Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ от оборудования, установок и при выполнении технологических операций при добыче, транспорте и хранении газа

Главная Учебники - Газпром СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Страницы .. 1 2 3 ..

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ от оборудования, установок и при выполнении технологических операций при добыче, транспорте и хранении газа

Позиции по порядку расчета удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при эксплуатации различного технологического оборудования и при выполнении технологических операций на объектах добычи, транспорта и хранения газа приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Позиции по порядку расчета удельных выбросов ЗВ в атмосферу

при эксплуатации технологического оборудования и при выполнении технологических операций на объектах добычи, транспорта и хранения газа

Технологические объекты основного производственного назначения	Технологические объекты вспомогательного производственного назначения	Технологические объекты непроизводственного назначения
Порядок расчета удельных выбросов ЗВ газотурбинных ГПА по 8.2	Порядок расчета удельных выбросов ЗВ от факельных установок сжигания углеводородных смесей по 8.8	Порядок расчета параметров выбросов ЗВ от технологических объектов непроизводственного назначения определен в Перечне [4]
Порядок расчета удельных выбросов ЗВ от свечей дегазаторов ГПА по 8.3	Порядок расчета удельных выбросов ЗВ в атмосферу от дизельгенераторных установок по 8.9
Порядок расчета удельных выбросов паров углеводородов из маслобаков газотурбинных ГПА по 8.4	Порядок расчета удельных выбросов ЗВ в атмосферу от котлоагрегатов по 8.10
Порядок расчета удельных выбросов ЗВ в отработавших газах стационарных газомотокомпрессоров по 8.5	Порядок расчета удельных выбросов ЗВ от резервуаров складов ГСМ по 8.12
Порядок расчета удельных выбросов ЗВ с отходящими газами газотурбинной энергоустановки по 8.6
Порядок расчета удельных вредных выбросов в атмосферу от трубчатых нагревательных печей по 8.7
Порядок расчета удельных показателей залповых выбросов продувочных газов (углеводородов) в атмосферу по 8.13
Порядок учета трансформации оксидов азота в расчетах выбросов топливоиспользующего оборудования по 8.11

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

Расчет параметров выбросов загрязняющих веществ с отходящими газами эксплуатируемых газотурбинных ГПА выполняют по результатам экспериментальных замеров. Валовые выбросы ЗВ в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов с учетом удельных выбросов ЗВ с отходящими газами ГПА для штатной и модернизированной камер сгорания.

22
Концентрацию ЗВ (i компонента), приведенную к 15 % содержанию кислорода (по

объему), содержащуюся в 1 нм3 сухих продуктов сгорания при 0 С и 0,1013 МПа, то есть при-

веденную концентрацию C15

, мг/нм3, вычисляют по формуле

ГПА

C15  C

 20,95 15 ,

(8.2.1)

ГПА ГПА

где CГПА – концентрация ЗВ, мг/м3;

O

20,95  C

2

O

C – объемная концентрация кислорода в сухих продуктах сгорания, %.

2
Массовое количество выброса ЗВ с продуктами сгорания в единицу времени – мощность выброса МГПА, г/с, вычисляют по формулам:

MГПА  CГПА  Kв  Q2 103;

(8.2.2)

MГПА  0,832 103 

 C

,

Ne 15 ГПА

(8.2.3)

e

где Kв – коэффициент соотношения объемных расходов (сухого и влажного) продуктов сгорания;

Q2 – объемный расход сухих продуктов сгорания ГТУ (при 0 С и 0,1013 МПа), опре-

деляется в зависимости от абсолютного давления за компрессором и температуры перед компрессором ГТУ на эксплуатационном режиме, нм3/с.
Объемный расход топливного газа qтг, нм3/ч, вычисляют по формуле

3,6N

qтг 

e 106,

н

(8.2.4)

Qр е

р

где Qн – низшая теплота сгорания топлива, кДж/м3;

Nе – мощность газотурбинного привода, МВт;

е – эффективный КПД газотурбинного привода.
Массовый выброс ЗВ GГПА, т/год, вычисляют по формуле

GГПА  MГПА  3600 106,

(8.2.5)

где  – время работы источника выделения в течение года, ч.

В расчете нормативов выбросов ЗВ в атмосферу с отходящими газами газотурбинных ГПА используют удельные выбросы ЗВ на единицу топливного газа как основного технологического показателя по каждому типоразмеру ГПА с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332.

Удельные выбросы ЗВ вычисляют по уровню приведенной концентрации ЗВ в отходящих газах ГПА, мощности выброса ЗВ.

Нормативы выбросов ЗВ в атмосферу с отходящими газами газотурбинных ГПА по удельным выбросам ЗВ принимают с учетом индивидуальных норм расхода топливного газа на 1 кВт·ч политропной работы сжатия ГПА, приведены в таблице 8.2.

Таблица 8.2 – Индивидуальные нормы расхода топливного газа на 1 кВт·ч политропной работы сжатия газоперекачивающих агрегатов

Тип газоперекачивающего агрегата	Нормы расхода топливного газа, кгу.т /кВт·ч
ГТ-700-5	0,773
ГТК-5	0,719
Таурус-60	0,543
ГТ-6-750, ГТН-6	0,771
ГТ-750-6	0,692
ГТ-750-6М	0,557
ГПА-Ц-6,3	0,780
ГПА-Ц-6,3А	0,591
ГПА-Ц-6,3Б (6,3 МВт)	0,611
ГПА-Ц-6,3Б (8,0 МВт)	0,591
ГПА-Ц-6,3С	0,581
ГТК-10	0,656
ГТК-10М	0,532
ГПУ-10	0,675
ГТК-10И	0,710
ГТК-10ИР	0,528
ГПА-10 Урал	0,567
Коберра-182	0,669
ГПА-12Р Урал	0,513
ГПА-12 Урал	0,501
ГПА-16 Урал	0,467
ГПА-16Р Урал	0,480
ТН-16	0,656
ГТН-16М1	0,561
ГТНР-16	0,527
ГПА-Ц-18	0,599
ГПА-Ц-16	0,632
ГПА-16МЖ	0,619
ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С, Коберра 16МГ	0,511
ПЖТ-21С	0,478
ГПА-Ц-16АЛ	0,490
ГПА-16 Волга	0,465
ГТН-25	0,707
ГТН-25-1	0,542
ГТК-25И	0,658
ГТК-25ИР, ГТНР-25И (В)	0,502
ГТНР-25И (С)	0,490
ГПА-Ц-25, ГПА-25НК	0,490
ГПА-25Р Урал	0,430

Удельные выбросы ЗВ по приведенной концентрации ЗВ в отходящих газах ГПА:
- на единицу топливного газа mтг
, г/м3, вычисляют по формуле

ГПА

mтг

 27,8 103  C15 ,

(8.2.6)

ГПА ГПА

ГПА

где C15
- приведенная концентрация ЗВ, мг/м3, к 15 % содержания кислорода;
  - на единицу работы mN
    
    , г/кВт·ч, вычисляют по формуле
    
    ГПА
    
    m
    
    N ГПА
    
    С
    
    15
    
     3,0 103  ГПА ,
    
    e
    
    (8.2.7)
    
    где e – эффективный КПД газотурбинного привода, доли ед.
Удельные выбросы ЗВ по мощности выброса ЗВ в отходящих газах ГПА:
, г/м3, вычисляют по формуле

ГПА1

m

тг ГПА1

 3600MГПА ,

q

(8.2.8)

тг

где МГПА – мощность выброса ЗВ, г/с;

qтг – объемный расход топливного газа (при 20 С и 0,1013 МПа), м3/ч;

на единицу работы mN, г/кВт·ч, вычисляют по формуле

i1

mN  3,6Mi ,

(8.2.9)

N

i1

e

где Ne – мощность газотурбинного привода, МВт.

Удельные выбросы ЗВ с отходящими газами ГПА со штатной и модернизированной камер сгорания приведены в таблице 8.3.

Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации ГПА G1,

т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю (расход топливного газа) по формуле

G1  mтг qтг 106,

(8.2.10)

где qтг – расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации, м3/период.

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ от свечей дегазаторов газоперекачивающих агрегатов

Валовые выбросы ЗВ в атмосферу от свечей дегазаторов ГПА за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов паров мас-

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Таблица 8.3 – Удельные выбросы загрязняющих веществ с отходящими газами газоперекачивающих агрегатов

Наименования показателей

Обозначения

Размерность

Типы газоперекачивающих агрегатов

Центавр Т-3002

Центавр T-4500

Центавр T-4700

Таурус60S

ГПА-4РМ

(двигатель ГТД-4РМ)

ГПА-4НК

(двигатель НК-126)

ГПА-4 Урал (двигатель Д-30-ЭУ-2)

ГТ-700-5

ГТК-5

ГТ-6-750

Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)

С-168Н

Солар

С-1607 GKА

Солар

С-3342 НАI

Солар

С402

Солар

47-71-1/151-

21-1C (НЗЛ)

Н48-61-1 КК

Н-300-1,23 УТМЗ

Мощность в станционных условиях

МВт

2,6

3,1

3,3

5,2

4,0

4,3

4,4

6,0

Эффективный КПД в станционных условиях

e

25,3

26,2

26,7

31,5

32,0

24,0

25,0

26,0

24,0

Расход топливного газа

qтг

м3/ч

1106,0

1254,0

1311,0

1778,0

1346,0

1795,0

1831,0

1824,0

2692,0

Gтг

кг/с

0,2

0,3

0,5

Температура продуктов сгорания на входе в турбину

1113,0

1177,0

–

1154,0

1270,0

–

973,0

1033,0

Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)

683,0

723,0

763,0

659,0

712,0

690,0

748,0

688,0

Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)

683,0

723,0

763,0

659,0

712,0

690,0

556,0

688,0

Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)

кг/с

16,5

18,2

18,5

21,7

22,0

18,2

28,1

45,5

47,5

м3/с

12,9

14,3

14,5

17,0

17,2

14,2

22,0

35,4

37,1

Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)

кг/с

16,5

18,2

18,5

21,7

22,0

18,2

28,1

45,5

47,5

м3/с

32,3

37,7

38,3

47,6

41,4

37,1

55,6

72,2

93,4

Концентрация в сухих продуктах сгорания:

оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)

CNOx

мг/м3

136–142,8

107,0–112,5

66,0–69,1

42,0–46,7

82,0–86,0

38,0–42,1

35,0–42,7

202,0–211,9

202,0–203,2

78,0–99,2

оксида углерода

CCO

мг/м3

49,0–51,3

50,0–52,5

51,0–53,7

25,0–28,0

82,0–86,0

38,0–42,1

29,0–35,6

74,0–77,8

74,0–74,6

58,0–362,4

Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):

оксидов азота

C15

NOx

мг/м3

195,0–204,8

150,0–157,5

90,0–94,5

50,0–55,0

130,0–136,5

50,0–55,0

60,0–66,0

490,0–514,5

135,0–171,0

оксида углерода

C15

мг/м3

70,0–73,5

30,0–33,0

130,0–136,5

50,0–55,0

180,0–189,0

100,0–625,0

Мощность выброса:

оксидов азота

MNOx

г/с

1,7–1,8

1,5–1,6

0,9–1,0

0,7–0,8

1,4–1,5

0,5–0,6

0,8–0,9

6,9–7,5

6,9–7,2

2,8–3,7

оксида углерода

MCO

г/с

0,6–0,7

0,7–0,8

0,4–0,5

1,4–1,5

0,5–0,6

0,7–0,8

2,6–2,8

2,5–2,6

2,1–13,4

Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:

оксидов азота

mтг

NOx

г/м3

5,4–6,0

4,2–4,6

2,5–2,8

1,4–1,6

3,6–3,9

1,4–1,6

1,7–1,9

13,6–14,7

13,6–14,2

3,8–4,9

оксида углерода

mтг

г/м3

2,0–2,2

2,0–2,1

0,8–1,0

3,6–3,9

1,4–1,6

5,0–5,4

5,0–5,2

2,8–18,0

Удельный выброс на единицу работы:

оксидов азота

NOx

г/кВт·ч

2,3–2,6

1,7–1,9

1,0–1,1

0,5–0,6

1,2–1,3

0,5–0,6

0,6–0,8

5,9–6,4

5,7–5,9

1,7–2,2

оксида углерода

г/кВт·ч

0,8–0,9

0,3–0,4

1,2–1,3

0,5–0,6

0,8–0,7

2,2–2,3

2,1–2,2

1,3–8,1

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГТ-750-6	ГТ-750-6М ДОН-1-3	ГТН-6	ГТН-6У	ГПА-Ц-6,3 (двигатель НК-12СТ)	ГПА-Ц-6,3А (двигатель Д-336)	ГПА-Ц-6,3С (двигатель ДТ-71)	ГПА-Ц-6,3Б (двигатель НК-14 СТ)	ГПА-Ц-8Б (двигатель НК-14 СТ)
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)			Н-370-17-1 НЗЛ	Н-370-17-1 НЗЛ	Н-6-56-2 УТМЗ	СПЧ Н-300-1,23 УТМЗ	Н-196 СМНПО	6,3 ГЦ-2 СМНПО	НЦ-6,3С/76-1,44 СМНПО	НЦ-6,3В/56-1,45 СМНПО	НЦ-8,0В/76-1,45 СМНПО
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	6,0	6,0	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	8,0
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	27,0	30,0	24,0	30,5	24,0	30,0	30,5	29,0	30,0
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	2393,0	2154,0	2827,0	2224,0	2827,0	2261,0	2224,0	2339,0	2872,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,4	0,4	0,5	0,4	0,5	0,4	0,4	0,4	0,5
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1023,0	1023,0	1033,0	1193,0	947,0	1280,0	1295,0	1190,0	1240,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	749,0	749,0	688,0	683,0	598,0	708,0	696,0	770,0	810,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	575,0	538,0	688,0	683,0	590,0	708,0	696,0	770,0	810,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	58,6	58,6	47,5	32,5	57,6	32,3	30,1	34,7	37,1
	Q2	м3/с	45,7	45,6	37,1	25,4	44,9	25,3	23,6	27,1	29,1
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	58,6	58,6	47,5	32,5	59,9	32,3	30,1	36,1	37,1
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	96,1	89,8	93,5	63,6	101,8	65,6	60,1	79,8	86,3
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	74,0–346,3	105,0–110,0	92,0–100,0	105,0–109,9	69,0–72,9	107,0–112,5	115,0–137,6	105,0–109,9	120,0–162,9
оксида углерода	CCO	мг/м3	45,0–153,2	33,0–34,1	150,0–157,8	105,0–109,9	149,0–167,6	214,0–257,1	229,0–252,4	209,0–219,7	239,0–263,4
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	180,0–841,0	290,0–304,5	150,0–163,0	150,0–157,5	140,0–147,0	150,0–157,5	150,0–180,0	150,0–157,5	150,0–204,0
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	110,0–372,0	90,0–94,5	245,0–257,3	150,0–157,5	300,0–338,0	300,0–360,0	300,0–330,0	300,0–315,0	300,0–330,0
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	3,3–15,8	4,8–5,0	3,3–3,7	2,6–2,8	3,1–3,3	2,6–2,8	2,6–3,2	2,7–3,0	3,3–4,7
оксида углерода	MCO	г/с	2,0–7,0	1,5–1,6	5,4–5,9	2,6–2,8	6,6–7,5	5,2–6,5	5,2–6,0	5,4–6,0	6,7–7,7
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	5,0–23,8	8,1–8,4	4,2–4,7	4,2–4,5	3,9–4,2	4,2–4,5	4,2–5,3	4,2–4,6	4,2–5,9
оксида углерода	mтг CO	г/м3	3,1–10,5	2,5–2,6	6,8–7,5	4,2–4,5	8,8–9,6	8,3–10,4	8,3–9,6	8,3–9,2	8,3–9,6
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	2,0–9,5	2,9–3,0	1,9–2,1	1,5–1,6	1,7–1,9	1,5–1,6	1,5–1,9	1,6–1,7	1,5–2,1
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	1,2–4,2	0,9–1,0	3,1–3,3	1,5–1,6	3,7–4,3	3,0–3,7	3,0–3,4	3,1–3,4	3,0–3,4

