныи далее, пройдяблокодоризациииблокпереключения, газнаправляется потребителю. Блокпереключенияпредназначендлязащитысистемы газопроводовпотребителяотвозможногоповышениядавлениягазаи дляподачигазапотребителю, минуяГРС, побайпаснойлиниивовремя ремонтныхипрофилактическихработстанции. Блокпереключения
оснащенпредохранительнымиклапанами, кранаминавходноми выходномгазопроводах, обводнойлинией.

НаГРС№ 1 «…» УМГпоступаетодорированныйгаз (таблицаБ.2.1).

ТаблицаБ.2.1 – Физико-химическиепоказателиприродногогаза (данныезамеровхим. лаб. «______» УМГ)

ПрипоступлениинеодорированногогазанаГРСпредусмотрено
использованиеполностьюзакрытойсистемыодоризациигаза: одорант
хранитсявгерметичнойемкостииприэксплуатацииустановки (одоризатора) выбросоводоранта – СПМватмосферныйвоздухнет. ДоставкаодорантанаГРСосуществляетсявспециальныхконтейнерах, рассчитанныхнавысокоерабочеедавление (этиконтейнерымогутбыть оснащеныспециальнымибаллонамисазотом, позволяющимисоздатьв контейнередавление, требуемоедлясвободногостокаодорантав емкостьхранения). ПриотсутствиитакихбаллоновнаГРС предусмотренавозможностьсозданиятребуемогодавленияв контейнереприроднымгазом, подаваемогоспомощьюспециального редуктораотвходного (высокогодавления) газопровода. Образующаяся приэтомсмесьпароводоранта – СПМсприроднымгазомпутем передавливаниянаправляетсяввыходнойгазопровод.

Передстравливаниемгазаиземкостихраненияодоранта (при остановкееенаплановоеосвидетельствование – осмотр) предусмотренадлительнаяпродувкаемкостиввыходнойтрубопровод ГРС (дополногоудаленияпароводоранта). Поэтомуприоткрытииэтой емкостиватмосферувыделяетсятолькоприродныйгаз.

Припоступленииодорированногогазавсезалповыевыбросы природногогазасодержатодорант – СПМ.

Дляпродувок (передпервоначальнымзаполнениемсистемыпри вводевэксплуатацию, атакжеприпроведенииремонтно-профилактическихработ) технологическогооборудованияи коммуникацийпредусматриваетсяиспользованиеинертногогаза (азота).
Такимрешениемдостигаетсяминимизациявыбросовметана: ликвидациязалповыхвыбросовметанаотпродувокпривводеГРСв эксплуатацию, приремонтныхработахит.д.

НормальныйтехнологическийпроцесснаГРСдопускает
возможностьвыбросаприродногогазаватмосферуприочисткегазаот механическихпримесейивлаги (продувкапылеуловителей), при плановыхтехническихосвидетельствованияхпылеуловителей, линий редуцирования (выполняютсянечаще 1
разавгод) иприпроверке работоспособностипредохранительныхклапанов (проверки выполняются 1 развмесяц, зимой – 1 разв 10 дней).

Крометого, наГРСимеетместовыбросзагрязняющихвеществ (оксидауглерода, диоксидаазота, оксидаазота, диоксидасерыи бенз/а/пирена) ватмосферуприсжиганииприродногогазавкотельной, предназначеннойдляотопленияГРСиподогревагазаперед редуцированием..

Природныйгаз, поступающийнаГРС, всвоемсоставепрактически несодержитмеханическихпримесейивлаги (таблицаБ.2.1), кратковременнаяпродувкапылеулавливающегооборудования производится (обычно 1 развсутки) вемкостьсбораконденсатадля обеспечениястабильнойработыоборудованияГРСипотребителей (при выполнениизакрытыхпродувокнеобходимоотметитьобэтом). Выброс природногогазаизпылеуловителяосуществляетсятакжепри техническомосвидетельствованиииремонте (выполняютсянечаще 1 разавгод). Залповыйвыбросприродногогазаосуществляетсяизблока редуцированияприосвидетельствованиилинийредуцирования, включаяузелзамера (1 развгодкаждаялиния),
ивслучаеаварийной
остановкиГРС. Возможензалповыйвыброспризамене (ремонте) вторичногоприбораизимпульсныхлиний (трубок),
соединенныхс расходомернымузлом (объемегокрайненезначителен).

Сучетомвысокойвзрыво- ипожароопасностиприродногогазана ГРС№ 1 установленааварийно-предупредительнаясигнализация (по загазованности, пожарная, охранная), атакжепредусмотренряд мероприятийнаслучайаварийнойобстановки. Привозникновении
авариипредусмотреныдистанционноеотключениеГРСотподводящего
газопроводаипотребителейгаза, авслучаенеобходимости – выброс природногогазаизобвязкиГРСчерезспециальныесвечи.

НеорганизованныевыбросынаГРС (вт.ч. иотзапорнойарматуры) отсутствуют. Дляпредупрежденияисвоевременнойликвидацииутечек предусмотренысистематический контрольгерметичности
оборудования, арматуры, особенносальниковыхуплотнений, сварныхи фланцевыхсоединений, трубопроводовиихтехническоеобслуживание иремонт (регулярныйпрофилактическийосмотрзапорнойарматурына всехлинияхредуцирования, включаябайпасисвечи, периодическая набивкасмазкивкраны, контрользагазованностивзалередуцирования
спомощьюгазоанализаторов, обнаружениеисточниковутечек обмыливанием, использованиефторопластовыхуплотнений).

