Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках
(утв. Приказом Госкомэкологии России от 08.04.1998 № 199)
от 8 апреля 1998 г. № 199
МЕТОДИКА РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПРИ СЖИГАНИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ
Разработан Научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха.
Утвержден Приказом Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды (от 8 апреля 1998 г. № 199).
1. ВВЕДЕНИЕ
1.1 Настоящий документ:
-
разработан в соответствии с Законом Российской Федерации «Об охране окружающей среды» с целью получения данных о выбросах загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках;
-
устанавливает методику расчета параметров выбросов загрязняющих веществ от факельных установок разного типа;
-
распространяется на факельные установки, эксплуатируемые в соответствии с действующими проектными нормами.
1.2. Разработчики документа: канд. физ.-мат. наук Миляев В.Б., канд. геогр. наук Буренин Н.С., канд. физ.-мат. наук Елисеев В.С., канд. физ.-мат. наук Зив А.Д., канд. техн. наук Гизитдинова М.Р., канд. техн. наук Турбин А.С.
2. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
2.1. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденных Госгортехнадзором России от 21.04.92.
2.2. ГОСТ 17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. Термины и определения.
2.3. ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий.
3. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
3.1. Факельная установка — устройство для сжигания в атмосфере непригодного для использования в народном хозяйстве попутного нефтяного газа (ПНГ); является одиночным источником загрязнения атмосферы.
3.1.1. Высотная факельная установка — установка, в которой подача ПНГ под давлением в зону горения производится по вертикальному факельному стволу (трубе) высотой 4 м и более.
3.1.2. Горизонтальная факельная установка — открытый амбар с подачей попутного нефтяного газа под давлением в зону горения по горизонтальному факельному стволу (трубе); конструкция амбара обеспечивает выход горячего факела в атмосферу под углом 45 град.
3.2. Продукты сгорания попутного нефтяного газа, покидающие факельную установку, а также несгоревшие компоненты являются потенциальным источником загрязнения окружающей атмосферы вредными веществами.
Качественная и количественная характеристики выбросов вредных веществ определяется типом и параметрами факельной установки и составом сжигаемого ПНГ.
3.3. Конструкции высотных и горизонтальных факельных установок обеспечивают бессажевое горение попутного нефтяного газа при выполнении установленного «Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем», утв. Госгортехнадзором РФ 21.04.92, следующего условия: скорость истечения сжигаемого газа должна превышать 0,2 от скорости распространения звука в газе.
3.4. Для оценки максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ в атмосфере, источником которых являются факельные установки, настоящая Методика предусматривает выполнение расчетов следующих параметров:
- мощности выброса вредных веществ;
- расхода выбрасываемой в атмосферу газовой смеси;
- высоты источника выброса над уровнем земли;
- средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси;
- температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.
4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
4.1. Проектные характеристики факельной установки
d — диаметр выходного сопла, м; 0 h — высота факельной трубы (для высотных факельных в установок), м; h — расстояние от выходного сопла до уровня земли (для г горизонтальных факельных установок), м;
(h > 0 для труб, проложенных выше уровня земли, и h < 0 в
г г
противном случае); l — расстояние от выходного сопла до противоположной стены а амбара (для горизонтальных факельных установок), м.
4.2. Измеряемые характеристики
4.2.1 Объемный расход W (куб. м/с) сжигаемого на факельной
v
установке ПНГ.
4.2.2 Скорость истечения ПНГ U, м/с.
4.2.3 Состав сжигаемого ПНГ V (% об.):
i
- метан СН4;
- этан С2Н6;
- пропан С3Н8;
- бутан С4Н10;
- пентан С5Н12;
- гексан С6Н14;
- гептан С7Н16;
- азот N2;
- диоксид углерода СО2;
- сероводород Н2S (и/или меркаптаны).
5. ОЦЕНКА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ФАКЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
5.1. Объемный расход W (куб. м/с) и скорость истечения U v (м/с) сжигаемого на факельной установке попутного нефтяного газа измеряется экспериментально либо, при отсутствии прямых измерений, W рассчитывается по формуле: v
2
W = 0,785 х U х d , (5.1.1) v 0
где:
U - скорость истечения ПНГ из выходного сопла факельной
установки, м/с (по результатам измерений); d — диаметр выходного сопла, м (по проектным данным факельной 0 установки).
При отсутствии прямых измерений скорость истечения U принимается в соответствии с "Правилами устройства и безопасной
эксплуатации факельных систем», 1992, равной:
при периодических и аварийных сбросах:
где U - скорость распространения звука в ПНГ, рассчитываемая
зв
согласно Приложению Г.
5.2 Массовый расход W (кг/ч) сбрасываемого на факельной
g
установке газа рассчитывается по формуле:
2
W = 2826 х U х d х ро , (5.2) g 0 г где ро - плотность ПНГ, кг/куб. м (измеряется
г
экспериментально либо рассчитывается по объемным долям V (% об.) i и плотностям ро (кг/куб. м) компонентов, см. Приложение А). i
5.3 Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную
установку, W (куб. м/с): пр
273 + Т
г
W = W х V х --------, (5.3) пр v пс 273
где:
W - объемный расход (куб. м/с) сжигаемого на факельной
v
установке ПНГ, рассчитываемый по формуле (5.1.1); V — объем продуктов сгорания (куб. м/куб. м), рассчитываемый пс по формуле (3) Приложения В; Т — температура горения, рассчитываемая согласно п. 8.3. г
6. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
6.1. Расчет физико-химических характеристик сжигаемого попутного нефтяного газа
6.1.1 Расчет плотности ро , кг/куб. м (формула (1) Приложения
г
А).