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	АГПУ-8 Волга (двигатель НК-14 СТ)	ГПА-Ц-10Б (двигатель НК-14СТ-10)	ГТК-10, ГТК-10М1, модернизация камеры сгорания ОАО «ОРМА», НПП «ЭСТ»/ НПФ «Теплофизика»	ГТК-10М2, модернизация камеры сгорания ОАО «ОРМА», НПП «ЭСТ»/ НПФ «Теплофизика»	ГТК-10М3, модернизация камеры сгорания ОАО «ОРМА», НПП «ЭСТ»/ НПФ «Теплофизика»
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)				НЦ-10Б/76-1,35 ОАО СМНПО
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	8,0	10,0	10,0	10,0	10,3
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	30,0	33,0	29,0	30,5	32,2
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	2872,0	3263,0	3713,0	3531,0	3445,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,5	0,6	0,7	0,7	0,6
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1240,0	1343,0	1053,0	1083,0	1083,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	810,0	780,0	793,0	823,0	823,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	810,0	780,0	575,0	564,0	547,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	37,1	37,1	85,4	85,4	85,3
	Q2	м3/с	29,1	29,2	66,5	66,5	66,4
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	37,1	37,1	85,4	85,4	85,3
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	86,3	83,4	140,1	137,4	133,0
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	120,0	137,0–325,2	80/27–351,0	74/25–203,8	74/25–157,7
оксида углерода	CCO	мг/м3	239,0	275,0–302,3	27/80–278,4	25/74–144,1	25/74–119,4
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	150,0	150,0–355,0	180/60–788,0	180/60–495,0	180/60–383,0
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	300,0	300,0–330,0	60/180–625,0	60/180–350,0	60/180–290,0
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	3,3	3,8–9,5	5,16/1,72–23,3	4,91/1,64–13,6	4,79/1,60–10,5
оксида углерода	MCO	г/с	6,7	7,6–8,8	1,72/5,16–18,5	1,64/4,91–9,6	1,60/4,79–7,9
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,2	4,2–10,5	5,00/1,67–22,6	5,00/1,67–13,8	5,00/1,67–10,9
оксида углерода	mтг CO	г/м3	8,3	8,3–9,7	1,67/5,00–17,9	1,67/5,00–9,8	1,67/5,00–8,3
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,5	1,4–3,4	1,86/0,62–8,4	1,77/0,59–4,9	1,68/0,56–3,7
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	3,0	2,7–3,2	0,62/1,86–6,7	0,59/1,77–3,5	0,56/1,68–2,8

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГПУ-10 (двигатель ДР-59)	ГТК-10И (двигатель MS-3002)	ГТК-10ИР (двигатель MS-3002)	ГПА-10МН70 (двигатель ДН-70)	PGT-10	ГПА-10 Урал, ГПА-10 ПХГ Урал (двигатель ПС-90ГП-3)	ГПА-12 Урал (двигатель ПС-90ГП-1)	ГПА-12Р Урал (двигатель ПС-90ГП-1)
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)			370-18-1 НЗЛ	РСL-802/24 Нуово Пиньоне	РСL-802/24 Нуово Пиньоне	235-21-1 НЗЛ	РСL-603-2/24 Нуово Пиньоне	108-41-1 КК	295-21-1Л КК	СПЧ 235-1,45/76 КК
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	10,0	10,3	9,5	10,0	10,0	10,0	12,0	12,0
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	27,6	25,9	33,0	35,0	31,6	31,4	34,0	34,0
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	3905,0	4282,0	3100,0	3077,0	3421,0	3429,0	3801,0	3801,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,7	0,8	0,6	0,6	0,6	0,6	0,7	0,7
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1058,0	1216,0	1227,0	1456,0	1343,0	1248,0	1353,0	1353,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	623,0	806,0	816,0	739,0	745,0	749,0	813,0	813,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	603,0	806,0	626,0	739,0	745,0	749,0	813,0	813,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	81,5	51,8	52,1	36,2	42,3	43,9	47,0	47,0
	Q2	м3/с	63,5	40,6	40,7	28,4	33,2	34,4	36,8	36,8
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	86,7	51,8	52,1	36,2	42,3	43,9	47,0	47,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	140,3	119,9	93,3	76,8	90,6	94,4	109,6	109,6
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	69,0–101,8	199,0–209,0	141,0–232,6	88,0–92,6	125,0–128,9	82,0–106,0	125,0–128,9	125,0–131,0
оксида углерода	CCO	мг/м3	29,0–47,5	52,0-54,5	92,0–151,7	88,0–92,6	83,0–436,8	82,0–85,6	83,0–87,4	83,0–87,4
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	145,0–212,5	230,0–241,5	230,0–241,5	100,0–105,0	150,0–155,0	100,0–130,0	150,0–155,0	150,0–157,5
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	60,0–99,2	60,0-63,0	150,0–157,5	100,0–105,0	100,0–525,0	100,0–105,0	100,0–105,0	100,0–105,0
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	4,4–6,5	7,6–8,5	5,5–9,5	2,4–2,6	4,0–4,3	2,7–3,6	4,4–4,7	4,4–4,8
оксида углерода	MCO	г/с	1,8–3,0	2,0–2,2	3,6–6,2	2,4–2,6	2,6–14,5	2,7–2,9	2,9–3,2	2,9–3,2
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,0–6,0	6,4–7,1	6,4–11,0	2,8–3,1	4,2–4,5	2,8–3,8	4,2–4,5	4,2–4,6
оксида углерода	mтг CO	г/м3	1,8–2,8	1,7–1,9	4,2–7,2	2,8–3,1	2,8–15,3	2,8–3,1	2,8–3,0	2,8–3,0
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,6–2,3	2,7–3,0	2,1–3,6	0,9–1,0	1,4–1,5	1,0–1,3	1,3–1,4	1,3–1,4
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	0,7–1,1	0,7–0,8	1,4–2,3	0,9–1,0	1,0–5,2	1,0–1,1	0,9–1,0	0,9–1,0

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГПА-Ц-12Р Урал (двигатель ПС-90ГП-1)	Коберра-182 (двигатель Эйвон)	ГТН-16	ГПУ-16 (двигатель ДЖ-59)	ГПА-Ц-16 (двигатель НК-16СТ	ГПА-16МЖ (двигатель ДЖ-59)	Коберра 16МГ (двигатель ДГ-90)	ГПА-16МГ (двигатель ДГ-90)
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)				RF2ВВ-30 Купер-Бессемер		НЦ-16/76-1,44 СМНПО	НЦ-16 СМНПО
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	12,0	12,9	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	34,0	27,5	29,0	30,0	27,4	30,0	34,0	34,0
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	3801,0	5051,0	5941,0	5748,0	6270,0	5748,0	5068,0	5068,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,7	0,9	1,1	1,1	1,2	1,1	0,9	0,9
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1353,0	1160,0	1193,0	1135,0	1130,0	1135,0	1343,0	1343,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	813,0	684,0	681,0	631,0	685,0	631,0	703,0	703,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	813,0	684,0	681,0	631,0	685,0	631,0	703,0	703,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	47,0	77,6	86,1	97,6	103,0	97,6	70,0	70,0
	Q2	м3/с	36,8	60,7	67,4	76,2	80,5	76,2	54,8	54,8
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	47,0	77,6	86,1	97,6	103,0	97,6	70,0	70,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	100,3	152,1	168,1	176,2	202,0	176,2	141,1	141,1
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	125,0–133,9	133,0–139,4	179,0–187,5	89,0–108,8	95,0–132,4	89,0–107,7	112,0–117,8	112,0–364,2
оксида углерода	CCO	мг/м3	83,0–85,6	139,0–146,4	200,0–364,3	48,0–50,1	189,0–529,4	48,0–53,7	224,0–235,6	224,0–235,6
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	150,0–164,3	200,0–210,0	250,0–262,5	150,0–182,3	150,0–210,0	150,0–180,5	150,0–157,5	150,0–487,0
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	100,0–105,0	210,0–220,5	280,0–510,0	80,0–84,0	300,0–840,0	80,0–90,0	300,0–315,0	300,0–315,0
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	4,4–4,9	7,8–8,5	11,8–12,6	6,7–8,3	7,3–10,7	6,7–8,2	5,9–6,5	5,9–20,0
оксида углерода	MCO	г/с	2,9–3,1	8,2–8,9	12,9–24,6	3,6–3,8	14,5–42,6	3,6–4,1	11,8–12,9	11,8–12,9
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,2–4,7	5,6–6,0	7,0–7,7	4,2–5,2	4,2–6,1	4,2–5,1	4,2–4,6	4,2–14,2
оксида углерода	mтг CO	г/м3	2,8–3,0	5,8–6,3	7,8–14,9	2,2–2,4	8,3–24,5	2,2–2,6	8,3–9,2	8,3–9,2
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,3–1,5	2,2–2,4	2,6–2,8	1,5–1,9	1,6–2,4	1,5–1,8	1,3–1,5	1,3–4,5
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	0,9–1,0	2,3–2,5	2,9–5,5	0,8–0,9	3,3–9,6	0,8–0,9	2,7–2,9	2,7–2,9

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГПА-Ц-16С (двигатель ДГ-90 со штатной/малоэмиссионной камерой сгорания)	ГТН-16М-1	ГПА-16 Урал (двигатель ПС-90ГП-2)	ГПА-16Р Урал (двигатель ПС-90ГП-2)	Коберра 16Р Урал (двигатель ПС-90ГП-2)	ГПА-Ц-16Р Урал (двигатель ПС-90ГП-2)
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)			ГПА Ц-16С (ГПА-Ц-1-16 С/85-1,5 СМНПО) ГПА-Ц-16СД (ГПА-Ц-16СД/76-1,44 СМНПО)	395-21-1 НЗЛ	398-21-1Л КК	СПЧ 235/1,45/76-5300 КК
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	34,0	31,0	36,3	36,3	36,3	36,3
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	5068,0	5558,0	4746,0	4746,0	4746,0	4746,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,9	1,0	0,9	0,9	0,9	0,9
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1343,0	1193,0	1400,0	1400,0	1400,0	1400,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	703,0	693,0	813,0	813,0	813,0	813,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	703,0	693,0	813,0	813,0	813,0	813,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	70,0	84,9	60,3	60,3	60,3	60,3
	Q2	м3/с	54,8	66,4	47,3	47,3	47,3	47,3
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	70,0	84,9	60,3	60,3	60,3	60,3
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	141,1	168,6	140,8	140,8	140,8	140,8
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	112/60–164,5	102,0–107,2	122,0–150,8	122,0–176,9	122,0–128,4	122,0–128,4
оксида углерода	CCO	мг/м3	224/112–411,3	204,0–214,4	82,0–85,6	82,0–85,6	82,0–85,6	82,0–85,6
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	150/80–220,0	150,0–157,5	150,0–185,0	150,0–217,0	150,0–157,5	150,0–157,5
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	300/150–550,0	300,0–315,0	100,0–105,0	100,0–105,0	100,0–105,0	100,0–105,0
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	5,9/3,1–9,0	6,4–7,1	5,5–7,1	5,5–8,4	5,5–6,1	5,5–6,1
оксида углерода	MCO	г/с	11,8/5,9–22,5	12,9–14,2	3,7–4,0	3,7–4,0	3,7–4,0	3,7–4,0
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,2/2,2–6,4	4,2–4,6	4,2–5,4	4,2–6,3	4,2–4,6	4,2–4,6
оксида углерода	mтг CO	г/м3	8,3/4,2–16,0	8,3–9,2	2,8–3,1	2,8–3,1	2,8–3,1	2,8–3,1
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,3/0,7–2,0	1,5–1,6	1,2–1,6	1,2–1,9	1,2–1,4	1,2–1,4
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	2,7/1,3–5,1	2,9–3,2	0,8–0,9	0,8–0,9	0,8–0,9	0,8–0,9

