9.2.4 На этапе подготовки к выполнению измерений эмиссии метана формируют исследовательские рабочие группы из специалистов организаций заказчика и исполнителя работ и оснащают их СИ в соответствии с положениями раздела 8. 9.2.5 Специалисты исследовательской группы, изучив технологические схемы объекта исследования, отмечают на них все потенциальные источники утечек, составляют и согласовывают в установленном порядке рабочие маршруты исследовательских групп. Например: группа 1 - обнаружение утечек и измерение их объемов на свечах узла подключения КС; группа 2 - обнаружение утечек и измерение их объемов на арматуре, оборудовании узла подключения КС. 9.3 Порядок проведения инструментальных исследований утечек метана от арматуры и свечей9.3.1 В соответствии с технологической схемой производственного объекта, с целью обнаружения значительных утечек проводят первичное обследование арматуры и свечей с использованием следующих неинструментальных методов: - визуальный осмотр наземного оборудования, расположенного на открытых площадках, в боксах и производственных помещениях исследуемых объектов; обработка мыльной пеной потенциально негерметичных узлов оборудования; - визуальный осмотр промышленной площадки и охранной зоны исследуемых объектов, при котором анализируются состояние грунтовки и окраски наземных металлических конструкций, цвета растительности и состояние почв, например вдоль трассы газопроводов и вокруг подземных частей крановых узлов; - прослушивание характерного для утечки звукового фона, в частности продувочных свечей, в положении свечных кранов «закрыто»; - осязание нехарактерного для технологического процесса изменения температуры оборудования. 9.3.2 В соответствии с технологической схемой, с целью более тщательного обнаружения утечек проводят инструментальное обследование арматуры и свечей. Инструментальное обнаружение утечек метана от источников, перечисленных в таблице 4.1, проводят контактным зондированием поверхности оборудования (потенциального источника утечки) или газового потока в устье свечи с подветренной стороны с использованием газоанализаторов метана. Первичную информацию, полученную по результатам обнаружения утечек, заносят в рабочие протоколы в соответствии с приложением Б, в которых указывают: наименование технологической линии (узла), места утечки, его характеристику, причину утечки, концентрацию СН4 при зондировании, возможность ликвидации утечки и т.д. 9.3.3 Порядок работ при инструментальном определении объема эмиссии метана с единичной утечкой природного газа от арматуры состоит из следующих последовательных операций. 9.3.3.1 Локализация места проявления утечки с помощью измерительной камеры с калиброванными отверстиями для притока воздуха в камеру и забора газовой смеси из нее. В случае измерения параметров единичной утечки от арматуры допускается локализация утечки с помощью полиэтиленовой пленки, как показано на рисунке 9.2 и в таблице 9.2. 9.3.3.2 Аспирация газовой смеси из измерительной камеры с помощью оборудования по отсосу газа, перечень которого приведен в таблице 9.3. 9.3.3.3 Прямое измерение фактической концентрации метана в аспирируемой газовой смеси с помощью газоанализатора в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.3. 9.3.3.4 Прямое измерение фактического объема газового потока с использованием газового счетчика в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.3. 9.3.3.5 Прямое измерение фактической температуры газовой смеси с использованием термометров или преобразователя температуры в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.3. 9.3.3.6 Прямое измерение атмосферного давления с помощью барометра или использование данных (на момент выполнения измерений), предоставленных соответствующим региональным гидрометеобюро Гидрометцентра России Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (Росгидромет). 9.3.3.7 Определение по результатам измерений параметров газового потока фактического и приведенного к нормальным условиям объема неорганизованных эмиссий метана с единичной утечкой природного газа. 9.3.4 Порядок работ при инструментальном определении объема эмиссии метана с группой утечек природного газа от технологического объекта (например, газораспределительной станции), узла (например, линейного кранового узла) или нескольких единиц арматуры состоит из следующих последовательных операций. 9.3.4.1 Локализация группы мест проявления утечек с помощью измерительной палатки (каркас из сборно-разборных металлических конструкций, полиэтиленовое покрытие) в соответствии со схемой, представленной на рисунке 9.3 и в таблице 9.4. 9.3.4.2 Аспирация газового потока из измерительной камеры с помощью оборудования по отсосу газа, в соответствии с перечнем, представленным в таблице 9.5. 9.3.4.3 Прямое измерение скорости аспирируемой газовой смеси с помощью СИ в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.5. Рисунок 9.2 - Схема установки для измерения параметров единичной утечки от арматуры (обозначения к схеме приведены в таблице 9.2) Таблица 9.2 - Обозначения к рисунку 9.2
Таблица 9.3 - Перечень оборудования (типовой комплект № 1), используемого для прямых измерений параметров единичной утечки от арматуры*
Примечание - * Измерение параметров утечек от трубопроводной и технологической арматуры: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регулирующая. В состав этой группы входят разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцы, муфты, резьбовые и сварные соединения). Рисунок 9.3 - Схема установки для измерения параметров группы (нескольких) утечек от арматуры (обозначения к схеме приведены в таблице 9.4) Таблица 9.4 - Обозначения к рисунку 9.3