Обнаруженныеаварийныеутечкинемедленноустраняются обслуживающимперсоналом. Эксплуатациянегерметичнойзапорной арматурыкатегорическизапрещается.

Такимобразом, источникомпостоянныхвыбросовнаГРСявляется
дымоваятрубакотельной (подогревателягаза).

Источникизалповыхвыбросовприродногогаза –
свечапродувки пылеуловителя (иликонденсатосборник), свечапылеуловителя (при ремонтеиосвидетельствовании), свечаблокаредуцирования, свеча предохранительныхклапанов.

Переченьзагрязняющихвеществ, выбрасываемыхизисточников постоянныхизалповыхвыбросовнаГРС№ 1 «…» УМГ, приведенв таблицеБ.2.2.

ТаблицаБ.2.2 – Переченьзагрязняющихвеществ, выбрасываемыхватмосферныйвоздух

ЗалповыевыбросынаГРС, производимыеприпродувкахпылеуловителей, плановыхремонтахи
освидетельствованияхпылеуловителей, линийредуцирования, припроверкахработоспособности предохранительныхклапанов, приаварийнойситуации, приведенывтаблицеБ.4.

Залповыевыбросыодновременнонепроизводятся.

НеорганизованныевыбросынаГРСотсутствуют. Технико-экономическийуровеньоборудованияГРС
соответствуеттехническомууровнюаналогичногооборудованиявстранеизарубежом.

Вближайшиепятьлетвводавэксплуатациюновогооборудованияисущественногоизменениярежимаработы
оборудованияГРСнепредполагается.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕКАТЕГОРИИПРЕДПРИЯТИЯИ
ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИПРОВЕДЕНИЯРАСЧЕТОВРАССЕИВАНИЯ(рекомендуемое)

Определениекатегориипредприятийсточкизрениявозможного влиянияеговыбросовнакачествоатмосферноговоздухапроводитсяв соответствиис [3].

[Постепенивоздействиявыбросовнаатмосферныйвоздух предприятияподразделяютсяна 4 категории.

Дляпредприятияпроводятсярасчетызагрязненияатмосферного воздухавсоответствиисОНД-86 [10]
сиспользованиемсогласованной
вустановленномпорядкеунифицированнойпрограммырасчета загрязненияатмосферы (УПРЗА). Порезультатамрасчетов рассчитываютсяпараметрыZjиgj, позволяющиедатьпредварительную
оценкувоздействиянакачествоатмосферноговоздухавыбросову-го веществаисточникамиэтогопредприятия.

ПараметрZjдляотдельногозагрязняющеговеществаопределяется поформуле

Zj = Cji/ПДКмрj

гдеCji- величинамаксимальнойприземнойконцентрацииj-го веществанатерритории, примыкающейкСЗЗ (селитебнойзоне),
создаваемаявыбросомегоизi-гоисточникабезучетавыбросовдругих источниковзагрязненияатмосферы;

величинаCjiрассчитываетсяпоформуламразделов 2 и 3 ОНД-86 [10]
сучетомметеорологическихиорографическихусловийрайона расположенияпредприятия;

ПДКмрj- максимальнаяразоваяпредельнодопустимаяконцентрация j-говеществаватмосферномвоздухенаселенныхмест [7].

Параметрgjрассчитываетсяпоформулам

gj = Zj Cфjпри Zj> 0.1                                                      (2)

gj = Zjпри Zj£0.1                                                                (3)

гдеCфj- значениефоновойконцентрацииj-говещества (предоставляетсяорганамиГидромета). Параметрgпр(дляпредприятия) соответствуетнаибольшемуизвсехgjпоотдельнымвеществам

gпр = MAX×gj                                                                        (4)

Дляопределенияпредприятий 1-йи 2-йкатегорийрассчитывается параметрК

К = Мj/ПДКссj                                                                       (5)

гдеMj- массавыбросаj-гозагрязняющеговеществаисточниками предприятиязагод, т/год;

ПДКссj- среднесуточнаяПДК j-говещества.

Еслиодновременновыполняютсяусловияgпр > 1 иК > 104,
то
предприятиеотноситсяк 1 -йкатегории.

Предприятия, неотнесенныек 1-йкатегории, длякоторых одновременновыполняютсяусловияgпр > 1 иК£104, относятсяко 2-й категории.

Дляопределенияпредприятий 3-йи 4-йкатегорий (неотнесенныхк 1-йи 2-йкатегориям) используетсяпараметрФj, рассчитываемыйпо формуле

Фj = A×h×Mj/Hj×ПДКмрj,                                                          (6)

гдеА- коэффициент, зависящийоттемпературнойстратификации атмосферы [3];

h – безразмерныйкоэффициент, учитывающийвлияниерельефа местности [3];

Mj- суммарноезначениевыбросау-гозагрязняющеговеществаот всехисточниковпредприятия (адлязалповыхвыбросов, которые одновременнонепроизводятся, значениемаксимальногозалпового), г/с;

Hj- средневзвешенноезначениевысотыисточниковпредприятия, из котороговыбрасываетсяданноевещество, определяетсяпоформуле

Hj = S (Hj×Mj)/Mj.                                                                 (7)

ПараметрФпр(дляпредприятия) соответствуетнаибольшемуиз всехФjпоотдельнымвеществам

Фпр = MAXФj                                                                      (8)

Предприятия, длякоторыходновременновыполняютсяусловияgпр£1 иФпр>

К 4-йкатегориипредприятийследуетотноситьте, длякоторых выполняетсяусловиеФпр£ 10.