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГПУ-16Р Урал (двигатель ПС90ГП-2)	ГПА-Ц-16 НК-38 (двигатель НК-38СТ)	ГПА-16 Волга (двигатель НК-38СТ)	ГПА-Ц-16АЛ (двигатель АЛ-31СТ со штатной/малоэмиссионной камерой сгорания)	PGT-21S (двигатель АЛ-31СТ )	ГПА-16 Нева (двигатель АЛ-31СТ)
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)				НЦ-16 СМНПО	НЦ-16-76/1,44 НИИ «Турбокомпрессор»			395-24-1 НЗЛ
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	36,3	36,5	36,5	35,5	35,5	35,5
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	4746,0	4720,0	4720,0	4853,0	4853,0	4853,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1400,0	1456,0	1456,0	1440,0	1440,0	1440,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	813,0	721,0	721,0	763,0	763,0	763,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	813,0	721,0	721,0	763,0	763,0	763,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	60,3	54,6	54,6	65,4	65,4	65,4
	Q2	м3/с	47,3	42,8	42,8	51,2	51,2	51,2
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	60,3	54,6	54,6	65,4	65,4	65,4
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	140,8	113,1	113,1	143,2	143,2	143,2
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	122,0–128,4	135,0–379,4	135,0–392,0	115/88–186,6	115,0–152,9	88,0–88,3
оксида углерода	CCO	мг/м3	82,0–85,6	135,0–141,6	135,0–633,9	229/229–240,9	229,0–240,9	229,0–240,9
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	150,0–157,5	150,0–422,0	150,0–436,0	150/110–244,0	150,0–200,0	110,0–115,5
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	100,0–105,0	150,0–157,5	150,0–705,0	300/300–315,0	300,0–315,0	300,0–315,0
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	5,5–6,1	5,5–16,2	5,5–16,8	5,62/4,12–9,6	5,6–7,8	4,1–4,5
оксида углерода	MCO	г/с	3,7–4,0	5,5–6,1	5,5–27,1	11,25/11,25–12,3	11,3–12,3	11,3–12,3
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,2–4,6	4,2–12,4	4,2–12,8	4,17/3,06–7,1	4,2–5,8	3,1–3,4
оксида углерода	mтг CO	г/м3	2,8–3,1	4,2–4,6	4,2–20,7	8,34/8,34–9,1	8,3–9,1	8,3–9,1
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,2–1,4	1,2–3,7	1,2–3,8	1,27/0,93–2,1	1,3–1,8	0,9–1,0
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	0,8–0,9	1,2–1,4	1,2–6,1	2,54/2,54–2,8	2,5–2,8	2,5–2,8

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГПА-16Р Уфа (двигатель АЛ-31СТ со штатной/ малоэмиссионной камерой сгорания)	ГТНР-16	ГПА-Ц-18 (двигатель НК-16-18СТ)	ГТН-25-1	ГТН-25	ГПА-25/76 ДН80Л (двигатель ДН-80Л и Л.1)	ГПА-25/76 ДН80Л.1 (двигатель ДН-80Л1 и Л1.1)
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)			СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ31 КК		НЦ-16 СМНПО	2Н-25-76 УТМЗ		СПЧ RV090/02 МАН Турбо
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	16,0	16,3	18,0	24,5	27,5	25,0	25,0
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	35,5	32,5	29,4	30,6	28,1	34,5	35,0
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	4853,0	5401,0	6593,0	8622,0	10539,0	7803,0	7692,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	0,9	1,0	1,2	1,6	2,0	1,4	1,4
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1440,0	1213,0	1138,0	1363,0	1188,0	1518,0	1518,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	763,0	600,0	733,0	773,0	701,0	763,0	763,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	763,0	600,0	733,0	773,0	701,0	723,0	723,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	65,4	92,5	101,2	102,2	150,0	87,0	87,0
	Q2	м3/с	51,2	72,2	79,1	80,2	117,4	68,1	68,3
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	65,4	92,5	101,2	102,2	150,0	97,0	97,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	143,2	158,7	212,5	227,1	301,4	201,5	201,3
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	115/88–175,9	48,0–50,1	93,0–99,6	353,0–370,6	132,0–314,4	142,0–473,8	76,0–76,9
оксида углерода	CCO	мг/м3	229/229–240,9	60,0–62,6	66,0–119,5	441,0–501,2	351,0–358,2	284,0–592,3	142,0–144,3
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	150/110–230,0	80,0–84,0	140,0–150,0	400,0–420,0	180,0–430,0	150,0–508,0	80,0–84,0
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	300/300–315,0	100,0–105,0	100,0–180,0	500,0–568,0	480,0–490,0	300,0–635,0	150,0–157,5
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	5,62/4,12–9,0	3,3–3,6	7,1–7,9	26,7–29,7	14,7–36,9	9,0–32,3	4,8–5,3
оксида углерода	MCO	г/с	11,25/11,25–12,3	4,2–4,5	5,1–9,5	33,3–40,2	39,1–42,1	18,1–40,3	8,9–9,9
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,17/3,06–6,7	2,2–2,4	3,9–4,3	11,1–12,4	5,0–12,6	4,2–14,9	2,2–2,5
оксида углерода	mтг CO	г/м3	8,34/8,34–9,1	2,8–3,0	2,8–5,2	13,9–16,8	13,3–14,4	8,3–18,6	4,2–4,6
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,27/0,96–2,0	0,7–0,8	1,4–1,6	3,9–4,4	1,9–4,8	1,3–4,6	0,7–0,8
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	2,54/2,54–2,8	0,9–1,0	1,0–1,9	4,9–5,9	5,1–5,5	2,6–5,8	1,3–1,4

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Окончание таблицы 8.3

Наименования показателей	Обозначения	Размерность	Типы газоперекачивающих агрегатов
Наименования показателей	Обозначения	Размерность	ГПА-Ц-25 (двигатель НК-36СТ)	ГПА-25 НК (двигатель НК-36СТ)	ГПА-25Р Урал (двигатель ПС-90ГП-25)	Балтика-25 (двигатель GT-10)	ГТК-25И (двигатель MS 5002)	ГТК-25ИР (двигатель MS 5002)	ГТНР-25И (В) (двигатель M 5322 R (В))	ГТНР-25И (С) (двигатель М 5322 R (С))
Тип, разработчик ЦБК (СПЧ)				СПЧ 650 1,37/76-25/500 КК		12МV2А Демаг Делаваль	РСL 804 Нуово Пиньоне	РСL 804 Нуово Пиньоне	РСL 804 Нуово Пиньоне	РСL 804 Нуово Пиньоне
Мощность в станционных условиях	Ne	МВт	25,0	25,0	25,0	24,5	23,9	22,2	22,2	24,6
Эффективный КПД в станционных условиях	e	%	34,5	34,5	38,7	35,0	27,7	34,5	34,7	35,4
Расход топливного газа	qтг	м3/ч	7803,0	7803,0	6956,0	7692,0	9292,0	6929,0	6889,0	7483,0
Расход топливного газа	Gтг	кг/с	1,4	1,4	1,3	1,4	1,7	1,3	1,3	1,4
Температура продуктов сгорания на входе в турбину	T1	К	1420,0	1420,0	1501,0	1385,0	1200,0	1200,0	1200,0	1238,0
Температура продуктов сгорания за турбиной (на срезе выхлопного патрубка турбины)	T2	К	698,0	698,0	745,0	816,0	764,0	775,0	775,0	795,0
Температура продуктов сгорания на выхлопе ГТУ (на срезе дымовой трубы)	T6	К	698,0	698,0	745,0	816,0	764,0	618,0	618,0	622,0
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопного патрубка турбины)	G2	кг/с	101,0	101,0	79,6	78,6	118,0	114,0	114,0	119,3
	Q2	м3/с	79,2	79,2	62,5	61,8	92,5	89,0	89,0	93,2
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	G6	кг/с	101,0	101,0	79,6	78,6	118,0	114,0	114,0	119,3
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы)	Q6	м3/с	202,5	202,5	170,5	184,6	258,8	201,6	201,6	212,4
Концентрация в сухих продуктах сгорания:
оксидов азота (в пересчете на диоксид азота)	CNOx	мг/м3	120,0–199,6	120,0–299,4	92,0–144,3	50,0–52,5	143,0–156,9	145,0–159,5	145,0–152,2	152,0–167,3
оксида углерода	CCO	мг/м3	240,0–475,0	240,0–502,9	137,0–96,2	100,0–105,0	41,0–44,8	82,0–90,1	82,0–86,0	84,0–88,3
Приведенная концентрация (при условной концентрации кислорода 15 % в сухих продуктах сгорания):
оксидов азота	C15 NOx	мг/м3	150,0–250,0	150,0–375,0	150,0–157,5	50,0–52,5	175,0–192,5	230,0–253,0	230,0–241,5	235,0–258,5
оксида углерода	C15 CO	мг/м3	300,0–595,0	300,0–630,0	100,0–105,0	100,0–105,0	50,0–55,0	130,0–143,0	130,0–136,5	130,0–136,5
Мощность выброса:
оксидов азота	MNOx	г/с	9,0–15,8	9,0–23,7	8,1–9,0	2,9–3,2	12,6–14,5	12,3–14,2	12,2–13,5	13,6–15,6
оксида углерода	MCO	г/с	18,1–37,6	18,1–39,8	5,4–6,0	5,8–6,5	3,6–4,1	7,0–8,0	6,9–7,7	6,9–8,2
Удельный выброс (индекс выброса) на единицу топливного газа:
оксидов азота	mтг NOx	г/м3	4,2–7,3	4,2–10,9	4,2–4,7	1,4–1,5	4,9–5,6	6,4–7,4	6,4–7,1	6,5–7,5
оксида углерода	mтг CO	г/м3	8,3–17,4	8,3–18,4	2,8–3,1	2,8–3,0	1,4–1,6	3,6–4,2	3,6–4,0	3,6–4,0
Удельный выброс на единицу работы:
оксидов азота	mN NOx	г/кВт·ч	1,3–2,3	1,3–3,4	1,2–1,3	0,4–0,5	1,9–2,2	2,0–2,3	2,0–2,2	2,0–2,3
оксида углерода	mN CO	г/кВт·ч	2,6–5,4	2,6–5,7	0,8–0,9	0,9–1,0	0,5–0,6	1,1–1,3	1,1–1,2	1,1–1,2

ла минерального нефтяного вместе с растворенными углеводородами (метаном) из системы маслоуплотнения вала нагнетателя по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332.

Мощность выбросов углеводородов (по метану) М, г/с, в атмосферу от свечей дегазаторов ГПА вычисляют по формуле

MCH4

4

 VCH

1000,

(8.3.1)

где  – плотность метана при температуре выброса, кг/м3;

4

VCH

– объемный расход выброса метана; определяют в зависимости от расхода масла

через систему уплотнения вала нагнетателя и растворимости метана в масле, м3/с.
Мощность выброса масла минерального нефтяного Мм, г/с, вычисляют по формуле

Mм  Vм  Cм 1000,

(8.3.2)

где Vм – объем выброса паров масла, м3/с;

Cм – концентрация масла; определяют по давлению насыщенных паров масла при фактической температуре и абсолютном давлении в линии отдува, кг/м3.
Удельные выбросы ЗВ определяют по мощности выброса:

ЗВ

на единицу топливного газа mтг , г/м3, вычисляют по формуле

m

ЗВ

тг

3600M

ЗВ  ,

qтг

(8.3.3)

где qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 С и 0,1013 МПа);

ЗВ
- на единицу работы mN , г/кВт·ч, вычисляют по формуле
  
  m
  
  ЗВ
  
  N
  
  3,6M
  
  ЗВ  ,
  
  Ne
  
  (8.3.4)
  
  где Ne – мощность газотурбинного привода, МВт.

Массовый выброс ЗВ GЗВ, т/год, вычисляют по формуле

GЗВ  MЗВ  3600 106,

(8.3.5)

где  – время работы источника выделения в течение года, ч.

Удельные выбросы ЗВ со свечей дегазаторов ГПА приведены в таблице 8.4.

Таблица 8.4 – Удельные выбросы загрязняющих веществ со свечей дегазаторов газоперекачивающих агрегатов

Тип ГПА	Обозначение и тип привода	Мощность в станцион- ных условиях, МВт	Безвозвратные потери масла нагнетателя, кг/ч	Емкость маслосистемы нагнетателя, л	Загрязняющее вещество	Максимальный разовый выброс, г/с	Удельный выброс на единицу топливного газа, г/м3	Удельный выброс на единицу работы, г/кВт·ч
Центавр Т-3002	Т-3002 промышленный	2,6	0,6	990	Метан	2,52	8,21	3,49
					Масло минер. нефтяное	1,92E-05	6,25E-05	2,66E-05
Центавр Т-4500	Т-4502 промышленный	3,05	0,6	990	Метан	2,52	7,24	2,98
					Масло минер. нефтяное	1,92E-05	5,51E-05	2,27E-05
Центавр Т-4700	Т-4700 промышленный	3,25	0,6	990	Метан	2,52	6,93	2,79
					Масло минер. нефтяное	1,92E-05	5,27E-05	2,13E-05
Таурус-60S	Т-700 промышленный	5,2	0,3	2280	Метан	1,26	2,55	0,87
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	1,94E-05	6,65E-06
ГПА-4 РМ	ГТД судовой	4	0,2	3800	Метан	0,84	2,25	0,76
					Масло минер. нефтяное	6,40E-06	1,71E-05	5,76E-06
ГПА-4 ПХГ Урал	Д-30-ЭУ-2 авиационный	4	0,2	3800	Метан	0,84	1,69	0,76
					Масло минер. нефтяное	6,40E-06	1,28E-05	5,76E-06
ГТН-6У	ГТН-6У промышленный	6,3	0,5	3500	Метан	2,10	3,40	1,20
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	2,59E-05	9,14E-06
ГТ-6-750	ГТ-6-750 промышленный	6	0,5	3500	Метан	1,68	2,25	1,01
					Масло минер. нефтяное	1,28E-05	1,71E-05	7,68E-06
ГТН-6		6,3	0,5	3500	Метан	1,68	2,14	0,96
					Масло минер. нефтяное	1,28E-05	1,63E-05	7,31E-06
ГПА-Ц-6,3	НК-12СТ авиационный	6,3	0,25	1100	Метан	1,05	1,34	0,60
					Масло минер. нефтяное	8,00E-06	1,02E-05	4,57E-06
ГПА-Ц-6,3А	Д-336-2Т авиационный	6,3	0,25	3940	Метан	1,05	1,67	0,60
					Масло минер. нефтяное	8,00E-06	1,27E-05	4,57E-06
ГТ-750-6	ГТ-750-6 промышленный	6	0,3	8000	Метан	1,26	1,90	0,76
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	1,44E-05	5,76E-06
ГТ-750-6М		6	0,3	8000	Метан	1,26	2,11	0,76
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	1,60E-05	5,76E-06
ГПА-Ц-6,3С	ДТ-71 судовой	6,3	0,25	3940	Метан	1,05	1,70	0,60
					Масло минер. нефтяное	8,00E-06	1,29E-05	4,57E-06
ГПА-Ц-6,3Б	НК-14 СТ авиационный	6,3	0,25	5280	Метан	1,05	1,62	0,60
					Масло минер. нефтяное	8,00E-06	1,23E-05	4,57E-06
ГПА-Ц-8Б		8	0,25	5280	Метан	1,05	1,32	0,47
					Масло минер. нефтяное	8,00E-06	1,00E-05	3,60E-06
ГТК-10И	МS 3002 промышленный	10,3	0,4	6400	Метан	1,68	1,41	0,59
					Масло минер. нефтяное	1,28E-05	1,08E-05	4,47E-06

