СТО Газпром 031-2007

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 031-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

  

 

СТО Газпром 031-2007

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


СИСТЕМА СТАНДАРТИЗАЦИИ ОАО «ГАЗПРОМ»


МЕТОДИКА

ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМОВ ЭМИССИИ МЕТАНА В АТМОСФЕРУ НА ОБЪЕКТАХ ОАО «ГАЗПРОМ»


СТО Газпром 031-2007


Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»


Москва 2007

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВЗАМЕН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


Распоряжением ОАО «Газпром» от 19 марта 2007 г. № 45 c 20 октября 2007 г.


ВРД 39-1.13-040-2001 «Методика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО «Газпром»


© ОАО «Газпром», 2007

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ», 2007

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2007


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


II

Содержание

Введение V

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения 4

  4. Основные положения 6

  5. Условия проведения инструментального определения объемов

    эмиссий метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» 9

  6. Методы проведения инструментального определения объемов

    эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» 10

  7. Нормы погрешности измерения при проведении инструментального

    определения объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» 11

  8. Требования к средствам измерений при инструментальном определении

    объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» 11

  9. Порядок процедуры подготовки и проведения инструментального определения объемов неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа

    в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» 15

  10. Порядок подготовки и проведения инструментального определения объемов организованных выбросов метана от систем уплотнений

    газоперекачивающих агрегатов 28

  11. Порядок подготовки и проведения инструментального определения объемов организованных выбросов метана в составе отходящих газов

    энерготехнологических агрегатов 29

  12. Операции обработки и вычисления результатов измерений объемов

    эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» 30

  13. Требования к оформлению результатов измерений 33

  14. Требования к квалификации оператора 33

  15. Требования к обеспечению безопасности работ, в том числе

    экологической безопасности 34

    Приложение А (справочное) Перечни средств измерения концентрации метана, температуры, скорости, объема газовой среды 35

    Приложение Б (обязательное) Рабочие протоколы исследовательской группы о результатах обнаружения и измерения эмиссий

    природного газа (метана) 49

    Приложение В (обязательное) Типовой перечень регистрируемых и измеряемых параметров эксплуатации газоперекачивающих агрегатов 54

    III

    Приложение Г (справочное) Технологическая схема узла очистки

    технологического газа 55

    Приложение Д (рекомендуемое) Примеры расчета объемов утечек

    природного газа (метана) от арматуры и свечей 56

    Библиография 59


    IV

    Введение


    Настоящий стандарт разработан в результате пересмотра ВРД 39-1.13-040-2001 «Мето-дика по проведению замеров объемов утечек метана на предприятиях ОАО «Газпром».

    Необходимость разработки стандарта обусловлена технологическими, экономически-ми и экологическими аспектами управления организованными технологическими выбросами природного газа и неорганизованными эмиссиями природного газа с его утечками в атмосфе-ру и в его составе основного парникового газа – метана.

    Стандарт направлен на совершенствование деятельности в области экономного использования ресурсов и охраны окружающей среды путем повышения качества результатов инструментального определения параметров организованных технологических выбросов природного газа и неорганизованных эмиссий природного газа с его утечками в атмосферу на объектах ОАО «Газпром».

    Стандарт разработан с целью унификации процедуры проведения и повышения досто-верности результатов измерений параметров и дальнейшей оценки объемов организованных технологических выбросов природного газа и неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа в атмосферу на объектах ОАО «Газпром».

    Стандарт разработан с учетом многолетнего практического опыта использования положений ВРД 39-1.13-040-2001, изменений за период 2000–2006 гг. законодательной и нор-мативно-технической базы; современного технического уровня и номенклатуры средств измерения; требований к точности и достоверности результатов измерений.

    Стандарт разработан в развитие положений СТО Газпром 027-2006 «Типовая програм-ма оценки эмиссии природного газа на объектах ОАО «Газпром».

    Стандарт разработан авторским коллективом ООО «ВНИИГАЗ» в составе: к.т.н. Н.Г. Глад-кая, к.т.н. Г.С. Акопова (лаборатория защиты окружающей среды).


    V

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

    «ГАЗПРОМ»


    image

    МЕТОДИКА

    ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМОВ ЭМИССИИ МЕТАНА В АТМОСФЕРУ НА ОБЪЕКТАХ ОАО «ГАЗПРОМ»


    image


    Дата введения – 2007-10-20


    1. Область применения


      Настоящий стандарт предназначен для применения при проведении работ по инстру-ментальному обследованию технологического оборудования, коммуникаций и арматуры объектов добычи, транспортировки, хранения, переработки и распределения природного газа с целью обнаружения, измерения параметров и определения фактических объемов неоргани-зованных эмиссий метана с утечками природного газа и его организованных технологических выбросов в атмосферу.

      Положения настоящего стандарта обязательны для применения организациями и дочерними обществами ОАО «Газпром», осуществляющими основные виды производствен-ной деятельности по добыче, транспортировке, хранению, переработке и распределению при-родного газа и природоохранную деятельность в области обращения с выбросами парниковых газов.

      Стандарт может применяться подрядными организациями, выполняющими работы на договорных условиях по независимому энергетическому и экологическому аудиту и контролю эмиссий природного газа на объектах ОАО «Газпром».


    2. Нормативные ссылки


      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 8.361-79 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения

      трубы


      image

      Издание официальное


      1

      ГОСТ 8.563.1-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Измере-ние расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла, ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия

      ГОСТ 8.563.2-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Измере-ние расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Мето-дика выполнения измерений с помощью сужающих устройств

      ГОСТ 8.563.3-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Измере-ние расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Проце-дура и модуль расчетов. Программное обеспечение

      ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

      ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность.

      Общие требования

      ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывоопасность. Общие требования

      ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность.

      Общие требования и номенклатура видов защиты

      ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производ-ственное. Общие требования безопасности

      ГОСТ 12.2.061-81 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производ-ственное. Общие требования безопасности к рабочим местам

      ГОСТ 12.4.137-84 Система стандартов безопасности труда. Обувь специальная кожа-ная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия

      ГОСТ 17.2.1.04-77 Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические фак-торы загрязнения, промышленных выбросов. Термины и определения

      ГОСТ 17.2.4.02-81 Охрана природы. Атмосфера. Общие требования к методам опреде-ления загрязняющих веществ

      ГОСТ 17.2.4.06-90 Охрана природы. Атмосфера. Метод определения скорости газопы-левых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения

      ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

      ГОСТ 6376-74 Анемометры ручные со счетным механизмом. Технические условия


      2

      ГОСТ 7193-74 Анемометр ручной индукционный. Технические условия ГОСТ 10354-82 Пленка полиэтиленовая. Технические условия

      ГОСТ 12997-84 Изделия государственной системы промышленных приборов и средств автоматизации. Общие технические условия

      ГОСТ 13033-84 Государственная система промышленных приборов и средств автоматиза-ции. Приборы и средства автоматизации электрические аналоговые. Общие технические условия ГОСТ 13053-76 Приборы и устройства пневматические государственной системы про-

      мышленных приборов и средств автоматизации. Общие технические условия

      ГОСТ 13961-74 Переходники прямые для соединения трубопроводов по наружному конусу. Конструкция и размеры

      ГОСТ 16052-70 Переходники прямые для соединения трубопроводов по внутреннему конусу. Конструкция и размеры

      ГОСТ 24193-80 Хомуты накидные. Конструкция ГОСТ 24194-80 Хомуты охватывающие. Конструкция

      ГОСТ 27540-87 Сигнализаторы горючих газов и паров термохимические. Общие тех-нические условия

      ГОСТ 27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязне-ний и механических воздействий. Технические условия

      ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязне-ний и механических воздействий. Технические условия

      ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования.

      Методы испытания

      ГОСТ 28723-90 Расходомеры скоростные, электромагнитные и вихревые. Общие тех-нические требования и методы испытаний

      ГОСТ 28724-90 Счетчики газа скоростные. Общие технические требования и методы испытаний

      ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

      Часть 0. Общие требования

      ГОСТ Р 52137-2003 (МЭК 61779-2:1998) Газоанализаторы и сигнализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 2. Требования к приборам группы I с верхним пределом измерений объемной доли метана в воздухе не более 5 -

      ГОСТ Р 52138-2003 (МЭК 61779-3:1998) Газоанализаторы и сигнализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 3. Требования к приборам группы I с верхним пределом измерений объемной доли метана в воздухе до 100 -


      3

      ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 Установки газотурбинные. Методы определения выбросов вредных веществ

      СТО Газпром 2-3.5-038-2005 Инструкция по проведению контрольных измерений вредных выбросов газотурбинных установок на компрессорных станциях

      СТО Газпром 2-3.5-039-2005 Каталог удельных выбросов вредных веществ газотурбин-ных газоперекачивающих агрегатов

      СТО Газпром 3-2005 Кадастр выбросов парниковых газов. Общие требования к содер-жанию и оформлению

      СТО Газпром 10-2005 Методические указания по санитарно-химическому контролю воздушной среды на содержание углеводородов на объектах ОАО «Газпром» его дочерних обществ и организаций

      СТО Газпром 027-2006 Типовая программа оценки эмиссии природного газа на объек-тах ОАО «Газпром»

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие

      ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (изме-ненным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение настоящего стан-дарта, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


    3. Термины, определения


      1. В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими опре-делениями:

        1. арматура (трубопроводная): Устройства, предназначенные для отключения, вклю-чения и регулирования потоков газа в газопроводе.

        2. аспирация: Процесс удаления специальными инструментами воздуха, содержаще-го примеси, из укрытий технологического оборудования.

        3. газоанализатор: Прибор для определения качественного и количественного соста-ва газовой смеси.

        4. инструментальное обследование утечки: Обследование с применением средств измерения.

        5. источник выделения загрязняющих веществ (источник выделения): Объект, в кото-ром происходит образование загрязняющих веществ (технологическая установка, устройство, аппарат, склад сырья или продукции, площадка для перевалки сырья или продукции, емкости для хранения топлива, свалка промышленных и бытовых отходов и т.д.).


          4

        6. неинструментальное обследование утечки: Обследование без применения средств измерения.

          3.1.8 организованный технологический выброс: Промышленный выброс, поступающий в атмосферу через специально сооруженные газоходы, воздуховоды и трубы.

          [ГОСТ 17.2.1.04-77, пункт 27]

        7. неорганизованная эмиссия: Выделение вещества в атмосферу от неорганизованно-го источника (например, в результате нарушения герметичности оборудования, отсутствия или неудовлетворительной работы оборудования по отсосу газа в местах загрузки, выгрузки или хранения продукта).


              1. парниковые газы: Такие газообразные составляющие атмосферы как природного, так и антропогенного происхождения, которые поглощают и переизлучают инфракрасное

                излучение: диоксид углерода (СО2), метан (СН4), закись азота (N2O), гидрофторуглероды (ГФУ), перфторуглероды (ПФУ), гексафторид серы (SF4).

              2. первичный преобразователь: Устройство, преобразующее местную скорость пото-ка в сигнал, удобный для передачи, обработки и регистрации.

                3.1.12 утечка природного газа: Неорганизованная эмиссия природного газа, поступаю-щая в атмосферу в виде ненаправленных потоков газа в результате нарушения герметично-сти оборудования, отсутствия или неудовлетворительной работы оборудования по отсосу газа в местах загрузки, выгрузки или хранения продукта.

                [ГОСТ 17.2.1.04-77, пункт 28]

              3. технологическая свеча: Техническое устройство в виде вертикальной трубы для осуществления организованного выброса природного газа.


              1. эмиссия: Выделение вещества в атмосферу.

              2. продукты сгорания углеводородного топлива: Вещества, образующиеся при сгора-нии углеводородного топлива: диоксид углерода, водяной пар, азот, непрореагировавший остаточный кислород, оксиды азота, оксид углерода, метан и другие.

                3.1.16 экологический аудит: Независимая, комплексная, документированная оценка соблюдения субъектом хозяйственной и иной деятельности требований, в том числе норма-тивов и нормативных документов, в области охраны окружающей среды, требований меж-дународных стандартов и подготовка рекомендаций по улучшению такой деятельности.

                [Федеральный закон «Об охране окружающей среды», статья 1] [1]

              3. собственные технологические нужды: Необходимый расход природного газа на основные и вспомогательные технологические процессы, обусловленный режимом эксплуа-тации и технологическими характеристиками оборудования.