Дляпредприятий 1-йи 2-йкатегорийпроектнормативовПДВ выполняетсявполномобъеме. Дляпредприятий 3-йи 4-йкатегорий предложенияпонормативамвыбросовмогутбытьсформулированына уровнесуществующихвыбросов].

ГРСобычноотносятсякпредприятиям 3 – 4 категорий.

4 ПРОВЕДЕНИЕ РАСЧЕТОВ И РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ПДВ

Дляопределениязагрязненностиатмосферноговоздухана прилегающейкГРС№ 1 территориииближайшейжилойзоне, для
определенияпредельнодопустимыхвыбросовзагрязняющихвеществ проведенрасчетрассеиванияпостоянныхвыбросов (диоксидаазота, диоксидасеры, оксидауглерода) сиспользованиемпрограммыУПРЗА «Эколог», разработаннойфирмой «Интеграл» (Санкт-Петербург) по методикеОНД-86, исогласованнойГГОим. А.И. Воейкова (или программой «Призма» НПП «Логус», Московскаяобл.,
г. Красногорск).

Выполнентакжерасчетрассеиваниязалповыхвыбросовметанаи одоранта СПМ.

ВтаблицеБ.4.1 приведеныпараметрывыбросовзагрязняющих веществватмосферудлярасчетаПДВ.

Расчетпроведенврежиме, прикоторомсуммарнаяконцентрация загрязняющихвеществрассчитываетсявузлахпрямоугольныхсетокпри любыхнаправленияхветраиегоопасныхскоростях. Определение концентрацийвыполненобезучетафона.

Расчетрассеиванияпоказал, чтовближайшейжилойзастройкеина
предполагаемойграницеСЗЗ (расстоянии 300 м) максимальные приземныеконцентрациизагрязняющихвеществпостоянныхвыбросов
откотельнойнижеихПДК (цифрыданыввидепримера) нарасстоянии 300 мотисточникавыбросов:

– поN02 – неболее 0,13 ПДК;

– поNO – неболее 0,01 ПДК;

– поСО – неболее 0,01 ПДК;

– поSO2 – практическинетна (территорииГРСнеболее 0.001 ПДК).

Максимальныезалповыевыбросы, проводимыепри
освидетельствованиипылеулавливающегооборудования (выполняемые 1 развгод), создаютприземныеконцентрациинарасстоянии 300 мот источника:

– пометану – неболее 0,01 ОБУВ;

– поСПМ – неболее 0,15 ПДК;

вжилойзастройке (нарасстоянии 600 м):

– пометану – менее 0,01 ОБУВ;

– поСПМ – неболее 0,11 ПДК.

Необходимоучитыватьтакжеито, чтоначальнаяскорость
природногогазапризалповыхвыбросахизп/увысока, аудельныйвес меньшевоздуха, поэтомукомпонентыприродногогазаустремляютсяв верхниеслоиатмосферыиненаблюдаетсязагрязненияприземного слояатмосферы (поданнымпрямыхзамеровнааналогичном оборудованииобъектовтранспортагаза).

Такимобразом, существующиевыбросывсехзагрязняющих
веществнаГРСмогутбытьпринятывкачествеПДВ.

ВтаблицеБ.4.2 приведенывыбросызагрязняющихвеществв атмосферунасуществующееположение (насрокдостиженияПДВ).

(Длявеществ, концентрациякоторыхнаграницесанитарно-защитнойзоныпревышает 0,1 ПДК, необходимоучитыватьфоновое загрязнениеигруппысуммации, этокасаетсяпреждевсегоN02 -диоксидаазота).

ТаблицаБ.4.1 – ПараметрывыбросовзагрязняющихвеществдлярасчетаПДВ

ПродолжениетаблицыБ.4.1

Окончаниетаблицы Б.4.1

ТаблицаБ.4.2 – ВыбросызагрязняющихвеществнаСПисрокдостиженияПДВ

ОкончаниетаблицыБ.4.2

5 САНИТАРНО-ЗАЩИТНАЯЗОНА

Всоответствиисп. 4.1.1 [11] санитарно-защитнаязонадляГРС№ 1 устанавливаетсяравной300
м.

6 МЕРОПРИЯТИЯ ПО
СОКРАЩЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХВЕЩЕСТВВАТМОСФЕРУПРИНЕБЛАГОПРИЯТНЫХМЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХУСЛОВИЯХ

НаГРС№ 1 предусмотреныследующиемероприятияпо уменьшениювыбросовзагрязняющихвеществватмосферупри неблагоприятныхметеорологическихусловиях (НМУ):

– усилениеконтролянадточнымсоблюдениемтехнологического регламентаэксплуатацииобъектов, атакжеработойКИПиавтоматики (сцельюпредотвращенияаварийныхситуаций);

– запрещение (повозможности) выполненияплановыхремонтови техническогоосвидетельствованиятехнологическогооборудования, сопровождаемыхзалповымивыбросами;

– усилениеконтролянадработойкотельнойсогласнорежимным картам.

