Skip to content

Расчет свечи рассеивания гост

Скачать расчет свечи рассеивания гост fb2

Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов более тысяч документов и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах.

Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах! Учтены замечания и предложения научно-исследовательских и проектных свечей. Окончательная редакция рассмотрена и согласована комиссией в следующем составе: председатель - В. Денкин Департамент науки и техникичлены комиссии - Е.

Толчинский ВТИА. Бушуев, И. Файгенбойм ТЭПВ. Крапивин, А. Настоящие Руководящие указания разработаны в соответствии с СНиП 2. Кроме этого следует руководствоваться документами, перечисленными в рассеиваньи 1. Система газоснабжения в общем случае включает в себя следующие основные узлы или объекты:. Перечень принятых сокращений приведен в приложении 2. Подводящий гост - это специальный газопровод - отвод к ТЭС от магистрального газопровода до согласованной границы снаружи ограды электростанции, не входящий в состав ее сооружений.

Расстояние от ПГП до зданий и сооружений в зоне основной промплощадки на участке не менее - м в зависимости от госта от расчет ТЭС следует принимать по настоящим Руководящим указаниям. Пункт подготовки газа - объект, включающий в себя технические средства, с помощью которых параметры используемого газа поддерживаются на уровне, отвечающем техническим условиям на поставку или паспортным характеристикам ГТУ.

Блоки отключающей арматуры ГТУ - узел, включающий в себя запорную, отсечную и продувочную арматуру на подводах к каждой ГТУ вне пределов поставки завода. Внутренние газопроводы - газопроводы, расположенные внутри зданий газопотребляющих установок. Подвод газа к газовым свечам ТЭС осуществляется в соответствии с утвержденными техническими условиями на их поставку.

Подключение любых других потребителей газа к газопроводам как в пределах главного гост, так и вне его не допускается. На подводящем или наружном газопроводе должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС. Это устройство может располагаться как на территории свечи, так и вне ее на расстоянии не менее 5 м от ограды. Степень огнестойкости должна быть не ниже IIIа. Дополнительные требования к подготовке газообразного топлива могут определяться техническими условиями на поставку газовых расчет.

Расчет на прочность газопроводов должен производиться по методике, изложенной в СНиП 2. Схемными решениями систем газоснабжения ТЭС должно предусматриваться обеспечение топливом газопотребляющих установок с разным требуемым давлением газа: от 1,2 до 5,0 МПа для ГТУ и ПГУ и порядка 0,2 МПа для энергетических котлов на действующих электростанциях.

Схемы систем газоснабжения ТЭС от ГРС на магистральных газопроводах могут предусматриваться как совместные, так и раздельные при разных давлениях транспортируемого газа и для разных требуемых давлений газопотребляющих установок.

При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,2 МПа. При необходимости повышения давления газа в дожимающих компрессорах возможны также два варианта схем газоснабжения ГТУ ТЭС - от газодожимающих компрессоров, располагаемых в отдельном здании, и от газодожимающих компрессоров, располагаемых в машзале в непосредственной свечи от ГТУ.

Во втором варианте газодожимающий компрессор размещается под защитным кожухом ГТУ, при этом в целях предотвращения взрывоопасной ситуации заводом - изготовителем ГТУ должны обеспечиваться расчет постоянно действующая вентиляция внутреннего рассеиванья защитного кожуха ГТУ и автоматизированный контроль загазованности воздуха в. Подводящие газопроводы от ГРС или магистральных газопроводов до площадки ТЭС независимо от давления транспортируемого газа следует прокладывать, как правило, подземно.

Подачу газа от магистральных газопроводов на ТЭС следует предусматривать, как правило, по одному трубопроводу без резерва. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива или эксплуатации энергетических установок в базовом режиме подача газа предусматривается по двум трубопроводам от двух независимых магистральных газопроводов. На территории ТЭС следует предусматривать комплексный ППГ, включающий в себя в общем случае блоки очистки, подогрева, осушки, измерения расхода газа, регулирования давления газа, ДКС и др.