          5

          3.1.17 энергетический аудит: Добровольная процедура контроля (обследования) энерго-аудиторами выполнения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» норм рас-хода топливно-энергетических ресурсов, требований нормативных документов и действую-щего законодательства Российской Федерации в сфере энергосбережения.


    4. Основные положения


      1. Настоящий стандарт устанавливает процедуру проведения инструментального определения объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» при выполне-нии следующих видов работ:

        • дифференциальная оценка объемов неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа от наземного оборудования объектов ОАО «Газпром»;

        • определение объемов организованных выбросов метана от технологических свечей;

        • определение объемов организованных выбросов метана в составе продуктов сгорания углеводородного топлива (отходящих газов), используемого в энерготехнологических агрегатах.

      2. Стандарт обеспечивает решение следующих задач:

        • инструментальное контактное обнаружение и измерение параметров (объемов, ско-ростей, температур, концентраций метана) неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа от наземного технологического оборудования, коммуникаций и арматуры;

        • измерение параметров (скоростей, температур, концентраций метана) организован-ных выбросов из технологических свечей систем уплотнений ГПА;

        • измерение параметров (расходов, скоростей, температур) и определение компонент-ного состава (в частности, концентрации метана) организованных выбросов отходящих газов энерготехнологических агрегатов;

      3. Положения настоящего стандарта распространяются на источники:

        • неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа от наземного техно-логического оборудования, коммуникаций и арматуры, эксплуатируемых на объектах ОАО «Газпром», перечень которых приведен в таблице 4.1;

        • организованных технологических выбросов природного газа в атмосферу при эксплу-атации систем уплотнений валов нагнетателей ГПА, номенклатура которых установлена в СТО Газпром 2-3.5-039;

        • организованных технологических выбросов метана в составе продуктов сгорания, перечень которых приведен в таблице 4.2.



          6

          Таблица 4.1 – Перечень основных источников неорганизованных эмиссий метана с утеч-ками природного газа от технологического оборудования, коммуникаций и арматуры объек-тов ОАО «Газпром»


          Причина утечки

          Источник неорганизованной эмиссии метана

          Разгерметизация оборудования в эксплуатационных условиях

          Фланцевые, цапковые, муфтовые, резьбовые и сварные соединения, сальниковые уплотнения

          Пропуски запорных и регулирующих органов арматуры

          Запорный орган арматуры (например, свечного крана в

          положении «закрыто»), шпиндель (шток) арматуры, сальниковые уплотнения, трубки набивки смазки

          Аварийное повреждение оборудования, арматуры и трубопроводов

          Свищи, трещины, разрывы, сквозные повреждения из-за коррозии


          Таблица 4.2 – Перечень источников организованных выбросов метана в составе продук-тов сгорания углеводородного топлива, используемого в энерготехнологических агрегатах, эксплуатируемых на объектах ОАО «Газпром»


          Источник образования выброса

          Технологический процесс, приводящий к образованию выброса

          Источник выброса

          Документ, регламентирующий методику проведения измерений параметров выброса

          1 Добыча, хранение (промысловая часть) природного газа


          1.1 Камера сгорания газоперекачивающих агрегатов дожимных компрессорных станций


          Компримирование технологического газа (сжигание топливного природного газа)


          Выхлопная труба ГПА

          ГОСТ Р ИСО 11042-1;

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 2-3.5-039;

          СТО Газпром 10;

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          1.2 Топка котлоагрегата


          Производство тепловой энергии (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          1.3 Топка подогревателя реагентов


          Подогрев реагентов (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          1.4 Подогреватели пуска скважин


          Подогрев оборудования (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          7

          Продолжение таблицы 4.2



          Источник образования выброса

          Технологический процесс, приводящий к образованию выброса


          Источник выброса

          Документ, регламентирующий методику проведения измерений параметров выброса

          2 Транспортировка, хранение (компрессорная часть) природного газа. Компрессорные станции


          2.1 Камера сгорания газоперекачивающих агрегатов линейных компрессорных станций и КС ПХГ


          Компримирование технологического газа (сжигание топливного природного газа)


          Выхлопная труба

          ГОСТ Р ИСО 11042-1;

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 2-3.5-039;

          СТО Газпром 10;

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          2.2 Топка котлоагрегата


          Производство тепловой энергии (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          2.3 Топка огневого подогревателя топливного газа


          Подогрев топливного газа ГПА (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          2.4 Камера сгорания

          Производство электро-


          Выхлопная труба

          ГОСТ Р ИСО 11042-1;

          энергии для собствен-

          СТО Газпром 2-3.5-038;

          электростанции собственных нужд, аварийной

          ных нужд и аварийного электроснабжения (сжигание природного

          СТО Газпром 2-3.5-039;

          СТО Газпром 10;

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          электростанции

          газа или дизельного

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          топлива)

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]

          3 Переработка


          3.1 Камера сгорания технологической печи


          Процессы производства технического углерода из природного газа


          Дымовая труба

          СТО Газпром 10;

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          3.2 Топка котлоагрегата


          Производство тепловой энергии (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          3.3 Топка подогревателя


          Подогрев реагентов (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          8

          Окончание таблицы 4.2


          Источник образования выброса

          Технологический процесс, приводящий к образованию выброса

          Источник выброса

          Документ, регламентирующий методику проведения измерений параметров выброса

          4. Распределение. Газораспределительные сети природного газа


          4.1 Топка котлоагрегата

          Производство тепловой энергии (сжигание природного газа для отопления помещений газового хозяйства, газорегуляторных пунктов и т.д.)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          РД 153-39.4-079-01 [7];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          4.2 Топка высокотемпературной печи

          Высокотемпературные

          производственные процессы: плавильные, кузнечные, закалочные и т.д., например, для нагрева труб при изготовлении фасонных изделий (сжигание природного газа)


          Дымовая труба


          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          РД 153-39.4-079-01 [7];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]


          4.3 Топка подогревателя

          Подогрев реагентов, например, для приготовления битумной мастики (сжигание топливного природного газа)


          Дымовая труба

          СТО Газпром 10;

          РД 51-167-92 [6];

          РД 153-39.4-079-01 [7];

          ПНД Ф 13.1:2:3.23-98 [2;3];

          ПНД Ф 13.1:2.22-98 [2;4];

          ПНД Ф 13.1:2:3.27-98 [2;5]



      4. Потенциальные источники неорганизованных эмиссий природного газа в атмосфе-ру в результате его утечек от оборудования, эксплуатируемого на объектах ОАО «Газпром», разделяют на две группы:

        • первая – трубопроводная технологическая арматура в соответствии с ГОСТ 24856: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регули-рующая, а также разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцевые, цапковые, муфтовые, резьбовые и сварные);

        • вторая – свечи в положении свечных кранов «закрыто».


    5. Условия проведения инструментального определения объемов эмиссий метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»

      1. Инструментальное определение объемов неорганизованных эмиссий метана с утеч-ками природного газа проводят в условиях естественных и аспирируемых газовых потоков, характеризуемых следующими диапазонами численных значений измеряемых параметров:

        • концентрация метана в газовом потоке от 0 -до 100 -объемных;


          9

        • линейная скорость газового потока от 0 до 40 м/с;

        • объем газа, измеряемый с помощью счетчиков, от 4 до 100 м3/ч;

        • температура измеряемой газовой среды от минус 30 С до плюс 50 С;

        • объемный расход метана от 0,0001 до 10000,0000 м3/ч.

      2. Инструментальное определение объемов организованных эмиссий метана с утечка-ми природного газа из технологических свечей систем уплотнений ГПА проводят в условиях газовых потоков, характеризуемых следующими диапазонами численных значений измеря-емых параметров:

        • концентрация метана в газовом потоке от 0 -до 80 -объемных;

        • линейная скорость газового потока от 0,0 до 0,5 м/с;

        • температура измеряемой газовой среды от минус 25 С до плюс 35 С;

        • объемный расход метана от 0,0 до 1,5 м3/ч.

      3. Инструментальное определение объемов организованных эмиссий метана в составе продуктов сгорания углеводородного топлива (отходящих газов) энерготехнологических агре-гатов проводят в условиях газовых потоков, характеризуемых следующими диапазонами численных значений измеряемых параметров:

        • концентрация метана в газовом потоке от 0,0 -до 0,04 -объемных (от 0 до 300 мг/м3);

        • концентрация кислорода в газовом потоке от 3,0 -до 18,0 -объемных;

        • линейная скорость газового потока от 10 до 40 м/с;

        • температура измеряемой газовой среды от плюс 150 С до плюс 500 С;

        • объемный расход продуктов сгорания от 700 до 1 000 000 м3/ч;

        • объемный расход метана от 0 до 100 м3/ч.


    6. Методы проведения инструментального определения объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»

      1. Методика проведения инструментального определения объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» основана на следующих методах измерений:

        • прямой метод динамических измерений параметров газового потока;

        • косвенный метод динамических измерений объемного расхода метана в составе газо-вого потока.

      2. При прямом методе динамических измерений параметров газового потока изме-ряют его компонентный состав (в частности, концентрацию метана), скорость, температу-ру, давление с помощью соответствующих СИ и результат измерения получают непосред-ственно.


        10

      3. При косвенном методе динамических измерений фактический и приведенный к нормальным условиям объемный расход газообразного метана определяют по результатам следующих измерений:

        • концентрации метана с помощью газоанализаторов по ГОСТ 27540, ГОСТ Р 52137, ГОСТ Р 52138;

        • скорости газовых потоков с помощью измерителей скорости (анемометров) по ГОСТ 8.361, ГОСТ 6376, ГОСТ 7193;

        • объемного расхода газа с помощью измерителей расхода (расходомеров, счетчиков газа) по ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3, ГОСТ 28723; ГОСТ 28724; ПР 50.2.019-96 [8];

        • температуры с помощью термометра или переносного преобразователя температуры по ГОСТ 28498;

        • давления с помощью манометра дифференциального по ГОСТ 2405.


    7. Нормы погрешности измерения при проведении инструментального определения объемов эмиссии метана в атмосферу

      на объектах ОАО «Газпром»


      1. Погрешности прямых измерений расхода газа не должны превышать ± 4 -в соот-ветствии с ГОСТ 8.361.

      2. Погрешности прямых измерений концентраций метана не должны превышать ±25 -в соответствии с ГОСТ 17.2.4.02.

      3. Пределы погрешности косвенного измерения (определения) объема метана при доверительной вероятности 0,95 не должны превышать ±15 -при n = 5 (n – число параллель-ных регистраций значения измеряемого параметра в одном замере).

    8. Требования к средствам измерений при инструментальном определении объемов эмиссии метана в атмосферу

      на объектах ОАО «Газпром»


      1. При инструментальном определении объемов эмиссий метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром» применяют средства измерений (СИ) концентрации метана, объема, скорости и температуры газовых потоков, вспомогательное оборудование и материалы.

      2. Основными критериями подбора СИ являются:

        • диапазон измерений;

        • пределы допускаемой основной погрешности;

        • оптимальные затраты на проведение измерений, включая затраты на метрологиче-ское обслуживание СИ;



          11

        • ориентация на отечественного производителя СИ.

      3. На момент проведения измерений типы СИ параметров утечки метана должны быть утверждены в соответствии с ПР 50.2.009-94 [9], поверены и внесены в Государственный реестр средств измерения.

      4. СИ, вспомогательное оборудование и материалы должны быть изготовлены в соот-ветствии с требованиями ГОСТ 12997, ГОСТ 13033, ГОСТ 13053, стандартов и технических условий на СИ конкретных групп (видов) по рабочим чертежам, утвержденным в установлен-ном порядке.

      5. СИ и вспомогательное оборудование должны быть устойчивыми и прочными к воз-действию температуры и влажности окружающего воздуха в диапазонах, указанных в табли-це 8.1, и атмосферного давления в диапазонах, указанных в таблице 8.2.