ДляГРС, расположенныхврайоне, гденепроводитсяпрогноз наступленияНМУ, иявляющихсяпредприятиями 3-4-йкатегорий, данныйразделнеобязателен.

7 КОНТРОЛЬ ЗА
СОБЛЮДЕНИЕМ НОРМАТИВОВ ПДВ

НаГРС№ 1 контролюподлежатпродуктысгорания (диоксидиоксид азота, оксидуглерода, диоксидсеры, бенз/а/пирен) иприродныйгаз (метан, одорант), выполняемомуодинразвпятьлетбалансовым (расчетным) методом. Контрольосуществляетсяслужбойглавного инженераУМГ.

План-графикконтролязасоблюдениемнормативовПДВприведенв таблицеБ.7.1.

[Сцельюорганизацииработпоконтролюсоблюдениянормативов выбросовопределяетсякатегориявыбросазагрязняющеговеществаиз конкретногоисточника.

Приопределениикатегорииисточникавыбросов [3]
рассчитываются
параметрыФкиQkкоторыехарактеризуютвлияниевыбросавещества изисточниканазагрязнениевоздухаприлегающихкпредприятию территорийпоформулам

Фj = Mj/H×ПДКj                                                                    (9)

Qj = qj                                                                                   (10)

гдеMj- максимальнаявеличинавыброса j – вещества, г/с;

ПДКj- максимально-разоваяпредельнодопустимаяконцентрацияj- вещества, мг/м3;

qj – максимальнаярасчетнаяприземнаяконцентрацияj- вещества, создаваемаянаграницеСЗЗилиближайшейжилойзастройки, доли ПДК (израсчетарассеиванияилиОНД-86);

Н – фактическаявысотаисточникавыброса, м.

Определениекатегорииисточниковвыбросовзагрязняющих веществвыполняетсяисходяизследующихусловий:

1 -якатегория-одновременновыполняютсянеравенства

Фj > 0,01 и Оj³ 0,5;                                                             (11)

2-якатегория-одновременновыполняютсянеравенства

Фj> 0,01 и Оj< 0,5                                                              (12)

идлярассматриваемогоисточникаразрабатываютсямероприятия посокращениювыбросов;

3-якатегория-одновременновыполняютсянеравенства

Oj> 0,01 иQj< 0,5                                                               (13)

изанормативПДВпринимаетсязначениевыбросана существующееположение;

4-якатегория – одновременновыполняютсянеравенства

Оj£0,01 и Qj< 0,5                                                               (14)

изанормативПДВпринимаетсязначениевыбросана существующееположение.

Исходяизопределеннойкатегорииисточникавыброса, устанавливаетсяследующаяпериодичностьконтролязасоблюдением нормативовПДВ (ВСВ):

1 -якатегория- 1 развквартал;

2-якатегория- 2разавгод;

3-якатегория- 1 развгод;

4-якатегория- 1 разв 5лет.]

ТаблицаБ.7.1 – План-графикконтролянормативовПДВнаисточникахвыбросов

Существующееположение

Выводы

1. ПроведенанализэксплуатацииГРСкакисточниказагрязнения атмосферы.

2. Установлено, чтонаГРСисточникомпостоянныхвыбросов являютсядымоваятрубакотельной, аватмосферувыбрасываются продуктысгоранияприродногогаза (диоксидазота, оксидазота, оксид углерода, диоксидсерыибенз/а/пирен).
Источникизалповыхвыбросов природногогаза (метана, одоранта – СПМ) – свечапродувки
пылеуловителя (конденсатосборник), свечапылеуловителяприремонте иосвидетельствовании, свечаблокаредуцирования, свеча предохранительныхклапанов.

3. Проведенырасчетыпараметроввыбросовзагрязняющихвеществ ватмосферунаГРС.

4. Выполненырасчетыприземныхконцентрацийпостоянных выбросов (диоксидаазота, оксидауглерода, диоксидасеры) изалповых
выбросовприродногогаза (метан, одорант – СПМ).

ВатмосферномвоздухенаграницеСЗЗнарасстоянии300 мотГРС максимальныеконцентрациипостоянныхвыбросовсоставляют (цифры даныввидепримера):

поNO2 –
неболее 0,13 ПДК;

поNO, CO, SO2 – неболее 0,01 ПДК.

Максимальныезалповыевыбросы, проводимыеприпродувках
пылеулавливающегооборудования, создаютприземныеконцентрации нарасстояниипометану – неболее 0,01 ОБУВ;

поСПМ – неболее 0,15 ПДК;

вжилойзастройке (нарасстоянии600 м):

пометану – неболее 0,01 ПДК;

поСПМ – неболее 0,11 ПДК.

5. Санитарно-защитнаязонадляГРС№ 1 принимаетсяравной300
м.

6. ФактическиевыбросызагрязняющихвеществватмосферунаГРС могутбытьпринятывкачествеПДВ.

СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ

1. Федеральныйзаконот
04.05.1999 №96-ФЗ «Обохране
атмосферноговоздуха».

2. Методическоепособиепорасчету, нормированиюиконтролю
выбросовзагрязняющихвеществватмосферныйвоздух. -СПб.: НИИ Атмосфера, 2002.

3. Переченьикодывеществ, загрязняющихатмосферныйвоздух. – СПб.: НИИАтмосфера, 2000.

4. ОНТП 51-1-85. Общесоюзныенормытехнологического
проектирования. Магистральныетрубопроводы. 1986.

5. ГН 2.1.6.1338-03. Предельнодопустимыеконцентрации (ПДК) загрязняющихвеществватмосферномвоздухенаселенныхмест. -М., 2003.

6. ГН 2.1.6.1339-03. Ориентировочныебезопасныеуровни воздействия (ОБУВ) загрязняющихвеществватмосферномвоздухе населенныхмест. -М., 2003.

7. ВРД 39-1.10-005-2000. Положениепотехническойэксплуатации ГРСмагистральныхгазопроводов. -М.: ООО «ИРЦГазпром», 2000.

8. ВРД 39-1.10-006-2000. Правилатехническойэксплуатации магистральныхгазопроводов. – М: ООО «ИРЦГазпром», 2000.

9.
ОНД-86. Методикарасчетаконцентрацийватмосферномвоздухе вредныхвеществ, содержащихсяввыбросахпредприятий. -Л.: Гидрометеоиздат, 1987.

10. РД 51-100-85. Руководствопонормированиювыбросов загрязняющихвеществватмосферунаобъектахтранспортаихранения
газа. -М.: ВНИИГАЗ, 1987.

11. СанПиН 2.2.1./2.1.1.1200-03. Санитарно-защитныезоныи санитарнаяклассификацияпредприятий, сооруженийииныхобъектов. -М., 2003.

12. РД 153-39.0-111-2001. Методикаопределениянормативной потребностиинормрасходаприродногогазанасобственные технологическиенуждыгазодобывающихпредприятий. -М.: ВНИИГАЗ, 2001.

13. Методикаопределениявыбросовзагрязняющихвеществв атмосферуприсжиганиитопливавкотлахпроизводительностьюменее 30 тоннпаравчасилименее 20 Гкалвчас/Гос. Ком. РФпоохранеокр. Среды, 1999. МетодическоеписьмоНИИАтмосферыот 17 мая14. СниП 2.05.06-85. Магистральныетрубопроводы.

15. РД 52.04.52-85. Регулированиевыбросовпринеблагоприятных метеорологическихусловиях. – Л.: Гидрометеоиздат, 1987.

16. ПостановлениеПравительстваРФот 02.03.2000 № 183«О нормативахвыбросоввредных (загрязняющих) веществватмосферный
воздухивредныхфизическихвоздействийнанего».

17. Рекомендациипооформлениюисодержаниюпроекта нормативовпредельнодопустимыхвыбросовватмосферу (ПДВ) для предприятия. – М.: Госкомприрода, 1989.

Приложение к проекту нормативов ПДВРасчет параметров выбросов продуктов сгорания

Расчетпараметроввыбросовзагрязняющихвеществпроизведенпо
«Методикеопределениявыбросовзагрязняющихвеществватмосферу присжиганиитопливавкотлахпроизводительностьюменее 30 тоннпара вчасилименее 20 Гкалвчас», Москва, 1999, Методическомуписьму НИИАтмосфера№ 335/33-07 от 17 мая2000
г. «Опроведениирасчетов выбросоввредныхвеществватмосферупо«Методикеопределения …», СПб.:

2000 иИзменениямкметодическомуписьму№ 838/33-07 от 11.09.2001.

Исходныеданныедлярасчета:

– двакотлаКСВА-1ГН; одновременновработе 2 котла;

– времяработы – 5040 ч;

– годовойрасходтопливногогазаВ= 110 тысм3 = 75,79 т = 21,8 м3/ч = 0,006 м3/сек;

– максимальныйчасовойрасходгазаВмах= 120 м3/ч = 0,083 т/ч = 0,033 м3/сек = 22,7 г/с;

– теплотасгораниятопливаО = 33,42 МДж/м3 = 48,5 МДж/кг.

Количествооксидовазотаопределяемпоформуле

 г/с
(т/год),    (1)

гдеВ- расходтоплива (дляопределениявыбросоввг/сберетсяВмах = 0,033 м3/с, дляопределениявыбросоввт/годберетсяВ= 0,006 м3/си 110 тыс.
м3/год);

Q – низшаятеплотасгораниятоплива, Мдж/м3;

 – удельныйвыбросоксидовазотаприсжиганиигаза; г/МДж,                                     (2)

гдеQT – фактическаятепловаямощностькотлаповведенномув
топкутеплу, определяемаяпоформуле

QT = B×Q, МВт                                                                       (3)

(приопределениивыбросоввг/сQT= 1,1 МВт, приопределении
выбросоввт/годQT= 0,2 МВт);

βк – безразмерныйкоэффициент, учитывающийпринципиальную
конструкциюгорелки. Длягорелокинжекционноготипапринимаетсяβк= 1,6;

βt – безразмерныйкоэффициент, учитывающийтемпературу воздуха, подаваемогодлягорения, βt= 1;

βα – безразмерныйкоэффициент, учитывающийвлияниеизбытка
воздуханаобразованиеоксидовазота, βα= 1,225;

βг – безразмерныйкоэффициент, учитывающийвлияние
рециркуляциидымовыхгазовчерезгорелкинаобразованиеоксидов азота;

βδ – безразмерныйкоэффициент, учитывающийступенчатыйввод
воздухавтопочнуюкамеру. Вданномслучаерециркуляцияи ступенчатыйвводвоздухавтопочнуюкамерунеприменяютсяиβг= 0, βδ= 0;

кп- коэффициентпересчета (приопределениивыбросоввг/секкп= 1; приопределениивыбросоввт/годкп= 10-3).