6.1.2. Расчет условной молекулярной массы мю , кг/моль г (формула (2) Приложения А).
6.1.3. Расчет массового содержания химических элементов (% масс.) в ПНГ (формулы (3) и (4) Приложения А).
6.1.4. Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле ПНГ (формулы (5) и (6) Приложения А).
6.2. Расчет физико-химических характеристик влажного воздуха
относительная влажность фи (в долях или %).
6.2.1 Определение массового влагосодержания d (кг/кг) влажного воздуха по номограмме (Приложение Б1).
6.2.2. Расчет массовых долей компонентов во влажном воздухе (формулы (2) и (3) Приложения Б).
6.2.3. Расчет количества атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха (табл. 3 Приложения Б).
6.2.4. Расчет плотности влажного воздуха ро , кг/куб. м вв (формула (5) Приложения Б).
6.3. Расчет стехиометрической реакции горения попутного нефтяного газа в атмосфере влажного воздуха
6.3.1. Расчет мольного стехиометрического коэффициента М (формула (2) Приложения В).
6.3.2 Определение теоретического количества влажного воздуха
V (куб. м/куб. м), необходимого для полного сгорания 1 куб. м вв ПНГ (п. 3 Приложения В).
6.3.3. Расчет количества продуктов сгорания V (куб. м/ пс куб. м), образующихся при стехиометрическом сгорании 1 куб. м ПНГ в атмосфере влажного воздуха (формула (3) Приложения В).
6.4. Проверка выполнения условий бессажевого горения попутного нефтяного газа на факельной установке
6.4.1 Расчет скорости распространения звука в сжигаемой
газовой смеси U (м/с) (формула (1) Приложения Г или графики 1 — зв 4 Приложения Г).
6.4.2 Проверка выполнения условия бессажевого горения:
U >= 0,2U . (6.1) ист зв
6.5. Определение удельных выбросов вредных веществ на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг)
6.5.1. Для оценок мощности выбросов оксида углерода, оксидов азота (в пересчете на диоксид азота), а также сажи в случае невыполнения условия бессажевого сжигания используются опытные значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа [4], представленные в нижеследующей таблице:
| Удельные выбросы (кг/кг) | Бессажевое сжигание | Сжигание с выделением сажи |
|---|---|---|
| q | -2 2 х 10 | 0,25 |
| СО | -3 | -3 |
| q | 3 х 10 | 2 х 10 |
| NОх | -2 | |
| q сажи | - -11 | 3 х 10 -11 |
| бенз(а)пирен | 2 х 10 | 8 х 10 |
В случае сжигания серосодержащего попутного нефтяного газа удельный выброс диоксида серы рассчитывается по формуле:
s
q = мю х ---, (6.2) SО2 SО2 мю
г
где:
мю - молекулярная масса SО2;
SО2
мю - условная молекулярная масса горючего;
г
s - количество атомов серы в условной молекулярной формуле
попутного нефтяного газа (см. Приложения А, А1).
При необходимости определения выбросов СО2, N2, О2, Н2О следует руководствоваться формулами, приводимыми в Приложении Е.
Вредные вещества при сжигании попутного нефтяного газа попадают в атмосферу также за счет недожога газа. Коэффициент недожога определяется или экспериментально для факельных установок определенной конструкции, или полагается равным 0,0006 при бессажевом сжигании и 0,035 в противном случае.
Удельные выбросы углеводородов (в пересчете на метан), а также содержащихся в газе сернистых соединений, таких как сероводород и меркаптаны, определяются по общей формуле:
(уд. выброс) = 0,01 х (коэф. недожога) х
х (массовая доля в %). (6.3)
7. РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ И ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ
7.1 Расчет максимальных выбросов вредных веществ в (г/сек.):
W = 0,278 х q х W , (7.1) gi i g
где:
q - удельный выброс i-го вредного вещества на единицу массы
i
сжигаемого газа (кг/кг) (Приложение Д); W — массовый расход сбрасываемого на факельной установке газа g (кг/час) (см. формулу 5.2).
7.2 Расчет валовых выбросов вредных веществ за год (т/год):
/\
W (t) = 0,001 х q х W х t, (7.2) gi i g
где обозначения те же, что и в п. 7.1, а t — продолжительность работы факельной установки в течение года в часах.
8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ФАКЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ КАК ПОТЕНЦИАЛЬНОГО ИСТОЧНИКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ
8.1. Расчет высоты источника выброса загрязняющих веществ в атмосферу над уровнем земли, Н (м)
8.1.1 Для высотных факельных установок:
Н = h + L , (8.1) в в ф
где:
h (м) - высота факельной трубы (устанавливается по проектным
в
данным высотной факельной установки); L (м) — длина факела (рассчитывается по формуле (1) ф Приложения Ж либо определяется по номограммам Приложения Ж).
8.1.2 Для горизонтальных факельных установок:
Н = 0,707 х (L - l ) +/- h , (8.2) г ф а г
где:
l (м) - расстояние от сопла трубы до противоположной стены
а
амбара; h (м) — расстояние выходного сопла от уровня земли (со знаком г «плюс», если труба выше уровня земли, и со знаком «минус» в противном случае); 0,707 — коэффициент, учитывающий угол отклонения факела от вертикали.