Продолжение таблицы 8.4

Тип ГПА	Обозначение и тип привода	Мощность в станцион- ных условиях, МВт	Безвозвратные потери масла нагнетателя, кг/ч	Емкость маслосистемы нагнетателя, л	Загрязняющее вещество	Максимальный разовый выброс, г/с	Удельный выброс на единицу топливного газа, г/м3	Удельный выброс на единицу работы, г/кВт·ч
ГТК-10ИР		9,5	0,4	6400	Метан	1,68	1,95	0,64
					Масло минер. нефтяное	1,28E-05	1,49E-05	4,85E-06
ГТК-10	ГТК-10-4 промышленный	10	1,2	8000	Метан	5,05	4,89	1,82
					Масло минер. нефтяное	3,84E-05	3,72E-05	1,38E-05
ГТК-10М Ре- кон		10,3	0,7	8000	Метан	2,94	3,08	1,03
					Масло минер. нефтяное	2,24E-05	2,34E-05	7,83E-06
ГПА-Ц-10Б	ГПА-14СТ-10 авиационный	10	0,3	3940	Метан	1,26	1,39	0,45
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	1,06E-05	3,46E-06
ГПА-10 Урал	ПС-90ГП-3 авиационный	10	0,2	5600	Метан	0,84	0,88	0,30
					Масло минер. нефтяное	6,40E-06	6,72E-06	2,30E-06
ГПУ-10	ДР-59 судовой	10	0,3	3000	Метан	1,26	1,16	0,45
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	8,85E-06	3,46E-06
ГПА-10МН70	ДН-70 судовой	10	0,3	3000	Метан	1,26	1,48	0,45
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	1,12E-05	3,46E-06
ГПА-10Р/РМ	ГТД-10РМ судовой	10	0,3	3000	Метан	1,26	1,48	0,45
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	1,12E-05	3,46E-06
ГПА-12Р Урал	ПС-90ГП-1 авиационный	12	0,2	5600	Метан	0,84	0,80	0,25
					Масло минер. нефтяное	6,40E-06	6,06E-06	1,92E-06
ГПА-12 Урал		12	0,5	5600	Метан	0,84	0,80	0,25
					Масло минер. нефтяное	6,40E-06	6,06E-06	1,92E-06
Коберра-182	Эйвон	12,9	0,85	4920	Метан	3,57	2,55	1,00
					Масло минер. нефтяное	2,72E-05	1,94E-05	7,59E-06
ГПА-16РП Урал	ПС-90ГП-2 авиационный	16	0,2	4600	Метан	0,84	0,64	0,19
					Масло минер. нефтяное	6,40E-06	4,85E-06	1,44E-06
ГПА-16 Урал		16	0,5	4600	Метан	2,10	1,59	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,21E-05	3,60E-06
ГПУ-16	ДЖ-59Л2 судовой	16	0,5	6400	Метан	2,10	1,32	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,00E-05	3,60E-06
ГПА-Ц-16С	ДГ-90Л2 судовой	16	0,3	3940	Метан	1,26	0,90	0,28
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	6,82E-06	2,16E-06
ГПА-Ц-16СД		16	0,3	3940	Метан	1,26	0,90	0,28
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	6,82E-06	2,16E-06
ГПА-16Р Уфа	АЛ-31СТ авиационный	16	0,5	5000	Метан	2,10	1,56	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,19E-05	3,60E-06
Нева-16		16	0,5	5000	Метан	2,10	1,56	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,19E-05	3,60E-06

Окончание таблицы 8.4

Тип ГПА	Обозначение и тип привода	Мощность в станцион- ных условиях, МВт	Безвозвратные потери масла нагнетателя, кг/ч	Емкость маслосистемы нагнетателя, л	Загрязняющее вещество	Максимальный разовый выброс, г/с	Удельный выброс на единицу топливного газа, г/м3	Удельный выброс на единицу работы, г/кВт·ч
ГПА-16 Волга	НК-38СТ авиационный	16	0,5	5000	Метан	2,10	1,60	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,22E-05	3,60E-06
ГПА-Ц-16 НК-38		16	0,5	5000	Метан	2,10	1,60	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,22E-05	3,60E-06
ГПА-Ц-16	НК-16(18) СТ авиационный	16	0,5	5750	Метан	2,10	1,21	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	9,19E-06	3,60E-06
ГПА-Ц-18		18	0,5	5750	Метан	2,10	1,15	0,42
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	8,74E-06	3,20E-06
ГТН-16М-1	ГТН-16М-1 промышленный	16	0,5	20000	Метан	2,10	1,36	0,47
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	1,04E-05	3,60E-06
ГТНР-16	ГТНР-16 промышленный	16,3	0,7	9000	Метан	2,94	1,96	0,65
					Масло минер. нефтяное	2,24E-05	1,49E-05	4,95E-06
ГТК-25И	МS 5002 промышленный	23,9	0,5	8500	Метан	2,10	0,81	0,32
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	6,20E-06	2,41E-06
ГТК-25ИР		22,2	0,5	8500	Метан	2,10	1,09	0,34
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	8,31E-06	2,59E-06
ГПА-25РПС Урал	ПС-90ГП-25 авиационный	25	0,3	3200	Метан	1,26	0,65	0,18
					Масло минер. нефтяное	9,60E-06	4,97E-06	1,38E-06
ГТН-25-1	ГТН-25-1 промышленный	24,5	0,5	28000	Метан	2,10	0,88	0,31
					Масло минер. нефтяное	1,60E-05	6,68E-06	2,35E-06

Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации G1, т/пе-

риод, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю (расход топливного газа) по формуле

G1  mтг  qтг 106,

(8.3.6)

где qтг – расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации, м3/период.

Порядок расчета удельных выбросов паров углеводородов из маслобаков газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

Валовые выбросы паров углеводородов в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации рассчитывают по расчетным параметрам выбросов паров углеводородов (аэрозоль масла минерального нефтяного) через воздушный инжектор из маслобаков ГПА,

38

поступающих в атмосферу со свечей, и определяют по величинам удельных выбросов ЗВ с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-332.
Количество выбросов в атмосферу паров углеводородов (аэрозоль масла минерального нефтяного) Пм, кг/ч, из маслобаков (резервуаров) за счет испарения вычисляют по формуле

ж

Пм  2,52 V pPS(38)Mn (K5х  K5т )[K6 K7 (1 )]109,

(8.4.1)

ж

где V р – расход масла, м3/год;

РS(38) – давление насыщенных паров углеводородов при температуре 38 С, гПа, определяют в зависимости от эквивалентной температуры начала кипения масла;

Mn – молекулярная масса паров углеводородов;

К5х, К5т – поправочные коэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров

углеводородов и температуры газового пространства соответственно в холодное и теплое время года;

К6 – поправочный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров (соответ-

ственно от расположения производственного объекта в климатической зоне) и годовой оборачиваемости маслобаков;

К7 – поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности средствами сокращения потерь масла и режима эксплуатации;

 – коэффициент снижения выбросов инжектором, доли ед.
Мощность выбросов масла минерального нефтяного из маслобаков ГПА Мм, г/с, определяют по формуле

Мм = 0,278·Пм. (8.4.2)

Удельные показатели выбросов масла минерального нефтяного определяют по мощности выброса:

тг 3

на единицу топливного газа (индекс выброса) mм, г/м , вычисляют по формуле

mтг  3600  Mм ,

(8.4.3)

qтг

где qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 С и 0,1013 МПа);

на единицу работы mN, г/кВт·ч, вычисляют по формуле

mN  3,6  Mм ,

(8.4.4)

где Ne – мощность газотурбинного привода, МВт.

Удельные выбросы масла минерального нефтяного со свечей маслобаков ГПА приведены в таблице 8.5.

Тип ГПА	Обозначение и тип привода	Мощность в станцион- ных условиях, МВт	Безвозвратные потери масла, кг/ч	Емкость маслосистемы, л	Мощность выброса, г/с	Удельный выброс на единицу топливного газа, г/м3	Удельный выброс на единицу работы, г/кВт·ч
Центавр Т-3002	Т-3002 промышленный	2,6	0,6	990	1,21E-09	3,93E-09	1,67E-09
Центавр Т-4500	Т-4502 промышленный	3,05	0,6	1020	1,23E-09	3,52E-09	1,45E-09
Центавр Т-4700	Т-4700 промышленный	3,25	0,6	1020	1,21E-09	3,32E-09	1,34E-09
Таурус-60S	Т-700 промышленный	5,2	0,3	2280	9,54E-10	1,93E-09	6,61E-10
ГПА-4 РМ	ГТД судовой	4	0,5	3800	8,18E-10	2,19E-09	7,36E-10
ГПА-4 ПХГ Урал	Д-30-ЭУ-2 авиационный	4	0,6	160	1,02E-09	2,04E-09	9,15E-10
ГТН-6У	ГТН-6У промышленный	6,3	0,5		7,14E-10	1,16E-09	4,08E-10
ГТ-6-750	ГТ-6-750 промышленный	6	0,8	14000	4,09E-09	5,47E-09	2,45E-09
ГТН-6	ГТ-6-750 промышленный	6,3	0,8	14000	4,09E-09	5,21E-09	2,34E-09
ГПА-Ц-6,3	НК-12СТ авиационный	6,3	1,5	1920	2,92E-09	3,72E-09	1,67E-09
ГПА-Ц-6,3А	Д-336-2Т авиационный	6,3	0,55	4690	1,85E-09	2,95E-09	1,06E-09
ГТ-750-6	ГТ-750-6 промышленный	6	0,9	8000	3,10E-09	4,66E-09	1,86E-09
ГТ-750-6М	ГТ-750-6 промышленный	6	0,9	8000	3,10E-09	5,17E-09	1,86E-09
ГПА-Ц-6,3С	ДТ-71 судовой	6,3	1,25	5060	3,12E-09	5,04E-09	1,78E-09
ГПА-Ц-6,3Б	НК-14 СТ авиационный	6,3	0,85	6280	2,67E-09	4,11E-09	1,52E-09
ГПА-Ц-8Б	НК-14 СТ авиационный	8	0,85	6280	2,67E-09	3,34E-09	1,20E-09
ГТК-10И	МS 3002 промышленный	10,3	0,8	6400	2,61E-09	2,19E-09	9,12E-10
ГТК-10ИР	МS 3002 промышленный	9,5	0,8	6400	2,61E-09	3,03E-09	9,89E-10
РGТ-10	РGТ-10 промышленный	10,04	0,5	–	7,14E-10	7,51E-10	2,56E-10
ГТК-10	ГТК-10-4 промышленный	10	1,2	8000	3,60E-09	3,49E-09	1,30E-09
ГТК-10М Рекон	ГТК-10-4 промышленный	10,3	0,7	8000	9,90E-10	1,03E-09	3,46E-10
ГПА-Ц-10Б	ГПА-14СТ-10 авиационный	10	0,7	4940	2,16E-09	2,38E-09	7,78E-10
ГПА-10 Урал	ПС-90ГП-3 авиационный	10	0,6	6370	2,26E-09	2,37E-09	8,13E-10
ГПУ-10	ДР-59 судовой	10	3,3	4200	6,45E-09	5,94E-09	2,32E-09
ГПА-10Р/РМ	ГТД-10РМ судовой	10	0,6	3000	1,60E-09	1,87E-09	5,75E-10
ГПА-12Р Урал	ПС-90ГП-1 авиационный	12	0,6	6370	2,26E-09	2,14E-09	6,78E-10
ГПА-12 Урал	ПС-90ГП-1 авиационный	12	0,9		1,28E-09	1,21E-09	3,85E-10
Коберра-182	Эйвон авиационный	12,9	1,05	5190	2,80E-09	2,00E-09	7,82E-10
ГПА-16РП Урал	ПС-90ГП-2 авиационный	16	0,6	5370	2,06E-09	1,57E-09	4,64E-10
ГПА-16 Урал	ПС-90ГП-2 авиационный	16	0,9	5370	1,28E-09	9,72E-10	2,88E-10
ГПУ-16	ДЖ-59Л2 судовой	16	2,5	8030	5,71E-09	3,57E-09	1,28E-09
ГПА-Ц-16С	ДГ-90Л2 судовой	16	0,75	5670	2,38E-09	1,69E-09	5,34E-10
ГПА-16Р Уфа	АЛ-31СТ авиационный	16	1	6350	2,36E-09	1,75E-09	5,30E-10
Нева-16	АЛ-31СТ авиационный	16	0,9	6350	1,28E-09	9,51E-10	2,88E-10
ГПА-16 Волга	НК-38СТ авиационный	16	0,9	750	1,67E-09	1,28E-09	3,77E-10
ГПА-Ц-16 НК-38	НК-38СТ авиационный	16	0,9	750	1,67E-09	1,28E-09	3,77E-10
ГПА-Ц-16	НК-16(18) СТ авиационный	16	1,5	6850	3,87E-09	2,22E-09	8,72E-10
ГПА-Ц-18	НК-16(18) СТ авиационный	18	0,9		1,28E-09	7,00E-10	2,56E-10
ГТН-16М-1	ГТН-16М-1 промышленный	16	1,5	20000	6,45E-09	4,17E-09	1,45E-09
ГТНР-16	ГТНР-16 промышленный	16,3	0,7	9000	2,94E-09	1,96E-09	6,49E-10
ГТК-25И	МS 5002 промышленный	23,9	1,5	8500	4,21E-09	1,63E-09	6,34E-10
ГТК-25ИР	МS 5002 промышленный	22,2	1,5	8500	4,21E-09	2,19E-09	6,82E-10

Таблица 8.5 – Удельные показатели выбросов масла минерального нефтяного со свечей маслобаков газоперекачивающих агрегатов

Окончание таблицы 8.5

Тип ГПА	Обозначение и тип привода	Мощность в станцион- ных условиях, МВт	Безвозвратные потери масла, кг/ч	Емкость маслосистемы, л	Мощность выброса, г/с	Удельный выброс на единицу топливного газа, г/м3	Удельный выброс на единицу работы, г/кВт·ч
Балтика 25	GТ-10В промышленный	24,5	0,3	11000	2,65E-09	1,24E-09	3,89E-10
ГПА-25/76ДН80Л	ДН-80Л судовой	25	0,4	5500	1,75E-09	8,09E-10	2,52E-10
ГПА-25РПС Урал	ПС-90ГП-25 авиационный	25	0,8	4160	2,16E-09	1,12E-09	3,11E-10
ГПА-Ц-25М	НК-36СТ авиационный	25	0,6	1900	1,38E-09	6,38E-10	1,99E-10
ГПА-25 Нева	НК-36СТ авиационный	25	0,6	800	1,17E-09	5,39E-10	1,68E-10
ГТН-25-1	ГТН-25-1 промышленный	24,5	1,5	28000	8,00E-09	3,34E-09	1,18E-09

Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации Gм, т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю

(расход топливного газа) по формуле

Gм = mтг·q ·10–6, (8.4.5)

м тг

где qтг – расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации, м3/период.