      6. Инструментальное определение объемов эмиссий метана проводят с использовани-ем сигнализаторов, газоанализаторов, имеющих диапазон измерения концентраций метана в


        Таблица 8.1 – Требования к СИ и вспомогательному оборудованию по устойчивости к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха по ГОСТ 12997



        Группа исполнения

        Диапазон температуры окружающего воздуха, С


        Верхнее значение относительной влажности, -


        Место размещения при эксплуатации

        нижнее значение

        верхнее значение

        Д1

        -25

        +70


        100 при 40 С и более низких температурах с конденсацией влаги

        Открытое пространство. Изделия подвергаются воздействию атмосферных факторов (непосредственный нагрев солнечными лучами, ветер, дождь, снег, град, обледенение). Могут появляться резкие изменения температуры, изделия могут быть влажными в результате конденсации, воздействия осадков, брызг, утечек


        Д2


        -50

        +85

        +100

        +125

        +155

        +200


        Д3

        -50

        -60

        -65


        +50

        95 при 35 С и более низких температурах без конденсации влаги


        Таблица 8.2 – Требования к СИ и вспомогательному оборудованию по устойчивости к воздействию атмосферного давления по ГОСТ 12997


        Группа исполнения

        Диапазон атмосферного давления, кПа


        Место размещения

        нижнее значение

        верхнее значение

        Р1

        84,0

        106,7

        На высоте до 1000 м над уровнем моря

        Р2

        66,0

        На высоте до 3000 м над уровнем моря


        12

        соответствии с положениями раздела 5. Значения метрологических характеристик СИ концен-трации метана должны соответствовать требованиям ГОСТ 27540, приведенным в таблице 8.3. Справочные данные о технических и метрологических характеристиках СИ концен-

        трации метана приведены в таблице А.1 (приложение А).


        Таблица 8.3 – Требования к метрологическим характеристикам газоанализаторов – сиг-нализаторов метана по ГОСТ 27540


        Наименование метрологической характеристики, размерность

        Численное значение

        1 Предел допускаемой основной абсолютной погрешности, -нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР)

        ±5,0

        2 Предел допускаемой вариации выходного сигнала, -НКПР

        ±2,5

        3 Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности от изменения на каждые 10 С температуры окружающей и контролируемой среды, -НКПР

        ±1,0


      7. Для измерения объемного расхода газового потока применяют скоростные и вихре-вые расходомеры по ГОСТ 28723 и скоростные счетчики газа по ГОСТ 28724. Справочные данные о технических и метрологических характеристиках СИ объема газовой среды приве-дены в таблице А.2 (приложение А).

        1. В соответствии с ГОСТ 28723 пределы допускаемой основной погрешности ско-ростных и вихревых расходомеров газа, выраженные в -от верхнего предела измерения рас-хода, от диапазона измерения расхода следует выбирать из ряда: ±0,10; ±0,16; ±0,20; ±0,25;

          ±0,40; ±0,50; ±0,60; ±1,00; ±1,50; ±1,60; ±2,00; ±2,50.

        2. Основные параметры скоростных (турбинных) счетчиков газа должны соответ-ствовать данным, приведенным в таблице 8.4.


          Таблица 8.4 – Основные технические характеристики турбинных счетчиков газа по ГОСТ 28724


          Диаметр условного прохода Dу, мм

          Наименьший расход, Qmin, м3/ч

          Наибольший расход Qmax, м3/ч


          Обозначение счетчика

          при 0,05 Qmax

          при 0,10 Qmax

          50

          3,2

          6,5

          65

          G 40

          65

          5

          10

          100

          G 65

          80

          -

          20

          200

          -

          100

          20

          40

          400

          G 250

          Примечание – Значения расхода установлены для воздуха плотностью 1,2 кг/м3.


          13

        3. Пределы допускаемой относительной погрешности скоростных счетчиков газа в соответствии с ГОСТ 28724 должны выбираться из значений, приведенных в таблице 8.5.


Таблица 8.5 – Пределы допускаемой относительной погрешности скоростных счетчиков газа по ГОСТ 28724

Вид счетчика

Пределы допускаемой относительной погрешности, -, в диапазонах расхода

Qmin  Q < 0,2Qmax

0,2 Qmax  Q  Qmax

Радиальный

±2,0

±1,0

Аксиальный с длинным струенаправляющим элементом

±2,0

±2,5; ±3,0

±1,0

±1,5; ± 2,5

Аксиальный с коротким струенаправляющим элементом

±3,0

±2,0; ± 1,5


    1. Для измерения скорости газового потока применяют первичные преобразователи в соответствии с ГОСТ 8.361. В качестве первичных преобразователей скорости используют напорные трубки, специальные тахометрические преобразователи, термоанемометры и т.д.

      Первичный преобразователь выбирают в зависимости от диаметра трубы, значения местной скорости потока; диапазона измерений; избыточного давления и свойств измеря-емой среды.

      Отношение максимального размера поперечного сечения первичного преобразователя скорости к диаметру трубы не должно превышать 0,06. Предел допускаемой погрешности измерения скорости потока первичным преобразователем по ГОСТ 8.361 не должен превы-шать ±3 -.

      Справочные данные о технических и метрологических характеристиках СИ скорости потока газовой среды приведены в таблице А.3 (приложение А).

    2. Для измерения температуры газового потока применяют термометры в соответ-ствии с ГОСТ 28498.

      Предел допускаемой погрешности технических термометров в зависимости от диапа-зона измерения температуры, цены деления шкалы и класса точности не должен превышать нормируемых значений метрологических характеристик технических термометров в соответ-ствии с ГОСТ 28498.

    3. Для измерения атмосферного давления и температуры применяют барометры и термометры класса точности не хуже 1,0.

      Допускается применять СИ с метрологическими характеристиками, обеспечивающи-ми требуемую точность измерения.

      14

    4. При выполнении измерений параметров утечек метана от арматуры и свечей используют следующее вспомогательное оборудование и материалы:

  • оборудование для отсоса газовой среды объемной производительностью в диапазоне от 100 до 3000 м3/ч;

  • полиэтиленовая пленка по ГОСТ 10354;

  • измерительная палатка – сборно-разборный каркас из легких металлических кон-струкций, укрывной материал – полиэтилен по ГОСТ 10354;

  • трубы гофрированные полиэтиленовые диаметром 50, 100 мм;

  • трубы пластмассовые диаметром 200500 мм;

  • хомуты для соединения труб 50, 100, 200, 300, 500 мм по ГОСТ 24193, ГОСТ 24194;

  • переходники пластмассовые по ГОСТ 13961, ГОСТ 16052;

  • секундомер механический;

  • металлический измерительный патрубок длиной не менее 1 м, диаметром в соответ-ствии с наружным диаметром свечи (10, 50, 100, 200, 300, 500 мм);

  • устройство для крепления измерительного патрубка (например, хомут) на устье свечи по ГОСТ 24193, ГОСТ 24194.

    Вспомогательное оборудование и материалы допускается заменять оборудованием и материалами с аналогичными техническими характеристиками.


    1. Порядок процедуры подготовки и проведения инструментального определения объемов неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»


      1. Структура процедуры инструментального определения объемов неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа

        1. Инструментальное определение объемов неорганизованных эмиссий метана выполняют в случае:

  • единичной утечки от арматуры;

  • группы утечек от арматуры;

  • утечки от свечи в положении свечных кранов «закрыто».

        1. Структура процедуры инструментального определения объемов неорганизован-ных эмиссий метана с утечками природного газа включает операции по подготовке и прове-дению измерений параметров утечек от арматуры и свечей, принципиальная функциональная схема которых представлена на рисунке 9.1.


    15



    Процедура инструментального определения объемов эмиссий метана с утечками природного газа



    image

    image

    Проведение исследований

    16

    Подготовка к исследованиям


    Арматура

    Свечи


    Подготовка вспомогательного оборудования и материалов

    Единичная утечка

    Группа утечек



    Подготовка инженерно-технической и технологической документации

    Составление и согласование в установленном порядке рабочих маршрутов

    Документирование и архивирование результатов обнаружения утечек

    Документирование, первичная обработка и архивирование результатов прямых измерений параметров утечек

    СТО Газпром 031-2007

    Обнаружение утечек



    Формирование исследовательских групп

    Измерение параметров утечек


    Приведение в рабочее состояние СИ

    Определение объемов утечек


    Подготовка измерительных сечений и точек

    Оформление результатов исследований



    Рисунок 9.1 – Принципиальная функциональная схема выполнения инструментальных исследований эмиссии метана в составе утечек природного газа

      1. Порядок подготовки к проведению инструментальных исследований

        1. Подготовку к проведению инструментальных исследований проводят в соответ-ствии с СТО Газпром 027.

        2. Соответствующие службы и специалисты дочерних обществ (организаций) ОАО «Газпром», на технологических объектах которых планируется проведение измерений эмиссии метана, должны подготовить к работе в полевых условиях следующее вспомогатель-ное оборудование и материалы:

  • автотранспорт повышенной проходимости для доставки оборудования и людей на места проведения работ;

  • автономный передвижной (переносной) источник электропитания напряжением 220 В, удлинители (длина не менее 50 м);

  • лестницы (длина равна высотам продувочных свечей);

  • насадки на устья свечей (диаметрами, равными диаметрам свечей, и длиной не менее 1,0 м), хомуты для крепления насадки на устье свечи;

  • оргтехнику (компьютер, принтер и т.д.) для обработки данных;

  • рабочее помещение для временного складирования оборудования.

        1. Соответствующие службы дочернего общества (организации) ОАО «Газпром», на технологических объектах которого планируется проведение измерений эмиссии метана с утечками, должны подготовить необходимую инженерно-техническую и технологическую информацию в соответствии с перечнем, приведенным в таблице 9.1.


          Таблица 9.1 – Перечень инженерно-технической и технологической документации, оформляемой на этапе подготовки к проведению измерений


          Наименование документации

          Источник информации

          1 Ситуационный план расположения потенциальных источников (арматура, свечи) неорганизованной эмиссии природного газа

          Технический отдел

          2 Характеристика технологического объекта как источника неорганизованных эмиссий с утечками природного газа

          Паспорт технологического объекта

          3 Детальный перечень (в формате бланков данных инвентаризации) источников неорганизованных выбросов

          Бланк инвентаризации источников выбросов В(З)В. Том ПДВ

          4 Детальные технологические схемы производственных объектов с указанием нумерации технологического оборудования, запорной арматуры

          Паспорт технологического объекта

          5 Детальные перечни по видам технологического оборудования с указанием его технических характеристик

          Паспорт технологического объекта

          6 Технологические схемы и паспортные данные систем уплотнения ГПА

          Эксплуатационная документация систем уплотнений ГПА

          7 План текущих мероприятий по проведению ремонтных и профилактических работ, а также ввода в эксплуатацию первоочередных объектов

          Аппарат управления. Технический отдел


          17

        2. На этапе подготовки к выполнению измерений эмиссии метана формируют исследовательские рабочие группы из специалистов организаций заказчика и исполнителя работ и оснащают их СИ в соответствии с положениями раздела 8.

        3. Специалисты исследовательской группы, изучив технологические схемы объекта исследования, отмечают на них все потенциальные источники утечек, составляют и согласо-вывают в установленном порядке рабочие маршруты исследовательских групп.

    Например: группа 1 – обнаружение утечек и измерение их объемов на свечах узла подклю- чения КС; группа 2 – обнаружение утечек и измерение их объемов на арматуре, оборудовании узла подключения КС.

      1. Порядок проведения инструментальных исследований утечек метана от арматуры и свечей

        1. В соответствии с технологической схемой производственного объекта, с целью обнаружения значительных утечек проводят первичное обследование арматуры и свечей с использованием следующих неинструментальных методов:

  • визуальный осмотр наземного оборудования, расположенного на открытых площад-ках, в боксах и производственных помещениях исследуемых объектов; обработка мыльной пеной потенциально негерметичных узлов оборудования;

  • визуальный осмотр промышленной площадки и охранной зоны исследуемых объек-тов, при котором анализируются состояние грунтовки и окраски наземных металлических конструкций, цвета растительности и состояние почв, например вдоль трассы газопроводов и вокруг подземных частей крановых узлов;

  • прослушивание характерного для утечки звукового фона, в частности продувочных свечей, в положении свечных кранов «закрыто»;

  • осязание нехарактерного для технологического процесса изменения температуры оборудования.

        1. В соответствии с технологической схемой, с целью более тщательного обнаруже-ния утечек проводят инструментальное обследование арматуры и свечей. Инструментальное обнаружение утечек метана от источников, перечисленных в таблице 4.1, проводят контакт-ным зондированием поверхности оборудования (потенциального источника утечки) или газового потока в устье свечи с подветренной стороны с использованием газоанализаторов метана. Первичную информацию, полученную по результатам обнаружения утечек, заносят в рабочие протоколы в соответствии с приложением Б, в которых указывают: наименование технологической линии (узла), места утечки, его характеристику, причину утечки, концентра-цию СН4 при зондировании, возможность ликвидации утечки и т.д.