8.1.3 Длина факела рассчитывается согласно Приложению Ж.
8.2. Расчет расхода и средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси (продуктов сгорания)
8.2.1 Объемный расход продуктов сгорания, покидающих
факельную установку, W (куб. м/с) рассчитывается по формуле пр (5.3).
8.2.2 Средняя скорость поступления в атмосферу продуктов
сгорания попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле:
2
W = 1,274W / D (м/с), (8.3) пс пр ф где D (м) - диаметр факела.
ф
D рассчитывается по формуле: ф
D = 0,189 х L , (8.4) ф ф
где L — длина факела (Приложение Ж). ф
8.3. Расчет температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси
8.3.1. Расчет удельных выбросов Н2О, N2 И О2 на единицу массы сжигаемого ПНГ (кг/кг) (Приложение Е).
8.3.2 Расчет низшей теплоты сгорания сжигаемого газа Q
нг
(ккал/куб. м) (Приложение З).
8.3.3 Расчет доли энергии, теряемой за счет радиации факела,
ДЕЛЬТА:
0,5
где мю — условная молекулярная масса ПНГ (Приложение А). г
8.3.4. Расчет количества теплоты в продуктах сгорания попутного нефтяного газа для трех значений температуры горения Т, град. К (например, Т = 1500 град. К; Т = 1900 град. К; Т = 1 2 3 2300 град. К), Q (ккал):
пс
Q = SUM q х С (Т) х (Т - 293), (8.6) пс i i р
где:
q (кг) - масса i-го компонента продуктов сгорания 1 куб. м
i
ПНГ (Приложение Е); С (Т) — средние массовые изобарные теплоемкости составляющих р продуктов сгорания (таблица 3 Приложения В1).
8.3.5 Построение графика Q (Т).
пс
8.3.6 Определение величины Т по графику исходя из условия:
Q (Т) = Q х (1 - ДЕЛЬТА). (8.7) пс н
8.3.7 Определение температуры выбрасываемой в атмосферу
газовой смеси:
ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (П. 6.1)
1. <a id="p100992"></a>Расчет плотности ро (кг/куб. м) ПНГ по объемным долям V
г i
(% об.) (п. 6.1.1) и плотности ро (кг/куб. м) (таблица 3 i Приложения А1) компонентов:
ро = 0,01 SUM V х ро . (1) г i i i
2. <a id="p100994"></a>Расчет условной молекулярной массы ПНГ мю , кг/моль (п.
г
мю = 0,01 SUM V х мю , (2) г i i i
где мю — молекулярная масса i-го компонента ПНГ (таблица 2 i Приложения А1).
3. <a id="p100996"></a>Расчет массового содержания химических элементов в попутном
газе (п. 6.1.3):
Массовое содержание j-го химического элемента в ПНГ сигма j (% масс.) рассчитывается по формуле:
сигма = SUM сигма х сигма , (3) j i i ij
где:
сигма - содержание (% масс.) химического элемента j в i-том
ij
компоненте ПНГ (таблица 4 Приложения А1);
сигма - массовая доля i-го компонента в ПНГ; сигма
i i
рассчитывается по формуле:
сигма = 0,01 х V х ро / ро . (4) i i i г Примечание. Если выбросы углеводородов определяются в
пересчете на метан, вычисляется также массовая доля углеводородов, пересчитанных на метан:
сигма (SUM ) = SUM сигма х мю / мю . (5) i СН4 i i СН4 При этом суммирование осуществляется только по углеводородам,
не содержащим серу.
4. <a id="p101003"></a>Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной
формуле попутного газа (п. 6.1.4):
Количество атомов j-го элемента К рассчитывается по формуле: j
сигма
j
К = 0,01 х ------ х мю . (5) j мю г
j
Условная молекулярная формула попутного нефтяного газа записывается в виде:
где:
с = К , h = К , s = К , n = К , о = К рассчитываются по
с h s n о
НЕФТЯНОГО ГАЗА
1. Атомные массы химических элементов, входящих в состав попутного газа
| Химический элемент | Углерод С | Водород Н | Сера S | Азот N | Кислород О |
|---|---|---|---|---|---|
| Атомная масса | 12,011 | 1,008 | 32,066 | 14,008 | 16,000 |
2. <a id="p101014"></a>Молекулярные массы основных компонентов ПНГ и коэффициенты
r пересчета углеводородов на метан i
| Компонент | Метан СН4 | Этан С2Н6 | Пропан С3Н8 | n-, iбутан С4Н10 | Пентан С5Н12 | Гексан С6Н14 | Гептан С7Н16 | Сероводород Н2S | Диоксид углерода СО2 | Азот N2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Молекулярная масса мю , i кг/моль | 16,043 | 30,07 | 44,097 | 58,124 | 72,151 | 86,066 | 100,077 | 34,082 | 44,011 | 28,016 |
| r = мю / i i мю СН4 | 1,00 | 1,87 | 2,75 | 3,62 | 4,50 | 5,36 | 6,24 |
3. <a id="p101019"></a>Плотность ро (кг/куб. м) основных компонентов ПНГ
i