Таблица 9.5 - Перечень оборудования (типовой комплект № 2), используемого для прямых измерений параметров группы утечек от арматуры*
Примечание - * Измерение параметров утечек от трубопроводной и технологической арматуры: запорная, предохранительная, обратного действия, отсечная, конденсатоотводящая, регулирующая. В состав этой группы входят разъемные и неразъемные соединения арматуры (фланцы, муфты, резьбовые и сварные соединения). 9.3.4.4 Прямое измерение фактической температуры газового потока с использованием термометра или преобразователя температуры в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.5. 9.3.4.5 Прямое измерение атмосферного давления с помощью барометра или использование данных, на момент выполнения измерений предоставленных соответствующим региональным гидрометеобюро Росгидромета. 9.3.4.6 Определение по результатам измерений параметров газового потока фактического и приведенного к нормальным условиям интегрального (суммарного) объема неорганизованных эмиссий метана с несколькими (группой) утечками природного газа. 9.3.5 Порядок работ при инструментальном определении объема эмиссии метана с утечкой природного газа из устья свечи в положении свечного крана «закрыто» состоит из следующих последовательных операций. 9.3.5.1 Монтаж на устье свечи измерительного патрубка с целью обеспечения требований ГОСТ 17.2.4.06 к измерительному сечению в соответствии со схемой, представленной на рисунке 9.4 и таблице 9.6. 9.3.5.2 Прямое измерение фактической концентрации метана в естественном газовом потоке из свечи с помощью газоанализатора в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7. 9.3.5.3 Прямое измерение скорости неаспирируемого (естественного) газового потока из свечи в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7. 9.3.5.4 Прямое измерение скорости неаспирируемого (естественного) газового потока из свечи в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7. 9.3.5.5 Прямое измерение фактической температуры газового потока с использованием термометра или преобразователя температуры в составе комплекта оборудования, перечень которого приведен в таблице 9.7. 9.3.5.6 Прямое измерение атмосферного давления с помощью барометра или использование данных, на момент выполнения измерений предоставленных соответствующим региональным гидрометеобюро Росгидромета. 9.3.5.7 Определение по результатам измерений параметров газового потока фактического и приведенного к нормальным условиям объема неорганизованных эмиссий метана с утечкой природного газа из устья свечи. Рисунок 9.4 - Схема установки для измерения параметров утечки из устья свечи (обозначения к схеме - в таблице 9.6) Таблица
9.6 - Обозначения к рисунку 9.4
9.4.1 Операции при проведении измерений параметров утечек метана выполняют в следующей последовательности: - монтаж измерительной линии; - оборудование измерительного сечения; - установка СИ; - приведение оборудования в рабочее состояние; - регистрация показаний СИ. 9.4.2 Операции при проведении измерений параметров обнаруженной единичной утечки метана выполняются в следующем порядке. 9.4.2.1 Собирают измерительную линию из полиэтиленовых или алюминиевых гофрированных или обычных труб, соединяемых хомутами в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 9.2. 9.4.2.2 В измерительной линии оборудуют измерительное сечение А-А в соответствии с ГОСТ 17.2.4.06. Измерительное сечение А-А выбирают на прямом участке газохода на достаточном расстоянии от мест, где изменяется направление потока газа (колена, отводы и т.д.). Отрезок прямого участка газохода L = L1 + L2 должен составлять не менее 4¸5 эквивалентных диаметров Dэ. Отрезок прямого участка газохода до измерительного сечения L1 должен быть длиннее отрезка за измерительным сечением L2. Отношение длин отрезков газохода до измерительного сечения и за ним устанавливают в соотношении 3:1. Если условие минимальной длины не может быть обеспечено, то следует предусмотреть увеличение количества точек измерения в два раза. 9.4.2.3 Входной патрубок измерительной линии прикрепляют скотчем или проволокой к арматуре 2 выше места проявления обнаруженной утечки 1. 9.4.2.4 Арматуру изолируют (укрывают) полиэтиленовой пленкой 3 с калиброванными отверстиями для доступа воздуха при аспирации газовой смеси (локализующая камера). 9.4.2.5 Выходной патрубок измерительной линии соединяют последовательно с оборудованием для отсоса газовой среды 4 и газовым счетчиком 5. 9.4.2.6 В измерительном сечении А-А устанавливают зонды СИ 6 для измерения, температуры и концентрации метана в аспирируемом газовом потоке. 9.4.2.7 Приводят в рабочее состояние СИ (подзарядка, установка «ноль» и т.д.). 9.4.2.8 Включают оборудование для отсоса газа 4, которое аспирирует газовую смесь из локализирующей утечку камеры 3 по измерительной линии в атмосферу. 9.4.2.9 В сечении А-А измеряют температуру, давление и концентрацию метана в газовой смеси, снимают показания газового счетчика по расходу смеси. 9.4.3 Операции при проведении измерений параметров группы (нескольких) обнаруженных утечек метана выполняются в следующем порядке. 9.4.3.1 Собирают измерительную линию из труб большего диаметра в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 9.3. 9.4.3.2 Технологический узел накрывают измерительной палаткой 3 локализирующей утечки. 9.4.3.3 В измерительной линии оборудуют измерительное сечение А-А в соответствии с подпунктом 9.4.2.2. 9.4.3.4 Включают оборудование для отсоса газа 4, которое аспирирует газовую смесь из палатки 3 по измерительной линии в атмосферу. 9.4.3.5 В сечении А-А измеряют с помощью СИ 5 концентрацию метана, температуру и скорость в аспирируемом потоке газовой смеси. 