Приложение № 1 к приказу Министра окружающей среды и водных ресурсов Республики Казахстан от 12 июня 2014 года № 221-Ө

1. Настоящая Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на объектах транспорта и хранения газа разработана с целью установления единых подходов к нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для объектов газотранспортной системы магистральных газопроводов: подземных хранилищ газа (ПХГ), компрессорных станций (КС), газораспределительных станций (ГРС), - на основе унифицированных методов определения параметров газовых потоков и концентраций вредных веществ в выбросах.

2.Положения настоящей Методики позволяют применять единые методологические подходы в определении норм предельно допустимых выбросов (ПДВ) для действующих и вновь проектируемых объектов транспортировки, хранения и распределения газа потребителям.

3.   Характеристика ПХГ. ПХГ предназначены для хранения газа в пласте (период откачки газа) и подачи его из пласта потребителям (период отбора газа). Эксплуатация технологических установок ПХГ зависит от сезона потребления газа, и имеет циклический характер.

4.Производительность ПХГ зависит от активного объема газа хранилища. Условно различают три группы хранилищ: 1-ая - малой производительности до 1 млрд. м3  газа; 2-ая - средней производительности - 1 - 3 млрд. м3  газа, 3-я - большой производительности - более 3 млрд. м3  газа.

5.Газохранилище состоит из следующих основных гидравлических связанных элементов: пласта, равнины соединительных газопроводов, аппаратов используемых при очистке и охлаждении, КС и ГРС (пункта редуцированных газов.)

6.Характеристика КС. КС предназначены для перекачки газа по магистральным газопроводам. Эксплуатация технологических установок КС зависит от режима работы линейной части, а состав и количество вредных веществ, поступающих в атмосферу зависит от тепла и числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

7.Производительность КС зависит от установочной суммарной мощности ГПА. Условно различают три группы КС: 1 - малой производительности с суммарной установленной мощностью до 100 мВт; 2 - средней производительности - 100-200 мВт; 3 - большой производительности - более 200 мВт.

8.КС состоит из следующих технологически связанных основных объектов: линейной части газопровода, установки осушки по охлаждению газа, компрессорного цеха и пункта редуцирования газа.

9.Котельная, участок водоснабжения, масляное хозяйство, воздушные компрессоры, контрольно-измерительные приборы, связь, электроснабжение, канализация относятся к вспомогательным газотранспортным объектам отрасли.

10.Вредными веществами на КС являются газ и продукты его сгорания. Выделение газа обусловлено эпизодическими технологическими операциями, предусмотренными регламентом (продувка аппаратов, шлейфов, газопроводов, скважин и т.д.), и разгерметизацией оборудования.

Выделение продуктов сгорания обусловлено работой ГПА, трубомоторгенераторов, котлоагрегатов, огненных испарителей и работой факельного хозяйства. Выделение газа и продуктов сгорания поступает в атмосферу через организованные источники выброса.

11. Источниками выбросов газа на КС и ГРС являются продувочные свечи аппаратов (пылеуловителя, фильтроаппараты, контакторы), свечи пуска и разгрузки ГПА, свечи дегазации, вентиляционные шахты и т.д. 

Источниками выбросов продуктов сгорания газа являются выхлопные трубы ГПА, турбомотогенераторов, дымовые трубы котлоагрегатов, огневых испарителей и т.д.

12. Статьи затрат газа на технологические операции, связанные с выделением газа в атмосферу на ПХГ и КС приведены в таблице 1 и [2 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

Нормативы затрат газа на технологические операции при создании и эксплуатации ПХГ составляют 1,0 - 1,2 в период вывода хранилища на режим и 0,6-0,7 в период эксплуатации (в % от объема транспортируемого газа).

В настоящее время на ряде КС и ПХГ внедрены малорасходные или безрасходные схемы продувки аппаратов, а большинство скважин испытывается без выбросов в атмосферу.