| Компонент | Метан СН4 | Этан С2Н6 | Пропан С3Н8 | n-, iбутан С4Н10 | Пентан С5Н12 | Гексан С6Н14 | Гептан С7Н16 | Сероводород Н2S | Диоксид углерода СО2 | Азот N2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Плотность ро , i кг/куб. м | 0,716 | 1,342 | 1,969 | 2,595 | 3,221 | 3,842 | 4,468 | 1,522 | 1,965 | 1,251 |
4. Содержание (% масс.) химических элементов в основных компонентах ПНГ
| Компонент | Содержание химических элементов в компонентах (% масс.) | ||||
| С | Н | S | О | N | |
| СН4 | 74,87 | 25,13 | - | - | - |
| С2Н6 | 79,89 | 20,11 | - | - | - |
| С3Н8 | 81,71 | 18,29 | - | - | - |
| С4Н10 | 82,66 | 17,34 | - | - | - |
| С5Н12 | 83,24 | 16,76 | - | - | - |
| С6Н14 | 83,73 | 16,27 | - | - | - |
| С7Н16 | 84,01 | 15,99 | - | - | - |
| Н2S | - | 5,92 | 94,08 | - | - |
| СО2 | 27,29 | - | - | 72,71 | - |
| N2 | - | - | - | - | 100 |
ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
(бессернистый)
Компонентный состав V (% об.) i
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | nС4Н10 | iС5Н12 | nС5Н12 | СО2 | N2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| V (% об.) i | 88,47 | 1,78 | 2,50 | 0,77 | 1,49 | 0,34 | 0,32 | 0,15 | 1,07 |
Расчет плотности ро (кг/куб. м) г
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | nС4Н10 | iС5Н12 | nС5Н12 | СО2 | N2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 0,01 х V х ро i i | 0,634 | 0,038 | 0,091 | 0,021 | 0,040 | 0,012 | 0,011 | 0,003 | 0,013 |
ро = 0,01 х SUM V х ро = 0,863 кг/куб. м. г i i i Расчет условной молекулярной массы мю (кг/моль)
г
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | nС4Н10 | iС5Н12 | nС5Н12 | СО2 | N2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 0,01 х V х мю i i | 14,193 | 0,535 | 1,984 | 0,448 | 0,866 | 0,245 | 0,231 | 0,066 | 0,3 |
мю = 0,01 х SUM V х мю = 18,868 кг/моль. г i i i
Расчет массового содержания химических элементов в ПНГ
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | nС4Н10 | iС5Н12 | nС5Н12 | СО2 | N2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| сигма = i 0,01 х V х i ро / ро i г | 0,735 | 0,044 | 0,109 | 0,024 | 0,047 | 0,014 | 0,013 | 0,003 | 0,016 |
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | iС4Н10 | nС4Н10 | iС5Н12 | nС5Н12 | СО2 | N2 | SUM | |
| сигма = j | С | 55,03 | 3,52 | 8,91 | 1,98 | 3,89 | 1,17 | 1,08 | 0,08 | - | 75,66 |
| SUM сигма х i i | Н | 18,47 | 0,88 | 1,99 | 0,42 | 0,81 | 0,23 | 0,22 | - | - | 23,02 |
| сигма ij | N | - | - | - | - | - | - | - | - | 1,6 | 1,60 |
| О | - | - | - | - | - | - | - | 0,22 | - | 0,22 | |
Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного нефтяного газа Южно-Сургутского месторождения
| Элемент | С | Н | N | О |
|---|---|---|---|---|
| сигма j К = 0,01 ------ х мю j мю г j | 1,207 | 4,378 | 0,0219 | 0,0027 |
Условная молекулярная формула ПНГ Южно-Сургутского месторождения:
С Н № О . 1,207 4,378 0,0219 0,0027
Уточним условную молекулярную массу:
мю = SUM К х мю = 19,260. г j j
ДЛЯ ЗАДАННЫХ МЕТЕОУСЛОВИЙ (П. 6.2)
1. Условная молекулярная формула для сухого воздуха:
чему соответствует условная молекулярная масса
и плотность
2. Массовое влагосодержание влажного воздуха d (кг/кг) для заданной относительной влажности фи и температуры t, град. С, при нормальном атмосферном давлении определяется по номограмме Приложения Б1 (п. 6.2.1).
3. Массовые доли компонентов во влажном воздухе (п. 6.2.2):
сигма = -----; (2) св 1 + d
- <a id="p101078"></a>влаги (Н2О):
d
сигма = -----. (3) Н2О 1 + d
4. Содержание (% масс.) химических элементов в компонентах влажного воздуха
| Компонент | Содержание химических элементов (% масс.) | ||
| О | N | Н | |
| Сухой воздух О № 0,421 1,586 | 23,27 | 76,73 | - |
| Влага Н2О | 88,81 | - | 11,19 |
5. Массовое содержание (% масс.) химических элементов во влажном воздухе с влагосодержанием d
| Компонент | Сухой воздух О № 0,421 1,586 | Влага Н2О | SUM | |
| сигма i | О | 23,27 ----- 1 + d | 88,81d ------ 1 + d | 23,27 + 88,81d -------------- 1 + d |
| N | 76,73 ----- 1 + d | - | 76,73 ----- 1 + d | |
| Н | - | 11,19d ------ 1 + d | 11,19d ------ 1 + d | |
6. Количество атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха (п. 6.2.3)
| Элемент | О | N | Н |
|---|---|---|---|
| К j | 0,421 + 1,607d -------------- 1 + d | 1,586 ----- 1 + d | 3,215d ------ 1 + d |
Условная молекулярная формула влажного воздуха:
7. Плотность влажного воздуха в зависимости от метеоусловий.