Подставивзначениявформулы (1) – (3), получим

 г/с или
0,25 т/год.ВсвязисустановленнымираздельнымиПДКдля NOиNO₂ис
учетомтрансформацииоксидаазотаватмосферномвоздухесуммарные выбросыоксидовазотаразделяютсянасоставляющиеM_NO= 0,13  и

ОтсюдаMNO= 0,012 г/сGNO= 0,033 т/год,

 = 0,072 г/с = 0,200 т/год.Количествооксидовсеры выбрасываемыхватмосферус дымовымигазами, определяемпоформуле г/с
(т/год),               (4)

гдеВ – расходтоплива (приопределениивыбросоввг/сберетсяВмах= 22,7 г/с; приопределениивыбросоввт/годберетсяВ= 75,79 т/год);

S- содержаниесерывтопливенарабочуюмассу, %, S= 0,0013 %;

 – доляоксидовсеры, связываемыхлетучейзолойвкотле, для
газа = 0; – доляоксидовсеры, улавливаемыхвмокромзолоуловителе
попутносулавливаниемтвердыхчастиц,  =0.

Подставивэтизначениявформулу (4), получим

 = 0,00059 г/сили 0,002 т/год.

Количествооксидауглероданаходимпоформуле

MCO= 0,001×B×CCO×(1-q4/100), г/с (т/год)                               (5)

гдеВ- расходтоплива (приопределениивыбросоввг/сберетсяВмах= 0,033 м3/сек; приопределениивыбросоввт/годберетсяВ= 110 тыс. м3/год);

Ссо – выходоксидауглеродаприсжиганиигазаопределяетсяпо
формуле

Ссо = q3×R×Q, г/кг (г/м3) или кг/т
(кг/тыс. м3)

приэтомq3- потеритеплаотхимическойнеполнотысгорания
топлива, %, длягазапринимаемq3 = 0,2;

R – коэффициент, учитывающийдолюпотеритеплавследствие
химическойнеполнотысгораниятоплива, обусловленнуюналичиемв продуктахнеполногосгоранияоксидауглерода, длягазаR= 0,5;

Q – низшаятеплотасгораниянатуральноготоплива, МДж/м3;

q4- потеритеплавследствиемеханическойнеполнотысгорания
топлива, %, длягазаq4= 0.

Подставивзначениявформулы (5) и (6), получим

Мсо = 0,11 г/секили 0,37 т/год.

Концентрациябенз/а/пиренавсухихпродуктахсгорания
природногогазанавыходеизтопочнойзоныводогрейныхкотловмалой мощностиопределяется (дляа¢¢ = 1,05¸1,25 иqv= 250¸500 кВт/м3) по
формуле

 мг/м³,
                       (7)где – коэффициентизбыткавоздухавпродуктахсгоранияна выходеизтопки,  = 1,12;

qv- теплонапряжениетопочногообъема, кВт/ м3, qv= 250;

Кд- коэффициент, учитывающийвлияниенагрузкикотлана
концентрациюбенз/а/-пиренавпродуктахсгорания, Кд= 1,28;

Кр- коэффициент, учитывающийвлияниерециркуляциидымовых
газовнаконцентрациюбенз/а/пиренавпродуктахсгорания;

Kст – коэффициент, учитывающийвлияниеступенчатогосжиганияна
концентрациюбенз/а/пиренавпродуктахсгорания.

Вданномслучаерециркуляцияиступенчатоесжиганиене
применяются.

Концентрациябенз/а/пиренасоставитСбн=1,7×105мг/м3.

Суммарноеколичествобенз/а/пиренаопределимпоуравнению:

Mбн = Сбн×V×Bp×kг/с (т/год),                                                   (8)

гдеСбн- концентрациябенз/а/пиренавсухихдымовыхгазах, мг/м3;

Vcг- объемсухихдымовыхгазов, образующихсяприполном
сгорании1
м3 топлива, Vcг = 11,5 м3/м3;

Вр- расчетныйрасходтоплива, определяетсяпоформуле

Вр = (1-q4/100)×B, т/ч (т/год).                                                (9)

ЗдесьВ- полныйрасходтопливанакотел (приопределении
выбросоввг/сберетсяВмах= 0,12 тыс.м3/ч, приопределениивыбросовв т/год – В= 110 тыс. м3/год);

q4- потеритеплавследствиемеханическойнеполнотысгорания топлива, %, q4=0;

к- коэффициентпересчета (приопределениивыбросоввг/с – 0,278×10-3, приопределениивыбросоввт/год – 10-6).