13.Постоянные выбросы газа, газа в атмосферу на ПХГ и КС нет. Они носят эпизодический характер (таблица 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике). Продолжительность работы ГПА определяется режимом эксплуатации КС. В таблице 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике приведены усредненные показателя надежности работы каждого типа ГПА.

14.Основными загрязнителями воздушного бассейна при эксплуатации ПХГ и КС являются углеводороды, окислы азота, окись углерода, и, если природный газ содержит соединения серы, то меркаптаны, сероводород и сернистый ангидрид.

15.   Основными операциями, связанными с выбросами природного газа в атмосферу, являются продувка и стравливание газа из аппаратов, а также, связанными с выбросами дымовых газов в атмосферу, сжигание газа в камерах сгораниях ГПА, топках котлоагрегатов, огневых испарителей и на факелах.

16.Расчет выбросов природного газа при продувке сепарирующих установок.

17. При продувке жидкости из сепарирующих установок газ поступает из аппарата в дренажную линию определенной длины   , диаметром d, с гидравлическим сопровождением   и через накопительную емкость конденсата направляется на свечу.

Весовой расход газа при длине дренажной линии   - 100 м и различных диаметрах может быть рассчитан по упрощенным формулам, представленным в таблице 4 согласно приложению 1 к настоящей Методике, выведенных из формулы (таблица 11), согласно приложению 1 к настоящей Методике.

18.Индивидуальные исходные нормы расхода газа на одну продувку пылеуловителя и конденсатосборника (Но пк) представлены в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике, в которой нормы определяются по формуле (таблица 12, согласно приложению 1 к настоящей Методике) при следующих условиях: время закрытия крана t = 10 с, давление газа в пылеуловителе (конденсатосборнике) Ра = 5,4 МПа, температура газа Та = 293 К, объем удаленного стабильного конденсата

  = 1м3 

19.Расчет объема выброса при стравливании газа из метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов на свечу (м3 ) осуществляют по формуле:

          (3.1.)

где Vk  - герметический объем метанольниц, шлейфов и соединительных газопроводов (м3 ), длиной   (м) с сечением ПR2  (м2 ), в которой находится газ при давлении Ра  и температуре tа  и равен S= ПD2 /4;

Ро  , t0  - атмосферное давление (МПа) и температура газа при 0о С;

Ро  , t0  - давление (МПа) и температура (0о С) в соответствующем оборудовании или сооружении.

D - диаметр оборудования, м ;

Z - коэффициент сжимаемости газа (рисунок 1, согласно приложению 2 к настоящей Методике). Время стравливания газа из участка соединительного газопровода через свечу определяют по графику на рисунок 2, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

На графике приняты следующие обозначения: 

Dвн  - внутренний диаметр соединительного газопровода (м); dвн  - внутренний диаметр продувочной свечи (м); 

т - отношение рабочего сечения крана на продувочной свече к сечению продувочной свечи; 

  - длина участка газопровода (м); 

р - давление в газопроводе (атм); 

t - время опорожнения участка газопровода (мин.).

При других значениях m, отличных от приведенных на графике, пересчет времени стравливания участка газопровода (мин.) осуществляет по формуле

t''=t* (3.2.)

где t - время опорожнения участка газопровода при m= 0,4. 

Графический расчет объема выброса газа в атмосферу из участков газопровода различной длины приведен, на рисунок 3, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Индивидуальные исходные нормы расхода газа на продувку 1 км газопровода диаметром dr- (через свечи) представлены в таблице 6 согласно приложению 1 к настоящей Методике, в которой использована формула (таблица 13) согласно приложению 1 к настоящей Методике при следующих условиях: снижение давления газа с 5,5 МПа до 1,0 МПа, средняя температура Тср = 293 К.

20.Определение объема газа, выбрасываемого в атмосферу при продувке скважин.

При продувке скважин объем стравливаемого газа V1  (м3 /сут) определяется по способу бокового статистического давления:

       V1=396*D2         (3.3)