          18

        2. Порядок работ при инструментальном определении объема эмиссии метана с еди-ничной утечкой природного газа от арматуры состоит из следующих последовательных операций.

          1. Локализация места проявления утечки с помощью измерительной камеры с калиброванными отверстиями для притока воздуха в камеру и забора газовой смеси из нее. В случае измерения параметров единичной утечки от арматуры допускается локализация утеч-ки с помощью полиэтиленовой пленки, как показано на рисунке 9.2 и в таблице 9.2.

          2. Аспирация газовой смеси из измерительной камеры с помощью оборудования по отсосу газа, перечень которого приведен в таблице 9.3.

          3. Прямое измерение фактической концентрации метана в аспирируемой газовой смеси с помощью газоанализатора в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.3.

          4. Прямое измерение фактического объема газового потока с использованием газо-вого счетчика в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.3.

          5. Прямое измерение фактической температуры газовой смеси с использованием термометров или преобразователя температуры в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.3.

          6. Прямое измерение атмосферного давления с помощью барометра или исполь-зование данных (на момент выполнения измерений), предоставленных соответствующим региональным гидрометеобюро Гидрометцентра России Федеральной службы по гидрометео-рологии и мониторингу окружающей среды (Росгидромет).

          7. Определение по результатам измерений параметров газового потока фактиче-ского и приведенного к нормальным условиям объема неорганизованных эмиссий метана с единичной утечкой природного газа.

        1. Порядок работ при инструментальном определении объема эмиссии метана с группой утечек природного газа от технологического объекта (например, газораспределитель-ной станции), узла (например, линейного кранового узла) или нескольких единиц арматуры состоит из следующих последовательных операций.

          1. Локализация группы мест проявления утечек с помощью измерительной палат-ки (каркас из сборно-разборных металлических конструкций, полиэтиленовое покрытие) в соответствии со схемой, представленной на рисунке 9.3 и в таблице 9.4.

          2. Аспирация газового потока из измерительной камеры с помощью оборудования по отсосу газа, в соответствии с перечнем, представленным в таблице 9.5.

          3. Прямое измерение скорости аспирируемой газовой смеси с помощью СИ в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.5.


            19


            image

            Рисунок 9.2 – Схема установки для измерения параметров единичной утечки от арматуры (обозначения к схеме приведены в таблице 9.2)


            Та блица 9.2 – Обозначения к рисунку 9.2


            1

            Место проявления утечки, например:

            1.1

            Шток запорной арматуры

            1.2

            Трубки набивки смазки

            1.3

            Фланцевые соединения

            1.4

            Цапковые соединения

            1.5

            Резьбовые соединения

            1.6

            Муфтовые соединения

            1.7

            Сварные соединения

            1.8

            Сальниковые уплотнения

            2

            Арматура (запорная, предохранительная, отсечная, конденсатоотводящая, обратного действия, регулирующая и т.д.)

            3

            Изолирующий чехол (палатка)

            4

            Оборудование по отсосу газовой среды

            5

            Газовый счетчик (n1/n2 – начальное/конечное показание,  – время измерения)

            6

            Средства измерения температуры, концентрации метана.


            image

            Измерительное сечение

            D

            Внутренний диаметр измерительной линии

            L1; L2

            Длины прямолинейного участка измерительной линии до измерительного сечения А–А и после него


            image

            Условное обозначение потока СН4


            image

            Условное обозначение потока воздуха


            image

            Условное обозначение утечки природного газа


            20

            Та блица 9.3 – Перечень оборудования (типовой комплект № 1), используемого для пря-мых измерений параметров единичной утечки от арматуры*


            Наименование оборудования

            Наименование параметра

            Единица измерения

            Диапазон


            1 Течеискатели газоанализаторы – измерители концентраций метана


            Концентрация метана


            -об.

            0–1

            0–5

            0–20

            0–100

            2 Измерители расхода газовой смеси

            Расход газовой смеси

            м3/ч

            4–100


            3 Термометр


            Температура газовой смеси

            С

            От -30 до 0

            От 0 до +50

            4 Манометр дифференциальный


            Давление атмосферное


            кПа


            От 80 до 110

            5 Секундомер, таймер

            Время измерения

            мин

            От 0 до 30

            Вспомогательное оборудование

            6 Оборудование для отсоса газа


            Производительность


            м3/ч


            От 4 до 3000

            7 Изолирующая полиэтиленовая пленка


            Длина, ширина


            мм

            Не менее 1000x1000x1000

            8 Полиэтиленовые гофрированные трубы различных:


            Длина Диаметр


            мм мм


            Не менее 500

            10, 50 и т.д.

            9 Хомуты для соединений труб диаметрами 10, 50 и т.д.


            Диаметр


            мм

            Наружный диаметр соединяемых труб + 2 мм

            • длины;

            • диаметра


            Примечание – * Измерение параметров утечек от трубопроводной и технологической арматуры: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регулирующая. В состав этой группы входят разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцы, муфты, резьбовые и сварные соединения).


            21


            image


            Рисунок 9.3 – Схема установки для измерения параметров группы (нескольких) утечек от арматуры (обозначения к схеме приведены в таблице 9.4)


            Та блица 9.4 – Обозначения к рисунку 9.3

            1.1

            Шток запорной арматуры

            1.2

            Трубки набивки смазки

            1.3

            Фланцевые соединения

            1.4

            Цапковые соединения

            1.5

            Резьбовые соединения

            1.6

            Муфтовые соединения

            1.7

            Сварные соединения

            1.8

            Сальниковые уплотнения

            2

            Технологическое оборудование, коммуникации, арматура

            3

            Изолирующий чехол (палатка)

            4

            Оборудование по отсосу газовой среды

            5

            Средства измерения (концентрации СН4, температуры, скорости потока)


            image

            Измерительное сечение

            D

            Внутренний диаметр измерительной линии

            L1; L2

            Длины прямолинейного участка измерительной линии до измерительного сечения А–А и после него


            image

            Условное обозначение потока СН4


            image

            Условное обозначение потока воздуха


            image

            Условное обозначение утечки природного газа


            22

            Та блица 9.5 – Перечень оборудования (типовой комплект № 2), используемого для пря-мых измерений параметров группы утечек от арматуры*


            Наименование оборудования

            Наименование параметра

            Единица измерения

            Диапазон


            1 Течеискатели газоанализаторы – измерители концентраций метана


            Концентрация метана


            -об.

            0–1

            0–5

            0–20

            0–100

            2 Измерители расхода газовых потоков

            Скорость газового потока

            м/с

            От 1 до 10


            3 Термометр


            Температура газовой смеси

            С

            От -30 до 0

            От 0 до +50

            4 Манометр дифференциальный


            Давление атмосферное


            кПа


            От 80 до 110

            5 Секундомер, таймер

            Время измерения

            мин

            От 0 до 30

            Вспомогательное оборудование

            6 Оборудование для отсоса газа


            Производительность


            м3/ч


            От 100 до 3000


            7 Измерительная палатка


            Высота, длина, ширина


            мм

            Не менее 1500x1500x1500

            8 Полиэтиленовые или пластмассовые трубы различных:


            Длина Диаметр


            мм мм


            Не менее 500

            10, 50 и т.д.

            9 Хомуты для соединений труб диаметрами 10, 50 и т.д.


            Диаметр


            мм

            Наружный диаметр соединяемых труб + 2 мм

            • длины;

            • диаметра


            Примечание – * Измерение параметров утечек от трубопроводной и технологической арматуры: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регулирующая. В состав этой группы входят разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцы, муфты, резьбовые и сварные соединения).


            23

          4. Прямое измерение фактической температуры газового потока с использовани-ем термометра или преобразователя температуры в составе комплекта оборудования, пере-чень которого приведен в таблице 9.5.

          5. Прямое измерение атмосферного давления с помощью барометра или исполь-зование данных, на момент выполнения измерений предоставленных соответствующим региональным гидрометеобюро Росгидромета.

          6. Определение по результатам измерений параметров газового потока фактиче-ского и приведенного к нормальным условиям интегрального (суммарного) объема неоргани-зованных эмиссий метана с несколькими (группой) утечками природного газа.

        1. Порядок работ при инструментальном определении объема эмиссии метана с утечкой природного газа из устья свечи в положении свечного крана «закрыто» состоит из сле-дующих последовательных операций.

          1. Монтаж на устье свечи измерительного патрубка с целью обеспечения требова-ний ГОСТ 17.2.4.06 к измерительному сечению в соответствии со схемой, представленной на рисунке 9.4 и таблице 9.6.

          2. Прямое измерение фактической концентрации метана в естественном газовом потоке из свечи с помощью газоанализатора в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7.

          3. Прямое измерение скорости неаспирируемого (естественного) газового потока из свечи в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7.

          4. Прямое измерение скорости неаспирируемого (естественного) газового потока из свечи в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7.

          5. Прямое измерение фактической температуры газового потока с использовани-ем термометра или преобразователя температуры в составе комплекта оборудования, пере-чень которого приведен в таблице 9.7.

          6. Прямое измерение атмосферного давления с помощью барометра или исполь-зование данных, на момент выполнения измерений предоставленных соответствующим региональным гидрометеобюро Росгидромета.

          7. Определение по результатам измерений параметров газового потока фактиче-ского и приведенного к нормальным условиям объема неорганизованных эмиссий метана с утечкой природного газа из устья свечи.


    24


     


    Рисунок 9.4 – Схема установки для измерения параметров утечки из устья свечи (обозначения к схеме – в таблице 9.6)


    Таблица 9.6 – Обозначения к рисунку 9.4


    1

    Утечка из-за пропуска запорного органа свечного крана в положении «закрыто»

    2

    Свечной кран

    3

    Свеча

    4

    Измерительный патрубок

    5

    Сетка

    6

    Устройство для прикрепления измерительного патрубка на устье свечи (например, хомут)

    7

    Устройство, обеспечивающее возможность выполнения измерений на высоте более

    1,5 м (например, лестница, автоподъемник и т.д.)

    8

    Средства измерения (концентрации СН4, температуры, скорости потока)


    image

    Измерительное сечение

    D

    Внутренний диаметр измерительного патрубка

    L1; L2

    Длины прямолинейного участка измерительного патрубка до измерительного сечения А–А и после него


    image

    Условное обозначение потока СН4


    image

    Условное обозначение потока воздуха


    image

    Условное обозначение утечки природного газа


    25

    Таблица 9.7 – Перечень оборудования (типовой комплект № 3), используемого для пря-мых измерений параметров утечек от свечей (в положении свечных кранов «закрыто»)



    Наименование оборудования


    Наименование параметров

    Единицы измерения


    Диапазон

    1 Течеискатели газоанализаторы – измерители концентраций метана


    Концентрация метана


    -об.

    0–1

    0–5

    0–20

    0–100

    2 Измерители скорости газовых потоков


    Скорость газового потока


    м/с


    От 0,2 до 40,0


    3 Термометр


    Температура газовой смеси

    С

    От -30 до 0

    От 0 до +50

    4 Манометр дифференциальный


    Давление атмосферное


    кПа


    От 80 до 110

    Вспомогательное оборудование


    5 Измерительный патрубок


    Диаметр


    мм

    Наружный диаметр свечи + 2


    6 Сетка


    Диаметр свечи


    мм

    Внутренний диаметр свечи

    7 Устройство для прикрепления измерительного патрубка на устье свечи (например, хомут)


    Диаметр


    мм


    Наружный диаметр свечи + 3

    8 Устройство, обеспечивающее возможность выполнения измерений на высоте более

    1,5 м (например, лестница, автоподъемник и т.д.)


    Высота


    мм


    Не менее 1500


      1. Операции при проведении измерений параметров утечек метана

        1. Операции при проведении измерений параметров утечек метана выполняют в следующей последовательности:

  • монтаж измерительной линии;

  • оборудование измерительного сечения;

  • установка СИ;

  • приведение оборудования в рабочее состояние;

  • регистрация показаний СИ.

        1. Операции при проведении измерений параметров обнаруженной единичной утечки метана выполняются в следующем порядке.


          26

          1. Собирают измерительную линию из полиэтиленовых или алюминиевых гофри-рованных или обычных труб, соединяемых хомутами в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 9.2.