9.4.4 Операции при проведении измерений утечек, обнаруженных на свечах, выполняют в следующем порядке. 9.4.4.1 Собирают установку в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 9.4. 9.4.4.2 Изготавливают измерительный патрубок 4, диаметр которого на 2-4 мм больше наружного диаметра свечи 3, в устье которой обнаружено наличие утечки метана, длина патрубка - 1,0¸1,5 м. 9.4.4.3 Оборудуют в измерительном патрубке измерительное сечение А-А в соответствии с ГОСТ 17.2.4.06. По осям измерительного сечения выполняют отверстия для зондов СИ 8: анемометра, термометра и газоанализатора метана. 9.4.4.4 Устанавливают лестницу или подъемное устройство 7, обеспечивающие доступ к устью свечи 3. Патрубок закрепляют на устье свечи хомутом 6. 9.4.4.5 В сечении А-А измеряют: концентрацию СН4, скорость, температуру газового потока. 9.4.5 Измерения параметров утечек от запорной арматуры и свечей проводят после стабилизации показаний СИ концентрации СН4 в газовом потоке в соответствии с РД 52.04.186-89 [10] в течение 20 мин. Результаты усредняют за период измерения, данные заносят в соответствующие графы таблиц рабочих протоколов (смотри приложение Б). 10 Порядок подготовки и проведения инструментального определения объемов организованных выбросов метана от систем уплотнений газоперекачивающих агрегатов10.1 Инструментальное определение объемов организованных выбросов метана из свечей систем уплотнений ГПА выполняют аналогично инструментальному определению объемов утечек от свечей. 10.2 Подготовку измерений параметров организованного выброса метана из свечей системы уплотнений нагнетателей ГПА выполняют в соответствии с 9.1; 9.2. 10.3 Проведение измерений параметров организованного выброса метана из свечей системы уплотнений нагнетателей ГПА выполняют в соответствии с 9.3.1; 9.3.2; 9.3.5 и схемой, приведенной на рисунке 9.4. 10.4 Для измерения параметров (концентрации СН4, скорости и температуры газовой среды) организованных выбросов СН4 из свечей систем уплотнения ГПА применяют СИ в соответствии с данными таблиц 9.6; 9.7. 10.5 Перед измерением параметров утечки от свечи систем уплотнения «масло-газ» газовая проба должна очищаться на фильтре от паров масла. 11 Порядок подготовки и проведения инструментального определения объемов организованных выбросов метана в составе отходящих газов энерготехнологических агрегатов11.1 Для отбора и консервации газовых проб используют стеклянные газовые пипетки. 11.2 Для определения концентрации метана в отходящих газах используют СИ, технические и метрологические характеристики которых приведены в таблице А.4 (приложение А). 11.3 Измерения параметров продуктов сгорания проводят на нескольких режимах работы агрегата (не менее трех) в диапазоне нагрузок от 50 % до 100 %. 11.4 Отбор и консервация проб отходящих газов должны производиться на объекте исследования. При этом определение концентрации в отходящих газах СН4 должно производиться в стационарных лабораторных условиях. 11.5 Все используемые СИ должны быть поверены (калиброваны) в установленном порядке. Допускается измерение концентраций метана непосредственно в потоке отходящих газов с использованием соответствующих СИ. 11.6 Подготовка к выполнению измерений объемов организованных выбросов метана с отходящими газами ГПА проводится в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-038 (раздел 5). 11.7 В случае двухпоточных систем газоходов энерготехнологических агрегатов (например, в ГПА типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТНР-16, ГТК-25ИР, ГТНР-25И) отбор проб газовых потоков должен проводиться отдельно в каждом выхлопном газоходе, с последующим осреднением результатов. 11.8 Подготовку мест для отбора проб отходящих газов производят на остановленном агрегате. 11.9 Отбор проб продуктов сгорания производят через отверстия диаметром 12 мм в выхлопной (дымовой) трубе (шахте) агрегата. Глубина размещения зонда в газоходе должна быть в пределах от 300 до 500 мм. В соответствии с ГОСТ Р ИСО 11042 не допускается отбор проб газа в устье выхлопной (дымовой) трубы. Допускается отбор проб в сечениях до или после регенераторов (рекуператоров) и (или) котлов-утилизаторов при их наличии в составе ГПА. При двухпоточной выхлопной системе (например, в ГПА типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТНР-16, ГТК-25ИР, ГТНР-25И) измерения параметров газовых потоков проводят в каждом выхлопном газоходе, а результаты измерений усредняют. 11.10 При проведении измерений параметров продуктов сгорания одновременно на режимах испытаний проводят регистрацию основных теплотехнических показателей работы энерготехнологических ГПА, например в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 11.1. Типовой перечень регистрируемых и измеряемых параметров эксплуатации ГПА приведен в приложении В. 12 Операции обработки и вычисления результатов измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром»12.1 Процедура обработки результатов измерения параметров неорганизованных эмиссий метана с утечками состоит из двух этапов: документирования и архивирования данных измерений; расчетного определения объемов утечек метана от арматуры по измеренным параметрам. 12.1.1 Документирование и архивирование результатов измерений фактических параметров утечек природного газа (метана) проводят в следующей последовательности: а) заносят значения измеренной концентрации метана при обнаружении утечки: - на арматуре в соответствующие строки и графы формата рабочего протокола № 2, приведенного в приложении Б; - на свечах - в соответствующие строки и графы формата рабочего протокола № 4, приведенного в приложении Б; б) выполняют в соответствии с технологической схемой, представленной в приложении Г, привязку обнаруженной утечки к оборудованию, ее идентификацию и кодирование; в) в процессе проведения измерений параметров обнаруженной утечки регистрируют их фактические (текущие) значения, данные заносят в соответствующие строки и графы форматов рабочих протоколов: по арматуре - № 3.1 и 3.2, по свечам № 4 (смотри приложение Б); 12.1.2 Расчетное определение объемов утечек метана от арматуры по измеренным параметрам выполняют в следующем порядке: - определяют расход газовой смеси по результатам прямого измерения объема единичной утечки метана от арматуры Q1(г), м3/ч, по формуле где пкон - конечное показание счетчика, м3; пнач - начальное показание счетчика, м3; t - период времени, в течение которого проводится измерение, ч;