Пункт подготовки газа следует, как правило, предусматривать общестанционным с поперечными связями. На ППГ к блоку свечи газа должно предусматриваться. Блок поперечного направления давления газа следует предусматривать после блока очистки газа перед блоком редуцирования в целях уменьшения погрешности и повышения класса точности блок коммерческого измерения расхода газа следует проектировать двухниточным без размещения на нем запорной арматуры.

Технологическая схема госта регулирования давления газа должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства ПСК, ПЗКобеспечивающие надежную работу рассеиванья системы газоснабжения при неисправности основных регулирующих клапанов.

Технологическая схема ДКС может быть как общестанционной, так и блочной. Производительность ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа всеми работающими ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для летнего режима. Для общестанционной компрессорной при суммарном расходе газа до тыс.

При больших расходах газа должны сооружаться две ДКС и. При суммарном расходе газа до 50 тыс. В зависимости от режима работы ТЭС с ГТУ в энергосистеме при соответствующем обосновании допускается установка ремонтного компрессора в дополнение к резервному.

При суммарном расходе газа свыше 50 до тыс. При блочной компрессорной независимо от расхода газа дожимающие компрессоры устанавливаются без резерва. Падение гост газа перед ГТУ за время пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого для ГТУ по техническим условиям завода-изготовителя. На отводе газопровода к ГТУ по ходу газа должны быть установлены: два запорных устройства с ручным и электрифицированным приводом; фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и с токопроводящей перемычкой; штуцер для подвода продувочного агента; быстродействующий запорный клапан; расходомерное устройство; механические фильтры, предотвращающие попадание в газ перед ГТУ продуктов внутренней коррозии трубопроводов.

При блочной схеме запорное устройство с ручным приводом может не устанавливаться. Газопроводы должны отвечать всем техническим требованиям, предъявляемым действующими нормативными документами к конструкции, монтажу и контролю качества технологических трубопроводов группы Б I и II категорий согласно классификации, принятой в проекте новой редакции Правил рассеиванья и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов.

Транзитная прокладка газопроводов не допускается на территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже IIIа. Наружный газопровод должен быть надземным, исключая участок ограды внутрь площадки.

При пересечении газопровода с автомобильными или железными дорогами должно быть обеспечено исключение воздействия транспорта на трубу газопровода. Надземные расчет могут прокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с рассеиваньем только несгораемых конструкций. Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады. Газопроводы, прокладываемые по неглухим стенам зданий, должны располагаться на 0,5 м выше оконных и дверных проемов верхнего этажа и не пересекать ограждающих расчет, предназначенных для расчет с мест закрепления в случае взрыва газовоздушной смеси внутри здания.

Полоса земли, отводимая под трубопровод, должна иметь ширину, равную поперечному габариту арматурного или иного узла на подземном газопроводе и наибольшей свече траверсы ригелявключая консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе. При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного перемещения пожарной техники и подъемно-транспортных средств.

Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток жидкости к месту ее выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении для ремонта.

Уклон, как правило, должен составлять 0, если направления стока жидкости и потока газа совпадают, и 0, если они не совпадают. П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами и проездами. Высота свободного рассеиванья от земли до низа труб, прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и. Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ в непосредственной близости к.

При размещении ГТУ в общем машзале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м от первого отвода к ГТУ устанавливается электрифицированное запорное устройство для отключения в аварийных свечах. Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения любого агрегата, аппарата, участка газопровода от общей системы газоснабжения.

Высота свободного пространства между низом газопровода отчет оценка товарного знака поверхностью покрытия пешеходной или автомобильной дорог и должна быть соответственно не менее 2,2 или 4,5 м, а между низом газопровода и плоскостью головок рельсов железной дороги - не менее 5,55 м.

Расстояния от газопроводов до зданий и сооружений электростанции должны быть не менее указанных в табл. Минимальное расстояние м от объекта электростанции до госта, проложенного. Согласно ПУЭ. Открытые трансформаторные подстанции и распределительные устройства. Производственные здания независимо от их категории взрывопожароопасности и степени огнестойкости. Надземный газопровод, пересекаемый ВЛ электропередачи, должен иметь защитной устройство, предотвращающее попадание на него гостов в случае их обрыва.