          2. В измерительной линии оборудуют измерительное сечение А–А в соответствии с ГОСТ 17.2.4.06. Измерительное сечение А–А выбирают на прямом участке газохода на достаточ-ном расстоянии от мест, где изменяется направление потока газа (колена, отводы и т.д.). Отрезок

            прямого участка газохода L = L1 + L2 должен составлять не менее 45 эквивалентных диаметров

            Dэ. Отрезок прямого участка газохода до измерительного сечения L1 должен быть длиннее отрез-ка за измерительным сечением L2. Отношение длин отрезков газохода до измерительного сече-

            ния и за ним устанавливают в соотношении 3:1. Если условие минимальной длины не может быть обеспечено, то следует предусмотреть увеличение количества точек измерения в два раза.

          3. Входной патрубок измерительной линии прикрепляют скотчем или проволокой к арматуре 2 выше места проявления обнаруженной утечки 1.

          4. Арматуру изолируют (укрывают) полиэтиленовой пленкой 3 с калиброванными отверстиями для доступа воздуха при аспирации газовой смеси (локализующая камера).

          5. Выходной патрубок измерительной линии соединяют последовательно с обору-дованием для отсоса газовой среды 4 и газовым счетчиком 5.

          6. В измерительном сечении А–А устанавливают зонды СИ 6 для измерения, тем-пературы и концентрации метана в аспирируемом газовом потоке.

          7. Приводят в рабочее состояние СИ (подзарядка, установка «ноль» и т.д.).

          8. Включают оборудование для отсоса газа 4, которое аспирирует газовую смесь из локализирующей утечку камеры 3 по измерительной линии в атмосферу.

          9. В сечении А–А измеряют температуру, давление и концентрацию метана в газо-вой смеси, снимают показания газового счетчика по расходу смеси.

        1. Операции при проведении измерений параметров группы (нескольких) обнару-женных утечек метана выполняются в следующем порядке.

          1. Собирают измерительную линию из труб большего диаметра в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 9.3.

          2. Технологический узел накрывают измерительной палаткой 3 локализирующей утечки.

          3. В измерительной линии оборудуют измерительное сечение А–А в соответствии с подпунктом 9.4.2.2.

          4. Включают оборудование для отсоса газа 4, которое аспирирует газовую смесь из палатки 3 по измерительной линии в атмосферу.


            27

          5. В сечении А–А измеряют с помощью СИ 5 концентрацию метана, температуру и скорость в аспирируемом потоке газовой смеси.

        1. Операции при проведении измерений утечек, обнаруженных на свечах, выполня-ют в следующем порядке.

          1. Собирают установку в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 9.4.

          2. Изготавливают измерительный патрубок 4, диаметр которого на 2–4 мм больше наружного диаметра свечи 3, в устье которой обнаружено наличие утечки метана, длина патрубка – 1,01,5 м.

          3. Оборудуют в измерительном патрубке измерительное сечение А–А в соответ-ствии с ГОСТ 17.2.4.06. По осям измерительного сечения выполняют отверстия для зондов СИ 8: анемометра, термометра и газоанализатора метана.

          4. Устанавливают лестницу или подъемное устройство 7, обеспечивающие доступ к устью свечи 3. Патрубок закрепляют на устье свечи хомутом 6.

          5. В сечении А–А измеряют: концентрацию СН4, скорость, температуру газового потока.

    9.4.5 Измерения параметров утечек от запорной арматуры и свечей проводят после ста-

    билизации показаний СИ концентрации СН4 в газовом потоке в соответствии с РД 52.04.186 [10] в течение 20 мин. Результаты усредняют за период измерения, данные заносят в соответ-ствующие графы таблиц рабочих протоколов (смотри приложение Б).


    1. Порядок подготовки и проведения инструментального определения объемов организованных выбросов метана от систем уплотнений газоперекачивающих агрегатов

      1. Инструментальное определение объемов организованных выбросов метана из све-чей систем уплотнений ГПА выполняют аналогично инструментальному определению объе-мов утечек от свечей.

      2. Подготовку измерений параметров организованного выброса метана из свечей системы уплотнений нагнетателей ГПА выполняют в соответствии с 9.1; 9.2.

      3. Проведение измерений параметров организованного выброса метана из свечей системы уплотнений нагнетателей ГПА выполняют в соответствии с 9.3.1; 9.3.2; 9.3.5 и схе-мой, приведенной на рисунке 9.4.

      4. Для измерения параметров (концентрации СН4, скорости и температуры газовой среды) организованных выбросов СН4 из свечей систем уплотнения ГПА применяют СИ в соответствии с данными таблиц 9.6; 9.7.


        28

      5. Перед измерением параметров утечки от свечи систем уплотнения «масло–газ» газовая проба должна очищаться на фильтре от паров масла.


    2. Порядок подготовки и проведения инструментального определения объемов организованных выбросов метана в составе отходящих газов энерготехнологических агрегатов

      1. Для отбора и консервации газовых проб используют стеклянные газовые пипетки.

      2. Для определения концентрации метана в отходящих газах используют СИ, техни-ческие и метрологические характеристики которых приведены в таблице А.4 (приложение А).

      3. Измерения параметров продуктов сгорания проводят на нескольких режимах работы агрегата (не менее трех) в диапазоне нагрузок от 50 -до 100 -.

      4. Отбор и консервация проб отходящих газов должны производиться на объекте

        исследования. При этом определение концентрации в отходящих газах СН4 должно произво-диться в стационарных лабораторных условиях.

      5. Все используемые СИ должны быть поверены (калиброваны) в установленном порядке. Допускается измерение концентраций метана непосредственно в потоке отходящих газов с использованием соответствующих СИ.

      6. Подготовка к выполнению измерений объемов организованных выбросов метана с отходящими газами ГПА проводится в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-038 (раздел 5).

      7. В случае двухпоточных систем газоходов энерготехнологических агрегатов (напри-мер, в ГПА типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТНР-16, ГТК-25ИР, ГТНР-25И) отбор проб газовых потоков должен проводиться отдельно в каждом выхлопном газоходе, с после-дующим осреднением результатов.

      8. Подготовку мест для отбора проб отходящих газов производят на остановленном агрегате.

      9. Отбор проб продуктов сгорания производят через отверстия диаметром 12 мм в выхлопной (дымовой) трубе (шахте) агрегата. Глубина размещения зонда в газоходе должна быть в пределах от 300 до 500 мм.

        В соответствии с ГОСТ Р ИСО 11042 не допускается отбор проб газа в устье выхлопной (дымовой) трубы.

        Допускается отбор проб в сечениях до или после регенераторов (рекуператоров) и (или) котлов-утилизаторов при их наличии в составе ГПА.



        29

        При двухпоточной выхлопной системе (например, в ГПА типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТНР-16, ГТК-25ИР, ГТНР-25И) измерения параметров газовых потоков проводят в каждом выхлопном газоходе, а результаты измерений усредняют.

      10. При проведении измерений параметров продуктов сгорания одновременно на режимах испытаний проводят регистрацию основных теплотехнических показателей работы энерготехнологических ГПА, например в соответствии со схемой, приведенной на рисун-ке 11.1. Типовой перечень регистрируемых и измеряемых параметров эксплуатации ГПА при-веден в приложении В.


    3. Операции обработки и вычисления результатов измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»

      1. Процедура обработки результатов измерения параметров неорганизованных эмиссий метана с утечками состоит из двух этапов: документирования и архивирования данных измере-ний; расчетного определения объемов утечек метана от арматуры по измеренным параметрам.

        1. Документирование и архивирование результатов измерений фактических пара-метров утечек природного газа (метана) проводят в следующей последовательности:

          а) заносят значения измеренной концентрации метана при обнаружении утечки:

  • на арматуре в соответствующие строки и графы формата рабочего протокола № 2, приведенного в приложении Б;

  • на свечах – в соответствующие строки и графы формата рабочего протокола № 4, приведенного в приложении Б;

    б) выполняют в соответствии с технологической схемой, представленной в приложе-нии Г, привязку обнаруженной утечки к оборудованию, ее идентификацию и кодирование;

    в) в процессе проведения измерений параметров обнаруженной утечки регистрируют их фактические (текущие) значения, данные заносят в соответствующие строки и графы фор-матов рабочих протоколов: по арматуре – № 3.1 и 3.2, по свечам № 4 (смотри приложение Б);

        1. Расчетное определение объемов утечек метана от арматуры по измеренным пара-метрам выполняют в следующем порядке:

  • определяют расход газовой смеси по результатам прямого измерения объема единич-ной утечки метана от арматуры Q1(г), м3/ч, по формуле

n  n

image

Q1(г) 


где nкон – конечное показание счетчика, м3;

nнач – начальное показание счетчика, м3;

кон нач ,

(12.1)

 – период времени, в течение которого проводится измерение, ч;


30


image


ВЗУ

Воздухозаборное устройство

КНД

Компрессор низкого давления

КВД

Компрессор высокого давления

КС

Камера сгорания

ТВД

Турбина высокого давления

ТНД

Турбина низкого давления

СТ

Силовая турбина

ЦБН

Центробежный нагнетатель

nВД

Частота вращения компрессора высокого давления

nНД

Частота вращения компрессора низкого давления

Р4

Избыточное давление воздуха за компрессором высокого давления

t3

Температура воздуха на входе в компрессор

tшт

Температура отходящих газов в штатной точке измерения

ССН4

Объемная доля или процентное содержание метана в отходящих газах


Рисунок 11.1 – Схема регистрации основных технологических параметров ГПА


31

- определяют объемный расход метана от единичной утечки , м3/ч, по формуле


Q  Q  С

/100,

(12.2)

  1. (СН4 ) 1(г) СН4


    где

    CСН4

    – концентрация метана в газовой смеси, -объемные.

        1. Расход газовой смеси при измерении суммарного объема группы (нескольких) утечек метана от арматуры Q2(г), м3/ч, вычисляют по формуле

           d 2 2

          где  = 3,14, б/р;

          Q2(г) 

          image

          вн 2(г)  0,785 dвн 2(г) 3600,

          4

          (12.3)

          dвн – внутренний диаметр линии в измерительном сечении, м;

          2(г) – скорость газового потока в измерительном сечении, м/с.

          Объемный расход метана от группы (нескольких) утечек метана сляют по формуле, аналогичной формуле (12.2)


          Q2(СН4 ),


          м3/ч, вычи-

          Q  Q  С

          /100,

          (12.4)

  2. (СН4 ) 2(г) СН4


      1. Расход газовой смеси при измерении объема утечки метана от свечи Q3(г), м3/ч, вычисляют по формуле, аналогичной формуле (12.3),

         d 2

        Q  св.вн   0,785 d 2


         3600,


        (12.5)


        где  = 3,14;

        image

        3(г)

        4 3(г) св.вн 3(г)

        dсв.вн – внутренний диаметр свечи, м;

        3(г) – скорость газового потока в измерительном сечении, м/с.

        Объем утечки метана от свечи определяется аналогично формулам (12.2) и (12.4).

      2. Фактические объемные расходы газовой смеси и метана от арматуры и свечей приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и Р = 0,1013 МПа) по формуле

        Q 

        o

        г(СН )

        Qг(СН )

         273  В ,

        (12.6)

        4 4 0,1013 (273  tг)


        где

        Q

        o г(СН4 )

        • объемные расходы газовой смеси и/или метана, приведенные к нормальным

          условиям, м3/сут;

          Qг(СН4 ),

        • рассчитанные объемные расходы газовой смеси и/или метана, м3/ч;

        В – барометрическое давление в период измерений, МПа;

        tг – температура газовой смеси, С.

        Примеры расчетов объемных расходов утечек метана по их измеренным параметрам приведены в приложении Д.


        32

        12.2 Обработку и вычисления результатов измерений параметров и объемов организо-ванных выбросов метана в составе продуктов сгорания выполняют в соответствии с СТО Газ-пром 2-3.5-038 (раздел 7).


  1. Требования к оформлению результатов измерений


    1. Результаты инструментального определения объемов утечек оформляют отдельно по каждому типу источников (арматура, свечи) и основным типам технологических узлов: скважины; установки комплексной подготовки газа; дожимные компрессорные станции, компрессорные станции; линейная часть магистральных газопроводов, газоизмерительные станции, газораспределительные станции.