Подставивзначениявформулу (10), получим

Mбн = 6,5×10-6 г/с или 2,2×10-8 т/год.

Объемдымовыхгазовопределяетсяпоформуле

Vдг = Vсг×B, м3/с,                                                                    (10)

гдеVcr- объемсухихдымовыхгазов, образующихсяприполном
сгорании1
м3топлива, м3/м3;

В- расходтопливногогаза, м3/с.

Объемсухихдымовыхгазов, образующихсяприполномсгорании1
м3топлива, определяетсяпоформуле

 м³/м³,                                       (11)гдеVº, ,  – соответственнообъемывоздуха, дымовыхгазови водяныхпаровпристехиометрическомсжигании1
м³топлива, м³/м³. Определяютсяпоследующимформулам:

Vº = 0,0476 [0,5 CO 0,5 H2 1,5 H2S
∑(m n/4) СmHm – O2]         (12)

             (13)          (14)

гдеСО, СO2, Н2, H2S, CmHn, N2, O2 – соответственносодержание
оксидауглерода, диоксидауглерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азотаикислородависходномтопливе, %;

mи n- числоатомовуглеродаиводородасоответственно;

dг.т.л. – влагосодержаниегазообразноготоплива, отнесенноек1
м3сухогогаза, г/м3.

α – коэффициентизбыткавоздуха, а = 1,1.

Подставивзначениявформулы (10-14), получим.

Vº = 9,5 м3/м3,

 =2,1 м³/м³, = 10,6 м³/м³,

Vсг= 9,5 м3/м3,

Vдг = 0,31 м3/сек.

РАСЧЕТПАРАМЕТРОВЗАЛПОВЫХВЫБРОСОВПРИПРОДУВКАХ

ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

ОбъемпылеуловителяV= 0,929
м3

РабочеедавлениегазавпылеуловителеР=
4,5 МПа (45 кгс/см2)

ТемпературагазаТ
= 283 град. К.

Плотностьгазаρ = 0,689 кг/м3

СодержаниеСПМвгазе (дляодоранта – СПМпоТУ 51-81-88) м= 0,022 г/м3

АтмосферноедавлениеР0 = 0,1
МПа (1,033 кгс/см2)

ТемпературавоздухаТ0
= 293 град. К

КоличествопылеуловителейN= 2

Количествопродувокодногопылеуловителявгодn= 365 раз

Времяоднойпродувкиτ = 5сек

Диаметрпродувочнойзадвижкиd= 100 мм

Площадьсеченияпродувочнойзадвижкиf= 0,00785 м2

ПереводнойкоэффициентВ= 3018,36
мК/ МПасек.

НормарасходагазазаоднупродувкуСк= 3,2
м3

КоэффициентсжимаемостиприродногогазаZопределяетсяпо осредненнымзначениямдавленияитемпературы

где t= 1-1,68×T_пр
0,78  0,0107;

Pпр и Тпр- приведенныедавлениеитемпература, определяютсяпо формулам

Pпр = Рср/Ркр,

Tпр = Tср/Tкр,

РсриТср- средниедавлениеитемпературагаза, кгс/см2иград. К;

PкриТкр- критическиедавлениеитемпературагаза: Ркр = 47,32 кгс/см2 = 4,7 МПаиТкр = 190,66 град. К.

Объемгаза, выбрасываемогоприпродувкепылеуловителяVг(м3):

Vг = (B×f×τ×Pp/Tp×z) Ck = 5,2
м3

Объемныйрасход 5,2 м3/1800 с = 0,0029 м3/с,

где 1800 с – периодосреднения (всоответствиисОНД-86).

МассовыйвыбросметанаиСПМ:

 = 0,0029×0,689×10³ = 1,99 г/с;

Мспм= 0,0029×0,022 = 6,4×10-5г/с.

ВаловыйвыбросметанаиСПМ:

 т/год;

GСМП= Vrм×n×N×10-6 = 8,4×10-5т/год

Фактическаяобъемнаяскоростьвыброса – 5,2 м3/5 сек = 1,04 м3/сек, скоростьвыброса (1,04 м3/сек)

РАСЧЕТПАРАМЕТРОВЗАЛПОВЫХВЫБРОСОВПРИ
ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯХИПРИПЛАНОВЫХРЕМОНТАХ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

ОбъемпылеуловителяV= 0,929 м3

ДавлениегазаР = 2 кгс/см2 (0,2 МПа)

ТемпературагазаT = 283 град. К

Плотностьгазаρ = 0,689 кг/м3

СодержаниеСПМвгазем= 0,022 г/м3

АтмосферноедавлениеР0= 1,033 кгс/см2
(0,1 МПа)

ТемпературавоздухаT0 = 293 град. К

Количествоосвидетельствованийn= 2 разавгод

Времявыбросаτ =
3 сек

Диаметрсвечиd= 150
мм

Площадьсечениясвечиf= 0,018
м2

КоэффициентсжимаемостиприродногогазаZопределяетсяпо осредненнымзначениямдавленияитемпературы:

где = 1-1,68T_пр 0,78  0,0107;

Pпр и Тпр- приведенныедавлениеитемпература, определяютсяпо формулам

Pпр = Рср/Ркр;

Tпр = Tср/Tкр;

РсриТср – средниедавлениеитемпературагаза, кгс/см2иград. К;

PкриТкр- критическиедавлениеитемпературагаза: Ркр= 47,32 кгс/см2 = 4,7 МПаиТкр= 190,66 град. К.