Рисунок 11.1 - Схема регистрации основных технологических параметров ГПА - определяют объемный расход метана от единичной утечки, м3/ч, по формуле где - концентрация метана в газовой смеси, % объемные. 12.1.3 Расход газовой смеси при измерении суммарного объема группы (нескольких) утечек метана от арматуры (Q2(г), м3/ч, вычисляют по формуле где p = 3,14, б/р; dвн - внутренний диаметр линии в измерительном сечении, м; u2(г) - скорость газового потока в измерительном сечении, м/с. Объемный расход метана от группы (нескольких) утечек метана , м3/ч, вычисляют по формуле, аналогичной формуле (12.2) , (12.4) 12.1.4 Расход газовой смеси при измерении объема утечки метана от свечи Q3(г), м3/ч, вычисляют по формуле, аналогичной формуле (12.3), (12.5) где p = 3,14; dсв.вн - внутренний диаметр свечи, м; u3(г) - скорость газового потока в измерительном сечении, м/с. Объем утечки метана от свечи определяется аналогично формулам (12.2) и (12.4). 12.1.5 Фактические объемные расходы газовой смеси и метана от арматуры и свечей приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и Р = 0,1013 МПа) по формуле где - объемные расходы газовой смеси и/или метана, приведенные к нормальным условиям, м3/сут; - рассчитанные объемные расходы газовой смеси и/или метана, м3/ч; В - барометрическое давление в период измерений, МПа; tг - температура газовой смеси, °С. Примеры расчетов объемных расходов утечек метана по их измеренным параметрам приведены в приложении Д. 12.2 Обработку и вычисления результатов измерений параметров и объемов организованных выбросов метана в составе продуктов сгорания выполняют в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038 (раздел 7). 13 Требования к оформлению результатов измерений13.1 Результаты инструментального определения объемов утечек оформляют отдельно по каждому типу источников (арматура, свечи) и основным типам технологических узлов: скважины; установки комплексной подготовки газа; дожимные компрессорные станции, компрессорные станции; линейная часть магистральных газопроводов, газоизмерительные станции, газораспределительные станции. 13.1.1 Результаты по всем этапам исследований оформляют в форматах таблиц в соответствии с СТО Газпром 027 (раздел 7). 13.1.2 По результатам исследований составляют акт, в котором указывают дату выполнения исследований, кем выполнены измерения, кратко излагают объем выполненных работ, перечисляют объекты исследований. К акту прилагают перечень использованных СИ с их подробной характеристикой, технологические схемы, программу исследований, типовые таблицы с результатами. Акт подписывают руководители и члены исследовательской группы, руководители и инженерно-технический персонал организации, участвовавшие в исследованиях. 13.2 Результаты инструментального определения объемов организованных выбросов метана от свечей уплотнений ГПА оформляют аналогично положениям, изложенным в 13.1. 13.3 Результаты инструментального определения объемов организованных выбросов метана в составе продуктов сгорания оформляют в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038 (раздел 7) и РД 51-167-92 (раздел 3) [6]. 14 Требования к квалификации оператора14.1 К выполнению обнаружения и измерения объемов утечек метана допускают лиц, достигших 18 лет, прошедших курсы обучения, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших инструкции по эксплуатации применяемых СИ и вспомогательных устройств. 14.2 Квалификация оператора для выполнения измерений должна быть не ниже лаборанта III разряда в соответствии с СТО Газпром 10. 14.3 К выполнению обнаружения и измерения объемов утечек метана допускается персонал, прошедший специальную подготовку. 15 Требования к обеспечению безопасности работ, в том числе экологической безопасности15.1 Лица, выполняющие измерения, должны пройти обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004. 15.2 Измерения должны выполняться специалистами в специальной одежде и обуви по ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575. 15.3 СИ и вспомогательное оборудование для отсоса газа, применяемые при выполнении измерений, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.0. 15.4 При выполнении измерений должны выполняться требования пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004, электробезопасности по ГОСТ 12.1.019, взрывобезопасности по ГОСТ 12.1.010. 15.5 Работы при обследовании оборудования должны выполняться при соблюдении требований ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.061, ВРД 39-1.10-006-2000* [11], ПБ 08-624-03 [12], ВРД 39-1.10-069-2002* [13], ВППБ 01-04-98 [14]. 15.6 Работы на высоте должны выполняться в соответствии с СНиП III-42-80 [14]. В период проведения замеров должны быть исключены любые технологические операции на свечных кранах и других типах арматуры. 15.7 Все работы исследовательских групп по измерению объемов утечек газа проводят в присутствии инженерно-технического персонала объекта, ответственного за технику безопасности.