      1. Результаты по всем этапам исследований оформляют в форматах таблиц в соот-ветствии с СТО Газпром 027 (раздел 7).

      2. По результатам исследований составляют акт, в котором указывают дату выпол-нения исследований, кем выполнены измерения, кратко излагают объем выполненных работ, перечисляют объекты исследований. К акту прилагают перечень использованных СИ с их подробной характеристикой, технологические схемы, программу исследований, типо-вые таблицы с результатами. Акт подписывают руководители и члены исследовательской группы, руководители и инженерно-технический персонал организации, участвовавшие в исследованиях.

    1. Результаты инструментального определения объемов организованных выбросов метана от свечей уплотнений ГПА оформляют аналогично положениям, изложенным в 13.1.

    2. Результаты инструментального определения объемов организованных выбросов метана в составе продуктов сгорания оформляют в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038 (раздел 7) и РД 51-167-92 (раздел 3) [6].


  1. Требования к квалификации оператора


    1. К выполнению обнаружения и измерения объемов утечек метана допускают лиц, достигших 18 лет, прошедших курсы обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по эксплуатации применяемых СИ и вспомогательных устройств.

    2. Квалификация оператора для выполнения измерений должна быть не ниже лабо-ранта III разряда в соответствии с СТО Газпром 10.

    3. К выполнению обнаружения и измерения объемов утечек метана допускается пер-сонал, прошедший специальную подготовку.


      33

  2. Требования к обеспечению безопасности работ, в том числе экологической безопасности

    1. Лица, выполняющие измерения, должны пройти обучение и инструктаж по техни-ке безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

    2. Измерения должны выполняться специалистами в специальной одежде и обуви по ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575.

    3. СИ и вспомогательное оборудование для отсоса газа, применяемые при выполне-нии измерений, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.0.

    4. При выполнении измерений должны выполняться требования пожарной безопас-ности по ГОСТ 12.1.004, электробезопасности по ГОСТ 12.1.019, взрывобезопасности по ГОСТ 12.1.010.

    5. Работы при обследовании оборудования должны выполняться при соблюдении требований ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.061, ВРД 39-1.10-006-2000* [11], ПБ 08-624-03 [12], ВРД 39-1.10-069-2002* [13], ВППБ 01-04-98 [14].

    6. Работы на высоте должны выполняться в соответствии с СНиП III-42-80[14].

      В период проведения замеров должны быть исключены любые технологические опера-ции на свечных кранах и других типах арматуры.

    7. Все работы исследовательских групп по измерению объемов утечек газа проводят в присутствии инженерно-технического персонала объекта, ответственного за технику безо-пасности.



34

Приложение А (справочное)


Перечни средств измерения концентрации метана, температуры, скорости, объема газовой среды

Таблица А.1 – Перечень СИ концентрации метана, их метрологические и технические характеристики

Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допуска-емой абсолютной основной погреш-ности, -объемные

пределы допуска-емой приведенной основной погреш-ности

пределы допуска-емой относитель-ной погрешности

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ФАРМЭК»

image

Газоанали-затор ФП 12

0,0–2,5

Δ

1,00±0,40

Термо-каталити-ческий

Микро-компрес-сор

От -20

до +50

8

430

image

Измеритель довзрыв-ных кон-центраций горючих газов

ИДК 95.1

0–5

Δ

-"-

Термо-каталити-ческий

Микро-компрес-сор

От -20

до +40

8

800

image

Течеиска-тель газа подземных газопрово-дов ТПГ-94

0,001–

2,500

Δ

-"-

Термо-каталити-ческий

Диффузи-онный

От -10

до +40

8

1000


35

Продолжение таблицы А.1



Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допуска-емой абсолютной основной погреш-ности, -объемные

пределы допуска-емой приведенной основной погреш-ности

пределы допуска-емой относитель-ной погрешности

image

Газоанали-затор

ФП 11.2

0,0–2,5

Δ

± 0,25

Термо-каталити-ческий

Микро-компрес-сор

От -20

до +50

8

430

image

Газоанали-затор

ФП 11.1

0,0–2,5

Δ

± 0,25

Термо-каталити-ческий

Микро-компрес-сор

От -20

до +50

8

430

image

Индикатор утечки газа ФТ-02

0,03–

0,10

Δ

± 0,25

Полупро-водни-ковый

Диффузи-онный

От -10

до +50

5

200

image

Газоанали-затор ФП21

0–5

Δ

1,00±0,40

Полупро-водни-ковый

Диффузи-онный

От -30

до +50

8

300

ОАО «РОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ «ЭЛЕКТРОНСТАНДАРТ»

image

Многоком-понентный газоанали-затор ПГАМ-ЕХ

0–5

Оптичес-кий

Микро-компрес-сор

От -5

до +45

8

image

Течеиска-тель горю-чих газов ТГП-11

0,001–

1,000

Полупро-водни-ковый

Диффузи-онный

От -25

до +50

10

300


36

Продолжение таблицы А.1



Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допуска-емой абсолютной основной погреш-ности, -объемные

пределы допуска-емой приведенной основной погреш-ности

пределы допуска-емой относитель-ной погрешности

image

Персональ-ный газо-анализатор со смен-ными дат-чиками ПГА-200

0–5

Δ

± (0,1 + 0,04С)

Оптичес-кий

Диффузи-онный

От -20

до +40

20

300

image

Многоком-понентный портатив-ный газо-анализатор ПГА-100

0–5

Δ

± (0,1 + 0,04С)

Оптичес-кий

Два вари-анта: диф-фузион-ный; микроком-прессор

От -20

до +40

16

600

image

Модифи-цирован-ный

ПГА-М-31

0,0–4,4

Δ

± 0,2

Оптичес-кий

Микро-компрес-сор

От -30

до +40

16

600

image

Газоанали-заторы портатив-ные ПГА

0–5


± 5

Оптичес-кий

Диффузи-онный

От -30

до +35

16

600

ФГУ СПО «АНАЛИТПРИБОР»

image

Перенос-ной опти-ческий газоанали-затор горю-чих газов СГГ-35И-М

0,00–

5,25

Δ

± 0,25

Оптико-абсорб-ционный

Микро-компрес-сор

От -30

до +50

8

1600


37

Продолжение таблицы А.1



Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, -объе-мные

пределы допускаемой приведенной основной погрешно-сти

пределы допускаемой относительной погрешности

image

Переносной сигнализатор горючих газов

СГГ-20-02М

0,00–

9,99

Δ

± 0,25

Термохи-мический

Диффузи-онный

От -20

до +50

9

300

image

Переносной шахтный газоанализа-тор метана АМТ-03

0,0–

2,5

Δ

± 0,1

Термохи-мический в диапазо-не измере-ния

от 0 до

2,5 -об.

Диффузи-онный

От -10

до +40

9

240

5–

100

Δ

± 3,0

Термо-кондукто-метриче-ский в диапазоне измере-ния от 5 до 100 -об.

image

Индикатор-течеискатель горючих газов

ИТ-М

0,01–

1,00


–

Термохи-мический

Диффузи-онный

От -30

до +40

7

500


38

Продолжение таблицы А.1



Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допуска-емой абсолютной основной погреш-ности, -объемные

пределы допуска-емой приведенной основной погреш-ности

пределы допуска-емой относитель-ной погрешности

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ –

«НПЦ АТБ»

image

Газоанали-затор серии М 01

0,0–2,5

Δ

± 0,1

–

Диффузи-онный

От -10

до +40

10

250

5–100

Δ

–

–

image

Газоанали-затор серии М 01

(исполне-ние 2)

0–100

Δ

± 3,0

–

Диффузи-онный

От -10

до +40

17

250

image

Портатив-ный газо-анализатор метана СН4

«Марш-В»

0–5


–

–

Диффузи-онный

От -30

до +50

30

140

image


 Мультига-

зовые пере-носные газоанали-заторы

«Комета»

0–5


–

–

Принуди-тельный или диф-фузионный

От -30

до +50

30

800

image

Сигнали-затор СГ-1

0–3

Δ

± 0,2

Катали-тический

Микро-компрес-сор

От -10

до +40

32

670


39

Продолжение таблицы А.1



Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допуска-емой абсолютной основной погреш-ности, -объемные

пределы допуска-емой приведенной основной погреш-ности

пределы допуска-емой относитель-ной погрешности

image

Сигнали-затор СМ-4

0–5


–

Катали-тический

Диффузи-онный

От -20

до +50

8

150

image

Сигнали-затор СК-2

0–3

Δ

± 0,25

Термохи-мический

Диффузи-онный

От -20

до +45

24

450

image

Газоанали-затор горю-чих и ток-сичных газов пере-носной

«ОКА-МТ»

0,5–

10,0

Δ

± 0,25

–

Диффузи-онный

От -20

до +40

–

1150

image

Газоанали-затор сум-мы горю-чих газов

«Хоббит – Т–CH4»

0,22–

2,55


25

–

Диффузи-онный

От -40

до +50

–

440

image

Сигнализа-тор суммы горючих газов пере-носной

«ОКА-М»

0,5–5,0


25

–

Диффузи-онный

От -20

до +40

–

420


40

Окончание таблицы А.1



Наименование СИ

Метрологические характери-стики СИ концентраций метана

Технические характеристики СИ

Диапазон измерений, -объемные

Пределы основной допускаемой погреш-ности

Тип датчика

Способ отбора проб

Диапазон рабочих температур, °С

Время непрерывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допуска-емой абсолютной основной погреш-ности, -объемные

пределы допуска-емой приведенной основной погреш-ности

пределы допуска-емой относитель-ной погрешности

image

Газоанали-затор сум-мы горю-чих газов

«ОКА-92М»

0,5–

10,0


25

–

Диффузи-онный

От -20

до +40

–

820

image

Индивиду-альный автомати-ческий газосигна-лизатор ИГС-3К

0,5–2,0


–

Термохи-мический

Диффузи-онный

От -20

до +40

6

2000

Примечание – Прочерки в ячейках таблицы означают отсутствие данных на момент введения в дей-ствие настоящего стандарта.


41


СТО Газпром 031-2007

42

Таблица А.2 – Метрологические и технические характеристики средств измерения объема газовой среды

Наименование СИ

Метрологические характеристики средств измерений объема газовой среды

Технические характеристики средств измерений

Изготовитель

Диапазон измерений, м3/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности 

Принцип действия

Цена деле-ния млад-шего раз-ряда, м/с (чувстви-тельность, м3/ч)

Диапазон рабочих температур,

С

Масса, г


1 Счетчик газа

УБСГ 002

0,16-25,00

±3,0 -в диапазоне рас-ходов Qmin < Q < 10 Qmin;

±1,5 -в диапазоне 10 Qmin < Q < 10 Qmax

Принцип действия счетчика заключается в измерении времени распространения ультразвукового сиг-нала по потоку газа и против потока газа

(0,032)

От -40 до +50

3000

ООО «ТД «Автоматика».

Адрес: 214031,

г. Смоленск, ул. Индуст-риальная, 9.

Тел./факс: (4812) 61-16-75

www.tdautomatika.ru/ cont.htm

2 Расходомер-счетчик газа ВРСГ-1

0,16-25,00

Предел относительной погрешности измерения объема рабочего газа, приведенного к нор-мальным условиям: не более ±1‚3 -

Измерение частоты образования вихрей‚ возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела

0‚1

От -35 до +50

15000

ООО фирма «Инкор».

Адрес: 607220, Нижегородская обл.,

г. Арзамас, пр. Ленина, 125.

Тел./факс: +7 (83147)

6-15-80 офисный.

Мобильный:

+7-920-250-7635.

Электронная почта: sales@apz.ru

3 Счетчик газа СГ16МТ

СГ16МТ-100-30-С

10-100

±2 -

Использование энергии потока газа для вращения чувствительного элемента счетчика – турбинки

0,1

От -40 до +50

5000

СГ16МТ-100-30-С (2;4)

8-160

±2 -

0,05

4 Ротационный счетчик газа RVG 16-65

0,5-100

Основная относительная погрешность счетчика:

±2 -

Вытеснение строго определенного объе-ма газа вращающи-мися роторами

(0,1)

От -30 до +70

15000

–


СТО Газпром 031-2007

43

Продолжение таблицы А.2



Наименование СИ

Метрологические характеристики средств измерений объема газовой среды

Технические характеристики средств измерений

Изготовитель

Диапазон измерений, м3/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности 

Принцип действия

Цена деле-ния млад-шего раз-ряда, м/с (чувстви-тельность, м3/ч)

Диапазон рабочих температур,

С

Масса, г

5 Электроаспиратор ПУ-1ЭП

Не более 24

±5 -

Измерение постоянного перепада давления с преобразованием измеряемой величины в различного вида выходные сигналы

–

От -10 до +40

4000

«MEDLEX».