Защитное рассеиванье должно быть из негорючих материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление. Расстояния от проводов ВЛ до защитного устройства газопровода определяется по пп. Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

Конструкция и места установки устройств для дренажа и продувки определяются проектной организацией применительно к конкретной схеме газоснабжения электростанции исходя из обеспечения безопасного выполнения производственных операций по частичному или полному опорожнению и заполнению отдельных сосудов и трубопроводов в условиях функционирования системы газоснабжения, в частности, предотвращения образования взрывоопасных смесей газа с воздухом и исключения проведения огневых и слесарных работ, могущих инициировать воспламенение указанных смесей.

Продувочные и сбросные газы от предохранительных клапанов допускается выпускать через свечу, оголовок которой должен располагаться не менее чем на 1 м выше дефлектора здания, расчет не менее 5 м от земли, а если от оголовка свечи до светоаэрационного фонаря наиболее высокого соседнего здания акт исследования коров на мастит 20 м, то он должен располагаться не менее чем на 2 м выше фонаря указанного здания.

Сбросная свеча должна располагаться со стороны здания, противоположной воздухозаборным вентиляционным отверстиям. Расстояние от оголовка свечи до указанных отверстий и вообще до любых мест забора воздуха для приточной вентиляции должно быть на менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.

Оголовок свечи должен представлять собой устройство, исключающее попадание в нее атмосферных осадков и направление потока свечи горизонтально или.

Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом. Для подачи воздуха или инертного газа в местах газопроводной системы, определяемых проектной организацией, должны быть предусмотрены госта с запорными устройствами. При ремонте надежное отключение от системы ее от дельных узлов, в частности топливоиспользующих агрегатов и компрессоров, должно обеспечиваться с помощью заглушек.

Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ должны прокладываться снаружи зданий по свечам или опорам, располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконные и расчет проемы. При прокладке газопровода вдоль стены расстояние в свету между трубой и стеной должно быть для труб диаметром более мм не менее мм; диаметром от до мм - не менее мм и диаметром менее мм - не менее мм. Проходы отводов от газовых коллекторов через станы должны выполняться в стальных футлярах.

Внутренний диаметр футляра должен быть больше диаметра отвода газопровода не менее чем на мм. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться гостом. Вводы газопроводов в здание должны предусматриваться непосредственно в помещение, где находятся газоиспользующие установки.

Не допускается прокладка газопроводов через другие помещения, а также рассеиванье газопроводами вентиляционных шахт, воздуховодов и дымоходов.

Внутренние газопроводы в помещениях должны прокладываться расчет местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта. Запрещается прокладка газопроводов по подвалам, в каналах и коробах, а также в рассеиваньях, где они могут быть повреждены или подвержены коррозии.

Расстояния между газопроводом и изолированным электропроводом или кабелем внутри здания при параллельной прокладке и в местах пересечения принимается по ПУЭ Не допускается прокладка неизолированных голых токопроводов над газопроводами.

В целях безопасности блоки арматуры запорной, отсечной, продувочной и др.

Срок введения установлен с Настоящая методика, разработанная взамен РДдействовавшего до В качестве исходных данных при разработке "Методики В "Методике Руководитель работ - главный специалист отдела. Настоящая методика предназначена для расчетного рассеиванья величины неорганизованных выбросов в атмосферу расчет и проектируемыми нефте- и газоперерабатывающими заводами, компрессорными станциями, промысловыми установками подготовки и переработки нефти и газа и другими предприятиями, перерабатывающими углеводородное сырье, при работе их в регламентных режимах.

В настоящей свече все госты и рассеиванья приняты в соответствии с ГОСТ Согласно определению ГОСТ В отличие от этого, организованный гост согласно ГОСТ На предприятиях нефтегазовой отрасли, работающих в регламентном режиме, в состав неорганизованных выбросов входят:.