Приложение
А
|
Наименование оборудования |
Наименование параметров |
Единицы измерения |
Диапазон |
1 Течеискатели газоанализаторы - измерители концентраций метана |
Концентрация метана |
% об. |
0-1 0-5 0-20 0-100 |
2 Измерители скорости газовых потоков |
Скорость газового потока |
м/с |
От 0,2 до 40,0 |
3 Термометр |
Температура газовой смеси |
°С |
От -30 до 0 От 0 до +50 |
4 Манометр дифференциальный |
Давление атмосферное |
кПа |
От 80 до 110 |
Вспомогательное оборудование |
|||
5 Измерительный патрубок |
Диаметр |
мм |
Наружный диаметр свечи + 2 |
6 Сетка |
Диаметр свечи |
мм |
Внутренний диаметр свечи |
7 Устройство для прикрепления измерительного патрубка на устье свечи (например, хомут) |
Диаметр |
мм |
Наружный диаметр свечи + 3 |
8 Устройство, обеспечивающее возможность выполнения измерений на высоте более 1,5 м (например, лестница, автоподъемник и т.д.) |
Высота |
мм |
Не менее 1500 |
9.4 Операции при проведении измерений параметров утечек метана
Наименование СИ |
Метрологические характеристики СИ концентраций метана |
Технические характеристики СИ |
|||||||
Диапазон измерений, % объемные |
Пределы основной допускаемой погрешности |
Тип датчика |
Способ отбора проб |
Диапазон рабочих температур, °С |
Время непрерывной работы, ч |
Масса, г |
|||
D |
пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, % объемные |
||||||||
g |
пределы допускаемой приведенной основной погрешности |
||||||||
d |
пределы допускаемой относительной погрешности |
||||||||
НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ФАРМЭК» |
|||||||||
Газоанализатор ФП 12 |
0,0-2,5 |
D |
1,00±0,40 |
Термокаталитический |
Микро-компрессор |
От -20 до +50 |
8 |
430 |
|
Измеритель довзрывных концентраций горючих газов ИДК 95.1 |
0-5 |
D |
-"- |
Термокаталитический |
Микро-компрессор |
От -20 до +40 |
8 |
800 |
|
Течеискатель газа подземных газопроводов ТПГ-94 |
0,001-2,500 |
D |
-"- |
Термокаталитический |
Диффузионный |
От -10 до +40 |
8 |
1000 |
|
Газоанализатор ФП 11.2 |
0,0-2,5 |
D |
±0,25 |
Термокаталитический |
Микро-компрессор |
От -20 до +50 |
8 |
430 |
|
Газоанализатор ФП 11.1 |
0,0-2,5 |
D |
±0,25 |
Термокаталитический |
Микро-компрессор |
От -20 до +50 |
8 |
430 |
|
Индикатор утечки газа ФТ-02 |
0,03-0,10 |
D |
±0,25 |
Полупроводниковый |
Диффузионный |
От -10 до +50 |
5 |
200 |
|
Газоанализатор ФП21 |
0-5 |
D |
1,00±0,40 |
Полупроводниковый |
Диффузионный |
От -30 до +50 |
8 |
300 |
|
ОАО «РОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ «ЭЛЕКТРОНСТАНДАРТ» |
|||||||||
Многокомпонентный газоанализатор ПГАМ-ЕХ |
0-5 |
|
|
Оптический |
Микро-компрессор |
От -5 до +45 |
8 |
|
|
Течеискатель горючих газов ТГП-11 |
0,001-1,000 |
|
|
Полупроводниковый |
Диффузионный |
От -25 до +50 |
10 |
300 |
|
Персональный газоанализатор со сменными датчиками ПГА-200 |
0-5 |
D |
±(0,1+0,04С) |
Оптический |
Диффузионный |
От -20 до +40 |
20 |
300 |
|
Многокомпонентный портативный газоанализатор ПГА-100 |
0-5 |
D |
±(0,1+0,04С) |
Оптический |
Два варианта: диффузионный; микрокомпрессор |
От -20 до +40 |
16 |
600 |
|
Модифицированный ПГА-М-31 |
0,0-4,4 |
D |
±0,2 |
Оптический |
Микро-компрессор |
От -30 до +40 |
16 |
600 |
|
|