Объемгаза, стравливаемогоизпылеуловителя, определяетсяпо формуле

Объемныйрасход 1,87 м3/1800 с = 0,001 м3/с,

где 1800 с – периодосреднения (всоответствиисОНД-86).

МассовыйвыбросметанаиСПМ:

 = 0,001×0,689×10³ = 0,72 г/с;

Мспм= 0,001×0,022 = 0,000022 г/с.

ВаловыйвыбросметанаиСПМ:

 т/год;

GСМП = Vrм×N×10-6 = 8,2×10-8т/год

Фактическаяобъемнаяскоростьвыброса – 1,87 м3/3 сек = 0,62 м3/сек, скоростьвыброса (0,62
м3 /сек) / РАСЧЕТПАРАМЕТРОВЗАЛПОВЫХВЫБРОСОВ, ПРОИЗВОДИМЫХ
ПРИПЛАНОВЫХРЕМОНТАХЛИНИЙРЕДУЦИРОВАНИЯ

ДлиналинииредуцированияL= 5
м

ДиаметрлинииредуцированияД= 0,1 м

ОбъемV= 0,04 м3

НоминальноевыходноедавлениеР= 2 кгс/см2 (0,2 МПа)

ТемпературагазаТ= 283
град. К

Плотностьгазаρ = 0,689 кг/м3

СодержаниеСПМвгазем= 0,022 г/м3

АтмосферноедавлениеР0=
1,033 кгс/см2 (0,1 МПа)

ТемпературавоздухаT0 = 293 град. К

КоличестволинийредуцированияN=
6

Количестворемонтовn=
1 развгод

Времявыбросаτ =
2 сек

Диаметрсвечиd= 50
мм

Площадьсечениясвечиf= КоэффициентсжимаемостиприродногогазаZопределяетсяпо осредненнымзначениямдавленияитемпературы

где = 1 – 1,68T_пр 0,78  0,0107;

Pпр и Тпр  – приведенныедавлениеитемпература, определяютсяпо формулам

Pпр = Рср/Ркр;

Tпр = Tср/Tкр;

РсриТср- средниедавлениеитемпературагаза, кгс/см2иград. К;

PкриТкр- критическиедавлениеитемпературагаза: Ркр= 47,32 кгс/см2 = 4,7 МПаиTкр = 190,66 град. К.

Объемгаза, стравливаемогоизлинииредуцирования, определяется поформуле

Объемныйрасход 0,081 м3/1800 с = 0,000044 м3/с, где
1800 с -периодосреднения (всоответствиисОНД-86).

МассовыйвыбросметанаиСПМ:

 = 0,000044×0,689×10³ = 0,03 г/с;

Мспм= 0,000044×0,022 = 9,8 10-7г/с.

ВаловыйвыбросметанаиСПМ:

 т/год;

GСМП = Vrм×N×n×10-6 = 1×10-8т/год

Фактическаяобъемнаяскоростьвыброса – 0,081
м3 2
сек = 0,041 м3/сек, скоростьвыброса (0,041
м3 /сек) / РАСЧЕТПАРАМЕТРОВВЫБРОСОВПРИПРОВЕРКЕ
РАБОТОСПОСОБНОСТИПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХКЛАПАНОВ

Площадьсеченияклапана (паспортныеданные) F= 0,001256 м2

Коэффициентрасходагазаклапаном (паспортныеданные) Кк= 0,6

РабочеедавлениеР= 0,2 МПа (2 кгс/см2)

ТемпературагазаT= 283 град. К

Плотностьгазаρ = 0,689 кг/м3

СодержаниеСПМвгазем = 0,022 г/м3

АтмосферноедавлениеР0=
0,1 МПа (1,033 кгс/см2)

ТемпературавоздухаT0 = 293 град. К

КоличествоклапановN= 4

Количествопроверокn = 18×4 = 72 разавгод

Времявыбросаτ =
3 сек

Диаметрсвечиd= 150
мм

Площадьсечениясвечиf- 0,018 м2

КоэффициентсжимаемостиприродногогазаZопределяетсяпо осредненнымзначениямдавленияитемпературы

где = 1 – 1,68T_пр 0,78  0,0107;

Pпр и Тпр- приведенныедавлениеитемпература, определяютсяпо формулам

Pпр = Рср/Ркр;

Tпр = Tср/Tкр;

РсриТср- средниедавлениеитемпературагаза, кгс/см2иград. К;

PкриТкр- критическиедавлениеитемпературагаза: Ркр= 47,32 кгс/см2 = 4,7 МПаиTкр = 190,66 град. К.

Z= 0,996.

Объемвыбрасываемогогазаприпроверкеработоспособности предохранительногоклапанаСППК 4Р-80-16 Vr(м3) определяетсяпо формуле

гдекоэффициентрасходаКкопределяетсяпотаблице.

Таблица – ХарактеристикаклапановСППК4Р

Vпк=
37,3×0,001256×0,6×0,2×(0,996/283)

0,5×3 = 0,001
м3.

Объемныйрасход