При заданной температуре влажного воздуха t, град. С, барометрическом давлении Р, мм рт. ст., и относительной влажности фи плотность влажного воздуха рассчитывается по формуле:
(Р - 0,3783 х Р ) х 273,2
п
ро = 1,293 х ------------------------- = вв 760 х (273,2 + t)
Р - 0,3783 х Р
п
= 0,4648 х ---------------, (5)
273,2 + t
где Р - парциальное давление паров воды в воздухе, зависящее
п
от t и фи; определяется по номограмме Приложения Б1.
ДИАГРАММЫ «i-d» ДЛЯ ВЛАЖНОГО ВОЗДУХА
На диаграмму на рис. 1 <*> нанесены изолинии энтальпий i, температур t, град. С, и относительной влажности фи, а также зависимости парциального давления водяного пара Р от
п
влагосодержания d.
<*> Здесь и далее рисунки не приводятся.
Диаграмма построена для давлений 745 — 760 мм рт. ст.
Точки диаграммы, лежащие на кривой фи = 1 (100%), определяют состояние насыщенного воздуха. Точки, лежащие под кривой фи = 1, соответствуют состоянию насыщенного воздуха, содержащего кроме насыщенного пара частицы капельно-жидкой воды или льда. Точки, лежащие над кривой фи = 1, характеризуют состояние насыщенного воздуха.
Под кривой фи = 1 и над изотермой t = 0 град. С находится область тумана; по другую сторону изотермы t = 0 град. С, ниже ее, расположена область ледяного тумана.
Заданы температура t = 20 град. С, относительная влажность фи = 0,60 (60%) воздуха и давление Р = 760 мм рт. ст.
По номограмме (Приложение Б1) определяется влагосодержание d = 0,0087 кг/кг и парциальное давление водяного пара Р = 11 мм п рт. ст.
Расчет количества атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха:
0,421 + 1,607d
К = -------------- = 0,431; о 1 + d
1,586
К = ----- = 1,572; n 1 + d
3,215d
К = ------ = 0,028. h 1 + d Условная молекулярная формула влажного воздуха для заданных
метеоусловий:
Р - 0,3783Р
п
ро = 0,4648 х ------------ = 1,20 кг/куб. м. вв 273,2 + t
РАСЧЕТ СТЕХИОМЕТРИЧЕСКОЙ РЕАКЦИИ ГОРЕНИЯ ПОПУТНОГО
НЕФТЯНОГО ГАЗА В АТМОСФЕРЕ ВЛАЖНОГО ВОЗДУХА (П. 6.3)
1. Стехиометрическая реакция горения записывается в виде:
С Н S N О + МО N Н = n СО2 + n H2О + n SО2 + n N2. (1) с h s n о Ко Кn Кh СО2 Н2О SО2 N2
2. Расчет мольного стехиометрического коэффициента М по условию полного насыщения валентности (полностью завершенной реакции окисления):
SUM k х ню
j j j
М = - --------------, (2)
SUM k х ню
j j' j'
где:
ню и ню - валентности элементов j и j', входящих в состав
j' j
влажного воздуха и ПНГ;
k и k - количества атомов элементов в условных молекулярных
j' j
формулах влажного воздуха и газа (Приложения А и Б).
3. <a id="p101124"></a>Определение теоретического характера влажного воздуха V
вв
(куб. м/куб. м), необходимого для полного сгорания 1 куб. м ПНГ.
В уравнении стехиометрической реакции горения мольный стехиометрический коэффициент М является и коэффициентом объемных соотношений между горючим (попутный нефтяной газ) и окислителем (влажный воздух); для полного сгорания 1 куб. м ПНГ требуется М
куб. м влажного воздуха.
4. <a id="p101126"></a>Расчет количества продуктов сгорания V (куб. м/куб. м),
пс
образующихся при стехиометрическом сгорании 1 куб. м ПНГ в атмосфере влажного воздуха:
V = c + s + 0,5 [h + n + M (k + k )], (3) пс h n где c, s, h, n, k , k соответствуют условным молекулярным h n
формулам ПНГ и влажного воздуха соответственно.
1. Показатель адиабаты К для компонентов ПНГ
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | С6Н14 | С7Н16 | СО2 | N2 | Н2S |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Показатель адиабаты К | 1,31 | 1,21 | 1,13 | 1,10 | 1,08 | 1,07 | 1,06 | 1,30 | 1,40 | 1,34 |
2. <a id="p101134"></a>Низшая теплота сгорания горючих компонентов ПНГ Q ,
нi
ккал/куб. м
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | С6Н14 | С7Н16 | Н2S |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q , ккал/куб. м нi | 8555 | 15226 | 21795 | 28338 | 34890 | 44700 | 51300 | 5585 |
3. Средние изобарные теплоемкости составляющих продуктов сгорания, определяемые в интервале от 293 град. К до Т град. К (ккал/кг х град.)