Газоанализаторы портативные ПГА |
0-5 |
g |
±5 |
Оптический |
Диффузионный |
От -30 до +35 |
16 |
600 |
ФГУ СПО «АНАЛИТПРИБОР» |
|||||||||
Переносной оптический газоанализатор горючих газов СГГ-35И-М |
0,00-5,25 |
D |
±0,25 |
Оптико-абсорбционный |
Микро-компрессор |
От -30 до +50 |
8 |
1600 |
|
Переносной сигнализатор горючих газов СГГ-20-02М |
0,00-9,99 |
D |
±0,25 |
Термохимический |
Диффузионный |
От -20 до +50 |
9 |
300 |
|
Переносной шахтный газоанализатор метана АМТ-03 |
0,0-2,5 |
D |
±0,1 |
Термохимический в диапазоне измерения от 0 до 2,5 % об. |
Диффузионный |
От -10 до +40 |
9 |
240 |
|
|
5-100 |
D |
±3,0 |
Термокондуктометрический в диапазоне измерения от 5 до 100 % об. |
|
|
|
|
|
Индикатор - течеискатель горючих газов ИТ-М |
0,01-1,00 |
- |
- |
Термохимический |
Диффузионный |
От -30 до +40 |
7 |
500 |
|
НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ - «НПЦ АТБ» |
|||||||||
Газоанализатор серии М 01 |
0,0-2,5 |
D |
±0,1 |
- |
Диффузионный |
От -10 до +40 |
10 |
250 |
|
5-100 |
D |
- |
- |
|
|
|
|||
Газоанализатор серии М 01 (исполнение 2) |
0-100 |
D |
±3,0 |
- |
Диффузионный |
От -10 до +40 |
17 |
250 |
|
Портативный газоанализатор метана СН4 «Марш-В» |
0-5 |
- |
- |
- |
Диффузионный |
От -30 до +50 |
30 |
140 |
|
Мультигазовые переносные газоанализаторы «Комета» |
0-5 |
- |
- |
- |
Принудительный или диффузионный |
От -30 до +50 |
30 |
800 |
|
Сигнализатор СГ-1 |
0-3 |
D |
±0,2 |
Каталитический |
Микро-компрессор |
От -10 до +40 |
32 |
670 |
|
Сигнализатор СМ-4 |
0-5 |
- |
- |
Каталитический |
Диффузионный |
От -20 до +50 |
8 |
150 |
|
Сигнализатор СК-2 |
0-3 |
D |
±0,25 |
Термохимический |
Диффузионный |
От -20 до +45 |
24 |
450 |
|
Газоанализатор горючих и токсичных газов переносной «ОКА-МТ» |
0,5-10,0 |
D |
±0,25 |
- |
Диффузионный |
От -20 до +40 |
- |
1150 |
|
Газоанализатор суммы горючих газов «Хоббит -Т-СН4» |
0,22-2,55 |
d |
25 |
- |
Диффузионный |
От -40 до +50 |
- |
440 |
|
Сигнализатор суммы горючих газов переносной «ОКА-М» |
0,5-5,0 |
d |
25 |
- |
Диффузионный |
От -20 до +40 |
- |
420 |
|
Газоанализатор суммы горючих газов «ОКА-92М» |
0,5-10,0 |
d |
25 |
- |
Диффузионный |
От -20 до +40 |
- |
820 |
|
Индивидуальный автоматический газосигнализатор игс-3к |
0,5-2,0 |
- |
- |
Термохимический |
Диффузионный |
От -20 до +40 |
6 |
2000 |
Примечание - Прочерки в ячейках таблицы означают отсутствие данных на момент введения в действие настоящего стандарта.
Таблица А.2 - Метрологические и технические
характеристики средств измерения объема газовой среды
Наименование СИ
Метрологические характеристики средств
измерений объема газовой среды
Технические характеристики средств
измерений
Изготовитель
Диапазон измерений,
м3/ч
Пределы допускаемой относительной
погрешности d
Принцип действия
Цена деления младшего разряда, м/с
(чувствительность,
м3/ч)
Диапазон рабочих температур, °С
Масса, г
1 Счетчик газа УБСГ 002
0,16-25,00
±3,0 % в диапазоне расходов Qmin<Q< 10 Qmin; ±1,5 % в диапазоне
10Qmin<Q<10Qmax
Принцип действия счетчика заключается в
измерении времени распространения ультразвукового сигнала по потоку газа и
против потока газа
(0,032)
От -40 до +50
3000
ООО «ТД «Автоматика». Адрес: 214031, г.