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ в отработавших газах стационарных газомотокомпрессоров

Расчет выбросов ЗВ в отработавших газах стационарных ГМК выполняют по результатам экспериментальных замеров. Валовые выбросы ЗВ в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов с учетом удельных выбросов ЗВ в отработавших газах ГМК.
Приведенную концентрацию ЗВ (к условной концентрации кислорода в отрабо-

тавших газах 15 %) в сухих продуктах сгорания (при 0 С и 0,1013 МПа) С15

, мг/м3, вычисля-

ют по формуле

C15  C

 20,95 15 ,

ГМК

(8.5.1)

ГМК ГМК

где СГМК – концентрация ЗВ, мг/м3;

O

20,95  C

2

O

C – объемная концентрация кислорода в сухих продуктах сгорания, %.

2
Массовый выброс ЗВ в атмосферу МГМК, г/с, вычисляют по формуле

МГМК = СГМК (cух)·Kв·Q3(вл)·10–3, (8.5.2)

где Q3(вл) – объемный расход влажных отработавших газов, м3/с.

41

Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mN

, г/кВт·ч, на единицу мощности

ГМК вычисляют по формуле

N ГМК

 3,6MГМК ,

ГМК

(8.5.3)

где Nе – эффективная мощность ГМК, МВт.

Удельные выбросы ЗВ в отработавших газах ГМК приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6 – Удельные выбросы загрязняющих веществ с отработавшими газами газомоторных компрессоров

Наименование параметра	10ГK	10 ГКМ, 10ГКМА	10ГКН, 10ГКНА, (10ГКНАМ)	МК-8	МК-8М
Мощность газомотокомпрессора Ne, кВт/л.с.	736/1000	753,3/1000	1103/1500 (1177/1600)	2060/2800	2200/3000
Давление топливного газа перед двигателем Pi, кПа/[кг/см2]	313,8/3,2	392,3/4,0	392,3/4,0	392,3/4,0	392,3/4,0
Частота вращения двигателя, [об/с]/[об/мин]	5/300	5/300	5/300	5/300	5/300
Температура отработавших газов в выхлопной шахте Т3, К	640	623	603	703	673
Скорость отработавших газов на срезе выхлопной трубы V, м/с	60,3	60,9	58,0	38,0	29,5
Расход отработавших газов Q3, м3/с	1,8	1,9	3,2	5,5	4,6
Суммарный коэффициент избытка воздуха в отработавших газах aсум	3,0	3,2	4,4	3,3	3,3
Содержание кислорода в сухих продуктах сгорания, мг/м3	14,2	13,3	13,6	13,5	13,0
Концентрация в сухих продуктах сгорания, мг/м3:
оксида азота CNO	2000	1400	1900	2000	1700
диоксида азота CNO2	180	100	250	190	140
оксида углерода СCO	2400	1400	700	1250	1050
Концентрация, приведенная к 15 % кислорода, мг/м3:
оксида азота С15 NO	1765	1050	1540	1600	1275
диоксида азота С15 NO2	160	75	203	152	105
оксида углерода С15 CO	2117	1050	568	1000	788
Массовый выброс, г/с:
оксида азота MNO	3,3	2 4	5,6	10,0	7,0
диоксида азота MNO2	0,3	0,2	0,8	1,0	0,6
оксида углерода МCO	4,0	2,4	2,1	6,3	4,4
Удельный выброс, г/(кВт·ч):
оксида азота mN NO	16,1	11,5	18,3 (17,1)	17,4	11,5
диоксида азота mN NO2	1,5	0,9	2,6 (2,4)	1,7	1,0
оксида углерода mN CO	19,6	11,5	6,9 (6,4)	11,0	7,2
Коэффициент соотношения объемов сухих и влажных отработавших газов	0,93	0,92	0,92	0,92	0,91
Примечание – В скобках приведены данные для 10 ГКНАМ.

ГМК

Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mтг

, г/м3, на единицу топливного газа

ГМК вычисляют по формуле

m

тг ГМК

 3600МГМК ,

Qтг

(8.5.4)

где Qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 С и 0,1013 МПа).
Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации ГМК

GГМК, т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю – расходу топливного газа по формуле

ГМК

GГМК = mтг

тг

·Q ·10–6, (8.5.5)

тг

где Q

– расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации ГМК,

м3/период.

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ с отходящими газами газогенераторов (электростанций)
1. Валовые выбросы ЗВ в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов с учетом удельных показателей выбросов ЗВ с отходящими газами газогенераторов (электростанций).
2. Расчет выбросов оксида углерода с отходящими газами газотурбинной энергоуста-

новки

Количество оксида углерода MCO, г/с, выбрасываемое в атмосферу с отходящими

газами энергоустановки при сжигании газообразного топлива, определяют по формуле

MCO  GCO  B,

(8.6.1)

где GCO – УВ оксида углерода при сжигании газообразного топлива при эксплуатационном режиме работы агрегата, г/кг (г/м3);

В – расход топлива за рассматриваемый период, м3/с (кг/с).
УВ оксида углерода GCO, г/кг (г/м3), в зависимости от вида сжигаемого топлива определяют по формуле

CO CO i

G = У ·Q r, (8.6.2)

Qr

где УCO – параметр, характеризующий количество оксида углерода, образующегося на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, кг/ГДж;

i – низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг (МДж/м3).
Параметр УCO, кг/ГДж, характеризующий количество оксида углерода, образующегося на 1 ГДж тепла, выделяемого при горении топлива, определяют по формуле

УCO = 12,5·ух·CCO··, (8.6.3) где ух – коэффициент избытка воздуха в отходящих газах;

CCO – содержание оксида углерода в отходящих газах, % об.;

 – поправочный коэффициент, зависящий от вида топлива и коэффициента избытка воздуха ( = 0,88);

 – объем продуктов сгорания на 1 МДж тепла, введенного в камеру сгорания с топливом, м3/МДж (для природного газа  = 0,3 м3/МДж).

Расчет выбросов оксидов азота с отходящими газами газотурбинной энергоустановки

x
1. Концентрацию оксидов азота СNO , мг/м3, в отходящих газах для газотурбинной
  
  энергоустановки вычисляют по формуле
  
  C
  
  NOx
  
  C сух
  
   NOx ,
  
  kвл
  
  (8.6.4)
  
  где
  
  C и C сух
  
  – концентрация оксидов азота соответственно во влажных и сухих отходя-
  
  NOx
  
  NOx
  
  щих газах, мг/м3;
  
  kвл – коэффициент, учитывающий влияние влаги.
2. Объем сухих дымовых газов Vс.г за турбиной, м3/кг топлива (м3/м3 топлива), определяют по формуле
  
  г H2
  
  Vс.г  (V 0 V 0 O ) (от 1)V 0,
  
  (8.6.5)
  
  г
  
  где V 0– теоретический объем газов, м3/кг топлива (м3/м3 топлива);
  
  V 0 3 3 3
  
  H2O – теоретический объем водяных паров, м /кг топлива (м /м
  
  топлива);
  
  V 0 – теоретически необходимый объем воздуха, м3/кг топлива (м3/м3 топлива);
  
  от – коэффициент избытка воздуха в отработавших газах за турбиной.
  
  x
3. Суммарное количество оксидов азота MNO
  
  в пересчете на NO2, поступающих в
  
  атмосферу с отходящими газами газотурбинных установок, г/с, вычисляют по формуле
  
  M  c
  
  V  B
  
   k ,
  
  (8.6.6)
  
  NOx
  
  NOx
  
  с.г к.с п
  
  где Bк.с – расход топлива в камере сгорания, т/ч (тыс. м3/ч);
  
  kп – коэффициент пересчета (при определении выбросов в г/с – kп = 0,278·10–3).
  
  44
  
  эс
Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mN, г/кВт·ч, на единицу мощности газо-

генератора (электростанции) вычисляют по формуле

эс

mN  3600Mi ,

(8.6.7)

Nэс

где Nэс – мощность энергоустановки, кВт.

тг 3
Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mэс, г/м , на единицу топливного газа га-

зогенератора вычисляют по формуле

эс

mтг  3600Мi ,

(8.6.8)

Qтг

где Qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 С и 0,1013 МПа).
Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации газогене-

ратора Gэс, т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю (расход топливного газа) по формуле

тг·Q –6

Gэс = mэс

тг·10

, (8.6.9)

где Qтг – расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации энергоустановки, м3/период.

Удельные выбросы ЗВ с отходящими газами газогенераторов приведены в таблице 8.7.

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от трубчатых нагревательных печей

Расчеты выбросов ЗВ при сжигании топлива в трубчатых нагревательных печах подогревателей топливного и пускового газа, подогревателей теплоносителя установок регенерации гликолей (ДЭГ, ТЭГ) и метанола выполняют с учетом положений СТО Газпром 2-1.1.19-307. Валовые выбросы ЗВ в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов с учетом удельных показателей выбросов ЗВ с

продуктами сгорания трубчатых нагревательных печей.

Расчет выбросов ЗВ с продуктами сгорания трубчатых нагревательных печей

Количество выбросов оксида углерода ПСО, кг/ч, вычисляют по формуле

ПСО = 1,5·10–3·(Вж + Вг), (8.7.1)

где Вж, Вг – расход жидкого и газообразного топлива, кг/ч.

4

Количество выбросов метана ПСН , кг/ч, вычисляют по формуле

ПСН

= 1,5·10–4·(Вж + Вг). (8.7.2)

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Таблица 8.7 – Удельные выбросы загрязняющих веществ с отходящими газами газогенераторов (электростанций)

Характеристики энергоагрегатов	БГТЭС-9,5	ЭГЭС-12	ЭМ-20/11	ЭМ-20,6/26,5	ЭМ-20/25	ЭМ-25/11	ПГТЭС-1500	ЭГ-2500М, ПАЭС-2500М	ЭГ-2500, ГТЭС-2,5	Урал-2500
Технологические показатели
Мощность номинальная электрическая, кВт	9500	12000	19100	20600	21820	24400	1500	2500	2500	2500
Напряжение (по генератору), кВ	10,5	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5 /6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	6,3	10,5/6,3	10,5/6,3
КПД электрический, %	31	33	33,7	34,05	32	34,4	21	20,4	27	20,6
Расход топлива, м3/ч	2958,57	3330,00	6374,29	6944,29	8167,14	7742,43	742,86	1278,57	950,00	875,00
Расход топлива, кг/ч	2071	2331	4462	4861	5717	5419,7	520	895	665	612,5
Давление газа, МПа	2,4	2,4–2,7	2,8	2,8	3	4,5–7,5	1,2	0,883–1,079	2,5	0,883–1,079
Мощность тепловая расчетная, Гкал/ч	36,0	90,0	82,1	111,0	105,7	74,9	15,0	14,4	14,4	25,0
Ресурс двигателя до капремонта, ч	20000	25000	15000	50000	15000	20000	50000	35000	20000	35000
Полный ресурс двигателя до списания, ч	60000	100000	45000	150000	45000	60000	100000	100000	40000	100000
Экологические показатели
Массовый выброс оксида углерода, г/с	0,386	1,863	2,417	2,681	3,097	3,015	0,097	0,117	0,124	0,168
Массовый выброс оксида азота, г/с	1,075	3,196	2,073	2,333	5,487	2,601	0,324	0,429	0,957	0,294
Удельные выбросы, г/м3 топлива:
оксида углерода	0,470	2,014	1,365	1,390	1,365	1,402	0,470	0,329	0,470	0,486
оксидов азота	1,308	3,455	1,171	1,209	2,418	1,209	1,572	1,209	3,628	1,209
Удельные выбросы, г/кВт·ч:
оксида углерода	0,146	0,559	0,456	0,469	0,511	0,445	0,233	0,168	0,179	0,242
оксидов азота	0,407	0,959	0,391	0,408	0,905	0,384	0,778	0,618	1,378	0,423