| Компонент | СО2 | Н2О | СО | NО | N2 | О2 | СН4 | Н2S | |
| Температура Т, град. К | 1100 | 0,263 | 0,500 | 0,266 | 0,254 | 0,263 | 0,244 | 0,844 | 0,280 |
| 1500 | 0,279 | 0,543 | 0,276 | 0,263 | 0,273 | 0,252 | 0,967 | 0,302 | |
| 1900 | 0,289 | 0,563 | 0,283 | 0,269 | 0,280 | 0,258 | 1,060 | 0,323 | |
| 2300 | 0,297 | 0,589 | 0,288 | 0,274 | 0,285 | 0,263 | 1,132 | 0,345 | |
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения
С Н № О 1,207 4,378 0,0219 0,0027
сгорает в атмосфере влажного воздуха
О № Н (t = 20 град. С, фи = 60%) 0,431 1,572 0,028
в соответствии со стехиометрической реакцией:
С Н N О + МО N Н = 1,207 4,378 0,0219 0,0027 0,431 1,572 0,028 = n СО2 + n Н2О + n N2. (1.1) СО2 Н2О N2
Расчет мольного стехиометрического коэффициента М:
-4 х 1,207 - 1 х 4,378 + 2 х 0,0027
М = — ----------------------------------- = 11,03. (1.2) 2 х 0,431 — 1 х 0,028
Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1 куб. м ПНГ Южно-Сургутского месторождения,
составляет 11,03 куб. м.
n = 0,5 (h + M х k ) = 2,344; Н2О h n = 0,5 (n + М х k ) = 8,681. N2 n
Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен:
V = с + s + 0,5 [h + n + M (k + k )] = 1,207 + 0,5 [4,378 + пс h n
+ 0,0219 + 11,03 (0,028 + 1,572)] = 12,23 куб. м/куб. м.
Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения (серосодержащий) С Н S О сгорает в атмосфере
1,489 4,943 0,0110 0,0160
влажного воздуха О № Н (t = 20 град. С, фи = 60%) в 0,431 1,572 0,028 соответствии со стехиометрической реакцией:
С Н S О + MО N Н = n СО2 + 1,489 4,943 0,0110 0,0160 0,431 1,572 0,028 СО2
+ n Н2О + n N2. (2.1)
Н2О N2
Расчет мольного стехиометрического коэффициента М:
-4 х 1,489 - 1 х 4,943 - 2 х 0,0110 + 2 х 0,0160
М = — ------------------------------------------------ = 13,056. (2.2) 2 х 0,431 — 1 х 0,028
n = 0,5 (h + М х k ) = 2,660; Н2О h n = s = 0,011;
SО2
n = 0,5 (n + М х k ) = 10,576. N2 n Теоретическое количество влажного воздуха, необходимое для полного сгорания 1 куб. м ПНГ Бугурусланского месторождения,
составляет 13,056 куб. м.
Объем продуктов сгорания при стехиометрическом горении равен:
V = 1,489 + 0,0110 + 0,5 [4,943 + 13,056 (0,028 + 1,572)] = пс
= 14,74 куб. м/куб. м.
РАСЧЕТ СКОРОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗВУКА В СЖИГАЕМОЙ ГАЗОВОЙ СМЕСИ U (М/С) (П. 6.4) зв
Скорость распространения звука в сжигаемой газовой смеси U зв (м/с) рассчитывается по формуле:
Т + 273
0 0,5
U = 91,5 х [К x --------] , (1)
зв мю
г
где:
Т , град. С, - температура ПНГ;
0
мю - условная молекулярная масса сжигаемой газовой смеси;
г
К - показатель адиабаты для сжигаемой газовой смеси или определяется по графикам на рис. 2 - 3 Приложения Г, где расчеты произведены для четырех значений Т , град. С (0 град. С; 10 град.
0
С; 20 град. С и 30 град. С).
Показатель адиабаты К для ПНГ рассчитывается по значениям показателя адиабаты К для компонентов (таблица 1 Приложения В1) i как средневзвешенное:
К = 0,01 SUM V х К , (2) i i i где V (% об.) - объемная доля i-го компонента ПНГ.
i
ПРИМЕР РАСЧЕТА СКОРОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗВУКА В СЖИГАЕМОЙ ГАЗОВОЙ СМЕСИ U (М/С) зв
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения. Компонентный состав V (% об.), см. таблицу 1.1 Прил. А2. i Показатель адиабаты:
К = 0,01 SUM V х К = 1,292. i i i Скорость распространения звука при Т = 20 град. С:
0
Т + 273
0 0,5
U = 91,5 х [К x --------] = 406 м/с
зв мю
г
(мю = 19,210, см. таблицу 1.3 Приложения А2). г
Такое же значение U дает график Приложения Г для Т = 20 зв 0
град. С.
1. <a id="p101185"></a>Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения.
Объемный расход газа W = 432000 куб. м/сутки = 5 куб. м/с. v Сжигание бессажевое. Плотность газа (см. Приложение А) ро = 0,863 кг/куб. м. Массовый расход равен (5.2.1): г
W = 3600 х ро х W = 15534 (кг/час). g г v
В соответствии с формулой (7.1.1) и таблицей 6.1 выбросы вредных веществ в г/с составляют: СО — 86,2 г/с; NОх — 12,96 г/с; -6
бенз(а)пирен - 0,1 х 10 г/с. Для вычисления выбросов углеводородов в пересчете на метан
определяется массовая их доля исходя из таблиц А.2 и А.1.6. Она -4 равна 120%. Недожог равен 6 х 10 . Т.о. выброс метана составляет:
-4
0,01 х 6 х 10 х 120 х 15534 = 11,2 г/с.
2. <a id="p101191"></a>Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения с
условной молекулярной формулой С Н S О . 1,489 4,943 0,011 0,016
Объемный расход газа W = 432000 куб. м/сутки = 5 куб. м/с. v Факельное устройство не обеспечивает бессажевого горения. Плотность газа (см. Приложение А) ро = 1,062 кг/куб. м. г Массовый расход равен (5.2.1):
W = 3600 х ро х W = 19116 (кг/час). g г v
В соответствии с формулой (7.1.1) и таблицей 6.1 выбросы вредных веществ в г/с составляют: СО — 1328 г/с; NOх — 10,62 г/с; -6 бенз(а)пирен — 0,3 х 10 г/с.