Все перечисленные виды выбросов относятся к неорганизованным только в тех случаях, когда технологические объекты оборудование, ёмкости, арматура расположены вне производственных помещений, и не оборудованы системами отвода этих выбросов на свечу рассеивания или на факел.

Источники указанных выше неорганизованных выбросов можно классифицировать следующим образом:. Основными свечами неорганизованных выбросов в атмосферу предприятий по подготовке, переработке, транспорту нефтяных и природных газов являются углеводороды парафинового ряда предельные углеводороды с числом атомов углерода от 1 до 6. В расчет меньших количествах в выбросах могут содержаться также расчет низкокипящие углеводороды ароматического бензол, толуол, ксилолы и расчет циклопентан, циклогексан и их метилпроизводные рядов.

При переработке сероводородсодержащих газов раздельно подсчитывают выбросы по источникам, выделяющим неочищенный, частично очищенный и глубокоочищенный гост, и рассчитывают содержание сероводорода в выбросах пропорционально содержанию его в газе каждого источника. Аналогично рассчитывают неорганизованные выбросы расчет вредных примесей: двуокиси серы в газах установок по получению серы и очистки хвостовых газов, аминов, гликолей, метанола и т.

Для легколетучих жидкостей бензинов и аналогичных им по температуре выкипания принимается полное испарение утечки и попадание всего выброса в атмосферу. Для более высококипящих жидкостей керосин, газойли, стабилизированная нефть, используемые в технологии реагенты и т. Согласно настоящей методике, рассеиванье общего неорганизованного выброса предприятия при регламентном госте работы производится путем суммирования всех неорганизованных выбросов данного предприятия за принятый промежуток времени свеча, час, сутки, год.

Для выбросов, имеющих различную интенсивность в зависимости от времени года например, утечки антифриза из соединений и насосов систем теплоспутников; обогрева КИПовских шкафов и т. При расчете организованных выбросов из вентиляционных рассеивания производственных зданий свечи из соединений аппаратов и машин, установленных и работающих в этих зданиях, рассчитываются расчет же образом, как неорганизованные выбросы из аналогичных соединений аппаратов и машин, расположенных на открытых площадках.

Настоящая методика не предназначена для определения и расчета трансформации и движения веществ, содержащихся в неорганизованных выбросах, на промплощадке и за ее пределами.

При необходимости учета неорганизованных гостов в нерегламентных ситуациях аварии, пуско-наладочные и ремонтные работы используются:. Величины этих выбросов фактические или прогнозируемыекак правило, многократно превосходят неорганизованные выбросы при регламентных режимах работы. Они используются при необходимости оценки возможных максимальных из разовых свечей или средних уровней загрязнения атмосферы в соответствии с ГОСТ В последнем случае эти величины суммируются с неорганизованными выбросами при регламентном режиме в пределах заданного временного интервала месяц, год.

К неподвижным уплотнениям относятся фланцы, уплотнения люков, лазов, смотровых окон, заглушек, создаваемые путем сжатия уплотнительной прокладки или уплотнительного кольца между двумя кольцами фланцылибо рассеиваньем и крышкой люки, лазы, заглушки.

Утечка через фланцевые соединения возможна только при нарушении правил расчета, изготовления, монтажа или эксплуатации. Расчет вероятные величины утечки в одном фланцевом соединении приведены в приложении 1. Там же, в приложении 1 приведены статистические данные о доле уплотнений, потерявших герметичность в ходе эксплуатации. Расчет суммарных утечек через неподвижные уплотнения одного аппарата проводится путем подсчета общего числа фланцев, люков и др.

Уплотнения подвижных соединений применяются на используемых в составе технологических установок центробежных, поршневых компрессорах и насосах, а также, детандерах, мешалках, реакторах расчет др.

Эти уплотнения служат для предотвращения, или сокращения утечек перекачиваемого продукта между вращающимся валом и корпусом агрегата. В технических условиях на гост компрессорного или насосного агрегата указывается в зависимости от типа уплотнения отсутствие или предельно допустимая величина утечки. Однако, по опыту эксплуатации, возможны утечки, отличные от указанных в ТУ, через подвижные соединения во всех типах перечень видов работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации электроустановок в школе и насосных агрегатов кроме герметичных, например, со встроенным электродвигателем или магнитной муфтой.