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Продолжение таблицы 8.7

Характеристики энергоагрегатов	ГТЭС-4	ЭГ-6000Т	ЭГ-1000	ГТЭИ-4	ГТЭ-6	ГТЭ-16	ГТЭ-25У	ГТЭ-20С	ГТЭ-10/95 БМ	ГТЭС-12	ГТЭС-16
Технологические показатели
Мощность номинальная электрическая, кВт	4000	6000	1000	4000	6000	16000	29700	20000	8000	12000	16000
Напряжение (по генератору), кВ	10,5/6,3	10,5/6,3	0,23	10,5/6,3	10,5/6,3	6,3/10,5	6,3/10,5	10,5	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3
КПД электрический, %	24	30,5	24	23,8	23	30,4	30,6	33	24	34	36,3
Расход топлива, м3/ч	2142,86	2014,29	457,14	1760,00	2807,14	5571,43	10414,29	4760,00	3492,86	3880,00	4868,57
Расход топлива, кг/ч	1500	1410	320	1232	1965	3900	7290	3332	2445	2716	3408
Давление газа, МПа	1,3–1,5	2,5	1,15	1,2–1,6	0,85–0,9	1,8–1,9	1,9	2,5	1,1–1,2	2,4–3,0	2,8–3,4
Мощность тепловая расчетная, Гкал/ч	46,7	19,5	6,7	33,8	12,2	23,0	42,8	24,9	16,0	16,6	20,2
Ресурс двигателя до капремонта, ч	25000	20000	25000	25000	25000	25000	25000	20000	25000	25000	25000
Полный ресурс двигателя до списания, ч	100000	60000	45000	50000	150000	100000	100000	30000	100000	120000	120000
Экологические показатели
Массовый выброс оксида углерода, г/с	0,280	0,947	0,067	0,230	1,099	2,182	4,079	0,888	1,140	0,507	0,381
Массовый выброс оксида азота, г/с	0,864	2,116	0,141	0,591	2,132	4,016	6,030	1,599	0,587	3,779	1,871
Удельные выбросы, г/м3 топлива:
оксида углерода	0,470	1,692	0,526	0,470	1,410	1,410	1,410	0,671	1,175	0,470	0,282
оксидов азота	1,451	3,782	1,111	1,209	2,734	2,595	2,084	1,209	0,605	3,507	1,384
Удельные выбросы, г/кВт·ч:
оксида углерода	0,252	0,568	0,241	0,207	0,660	0,491	0,494	0,160	0,513	0,152	0,086
оксидов азота	0,777	1,270	0,508	0,532	1,279	0,904	0,731	0,288	0,264	1,134	0,421

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Окончание таблицы 8.7

Характеристики энергоагрегатов	ГТЭС-25	Звезда-ГП-1500	Надежда	ГТА-6РМ	ГТА-8РМ	ГТК-10Р	ГТА-10РМ	ГТНР-16	Урал-6000	ГТУ-2,5П	ЭД2, ЭД7
Технологические показатели
Мощность номинальная электрическая, кВт	25000	1520	16300	6000	8000	10300	10000	16000	6140	2620,00	1500
Напряжение (по генератору), кВ	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3	10,5/6,3
КПД электрический, %	40	24,5	44	22,7	23,2	32,5	27,4	32	27,3	20,60	38,3
Расход топлива, м3/ч	6742,86	611,43	3908,57	2788,57	3638,57	3240,00	3850,00	5142,86	2451,43	1310,00	475,71
Расход топлива, кг/ч	4720	428	2736	1952	2547	2268	2695	3600	1716	917	333
Давление газа, МПа	4,5–5,0	–	2,5	1,6–1,9	–	1,5	–	1,5	1,6–1,8	1,0–1,2	–
Мощность тепловая расчетная, Гкал/ч	27,0	1,4	–	28,2	18,9	–	18,9	–	12,1	6,3	–
Ресурс двигателя до капремонта, ч	25000	60000	40000	30000	25000	30000	25000	30000	30000	25000	100000
Полный ресурс двигателя до списания, ч	120000	180000	20000	120000	100000	120000	100000	120000	120000	50000	20 лет
Экологические показатели
Массовый выброс оксида углерода, г/с	0,528	0,056	0,497	0,182	0,950	2,538	1,206	1,343	0,256	0,171	0,062
Массовый выброс оксида азота, г/с	2,123	0,144	1,313	1,659	1,711	2,177	2,069	2,764	0,823	0,440	0,160
Удельные выбросы, г/м3 топлива:
оксида углерода	0,282	0,329	0,458	0,235	0,940	2,820	1,128	0,940	0,376	0,470	0,470
оксидов азота	1,134	0,846	1,209	2,142	1,693	2,418	1,935	1,935	1,209	1,209	1,209
Удельные выбросы, г/кВт·ч:
оксида углерода	0,076	0,132	0,110	0,109	0,428	0,887	0,434	0,302	0,150	0,235	0,149
оксидов азота	0,306	0,340	0,290	0,996	0,770	0,761	0,745	0,622	0,483	0,605	0,383

Количество суммарных выбросов оксидов азота ПNO , кг/ч, вычисляют по формуле

ПNO

= Vг·СNO ·10–6, (8.7.3)

где Vг – объемный расход уходящих влажных продуктов сгорания; определяют в зависимости от энергетического эквивалента газообразного топлива, нм3/ч;

СNO

– концентрация оксидов азота в продуктах сгорания; определяют в зависимости

от коэффициентов, учитывающих влияние конструкций и компоновки горелок, изменения их тепловой мощности, мг/нм3.

Концентрацию вредных веществ Сп, мг/м3, выбрасываемых с продуктами сгорания, вычисляют по формуле

Cп 

i

П 106

.

(8.7.4)

Vпс 3600
Мощность выбросов ЗВ в атмосферу с продуктами сгорания трубчатых печей Мп, г/с, определяют по формуле

Мп = 0,278·Пi. (8.7.5)

п
Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mN, г/кВт·ч, на единицу мощности энер-

гоустановки вычисляют по формуле

mN  3600Mi  1000Пi ,

(8.7.6)

п N N

где N – мощность трубчатой печи, кВт.

п
Удельный выброс ЗВ (массовый выброс) mтг, г/м3, на единицу топливного газа

энергоустановки, вычисляют по формуле

п

mтг  3600Мп  1000Пi ,

(8.7.7)

Qтг

Qтг

где Qтг – объемный расход топливного газа, м3/ч (при 20 С и 0,1013 МПа).
Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации энергоу-

становки Gп, т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю – расходу топливного газа по формуле

Gп = mтг·Q ·10–6, (8.7.8)

п тг

тг

где Q

расход топливного газа за отчетный или планируемый период эксплуатации энер-

гоустановки, м3/период.

Удельные выбросы ЗВ с отходящими газами трубчатых нагревательных печей – подогревателей газа приведены в таблице 8.8.

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Таблица 8.8 – Удельные выбросы загрязняющих веществ с отходящими газами подогревателей газа

Тип установки		ПТПГ-30 ООО «Газпроммаш»	ПГ-30 ОАО «Газстройдеталь»	ПТПГ-30М, ПТПГ-30М-01 ООО «Газпроммаш»	ГПМ-ПТПГ-100 ООО «Газпроммаш», г. Саратов	ГПМ-ПТПГ-200 ООО «Щекинский завод РТО»	ПТПГ-5	ПТПГ-10	ПТГ-15М
Номинальная тепловая производительность, кВт		1080	1500	1080	104	235	170	300	500
Номинальная тепловая производительность, Ккал/ч		930000	1290000	930000	90000	200000	145000	258000	435000
Номинальный расход топливного газа (при Qнр = 8000 ккал/нм3), нм3/ч, не более		65	150	110	33	33	22	36	80
Номинальное/рабочее давление подогреваемого газа, МПа (кгс/см2)		65	61,0	54,5	12–775	12–775	75	75	75
Максимальное давление нагреваемого газа на входе в подогреватель, кгс/см2		75	73,5	108	75	73,5	75	73,5	108
Расход подогреваемого газа, нм3/ч	Номинальный	25000	25000	25000	25000	10000	5000	10000	15000
	Минимальный	7500	3000	15000	2670	2870	2000	4000	6000
	Максимальный	30000	31500	30000	100000	31500	5000	10000	15000
Давление топливного газа перед горелками и запальником, кПа (кгс/см2)		0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,4	0,4	0,7
Температура подогреваемого газа на входе в подогреватель, С		-20	-20	-20	-20	-20	-20	-20	-20
Температура на выходе из подогревателя, С	Топливного газа	25	25	25	25	25	25	25	25
Температура на выходе из подогревателя, С	Пускового газа	15	15	15	15	15	15	15	15
Максимально допустимая температура подогреваемого газа на выходе из подогревателя, С		70	70	70	70	70	70	70	70
Входное давление газа, МПа, не более		7,35	7,35	7,5	7,35	7,35	7,35	7,35	9,8
Площадь поверхности нагрева, м2		11	11,2	6,7	11,5	11,2	11,5	11,2	6,7
Температура продуктов сгорания выхлопной трубы, С		250	200	200	250	200	250	200	200
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы), г/с		0,47	0,99	0,7235	0,2401	0,2171	0,16	0,24	0,5263
Высота выхлопной трубы, м		3–14,4	4,5	8,17	3–14,4	4,5	3–14,4	4,5	8,17
Диаметр выхлопной трубы, м		0,3–0,755	0,755	0,5	0,3–0,755	0,755	0,3–0,755	0,755	0,5
Максимально-разовый выброс, г/с	Оксиды азота суммарно	0,034	0,078	0,057	0,017	0,017	0,012	0,019	0,042
Максимально-разовый выброс, г/с	Углерода оксид	0,019	0,044	0,032	0,010	0,010	0,006	0,011	0,023
Удельный выброс, г/м3топливного газа	Оксиды азота суммарно	0,0049	0,0113	0,0083	0,0025	0,0062	0,0083	0,0068	0,0100
Удельный выброс, г/м3топливного газа	Углерода оксид	0,0027	0,0063	0,0046	0,0014	0,0035	0,0046	0,0038	0,0056
Удельный выброс, г/Ккал	Оксиды азота суммарно	0,00013	0,00022	0,00022	0,00069	0,00031	0,00029	0,00026	0,00035
Удельный выброс, г/Ккал	Углерода оксид	0,00007	0,00012	0,00012	0,00038	0,00017	0,00016	0,00015	0,00019
Удельный выброс, г/кВт	Оксиды азота суммарно	0,113	0,188	0,191	0,595	0,263	0,244	0,226	0,300
Удельный выброс, г/кВт	Углерода оксид	0,063	0,105	0,107	0,332	0,147	0,136	0,126	0,168

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Продолжение таблицы 8.8

Тип установки		ПТПГ-30	ПТПГ-30 АО «Факел»	ПТПГ-30М	PLENTI	«БамакСекометалл»	Секометалл 04-Д-581	GREUSOTLOIRE	ОЗ-Д 523	ГП-606	БП-28
Номинальная тепловая производительность, кВт		1200	1120	1112	1550	215	105	215	215	606	488
Номинальная тепловая производительность, Ккал/ч		1032000	963200	956320	1333000	185000	90700	185000	185000	521200	420000
Номинальный расход топливного газа (при Qнр = 8000 ккал/нм3), нм3/ч, не более		145	115	110	220	90	90	180–200	200	120	87,8
Номинальное/рабочее давление подогреваемого газа, МПа (кгс/см2)		65	61,0	54,5	39,5–49	46–53	97,5	76	62,5–63,5	35–75	35–75
Максимальное давление нагреваемого газа на входе в подогреватель, кгс/см2		75	73,5	100,4	73,5–80	76	110	110	75	82,5	75
Расход подогреваемого газа, нм3/ч	Номинальный	25000	25000	89000	22256	90700	90700	90700	115	160	160
	Минимальный	2670	2870	2870	2500	33000	33000	33000	115	160	160
	Максимальный	31500	31500	31500	49117	90700	90700	90700	115	160	160
Давление топливного газа перед горелками и запальником, кПа (кгс/см2)		0,69	0,6	0,7	145–245	0,5–1,8	0,5–1,08	0,5–1,8	0,69	3	3
Температура подогреваемого газа на входе в подогреватель, С		-20	-20	-20	15	-10	-8	-10+30	-20	-15	-15
Температура на выходе из подогревателя, С	Топливного газа	25	25	25	40–50	70	70	40–45	25	40–75	40–75
Температура на выходе из подогревателя, С	Пускового газа	15	15	15	15	40–50	40–50	40–45	15	50	15
Максимально допустимая температура подогреваемого газа на выходе из подогревателя, С		90	70	70	50–70	90	70	70	70	75	75
Входное давление газа, МПа, не более		7,35	7,35	7,5	7,35–8,0	8	7,5	7,5	75	7,35	7,35
Площадь поверхности нагрева, м2		11,5	11,2	6,7	11,2	11,2	11,2	3,0	–	3,0	3,0
Температура продуктов сгорания выхлопной трубы, С		250	200	200	250	200	200	200	200	200	200
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы), г/с		1,05	0,76	0,72	1,6	0,59	0,59	1,18	1,32	0,79	0,58
Высота выхлопной трубы, м		3–14,4	4,5	8,17	4,5–1	6,09	5,5	6–7	7,5	6,85–10,2	6,85
Диаметр выхлопной трубы, м		0,3–0,755	0,755	0,5	0,3–0,6	0,3	0,2	0,3	0,5	0,2–0,4	0,4
Максимально-разовый выброс, г/с	Оксиды азота суммарно	0,076	0,056	0,057	0,115	0,047	0,047	0,094	0,104	0,063	0,046
Максимально-разовый выброс, г/с	Углерода оксид	0,042	0,034	0,032	0,064	0,026	0,026	0,053	0,058	0,035	0,026
Удельный выброс, г/м3 топливного газа	Оксиды азота суммарно	0,0109	0,0081	0,0023	0,0186	0,0019	0,0019	0,0037	3,2650	1,4085	1,0305
Удельный выброс, г/м3 топливного газа	Углерода оксид	0,0061	0,0048	0,0013	0,0104	0,0010	0,0010	0,0021	1,8261	0,7874	0,5761
Удельный выброс, г/Ккал	Оксиды азота суммарно	0,00026	0,00021	0,00022	0,00031	0,00091	0,00186	0,00182	0,00203	0,00043	0,00039
Удельный выброс, г/Ккал	Углерода оксид	0,00015	0,00013	0,00012	0,00017	0,00051	0,00104	0,00102	0,00114	0,00024	0,00022
Удельный выброс, г/кВт	Оксиды азота суммарно	0,227	0,180	0,186	0,266	0,785	1,608	1,569	1,746	0,372	0,338
Удельный выброс, г/кВт	Углерода оксид	0,127	0,108	0,104	0,149	0,440	0,900	0,879	0,977	0,208	0,189