Выбросы сернистого ангидрида определяются по формуле (6.2), в
которой s = 0,011, мю = 23,455, мю = 64. Отсюда:
г SО2
М = 0,278 х 0,03 х 19116 = 159,5 г/с.
SО2
В данном случае недожог равен 0,035. Массовое содержание сероводорода 1,6%. Отсюда:
М = 0,278 х 0,035 х 0,01 х 1,6 х 19116 = 2,975 г/с. Н2S
Выбросы углеводородов определяются аналогично примеру 1.
РАСЧЕТ УДЕЛЬНЫХ ВЫБРОСОВ СО2, Н2О, N2 И О2 НА ЕДИНИЦУ МАССЫ
СЖИГАЕМОГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (КГ/КГ)
1. Удельный выброс диоксида углерода рассчитывается по формуле:
q q
с СН4 СО
q = мю (--- - ----- - ----), (1)
СО2 СО2 мю мю мю
г СН4 СО
где:
мю , мю , мю - молекулярные массы соответствующих газов
СО2 СН4 СО
(Приложение А1); мю — условная молекулярная масса ПНГ (Приложение А1); г с — количество атомов углерода в условной молекулярной формуле ПНГ (Приложение А).
2. <a id="p101204"></a>Удельный выброс водяного пара Н2О:
q
СН4
q = 0,5 х мю х [1 / мю х (h + альфа х М х К ) - -----], (2) Н2О Н2О г h мю
СН4
где:
мю и мю - молекулярные массы Н2О и СН4;
Н2О СН4
мю - условная молекулярная масса ПНГ;
г
h - количество атомов водорода в условной молекулярной формуле
ПНГ; альфа — коэффициент избытка влажного воздуха; М — мольный стехиометрический коэффициент (Приложение В); К — количество атомов водорода в условной молекулярной h формуле влажного воздуха (Приложение Б).
3. <a id="p101206"></a>Удельный выброс азота N2:
q
NО
q = мю х [1 / мю х (n + альфа х М х К ) - ----]. (3) N2 N2 г n мю
NО
4. <a id="p101208"></a>Удельный выброс кислорода О2:
q
СО2
q = мю х [1 / мю х (о + альфа х М х К ) - 2 х ----- - О2 О2 г о мю
СО2
q q q q
Н2О SО2 СО NО
- ----- - 2 х ----- - ----- - ----]. (4)
мю мю мю мю
Н2О SО2 СО NО
Примечания. 1. Обозначения, принятые в (2) и (3), аналогичны обозначениям, принятым в (1).
- q , q , q , q , q — см. Приложение Д и формулу (1) СО2 Н2О SО2 СО NО настоящего Приложения.
РАСЧЕТ УДЕЛЬНЫХ ВЫБРОСОВ СО2, Н2О, N2 И О2 НА ЕДИНИЦУ МАССЫ
СЖИГАЕМОГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (КГ/КГ)
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения с условной молекулярной формулой С Н N О
1,207 4,378 0,0219 0,0027
(Приложение А2) сжигается в атмосфере влажного воздуха с условной молекулярной формулой О № Н (Приложение Б2) при 0,431 1,572 0,028 альфа = 1,0.
Мольный стехиометрический коэффициент М = 11,03 (Приложение В2).
Удельный выброс диоксида углерода (формула (1) Приложения Е):
-4 -2
1,207 5 х 10 2 х 10
q = 44,011 х (------ - -------- - --------) = 2,725.
СО2 19,260 16,043 28,011
Удельный выброс водяного пара Н2О:
1
q = 0,5 х 18,016 х [----- х (4,378 + 11,03 х 0,028) - Н2О 19,26
-4
5 х 10
- --------] = 2,192.
16,043
-3
1 3 х 10 q = 28,016 х [----- х (0,0219 + 11,03 х 1,572) - --------] = N2 19,26 30,008
= 25,251.
1 2,725 q = 32 x [----- х (0,0027 + 11,03 х 0,431) - 2 х ------ - O2 19,26 44,011 -2 -3 2192 2 х 10 3 х 10
- ------ - -------- - --------] = 0,022.
18,016 28,011 30,008
Попутный нефтяной газ Бугурусланского месторождения с условной молекулярной формулой С Н S О . 1,489 4,943 0,011 0,016
Условия сжигания те же, что и в примере 1.
Удельный выброс диоксида углерода (формула (1) Приложения Е):
-4 -2
1,489 5 х 10 2 х 10
q = 44,011 х (------ - -------- - --------) = 2,761.
СО2 23,476 16,043 28,011
Удельный выброс водяного пара Н2О:
1
q = 0,5 х 18,016 х [------ х (4,943 + 13,455 х 0,028) - Н2О 23,476
-4
5 х 10
- --------] = 2,041.
16,043
-3
1 3 х 10 q = 28,016 x [------ х (13,455 х 1,572) - --------] = 25,238. N2 23,476 30,008
1 2,761 2,041 q = 32 x [------ х 13,455 х 0,431 - 2 х ------ - ------ - O2 23,476 44,011 18,016 -2 -3 0,030 2 х 10 3 х 10
- 2 х ------ - -------- - --------] = 0,208.