Адрес: 350010, г. Краснодар,

ул. Зиповская, 5, корп. 33.

Телефон: (861) 2-791-000,

2-523-521, 2-522-585

www.medlex.ru/compa-ny/contacts/

6 Электроаспиратор ОП-280-ТЦ

0,03-0,24

±5 -

Измерение постоянного перепада давления с преобразованием измеряемой величи-ны в различного вида выходные сигналы

–

От -10 до +40

4000

7 PROline Prowirl

3-19700

<1 -

Измерение частоты образования вихрей‚ возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела

–

–

–

ЗАО «Автоматика-Север» (Санкт-Петербург) – поставщик современных систем и средств автоматизации для всех отраслей промышленности.

E-mail: as@avtsev.spb.ru. http://www.avt.com.ru/


СТО Газпром 031-2007

44

Окончание таблицы А.2



Наименование СИ

Метрологические характеристики средств измерений объема газовой среды

Технические характеристики средств измерений

Изготовитель

Диапазон измерений, м3/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности 

Принцип действия

Цена деле-ния млад-шего раз-ряда, м/с (чувстви-тельность, м3/ч)

Диапазон рабочих температур,

С

Масса, г

8 Расходо-меры-счетчики газа, ТУРГАС

ПРГ-100

20-100

±1 -

Использование энергии потока газа для вращения чувствительного элемента счетчика – турбинки

–

–

12000

ООО «ПКФ «Теплогаз-Центр».

Адрес: Москва, Ленинградский пр., д. 35.

Тел./факс: (495) 937-63-43

http://www.tg-c.ru

ПРГ-200

40-200

±1,5 -

–

–

20000

9 Счетчик газа РГ

ПГ-К-40

3-60

±2,5 -

Вытеснение строго определенного объема газа вращающимися роторами

–

–

12000

ООО «ВАРТ».

Адрес: ул. А. Невского, д. 34, 69067, Запорожье, Украина.

Тел.: +380 (612) 340383,

тел/факс: 490217

Е-mail: vart@comint.net

ПГ-К-100

6-125

±1,5 -

–

–

28500

Примечание – Прочерки в ячейках таблицы означают отсутствие данных на момент разработки настоящего стандарта.


СТО Газпром 031-2007

45

Таблица А.3 – Метрологические и технические характеристики средств измерения скорости газового потока.

Наименование СИ

Измеряе-мый параметр

Метрологические характеристики средств измерений скорости газового потока

Технические характеристики средств измерений

Координаты

Диапазон измерений, м3/ч

Пределы основной допускаемой погрешности:

Первич-ный преобра-зователь

Цена деления млад-шего разряда, м/с (чувствительность, м/с)

Время непре-рывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допускаемой абсолютной основной погрешности

пределы допускаемой относительной погрешности

1 Анемометр переносной рудничный АПР-2

Скорость, м/с

0,1-20,0

Δ

±(0,1+0,05V)

Крыль-чатка, термо-сенсор

0,05

(0,01 в диапазо-не измерений от 0,2 до 1,99)

700

600

ИГТМ НАНУ,

Украина,

г. Днепропетровск http://ecotechinvest. narod.ru

Температура,

С

От +5 до +60

 (0,1 в диапазоне

измерений от 2,0

до 20,0)

2 Анемометр

«Электронстан-дарта» МЭС-200

Скорость, м/с

0,1-20,0

Δ

±(0,5+0,05V)

Крыль-чатка, термо-сенсор

–

–

12-5

±600

 ОАО «РНИИ

«ЭЛЕКТРОНСТАН-

ДАРТ». Адрес: 196143, Санкт-Петербург, пл. Победы, 2; www.elstandart.spb.ru. (Администрация: тел. +7 (812)

373-33-81, 373-03-68,

факс +7 (812) 373-

52-53).

Е-mail: info@elstan-dart.spb.ru

Температура,

С

От -20 до +60

–

–


СТО Газпром 031-2007

46

Продолжение таблицы А.3



Наименование СИ

Измеряе-мый параметр

Метрологические характеристики средств измерений скорости газового потока

Технические характеристики средств измерений

Координаты

Диапазон измерений, м3/ч

Пределы основной допускаемой погрешности:

Первич-ный преобра-зователь

Цена деления младшего разря-да, м/с (чувстви-тельность, м/с)

Время непре-рывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допускаемой абсолютной основной погрешности

пределы допускаемой относительной погрешности

3 Анемометр портативный акустический АПА-1

Скорость, м/с

0,02-30,00


От -40 до +60

Термо-сенсор

–

–

8

675

Лаборатория средств аэрологического контро-ля SiR Sensor основана на базе кафедры электротех-ники Московского госу-дарственного горного университета. Адрес: 119991, Москва, Ленин-

ский пр-т, д. 6, оф. 231.

Тел: (495) 236-9531

Факс: (495) 237-9467

Электронная почта: lab @sirsensor.ru

4 Анемометр малых скоростей АМС-02

Скорость ветра, м/с

0,1-30,0


±(0,1+0,05V) м/c

Крыль-чатка

–

0,1

–

500

Научно-производствен-ное предприятие «КРАН-СЕРВИС».

Адрес: Россия, 142608, г. Орехово-Зуево, ул. Ива-

нова, д. 6. Тел./факс (с 9.00 до 18.00 по моск.)

8 (0964) 23-41-47, для

Московской области и Москвы код 8 (24)


СТО Газпром 031-2007

47

Окончание таблицы А.3



Наименование СИ

Измеряе-мый параметр

Метрологические характеристики средств измерений скорости газового потока

Технические характеристики средств измерений

Координаты

Диапазон измерений, м3/ч

Пределы основной допускаемой погрешности:

Первич-ный преобра-зователь

Цена деления младшего разря-да, м/с (чувстви-тельность, м/с)

Время непре-рывной работы, ч

Масса, г

Δ

пределы допускаемой абсолютной основной погрешности

пределы допускаемой относительной погрешности

5 Электронный анемометр ТАММ-20

Скорость, м/с

0,02-30,00


±(0,05+0,06V)

Термо-сенсор

–

–

–

1500

ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» Aдрес: 620100,

г. Екатеринбург, а/я 760, Тел./факс: (343)

358-92-23; 233-15-10, 350-

21-68.

Е-mail: andronik@r66.ru


Температура,

С

От -5 до +100


±1

Термо-пары

–

–

–

6 Термоане-мометр-термометр микропроцес-сорный ТТМ-2

Скорость ветра, м/с

0,01-50,00


±5

Термо-сенсор

–

0,01

10

600

Открытое акционерное общество «Практик-НЦ». Адрес: 124460, Москва,

Зеленоград, а/я 13, ОАО «Практик-НЦ» Тел/факс: (495)

531-10-00, 531-77-00,

531-76-76. Тел. 506-58-35,

506-40-21, 505-42-22.

E-mail: pnc@pnc.ru

Температура,

С

От -40 до +60


±1

Термо-пары

–

0,1

20

Примечание – Прочерки в ячейках таблицы означают отсутствие данных на момент разработки настоящего стандарта.

СТО Газпром 031-2007


Таблица А.4 – Типовой перечень СИ измерения концентраций метана в продуктах сгорания

Тип прибора

Принцип измерения

Метрологические и технические характеристики

наименование

 численное значение

и размерность

Газоанализатор Testo-350S

Пламенно-ионизационный

Разрешение

10 млн-1

Диапазон измерения концентрации метана

100-40000 млн-1

Погрешность

< 10 -от измеренного значения

Масса

 3,2 кг

Газоанализатор многофункциональный ПГА-М-31

Оптический

Диапазон измерения концентрации СН4

0-7000 мг/м3

Время установления показаний

Не более 30 с

Рабочий диапазон температур

От -30 до +40 С

Время непрерывной работы без подзарядки аккумулятора

8 ч

Габариты

285х125х140 мм

Масса

 2,5 кг

Газовый хроматограф Сhrom-5

Газовая хроматография

Пределы измерения концентрации СН4

0100 -об.

Примечание – Для отбора проб могут применяться другие СИ с характеристиками, удовлетворяющими приведенным в таблице.


48

СТО Газпром 031-2007


Приложение Б (обязательное)


Рабочие протоколы исследовательской группы о результатах обнаружения и измерения эмиссий природного газа (метана)

Рабочий протокол № 1 – Общие сведения (с примером заполнения)


Дочернее общество

ООО «Пермтрансгаз»

Структурное подразделение дочернего общества

ЛПУ МГ

Технологический объект

КС № 1, КЦ № 1

Технологический узел

Узел очистки технологического газа

Дата проведения измерений

07.06.2004 г.


Наименование обследованного технологического узла и оборудования

Узел очистки технологического газа

Арматура

Свечи

Состав группы специалистов, выполнивших измерения (Ф.И.О.)

Иванов И.И. Петров И.И.

Сидоров М.М. Николаев А.А.

Количество скринингов (поисков утечек)

Более 1200 ед. арматуры

20

Количество обнаруженных утечек

4 утечки

(Рабочий протокол № 2)

1 утечка

(Рабочий протокол № 4)

Количество утечек, параметры которых измерены

4 утечки, в том числе:

1 утечка (Рабочий протокол № 3.1);

3 утечки (Рабочий протокол № 3.2)

1 утечка

(Рабочий протокол № 4)

Примечание (комментарии):

Соответствующие установки (планы, чертежи и т.д.)

Схема узла очистки технологического газа

Подписи специалистов, выполнивших измерения


49


СТО Газпром 031-2007

50

Рабочий протокол № 2 – Арматура. Характеристики обнаруженных утечек природного газа (метана)


Место проведения измерений (наименование объекта номер/наименование технологического узла, цеха)

Объект № 1, КЦ № 1. Узел очистки технологического газа

Дата измерений: 07.06.2004 г.

Средства обнаружения утечки (измерения концентрации СН4 при обнаружении утечки)

Газоанализатор: Янски № J3, ПГА-200, ФП 11.2

Прочее: атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер обнару-женной утечки

Краткое описание обнаруженной утечки (наименование и номер по технологической схеме арматуры, места и причины утечки)

Условный проход, диаметр, Ду, мм

Давле-ние, Ру, атм

Концентрация метана при обнаружении утечки ССН4

Единицы измерения

Наименование прибора

Примечание


1

ФС-2, из-под обшивки кожуха крана 102-55

100

75

3,1

-об.

ФП 11.2

Утечка измерена И1(1). Результаты измерения приведены в Протоколе

№ 3.1


2

Дренажная линия СК-6, по штоку крана 102-41

200

75

4,8

-об.

ПГА200

Проведен замер И2 (2,3,4) группы утечек. Результаты измерения приведены в Протоколе

№ 3.2


3

Дренажная линия СК-6, по штоку крана 102-42

200

75

4,9

-об.

ПГА-200


4

Дренажная линия СК-6, по шпильке крана 102-41

200

75

5,0

-об.

ПГА-200

Подписи специалистов, выполнивших измерения


СТО Газпром 031-2007

51

Рабочий протокол № 3.1 – Арматура. Характеристики измеренных параметров единичных утечек природного газа (метана)



Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла)

ООО «Пермтрансгаз», ЛПУ МГ КС № 1, КЦ № 1

Узел очистки технологического газа

Дата измерений: 07.06.2004 г.

Средства измерения параметров утечки

Газоанализатор GFG 1, газовый счетчик Термометр, барометр

Атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер измеренной утечки в соответствии с Протоколом № 2

Показание счетчика

Время замера

 ,ч

Температура газовой смеси tгв, С

Измеренная концентрация метана ССН4

Единицы измерения

Наименование газоанализатора

Примечание

начальное

nнач, м3

конечное

nкон, м3

И1 (1)

434,2

435,4

0,05

4,0

0,55

-объемные

GFG 1

Подписи специалистов, выполнивших измерения


СТО Газпром 031-2007

52

Рабочий протокол № 3.2 – Арматура. Характеристики измеренных параметров группы (нескольких) утечек природного газа (метана)


Место проведения измерений (наименование газопровода,

отметка трассы, номер кранового узла)

ООО «Пермтраснгаз», ЛПУ МГ КС № 1, КЦ № 1

Узел очистки технологического газа

Дата измерений: 07.06.2004 г.