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Окончание таблицы 8.8

Тип установки		VH20.1600 500- 80.150.1	687 VH 20.1600.500.80.150.1	VN 20.1300	Н 500/2	Нуово-Пиньон
Номинальная тепловая производительность, кВт		1511	687	1511	1550	1550
Номинальная тепловая производительность, Ккал/ч		1300000	591000	1300000	1333000	1333000
Номинальный расход топливного газа (при Qнр = 8000 ккал/нм3), нм3/ч, не более		220	95	220	220	145
Номинальное/рабочее давление подогреваемого газа, МПа (кгс/см2)		55	75	75	39,2	600
Максимальное давление нагреваемого газа на входе в подогреватель, кгс/см2		75	75	75	73,6	75
Расход подогреваемого газа, нм3/ч	Номинальный	22256	18800	22256	22256	22256
	Минимальный	7418	18800	21600	22256	22256
	Максимальный	49117	22244		49117	49117
Давление топливного газа перед горелками и запальником, кПа (кгс/см2)		2,45	2,5	2,45	2,45	1,5
Температура подогреваемого газа на входе в подогреватель, С		-1530	-15	-1530	-1530	-2030
Температура на выходе из подогревателя, С	Топливного газа	40–45	45	40–45	30	45–50
Температура на выходе из подогревателя, С	Пускового газа	40–45	45	40–45	30	45–50
Максимально допустимая температура подогреваемого газа на выходе из подогревателя, С		50	45	50	100	80
Входное давление газа, МПа, не более		7,36	75	7,35	80	7,35
Площадь поверхности нагрева, м2			54,6	6,7	10,4	10,0
Температура продуктов сгорания выхлопной трубы, С		200	250	200	200	200
Расход продуктов сгорания (на срезе выхлопной трубы), г/с		1,45	0,69	1,45	1,45	0,95
Высота выхлопной трубы, м		4,5	7,12	7,12	2,5	6
Диаметр выхлопной трубы, м		0,56	550	0,55	0,3	0,3
Максимально-разовый выброс, г/с	Оксиды азота суммарно	0,115	0,050	0,115	0,115	0,076
Максимально-разовый выброс, г/с	Углерода оксид	0,064	0,028	0,064	0,064	0,042
Удельный выброс, г/м3 топливного газа	Оксиды азота суммарно	0,0186	0,0095	0,0186	0,0186	0,0122
Удельный выброс, г/м3 топливного газа	Углерода оксид	0,0104	0,0053	0,0104	0,0104	0,0068
Удельный выброс, г/Ккал	Оксиды азота суммарно	0,00032	0,00030	0,00032	0,00031	0,00020
Удельный выброс, г/Ккал	Углерода оксид	0,00018	0,00017	0,00018	0,00017	0,00011
Удельный выброс, г/кВт	Оксиды азота суммарно	0,273	0,259	0,273	0,266	0,176
Удельный выброс, г/кВт	Углерода оксид	0,153	0,145	0,153	0,149	0,098

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей

Валовые выбросы ЗВ в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов для горизонтальных, высотных и наземных факельных установок с учетом удельных выбросов ЗВ.

Качественный состав выбросов ЗВ от факельных установок приведен в таблице 8.9.
Мощность выброса метана, оксида углерода, оксидов азота (в пересчете на диоксид азота) и сажи Мф, г/с, вычисляют по формуле

Мф = УВ·Gф, (8.8.1)

где УВ – удельные выбросы i ЗВ, г/г сжигаемой смеси;

Gф – массовый расход сжигаемых углеводородных смесей и природного газа, г/с. Удельные выбросы метана, оксида углерода, оксидов азота определяют по таблице 8.10.

2
Мощность выброса диоксида углерода МСО , г/с, вычисляют по формуле

2

МСО

4

= 0,01·Gф·(3,67·n[C]m + [CO2]m) – МСО – МСН

– МС, (8.8.2)

где n – полнота сгорания углеводородной смеси и природного газа;

[C]m, [CO2]m – массовое содержание углерода и диоксида углерода в сжигаемой смеси,

% маcc.;

4

МСО, МСН , МС – мощность выброса оксида углерода, метана и сажи, г/с.

Содержание диоксида углерода в сжигаемой углеводородной смеси [СО2]m принимают по данным лабораторного анализа.

Удельные выбросы ЗВ на единицу массы сжигаемой смеси при условии бессажевого сжигания и сжигания с выделением сажи принимают по таблице 8.11.

Для углеводородных смесей сернистых газовых и газоконденсатных месторожде-

ний мощность выбросов диоксида серы (SO2), сероводорода (H2S) и меркаптанов (RSH) вычисляют по формулам:

МSO

= 0,02[S]m·Gф·n; (8.8.3)

MH S = 0,01[H2S]m·Gф·(1 – n); (8.8.4)

MRSH = 0,01[RSH]m·Gф·(1 – n), (8.8.5)

где n – полнота сгорания углеводородной смеси (для газовых и газоконденсатных смесей – 0,9984, для углеводородных конденсатов – 0,873).

Содержание сероводорода [H2S]m, меркаптанов [RSH]m, общей серы [S]m в сжигаемой углеводородной смеси принимается по данным лабораторного анализа.

Таблица 8.9 – Состав выбросов загрязняющих веществ от факельных установок

Месторождение	Факельная установка	Сжигаемая смесь	Выбрасываемые вещества
Бессернистое	Горизонтальная, высотная	Некондиционные газовые и газоконденсатные смеси	Оксид углерода (СО)
			Диоксид углерода (СО2)
			Оксиды азота (NOx)
			Метан (СН4)
		Природный газ***	Сажа (С**)
Сернистое			Оксид углерода (СО)
			Диоксид углерода (СО2)
			Оксиды азота (NО *) x
			Метан (СН4)
			Сажа (С**)
			Диоксид серы (SO2)
			Сероводород (H2S)
			Меркаптаны (RSH)
Бессернистое	Наземная	Некондиционный углеводородный конденсат	Оксид углерода (СО)
			Диоксид углерода (СО2)
			* Оксиды азота (NОх )
			Углеводороды по СН4
		Природный газ***	Сажа (С)
Сернистое			Оксид углерода (СО)
			Диоксид углерода (СО2)
			Оксиды азота (NО *) x
			Углеводороды по СН4
			Сажа (С)
			Диоксид серы (SO2)
			Сероводород (H2S)
			Меркаптаны (RSH)
* При горении углеводородной смеси и природного газа образуется оксид азота (NO), который при быстром охлаждении в среде атмосферного воздуха переходит в диоксид азота (NO2). Сажа образуется и контролируется на горизонтальных и высотных установках только в случаях несоблюдения условия бессажевого горения. * При сжигании природного газа на дежурных горелках горизонтальных, высотных и наземных факельных установок сажа не образуется.

Таблица 8.10 – Удельные выбросы загрязняющих веществ от факельных установок

Факельная установка	Сжигаемая смесь	Вредное вещество	Удельные выбросы, г/г сжигаемой смеси
Горизонтальная, высотная	Некондиционные газовые и газоконденсатные смеси	Оксид углерода (СО)	0,0200
		Оксиды азота (NOx) в пересчете на NО2	0,0030
		Метан (СН4) и другие углеводороды (кроме содержащих серу) в пересчете на СН4	0,0005
		Сажа (C)	0,0*
Наземная (яма-амбар)	Некондиционный углеводородный конденсат	Оксид углерода (СО)	0,2500
		Оксиды азота (NОx) в пересчете на NO2	0,0020
		Углеводороды (кроме содержащих серу) в пересчете на СН4	0,0300
		Сажа (C)	0,0300
Горизонтальная, высотная, наземная (дежурные горелки и факельный ствол)	Природный газ	Оксид углерода (СО)	0,0200
		Оксиды азота (NOx) в пересчете на NО2	0,0030
		Метан (СН4) и другие углеводороды (кроме содержащих серу) в пересчете на СН4	0,0005
*При соблюдении условия Wист/Wзв > 0,2 бессажевого горения сажа не выделяется, в противном случае мощность выброса сажи вычисляют при УВсажи = 0,002.

Таблица 8.11 – Удельные выбросы загрязняющих веществ от факельных установок при условии бессажевого сжигания и сжигания с выделением сажи

Удельные выбросы, кг/кг сжигаемой смеси	Бессажевое сжигание	Сжигание с выделением сажи
Оксид углерода	0,020	0,250
Оксиды азота	0,003	0,002
Сажа	–	0,030

Массовый выброс i-го ЗВ от горизонтальных, высотных и наземных факельных установок Пф, т/год, вычисляют по формуле

Пф = 0,0036·ф·Мi, (8.8.6)

где ф – продолжительность работы факельной установки, ч/год;

Мi – мощность выброса i ЗВ, г/с.

ф
Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации горизонтальных, высотных и наземных факельных установок G 1, т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю (расходу топливного газа) по формуле

1 1 –6

Пф =0,0036·1·УВi·Gф = 1·УВi·Gi·10

где УВi – удельные выбросы ЗВ, г/г сжигаемой смеси;

, (8.8.7)

Gф – массовый расход углеводородных смесей и природного газа за отчетный или пла-

нируемый период времени, г/период.

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от дизельгенераторных установок

Расчет параметров выбросов ЗВ в атмосферу для всех типов стационарных дизельных установок (дизель-генераторы, мотопомпы, мотокомпрессоры, мотовентиляторы и т.п.) осуществляют по усредненным значениям удельных выбросов в зависимости от мощности и частоты вращения коленчатого вала дизельного двигателя, от нагрузочно-скоростного режима работы силовой установки и совокупности установившихся дискретных режимов для отчетного (планируемого) периода эксплуатации.

Расчеты выбросов ЗВ, поступающих в атмосферу с отработавшими газами стационар-

ных дизельных установок, выполняют для оксида углерода (СО), оксидов азота (в пересчете на NO2), углеводородов (CH), сажи (C), диоксида серы (SO2), формальдегида (CH2O) и бенз(а)пирена (БП).

55
Мощность выброса стационарной дизельной установки i вещества Мi, г/с, вычисляют по формуле

M  1

 e P ,

(8.9.1)

i 3600

Mi э

M

где e – удельный выброс i ЗВ на единицу полезной работы стационарной дизельной уста-

i

новки на режиме номинальной мощности, г/кВт·ч, определяют по таблице 8.12;

Рэ – эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки, кВт.

э

Массовый выброс от стационарной дизельной установки i вещества за год W ,

т/год, вычисляют по формуле

э т

W  q G 106,

i i

(8.9.2)

где q – удельный выброс i ЗВ на один килограмм дизельного топлива при работе стацио-

нарной дизельной установки с учетом совокупности режимов, составляющих эксплуатационный цикл, г/кг топлива, принимают по таблице 8.13;

Gт – массовый расход топлива стационарной дизельной установкой, кг/год, принимают по отчетным данным об эксплуатации установки.

Таблица 8.12 – Значения удельного выброса загрязняющих веществ на единицу полезной работы для различных групп стационарных дизельных установок

Группы дизельных установок*	Удельный выброс загрязняющих веществ, г/кВт·ч
Группы дизельных установок*	CO	NOx	CH	C	SO2	CH2O	БП
	До капитального ремонта
А	7,2	10,3	3,6	0,7	1,1	0,15	1,3·10–5
Б	6,2	9,6	2,9	0,5	1,2	0,12	1,2·10–5
В	5,3	8,4	2,4	0,35	1,4	0,1	1,1·10–5
Г	7,2	10,8	3,6	0,6	1,2	0,15	1,3·10–5
	После капитального ремонта
А	8,6	9,8	4,5	0,9	1,2	0,2	1,6·10–5
Б	7,4	9,1	3,6	0,65	1,3	0,15	1,5·10–5
В	6,4	8,0	3,0	0,45	1,5	0,12	1,4·10–5
Г	8,6	10,3	4,5	0,75	1,3	0,2	1,6·10–5
*Группы дизельных установок: А – маломощные, быстроходные и повышенной быстроходности (Ne < 73,6 кВт, n = 1000–3000 мин–1); Б – средней мощности, средней быстроходности и быстроходные (Ne = 73,6–736 кВт, n = 500–1500 мин–1); В – мощные, средней быстроходности (Ne = 736–7360 кВт, n = 500–1000 мин–1); Г – мощные, повышенной быстроходности, многоцилиндровые (Ne = 736–7360 кВт, n = 1500–3000 мин–1, i > 30).

Таблица 8.13 – Значения удельного выброса загрязняющих веществ на единицу топлива для различных групп стационарных дизельных установок

Группы дизельных установок	Удельный выброс загрязняющих веществ, г/кг топлива
Группы дизельных установок	CO	NOx	CH	C	SO2	CH2O	БП
	До капитального ремонта
А	30	43	15,0	3,0	4,5	0,6	5,5·10–5
Б	26	40	12,0	2,0	5,0	0,5	5,5·10–5
В	22	35	10,0	1,5	6,0	0,4	4,5·10–5
Г	30	45	15,0	2,5	5,0	0,6	5,5·10–5
	После капитального ремонта
А	36	41	18,8	3,75	4,6	0,7	6,9·10–5
Б	31	38	15,0	2,5	5,1	0,6	6,3·10–5
В	26	33	12,5	1,9	6,1	0,5	5,6·10–5
Г	36	43	18,8	3,15	5,1	0,7	6,9·10–5

дз

Валовый выброс ЗВ за отчетный или планируемый период эксплуатации стационарной дизельной установки G1 , т/период, определяют с учетом удельного выброса ЗВ по основному технологическому показателю (расход топливного газа) по формуле

G1 6

дз = УВi·Gдз·10

где УВi – удельные выбросы ЗВ, г/кг топлива;

, (8.9.3)

Gдз – расход топлива за отчетный или планируемый период эксплуатации, кг/период. Удельные выбросы ЗВ с дымовыми газами дизельных установок приведены в таб-

лице 8.14.