64,066 28,011 30,008
Длина факела (L ) рассчитывается по формуле: ф
_______ _____________________________ L = 5,3d х \/Т / Т х \/(1 + V )(1 + V х ро / ро , (1) Ф 0 г 0 0 вв вв г
где:
d - диаметр устья факельной установки, м;
0
Т — температура горения, град. К (п. 8.3); г Т — температура сжигаемого ПНГ, град. К; 0 V — теоретическое количество влажного воздуха, необходимое вв для полного сгорания 1 куб. м ПНГ (Приложение В), куб. м/куб. м; ро и ро — плотность влажного воздуха (Приложение Б) и ПНГ вв г (Приложение А); V — стехиометрическое количество сухого воздуха для сжигания 0 1 куб. м ПНГ, куб. м/куб. м:
N
V = 0,0476 х {1,5[H2S] + SUM (х + у / 4)[CxHy] - [O2] ]}. 0 0 i=1 0 0 где [H2S] , [CxHy] , [O2] - содержание сероводорода, 0 0 0
углеводородов, кислорода соответственно в сжигаемой углеводородной смеси, % об.
На рис. 4 - 5 изображены номограммы для определения длины факела (L ), отнесенной к диаметру устья факельной установки (d),
ф
в зависимости от Т / Т , V и ро / ро для четырех
г 0 вв вв г
фиксированных значений Т / Т при диапазонах варьирования V от
г 0 вв
8 до 16 и ро / ро от 0,5 до 1,0.
вв г
Температура горения (см. Приложение И) = 1913 град. К. Температура сжигаемого газа = 293 град. К. V (см. Приложение В2) = 11,03 куб. м/куб. м.
Плотность ПНГ (Приложение А2) = 0,863 кг/куб. м.
Плотность влажного воздуха (Приложение Б2) = 1,20 кг/куб. м.
На основании формулы (1) отношение длины факела к диаметру устья факельной установки:
L / d = 190. ф 0
РАСЧЕТ НИЗШЕЙ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА Q (ККАЛ/КУБ. М) н
Низшая теплота сгорания ПНГ Q (ккал/куб. м) рассчитывается н как средневзвешенная сумма низших теплот сгорания горючих газов, входящих в его состав:
Q = 0,01 х SUM V х Q , (1) н i i нi
где:
V - содержание i-го горючего компонента (% об.) в ПНГ;
i
Q - низшая теплота сгорания i-го горючего компонента,
нi
или по формуле:
Q = 85,5[CH4] + 152[C2H6] + 218[C3H8] + 283[C4H10] + н 0 0 0 0
+ 349[C5H12] + 56[H2S] . (2)
0 0
Величины Q приведены в таблице 2 Приложения В1. нi
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения.
Компонентный состав V (% об.), см. Приложение А2. i
| Компонент | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 |
|---|---|---|---|---|---|
| 0,01 х V х Q i нi | 7569 | 423 | 981 | 640 | 230 |
Q = 0,01 х SUM V х Q = 9843 ккал/куб. м. н i i нi
ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫБРАСЫВАЕМОЙ В АТМОСФЕРУ ГАЗОВОЙ СМЕСИ
Попутный нефтяной газ Южно-Сургутского месторождения.
Низшая теплота сгорания Q = 9843 ккал/куб. м (Приложение З1). н
Доля энергии, теряемой за счет радиации факела:
0,5
ДЕЛЬТА = 0,048 х мю = 0,21 (мю = 19,260). г г Расчет количества теплоты в продуктах сгорания для трех
значений температуры:
Т = 1500 град. К Q = 5576 ккал;
пс
Т = 1900 град. К Q = 7708 ккал;
пс
Т = 2300 град. К Q = 9873 ккал.
пс
График Q (Т) представлен на рис. 6. пс
Величина Q (1 — ДЕЛЬТА) = 7776 ккал. н
По графику рис. 6 этому значению отвечает температура Т = 1913 град. К.
В итоге температура продуктов сгорания ПНГ Южно-Сургутского месторождения составляет: Т = 1640 град. С.
г
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. А.М. Левин. Принципы рационального сжигания газа. Л.: Недра, 1977.
2. Ф.А. Вильямс. Теория горения. М.: Наука, 1971.
3. Д.М. Хзмалян, Я.А. Каган. Теория горения и топочные устройства. М.: Энергия, 1976.
4. С.Л. Беренблюм, Э.М. Ривин. Методы расчета вредных выбросов в атмосферу из нефтехимического оборудования. Обзорная информация серии: охрана окружающей среды. ЦНИИТЭнефтехим, М., 1991.
5. Временные ведомственные нормы технологического проектирования по определению выбросов вредных веществ в атмосферу при проектировании и реконструкции нефтеперерабатывающих предприятий, ВНТП 30.81. М., ВПО Союзнефтеоргсинтез, 1981.
6. Т.Т. Стрижевский, А.И. Эльнатанов. Факельные установки. М.: Химия, 1979.
7. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. М.: Гидрометеоиздат, 1986.
8. И.Т. Гороновский, Ю.П. Назаренко, Е.Ф. Некряч. Краткий справочник по химии. Киев.: Наукова думка, 1987.
9. Термодинамические свойства индивидуальных веществ. Под ред. акад. В.П. Глушко. Изд. АН СССР, 1962.
10. С.Л. Ривкин. Термодинамические свойства газов. М.: Энергия, 1973.