Средства измерения параметров утечки

Газоанализатор: Янски № J1, GFG 1, Термоанемометр МК-2

Атмосферное давление 0,1022 МПа

Номер измеренной утечки в соответствии с Протоколом № 2

Скорость газовой смеси гв, м/с

Диаметр патрубка в измерительном сечении dвн, мм

Tемпература газовой смеси tгв,

°C

Измеренная концентрация

,

метана ССН4

-об.

Наименование газоанализатора

Примечание

И2 (2,3,4)

6,9

200

4,5

0,3

GFG-1

Подписи специалистов, выполнивших измерения


СТО Газпром 031-2007

53

Рабочий протокол № 4 – Свечи. Характеристики обнаруженных и измеренных утечек природного газа (метана)


Место проведения измерений (наименование газопровода,

отметка трассы, номер кранового узла)

ООО «Пермтрансгаз», ЛПУ МГ КС № 1, КЦ № 1

Узел очистки технологического газа

Дата измерений: 07.06.2004 г.

Средства измерения параметров утечки

Газоанализатор ФП 11.2, GFG 1, Термоанемометр МК-2

Атмосферное давление 0,1022 МПа



Номер утечки, обнаруженной и/или измеренной

Наименование и номер свечи по техноло-гической схеме

Диаметр патрубка в измерительном сечении dвн, мм

Скорость газовой смеси гв, м/с

Tемпература газовой смеси tгв,

°C

Измеренная концентрация

,

метана ССН4

-об.

Наименование газоанализатора

Примечание

с1 (Ис1)

ФС-1, свеча стравливания 102-25

50

0,1

4,5

0,5

ФП 11.2

Утечка измерена (Ис1)

Подписи специалистов, выполнивших измерения

Приложение В (обязательное)


Типовой перечень регистрируемых и измеряемых параметров эксплуатации газоперекачивающих агрегатов


Наименование параметра

Обозначение

Единица измерения

Примечание

Барометрическое давление

Pa

МПа

Данные метеостанции или барометр-анероид

Температура атмосферного воздуха

tа

С

Система автоматизированного управления агрегата

Относительная влажность атмосферного воздуха

-

Данные метеостанции

Температура воздуха на входе в компрессор

t3

С

Система автоматизированного управления агрегата.

При отсутствии замера рассчитывается по формуле t3 = tа + 2,5 С

Температура отработавших газов в штатной точке измерения

tшт

С

Система автоматизированного управления агрегата

Частота вращения компрессора высокого давления

nвд

об/мин

То же

Частота вращения компрессора низкого давления

nнд

об/мин

--"--

Частота вращения силовой турбины

nст

об/мин

--"--

Избыточное давление воздуха за компрессором высокого давления

Р4

МПа

--"--

Объемные доли или процентное содержание компонент отходящих газов:

метан

СН4

ppm

Переносной газоанализатор или отбор проб для дальнейшего анализа в лабораторных условиях

кислород

 О2 - --"--

Примечание – В качестве штатной точки измерения температуры отработавших газов могут быть использованы сечения перед турбиной высокого давления, перед или после силовой турбины и др.


54


Приложение Г (справочное)


Технологическая схема узла очистки технологического газа


Г 700


image

Вход газа в КЦ



102-24

102-06

ПК -6

Г 1400


102-13 102-14

ПК -1


dу -50-заглушка



Г 700


ПУ-6

102-54

или СК-6


102-23

102-44

К 150

Прибор


102-01

люк


ПУ-1

37

102-32

38

102-79

или СК-1

Продувка

Прибор



Г 50

102-41 102-42

102-53

К 1000


Г 700

37А

102-31

38А

102-43

dу -50



102-30

ФС-6


Г 700 102-12

102-77 102-78

102-66

43

dу -15


102-25

КИП


102-68

ФС-1

dу -70-заглушка


dу -25


В систему сбора конденсата



55

к ГПА


Г 1000


102-65

К 200

СТО Газпром 031-2007

К 200

102-07

102-67

39А 39

43А

102-55


102-56

В систему сбора конденсата

А Б


Отбор газа к БПТГ


ПУ

Пылеуловитель

ПК

Предохранительный клапан

102-44

Технологический номер оборудования

СК

 Скруббер

КЦ

Компрессорный цех

dу -70

Размер внутреннего диаметра оборудования

ФС

Фильтр-сепаратор

БПТГ

Блок подготовки топливного газа

Г 700

Газопровод внутреннего диаметра 700

КИП

Контрольно-измерительные приборы

ГПА

Газоперекачивающие агрегаты

К 200

Конденсатопровод внутреннего диаметра 200

Приложение Д (рекомендуемое)


Примеры расчета объемов утечек природного газа (метана) от арматуры и свечей

Д.1 Пример расчета объема единичной утечки природного газа (метана) от арматуры. Утечка обнаружена из-под обшивки кожуха крана 102-55 ФС-2.

Определяют расход газовой смеси по формуле (12.1)

кон нач 3

n  n 435, 4  434, 2

Q    24,0 м /ч,

image

1(г) 

0,05


где nкон = 435,4 м3 – конечное показание счетчика;

nнач = 434,2 м3 – начальное показание счетчика;

 = 3 мин = 0,05 ч – период времени, в течение которого проводилось измерение.

Рассчитанный объем газовой смеси приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и

Р = 0,1013 МПа) по формуле (12.6)


Qо  Q

 273  В


24  24,0

273 0,1022


24 564,5 м3/сут,

1(г) 1(г)

image image

0,1013 (273  tг) 0,1013 (273 4)

где Q1(г) = 24,0 м3/ч – рассчитанный расход газовой смеси;

В = 0,1022 МПа – барометрическое давление в период измерений;

tг = 4,0 С – температура газовой смеси в период измерений.

Объем единичной утечки метана, приведенный к нормальным условиям, вычисляют по формуле (12.2)

1(СН ) 1(г) СН

Qо  Qo  С /100  564,5 0,55 /100  3,1 м3 /сут,

4 4


где

Q

o 1(г)

 564,5 м3/сут

  • рассчитанный объем газовой смеси единичной утечки, приведен-

    ный к нормальным условиям;

    CСН4  0,55 -об.

  • концентрация метана в газовой смеси.


Д.2 Пример расчета объема группы (нескольких) утечек природного газа (метана) от арматуры

При измерении суммарного объема нескольких утечек природного газа (метана) от арматуры расход газовой смеси вычисляют (как произведение численных значений площади измерительного сечения и скорости потока в этом сечении) по формуле (12.3):

вн

 d 2


2 2 3

image

Q2(г) 

4 2(г)  0,785 dвн 2(г) 3600  0,785  0,2

 6,9  3600

 779,9 м / ч,


56

где  = 3,14;

dвн = 0,2 м – внутренний диаметр патрубка в измерительном сечении А–А;

2(г) = 6,9 м/с – среднее значение скорости газового потока в измерительном сечении А–А.

Рассчитанный объем газовой смеси приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и

Р = 0,1013 МПа) по формуле (12.6)


Qо  Q

 273  В


24  779,9

273 0,1022


24  18313,68 м3 / сут,

2(г) 2(г)

image image

0,1013 (273  tг) 0,1013  (273 4,5)

где Q2(г) = 779,9 м3/ч – рассчитанный расход газовой смеси;

В = 0,1022 МПа – барометрическое давление в период измерений;

tг = 4,5 С – температура газовой смеси в период измерений.

Объем утечки метана, приведенный к нормальным условиям, вычисляют по форму-ле (12.2)

2(СН ) 2(г) СН

Qо  Qo  С /100  18313,68 0,5 /100  3,82 м3 / сут,

4 4


где

Q

o 2(г)

 18313,68 м3 / сут

  • рассчитанный объем газовой смеси, приведенный к нормаль-

    ным условиям;

    CСН4  0,5 -об.


  • концентрация метана в газовой смеси.



    Д.3 Пример расчета объема утечки природного газа (метана) от свечи

    Утечка обнаружена на свече крана № 103-33. Выход АВО газа, 1 секция.

    Расход газовой смеси вычисляют (как произведение численных значений площади измерительного сечения и скорости газового потока в этом сечении) по формуле (12.3)

     d

    2

    св.вн


    2 2 3

    image

    Q3(г)  4

    где  = 3,14;

    3(г)  0,785 dсв.вн  3(г) 3600  0,785 0,05

     0,1  3600

     0,706 м / ч,

    dсв.вн = 0,05 м – внутренний диаметр свечи;

    3(г) = 0,1 м/с – скорость газового потока в устье свечи.

    Рассчитанный объем газовой смеси приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и

    Р = 0,1013 МПа) по формуле (12.6)


    Qо  Q

     273  В


    24  0,706

    273 0,1022


     24  16,56 м3 / ч,


    где

    3(г) 3(г)


    Q3(г)  0,706 м3/ч

    image image

    0,1013 (273  tг) 0,1013  (273 4,5)

  • рассчитанный расход газовой смеси;

В = 0,1022 МПа – барометрическое давление в период измерений;

tг = 4,5 С – температура газовой смеси в период измерений.

57

Объем утечки метана от свечи, приведенный к нормальным условиям, вычисляют по формуле (12.2)

3(СН ) 3(г) СН

Qо  Qo  С /100  16,56 74,5 /100  12,33 м3 / сут,

4 4


где

Q

o 3(г)

 16,56 м3 / сут

– рассчитанный объем газовой смеси, приведенный к нормальным

условиям;

CСН4  74,5 -об. – концентрация метана в газовой смеси.



58

Библиография


[1] Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» (в ред. ФЗ от 09.05.2005 г. № 45-ФЗ)

[2] Аннотированный справочник методик выполнения измерений концентраций загряз-няющих веществ в выбросах промышленных предприятий – НИИ «Атмосфера». – Санкт-Петербург, 2006.


[3] Федеральный природоохранный нормативный документ

ПНД Ф 13.1:2:3.23-98

Методика выполнения измерений массовой концен-трации предельных углеводородов С1–С5 и непредель-ных углеводородов (этена, пропена, бутенов) в атмо-сферном воздухе, воздухе рабочей зоны и промышлен-ных выбросах методом газовой хроматографии


[4] Федеральный природоохранный нормативный документ

ПНД Ф 13.1:2.22-98

Методика выполнения измерений объемной доли водорода, кислорода, азота, метана, оксида и диоксида углерода в воздухе рабочей зоны и промышленных выбросов методом газовой хроматографии


[5] Федеральный природоохранный нормативный документ

ПНД Ф 13.1:2:3.27-98

Методика выполнения измерений массовой концен-трации оксида углерода и метана методом реакцион-ной газовой хроматографии в атмосферном воздухе, воздухе рабочей зоны и промышленных выбросов


[6] Руководящий документ

ОАО «Газпром» РД 51-167-92

Временная инструкция по контролю вредных выбросов с уходящими газами котлоагрегатов малой и средней мощности, работающих на природном газе


[7] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.4-079-01

Методика определения расхода газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа


[8] Правила по метрологии ПР 50.2.019-96

ГСОЕИ. Количество природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков


[9] Правила по метрологии ПР 50.2.009-94 ГСИ

ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений


[10] Руководящий документ Госкомгидромета СССР РД 52.04.186-89

Руководство по контролю загрязнения атмосферы


[11] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-006-2000*

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов


[12] Правила Гостехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности



59

[13] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-069-2002*

Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов


[14] Ведомственные правила пожарной безопасности Минтопэнерго России ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности


[15] Строительные нормы и правила СНиП III-42-80

Магистральные газопроводы


60


image


ОКС 17.060, 75.180.30, 13.040.40


Ключевые слова: методика проведения измерений, технологическое оборудование, выбросы, природный газ, атмосфера, неорганизованные эмиссии, утечки, объемы, оценка, инструментальные измерения, расчеты, данные, методика, измерения, параметры, организо-ванные выбросы, метан


image


61



Корректура А.В. Казаковой, Е.М. Петровой

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой


image

Подписано в печать 14.09.2007 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 180 экз. Уч.-изд. л.6,6. Заказ 91


image

ООО «ИРЦ Газпром» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (095) 719-64-75, 719-31-17.


Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»