Смоленск, ул. Индустриальная, 9. Тел./факс: (4812) 61-16-75 www.tdautomatika.ru/ cont.htm
2 Расходомер-счетчик газа ВРСГ-1
0,16-25,00
Предел относительной погрешности измерения
объема рабочего газа, приведенного к нормальным условиям: не более ±1,3 %
Измерение частоты образования вихрей,
возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела
0,1
От -35 до +50
15000
ООО фирма «Инкор». Адрес: 607220,
Нижегородская обл., г. Арзамас, пр. Ленина, 125. Тел./факс: +7 (83147)
6-15-80 офисный.
Мобильный: +7-920-250-7635. Электронная
почта: sales@apz.ru
3 Счетчик газа СГ16МТ
СГ16МТ-100-30-С
10-100
±2%
Использование энергии потока газа для
вращения чувствительного элемента счетчика -турбинки
0,1
От -40 до +50
5000
СГ16МТ-100-30-С (2; 4)
8-160
±2%
0,05
4 Ротационный счетчик газа RVG 16-65
0,5-100
Основная относительная погрешность
счетчика:
±2%
Вытеснение строго определенного объема газа
вращающимися роторами
(0,1)
От -30 до +70
15000
-
5 Электроаспиратор ПУ-1ЭП
Не более 24
±5%
Измерение постоянного перепада давления с преобразованием
измеряемой величины в различного вида выходные сигналы
-
От -10 до +40
4000
«MEDLEX». Адрес: 350010, г. Краснодар, ул. Зиповская, 5, корп. 33. Телефон:
(861) 2-791-000, 2-523-521, 2-522-585
www.medlex.ru/company/
contacts/
6 Электроаспиратор ОП-280-ТЦ
0,03-0,24
±5%
Измерение постоянного перепада давления с
преобразованием измеряемой величины в различного вида выходные сигналы
-
От -10 до +40
4000
7
PROline Prowirl
3-19700
<1 %
Измерение частоты образования вихрей,
возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела
-
-
-
ЗАО «Автоматика-Север» (Санкт-Петербург) -
поставщик современных систем и средств автоматизации для всех отраслей
промышленности. E-mail: as@avtsev.spb.ru. http://www.avt.com.ru/
8 Расходомеры-счетчики газа, ТУРГАС
ПРГ-100
20-100
±1 %
Использование энергии потока газа для
вращения чувствительного элемента счетчика - турбинки
-
-
12000
ООО «ПКФ «Теплогаз-Центр». Адрес: Москва, Ленинградский
пр., д. 35. Тел./факс: (495) 937-63-43 http://www.tg-c.ru
ПРГ-200
40-200
±1,5%
-
-
20000
9 Счетчик газа РГ
ПГ-К-40
3-60
±2,5%
Вытеснение строго определенного объема газа
вращающимися роторами
-
-
12000
ООО «ВАРТ».
Адрес: ул. А. Невского, д. 34, 69067,
Запорожье, Украина. Тел.: +380 (612) 340383, тел/факс: 490217
E-mail:
vart@comint.net
ПГ-К-100
6-125
±1,5%
-
-
28500
Наименование СИ |
Метрологические характеристики средств измерений объема газовой среды |
Технические характеристики средств измерений |
Изготовитель |
||||||
Диапазон измерений, м3/ч |
Пределы допускаемой относительной погрешности d |
Принцип действия |
Цена деления младшего разряда, м/с (чувствительность, м3/ч) |
Диапазон рабочих температур, °С |
Масса, г |
||||
1 Счетчик газа УБСГ 002 |
0,16-25,00 |
±3,0 % в диапазоне расходов Qmin<Q< 10 Qmin; ±1,5 % в диапазоне 10Qmin<Q<10Qmax |
Принцип действия счетчика заключается в измерении времени распространения ультразвукового сигнала по потоку газа и против потока газа |
(0,032) |
От -40 до +50 |
3000 |
ООО «ТД «Автоматика». Адрес: 214031, г. Смоленск, ул. Индустриальная, 9. Тел./факс: (4812) 61-16-75 www.tdautomatika.ru/ cont.htm |
||
2 Расходомер-счетчик газа ВРСГ-1 |
0,16-25,00 |
Предел относительной погрешности измерения объема рабочего газа, приведенного к нормальным условиям: не более ±1,3 % |
Измерение частоты образования вихрей, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела |
0,1 |
От -35 до +50 |
15000 |
ООО фирма «Инкор». Адрес: 607220, Нижегородская обл., г. Арзамас, пр. Ленина, 125. Тел./факс: +7 (83147) 6-15-80 офисный. Мобильный: +7-920-250-7635. Электронная почта: sales@apz.ru |
||
3 Счетчик газа СГ16МТ |
СГ16МТ-100-30-С |
10-100 |
±2% |
Использование энергии потока газа для вращения чувствительного элемента счетчика -турбинки |
0,1 |
От -40 до +50 |
5000 |
||
СГ16МТ-100-30-С (2; 4) |