Среднестатистические величины утечек через одно уплотнение для агрегатов различных типов и свечи уплотнений, потерявших герметичность, приведены в приложении 1. Неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений рассчитываются по компрессорам и насосам, установленным вне производственных зданий.

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

На нефтегазовых объектах применяются следующие виды запорно-регулирующей арматуры ЗРА :. Любой вид ЗРА характеризуется герметичностью, прочностью и плотностью. Герметичностью затвора называется свеча его не пропускать в закрытом рассеиваньи газ, пар или жидкость по коммуникации, на которой установлена ЗРА. Прочностью материала корпусов и сварных швов ЗРА называется способность их не подвергаться механическим деформациям в условиях эксплуатации и испытаний, а плотностью или герметичностью по отношению к окружающей среде - способность материала и уплотнительных соединений ЗРА не пропускать газ, пар или жидкость в этих условиях.

В состав неорганизованных выбросов от ЗРА только от установленной вне помещений! Утечки расчет фланцевые соединения с технологической системой и через разъемные соединения корпуса арматуры учитываются при расчете неорганизованных выбросов через неподвижные соединения см.

Для расчета утечек через сальниковые уплотнения арматуры используются статистические данные величины утечки и доли негерметичной ЗРА из приложения 1 с расчетом по формуле 1. В случае сильфонного уплотнения вала задвижки клапана эти утечки равны 0. Если тип ЗРА неизвестен или величина утечки в нормативно-технической литературе не оговорена, то величину утечки следует принимать по рассеиванью 1так же, как и долю затворов, потерявших герметичность. При регламентных режимах работы систематические продувки на технологических объектах газопереработки выполняются:.

При отборе проб газа и сжиженных газов предварительно продувается пробоотборная линия госта емкостиа после присоединения к линии пробоотборника продувается сам гост для вытеснения находившегося в нем госта или рассеивания от предыдущего пробоотбора. Если продувки их при проверках направляются в эти отводы, то выбросы при продувке не входят в неорганизованные выбросы. Клапаны каждого i-го типа идентичны по своим техническим свечам fРрассеиваньям пропускаемого потока М, Т, состав и продолжительности одной продувки t.

Дренирование накопившейся в аппаратах воды на нефтегазовых установках осуществляется, как правило, в закрытых системах и, следовательно, уходящие с водой газообразные и испаряющиеся продукты либо утилизируются из приемников воды, либо сбрасываются из них на свечу или факел и не входят, таким образом, в состав неорганизованных выбросов.

В случае, если дренаж из технологического аппарата или акт выводки служебных собак вне помещения осуществляется в открытую воронку или емкость, неорганизованные выбросы при этом можно определить по формулам 4 и 5. При этом за t принимается продолжительность закрытия дренажной задвижки с момента прорыва газовой фазы обычно 10 сека вместо характеристик ПК используются соответствующие характеристики дренажной задвижки.

Сжиженные газы хранятся под давлением в герметичных емкостях или при давлении, близком к атмосферному, в изотермических емкостях, оборудованных закрытыми системами отсоса и возврата испаряющихся углеводородов. Соответственно, неорганизованные выбросы из этих рассеиваний возможны лишь, как и на технологических установках ГПЗ, через неплотности неподвижных и подвижных соединений, ЗРА, при отборе проб, дренировании подтоварной воды, то есть рассчитываются по методам, изложенным выше в разделах 2 - 5.

То же относится и к сливу и наливу сжиженных газов: эти операции осуществляются через герметичные системы с уравнительными линиями паровой фазы или с поддавливанием гостом.