Порядок расчета удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котлоагрегатов

Расчет выбросов ЗВ с выхлопными газами котлов выполняют по технологическим данным исходя из наибольшей нагрузки котельной установки за отчетный период при сжигании природного газа с учетом положений СТО Газпром 2-1.19-307.

Валовые выбросы ЗВ в атмосферу за отчетный (планируемый) период эксплуатации определяют по расчетным параметрам выбросов с учетом удельных выбросов ЗВ с выхлопными газами котлоагрегатов.

Расчет выбросов оксидов азота

Суммарное количество оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, МNО , г/с (т/год), вычисляют по формуле

MNO

i NO2

 Bp  Qr  K r

k t  (1 r )(1

) kп,

(8.10.1)

где Вр – расчетный расход топлива, нм3/с (тыс. нм3/год), при работе котла в соответствии с режимной картой; принимают равным фактическому расходу топлива на котел, Вр = В;

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Таблица 8.14 – Удельные показатели выбросов загрязняющих веществ с дымовыми газами дизельных установок

Показатели	ЭД-60А	ЭД-100А	ЭД-200А, ЭД-200Р-С2, ЭД-200С, АСДА-200	ДГ-200М, АСД-200	ЭД100 (Т400-РПМ2)	ЭД60 (Т400-РП)	ЭД30 (Т400-1РПМ1)	ЭД-6	КАС-500АМ, КАС-500БК	ЭД-5	АСГД-500	ЭД-630С	АСГП-630	АС-630АМ
Мощность номинальная электрическая, кВт	60	100	200	200	100	60	30	315	500	500	500	630	630	630
Напряжение, кВ	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4 (0,69)	0,4	0,4
КПД электрический, %	33,5	32	33,5	34,5	33,5	34,5	34	37	34	37	34	34,5	34	34
Расход топлива, кг/ч	14,6	23,6	47,2	48	25	13,8	8,85	63	106	112	115	138,6	140	130
Расход топлива, м3/ч	0,017	0,027	0,055	0,056	0,029	0,016	0,010	0,073	0,123	0,130	0,134	0,161	0,163	0,151
Расход топлива, г/кВт·ч	243	236	236	240	250	230	295	200	212	224	230	220	222	206
Объемный расход отработавших газов, м3/с	0,34	0,56	1,15	1,02	0,61	0,34	0,21	1,61	2,70	2,79	2,67	3,52	3,41	3,63
Массовые выбросы загрязняющих веществ, г/с
Оксиды азота суммарно (по NO2)	0,174	0,262	0,524	0,533	0,278	0,165	0,106	0,700	1,178	1,244	1,278	1,540	1,556	1,444
Оксид углерода	0,122	0,170	0,341	0,347	0,181	0,115	0,074	0,455	0,766	0,809	0,831	1,001	1,011	0,939
Бенз(а)пирен	0,0000002	0,0000004	0,0000007	0,0000007	0,0000004	0,0000002	0,0000001	0,000001	0,0000016	0,0000017	0,0000018	0,0000021	0,0000021	0,000002
Керосин	0,061	0,079	0,157	0,160	0,083	0,058	0,037	0,210	0,353	0,373	0,383	0,462	0,467	0,433
Оксид серы (в пересчете на SO2)	0,018	0,033	0,066	0,067	0,035	0,017	0,011	0,088	0,147	0,156	0,160	0,193	0,194	0,181
Сажа	0,012	0,013	0,026	0,027	0,014	0,012	0,007	0,035	0,059	0,062	0,064	0,077	0,078	0,072
Формальдегид	0,002	0,003	0,007	0,007	0,003	0,002	0,001	0,009	0,015	0,016	0,016	0,019	0,019	0,018
Удельные выбросы на расход топлива, г/тыс. м3
Оксиды азота суммарно (по NO2)	36,981	34,400	34,400	34,400	34,400	36,979	36,980	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400
Оксид углерода	25,800	22,360	22,360	22,360	22,360	25,800	25,800	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360
Бенз(а)пирен	0,000042	0,000052	0,000046	0,000045	0,000050	0,000045	0,000035	0,000049	0,000047	0,000047	0,000048	0,000047	0,000046	0,000048
Керосин	12,900	10,320	10,320	10,320	10,320	12,900	12,900	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320
Оксид серы (в пересчете на SO2)	3,870	4,300	4,300	4,300	4,300	3,870	3,870	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300
Сажа	2,580	1,720	1,720	1,720	1,720	2,580	2,580	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720
Формальдегид	0,516	0,430	0,430	0,430	0,430	0,516	0,516	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Продолжение таблицы 8.14

Показатели	ЭД-1000С	ЭД-2	ЭД-16 (Т400-1ВП)	ЭД8 (Т400-1ВП)	АД-30	АД-50	АД-60	АД-100	АД-200	Звезда500НК-02МЗ	Звезда630НК-02МЗ	Звезда630НК-03МЗ	Звезда500НК-01МЗ	Звезда630НК-01МЗ
Мощность номинальная электрическая, кВт	1000	1500	16	8	30	50	60	100	200	500	600	630	500	630
Напряжение, кВ	10,5/6,3	10,5/6,3	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
КПД электрический, %	34,7	37,8	33,5	33,5	33,5	33,5	33,5	34	34,5	34	34,5	34	34,5	34
Расход топлива, кг/ч	230	337	5,04	2,48	8,7	14,75	17,82	30	62	114,176	133,8	146,79	113,5	141,75
Расход топлива, м3/ч	0,267	0,392	0,006	0,003	0,010	0,017	0,021	0,035	0,072	0,133	0,156	0,171	0,132	0,165
Расход топлива, г/кВт·ч	230	224	315	310	290	295	297	300	310	223	223	233	227	225
Объемный расход отработавших газов, м3/с	4,64	7,91	0,12	0,06	0,21	0,36	0,43	0,73	1,51	2,77	3,25	3,57	2,76	3,44
Массовые выбросы загрязняющих веществ, г/с
Оксиды азота суммарно (по NO2)	2,236	3,276	0,060	0,030	0,104	0,176	0,213	0,333	0,689	1,269	1,487	1,631	1,261	1,575
Оксид углерода	1,406	2,059	0,042	0,021	0,073	0,123	0,149	0,217	0,448	0,825	0,966	1,060	0,820	1,024
Бенз(а)пирен	0,0000029	0,0000042	7,7E-08	3,7E-08	0,0000001	0,0000002	0,0000003	0,0000005	0,0000009	0,0000017	0,000002	0,0000022	0,0000017	0,0000022
Керосин	0,639	0,636	0,021	0,010	0,036	0,061	0,074	0,100	0,207	0,381	0,446	0,489	0,378	0,473
Оксид серы (в пересчете на SO2)	0,383	0,562	0,006	0,003	0,011	0,018	0,022	0,042	0,086	0,159	0,186	0,204	0,158	0,197
Сажа	0,096	0,140	0,004	0,002	0,007	0,012	0,015	0,017	0,034	0,063	0,074	0,082	0,063	0,079
Формальдегид	0,026	0,037	0,001	0,000	0,001	0,002	0,003	0,004	0,009	0,016	0,019	0,020	0,016	0,020
Удельные выбросы на расход топлива, г/тыс. м3
Оксиды азота суммарно (по NO2)	30,100	30,100	36,980	36,980	36,980	36,980	36,980	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400
Оксид углерода	18,920	18,920	25,800	25,800	25,800	25,800	25,800	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360
Бенз(а)пирен	0,000039	0,000039	0,000047	0,000046	0,000036	0,000042	0,000052	0,000052	0,000045	0,000046	0,000046	0,000046	0,000046	0,000048
Керосин	8,600	5,844	12,900	12,900	12,900	12,900	12,900	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320
Оксид серы (в пересчете на SO2)	5,160	5,160	3,870	3,870	3,870	3,870	3,870	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300
Сажа	1,290	1,290	2,580	2,580	2,580	2,580	2,580	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720
Формальдегид	0,344	0,344	0,516	0,516	0,516	0,516	0,516	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Продолжение таблицы 8.14

Показатели	Звезда-800НК02МЗ	Звезда-1000НК02МЗ	ЭД2/ЭД7	БЭС-630	КАС-500	КАС-630	АС-804Р	ЭД-500Т	Volvo-250
Мощность номинальная электрическая, кВт	800	1005	1500	630	500	630	630	500	250
Напряжение, кВ	0,4	0,4	6,3/10,5	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
КПД электрический, %	34,5	34,5	38,3	93,5	32	94	94	93,5	34,5
Расход топлива, кг/ч	178,4	216,075	325,5	151,2	100	122,9	154,4	120	55
Расход топлива, м3/ч	0,207	0,251	0,378	0,176	0,116	0,143	0,180	0,140	0,064
Расход топлива, г/кВт·ч	223	215	217	240	200	195	245	240	220
Объемный расход отработавших газов, м3/с	4,33	5,25	7,91	3,75	3,04	3,44	3,75	2,91	1,34
Массовые выбросы загрязняющих веществ, г/с
Оксиды азота суммарно (по NO2)	1,734	2,101	3,165	1,680	1,111	1,366	1,716	1,333	0,611
Оксид углерода	1,090	1,320	1,989	1,092	0,722	0,888	1,115	0,867	0,397
Бенз(а)пирен	0,0000022	0,0000027	0,0000041	0,0000023	0,0000015	0,0000019	0,0000024	0,0000018	0,0000008
Керосин	0,496	0,600	0,904	0,504	0,333	0,410	0,515	0,400	0,183
Оксид серы (в пересчете на SO2)	0,297	0,360	0,543	0,210	0,139	0,171	0,214	0,167	0,076
Сажа	0,074	0,090	0,136	0,084	0,056	0,068	0,086	0,067	0,031
Формальдегид	0,020	0,024	0,036	0,021	0,014	0,017	0,021	0,017	0,008
Удельные выбросы на расход топлива, г/тыс. м3
Оксиды азота суммарно (по NO2)	30,100	30,100	30,100	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400
Оксид углерода	18,920	18,920	18,920	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360
Бенз(а)пирен	0,000038	0,000039	0,000039	0,000047	0,000046	0,000048	0,000048	0,000046	0,000045
Керосин	8,600	8,600	8,600	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320
Оксид серы (в пересчете на SO2)	5,160	5,160	5,160	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300
Сажа	1,290	1,290	1,290	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720
Формальдегид	0,344	0,344	0,344	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430

СТО Газпром 2-1.19-540-2011

Окончание таблицы 8.14

Показатели	Воля-200	Звезда-630НК	Звезда-1000НК	АС-814Р	М-640	АС-804/1	АС-814	ДЭС-200	ЭГД-200С
Мощность номинальная электрическая, кВт	200	630	1000	500	630	630	630	200	200
Напряжение, кВ	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
КПД электрический, %	94	34,5	34,5	93,5	34,5	34,5	94	94	33,5
Расход топлива, кг/ч	46	139,9	225	122,5	132,93	150,57	154,35	51	72
Расход топлива, м3/ч	0,053	0,163	0,262	0,142	0,155	0,175	0,179	0,059	0,084
Расход топлива, г/кВт·ч	230	222	225	245	211	239	245	255	360
Объемный расход отработавших газов, м3/с	1,12	3,40	5,47	2,98	3,23	3,66	3,75	1,07	1,15
Массовые выбросы загрязняющих веществ, г/с
Оксиды азота суммарно (по NO2)	0,511	1,554	2,188	1,361	1,477	1,673	1,715	0,567	0,800
Оксид углерода	0,332	1,010	1,375	0,885	0,960	1,087	1,115	0,368	0,520
Бенз(а)пирен	0,0000007	0,0000021	0,0000028	0,0000019	0,000002	0,0000023	0,0000024	0,0000008	0,0000011
Керосин	0,153	0,466	0,625	0,408	0,443	0,502	0,515	0,170	0,240
Оксид серы (в пересчете на SO2)	0,064	0,194	0,375	0,170	0,185	0,209	0,214	0,071	0,100
Сажа	0,026	0,078	0,094	0,068	0,074	0,084	0,086	0,028	0,040
Формальдегид	0,006	0,019	0,025	0,017	0,018	0,021	0,021	0,007	0,010
Удельные выбросы на расход топлива, г/тыс. м3
Оксиды азота суммарно (по NO2)	34,400	34,400	30,100	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400	34,400
Оксид углерода	22,360	22,360	18,920	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360	22,360
Бенз(а)пирен	0,000047	0,000046	0,000039	0,000048	0,000047	0,000047	0,000048	0,000049	0,000047
Керосин	10,320	10,320	8,600	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320	10,320
Оксид серы (в пересчете на SO2)	4,300	4,300	5,160	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300	4,300
Сажа	1,720	1,720	1,290	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720	1,720
Формальдегид	0,430	0,430	0,344	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430	0,430

Q r

K r

i – низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм3;

NO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж;

k – безразмерный коэффициент, учитывающий конструкцию горелки (для всех дутьевых горелок напорного типа k = 1,0; для горелок инжекционного типа k = 1,6; для горелок двухступенчатого сжигания k = 0,7);

t – безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения;

 – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образова-

ние оксидов азота; определяют с учетом относительной тепловой нагрузки котла (при фактических и номинальных значениях тепловой нагрузки и паропроизводительности котла) и концентрации кислорода в дымовых газах (в общем случае равен 1,225; при работе котла в соответ-

ствии с режимной картой  = 1);

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

 – безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру;

kп – коэффициент пересчета; при определении выбросов в граммах в секунду kп = 1,

при определении выбросов в тоннах в год kп = 10–3.

Удельный выброс оксидов азота при сжигании газа К r

NO2

, г/МДж, для паровых

котлов вычисляют по формуле

K

r NO2

 0,01

D  0,03,

(8.10.2)

где D – фактическая паропроизводительность котла, т/ч.

Удельный выброс оксидов азота для водогрейных котлов вычисляют по формуле

K

r NO2

 0,013

Q т  0,03,

(8.10.3)

где Qт – фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу с учетом расхода топлива, МВт.

62

СТО Газпром 2-1.19-540-2011