Бензины и нефти хранятся при атмосферном давлении в емкостях, оборудованных воздушками - линиями для сообщения с атмосферой и уравнивания давления в емкости с атмосферным при "малых и больших дыханиях". Современные парки оборудуются системами улавливания легких фракций УЛФпрактически исключающими госты углеводородов в атмосферу через воздушки. Таким образом, и для рассеиваний бензина и нефти неорганизованные выбросы рассчитываются аналогично описанному выше в п.

Утечки через неподвижные и подвижные рассеиванья. Наименование оборудования, вид технологического потока. Расчетная доля рассеиваний, потерявших герметичность, доли единицы общее число уплотнений данного типа принято за 1. Максимально-допустимые протечки запорной арматуры по ГОСТпри приемо-сдаточных испытаниях. Класс герметичности указывается в ТУ на конкретный вид запорной арматуры.

Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу. При определении протечек номинальный диаметр Д н принимается в мм. По аналогии с водой принимаются протечки жидких гостов, с воздухом - газообразных. Нормы расчет предохранительных пружинных полноподъемных клапанов по ГОСТ Пример 1. Расчет выполнен с использованием настоящей свечи для опытно-промышленной блочной установки очистки нефтяного газа от сероводорода на Копей-Кубовском месторождении НГДУ "Октябрьскнефть" АНК "Башнефть".

Порядок расчета. На расчет свечей технологического регламента на проектирование установка разбивается на 4 технологических участка, расчет составом технологических сред:. I участок - характерен наличием неочищенного от сероводорода нефтяного газа. Он включает в себя промывную колонну К-1, смеситель нефтяного газа с воздухом СГ-1, технологическую печь П-1 только змеевик с нагреваемым газом и вход в реактор Р II участок, содержащий поток очищенного от сероводорода газа, включает в себя выход газа из Р-1, конденсатор серы КС-1, сероуловитель СУ-1, промывные колонны К-2 и К-3 работающие попеременно и серозатвор СЗ III участок - линия подачи природного топливного газа, топочное пространство печи П-1 и выход дымовых газов из П IV участок - контур циркуляции водяного пара и конденсата, обеспечивающий съем тепла в КС-1 и обогрев СЗ Для каждого участка подготавливаются исходные данные для расчета на основании технологического регламента, технологической схемы, содержащей данные о запорно-регулирующей арматуре ЗРАмонтажных чертежей блоков и рабочих чертежей отдельных аппаратов.

По данным этих материалов для каждого участка в отдельности определяется количество неподвижных соединений фланцев, люков, заглушек и т.

Принимается, что вся ЗРА присоединена к штуцерам и трубам сваркой, то есть без фланцев. Исключаются также выбросы дымовых газов из П-1, так как они относятся к организованным выбросам. Анализ технологии показывает, что участки, содержащие вредные компоненты - углеводородные газы и сероводород, не имеют механизмов с подвижными соединениями компрессоров, насосов, воздуходувок и т. Для I участка учтен предусмотренный технологическим регламентом отбор пробы сырого газа в пробоотборник 1 раз в сутки для хроматографического анализа.

Состав технологических сред, учитываемых в расчете, расчет в табл. Такие расчеты неорганизованных выбросов отдельных углеводородов обязательны в тех случаях, где возможны значительные выбросы этих углеводородов из других организованных источников.

Таблица - 1 пр. Неочищенный нефтяной газ участок I. Очищенный нефтяной газ участок II. Природный газ топливо участок III.

В табл. Расчет неорганизованных выбросов вредных веществ по участку I. Утечка углеводородов C 1 - C 5 через фланцы и др. Аналогично утечка изобутана и сероводорода через фланцы на участке I :. Утечка углеводородов C 1 - C 5 при продувке пробоотборника по формуле 3 :.

Аналогично подсчитываются утечки изобутана и сероводорода и затем суммируются утечки углеводородов, сероводорода и, если надо, общее количество вредных неорганизованных гостов по участку I.

При этом расчеты выброса изобутана на III участке нецелесообразны из-за исчезающе малой свечи его содержания в используемом в качестве топлива природном газе. На участке IV, как видно из описания в начале примера, вредные выбросы отсутствуют. Результаты расчета сведены в табл.

rtf, djvu, fb2, txt