8-160 |
±2% |
0,05 |
|
|
||||
4 Ротационный счетчик газа RVG 16-65 |
0,5-100 |
Основная относительная погрешность счетчика: ±2% |
Вытеснение строго определенного объема газа вращающимися роторами |
(0,1) |
От -30 до +70 |
15000 |
- |
||
5 Электроаспиратор ПУ-1ЭП |
Не более 24 |
±5% |
Измерение постоянного перепада давления с преобразованием измеряемой величины в различного вида выходные сигналы |
- |
От -10 до +40 |
4000 |
«MEDLEX». Адрес: 350010, г. Краснодар, ул. Зиповская, 5, корп. 33. Телефон: (861) 2-791-000, 2-523-521, 2-522-585 www.medlex.ru/company/ contacts/ |
||
6 Электроаспиратор ОП-280-ТЦ |
0,03-0,24 |
±5% |
Измерение постоянного перепада давления с преобразованием измеряемой величины в различного вида выходные сигналы |
- |
От -10 до +40 |
4000 |
|||
7 PROline Prowirl |
3-19700 |
<1 % |
Измерение частоты образования вихрей, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела |
- |
- |
- |
ЗАО «Автоматика-Север» (Санкт-Петербург) - поставщик современных систем и средств автоматизации для всех отраслей промышленности. E-mail: as@avtsev.spb.ru. http://www.avt.com.ru/ |
||
8 Расходомеры-счетчики газа, ТУРГАС |
ПРГ-100 |
20-100 |
±1 % |
Использование энергии потока газа для вращения чувствительного элемента счетчика - турбинки |
- |
- |
12000 |
ООО «ПКФ «Теплогаз-Центр». Адрес: Москва, Ленинградский пр., д. 35. Тел./факс: (495) 937-63-43 http://www.tg-c.ru |
|
ПРГ-200 |
40-200 |
±1,5% |
- |
- |
20000 |
||||
9 Счетчик газа РГ |
ПГ-К-40 |
3-60 |
±2,5% |
Вытеснение строго определенного объема газа вращающимися роторами |
- |
- |
12000 |
ООО «ВАРТ». Адрес: ул. А. Невского, д. 34, 69067, Запорожье, Украина. Тел.: +380 (612) 340383, тел/факс: 490217 E-mail: vart@comint.net |
|
|
ПГ-К-100 |
6-125 |
±1,5% |
- |
- |
28500 |
|||
Примечание - Прочерки в ячейках таблицы означают отсутствие данных на момент разработки настоящего стандарта.
Таблица А.3 - Метрологические и технические
характеристики средств измерения скорости газового потока.
Наименование СИ
Измеряемый параметр
Метрологические характеристики средств
измерений скорости газового потока
Технические характеристики средств
измерений
Координаты
Диапазон измерений,
м3/ч
Пределы основной допускаемой погрешности:
Первичный преобразователь
Цена деления младшего разряда, м/с
(чувствительность, м/с)
Время непрерывной работы, ч
Масса, г
D
пределы допускаемой абсолютной основной
погрешности
d
пределы допускаемой относительной
погрешности
1 Анемометр переносной рудничный АПР-2
Скорость, м/с
0,1-20,0
D
±(0,1+0,05V)
Крыльчатка, термосенсор
0,05
(0,01 в диапазоне измерений от 0,2 до 1,99)
700
600
ИГТМ НАНУ, Украина, г. Днепропетровск http://ecotechinvest.narod.ru
Температура, °С
От +5 до +60
(0,1 в диапазоне измерений от 2,0 до 20,0)
2 Анемометр «Электрон-стандарта» МЭС-200
Скорость, м/с
0,1-20,0
D
±(0,5+0,05V)
Крыльчатка, термосенсор
-
-
12-5
±600
ОАО «РНИИ «ЭЛЕКТРОНСТАНДАРТ»
Адрес: 196143, Санкт-Петербург, пл. Победы, 2;
www. elstandart.spb.ru.
(Администрация:
тел. +7 (812) 373-33-81, 373-03-68, факс +7
(812) 373-52-53). E-mail: info@elstan-dart.spb.ru
Температура, °С
От -20 до +60
-
-
3 Анемометр портативный акустический АПА-1
Скорость, м/с
0,02-30,00
d
От -40 до +60
Термосенсор
-
-
8
675
Лаборатория средств аэрологического
контроля SiR Sensor основана на базе кафедры электротехники Московского
государственного горного университета.
Адрес: 119991, Москва, Ленинский пр-т, д.
6, оф. 231. Тел: (495) 236-9531 Факс: (495) 237-9467 Электронная почта:
lab@sirsensor.ru
4 Анемометр малых скоростей АМС-02
Скорость ветра, м/с
0,1-30,0
d
±(0,1+0,05V)м/с
Крыльчатка
-
0,1
-
500
Научно-производственное предприятие
«КРАН-СЕРВИС». Адрес: Россия, 142608, г. Орехово-Зуево, ул. Иванова, д. 6.
Тел./факс (с 9.00 до 18.00 по моск.)
8 (0964) 23-41-47, для Московской области и
Москвы код 8 (24)
5 Электронный анемометр ТАММ-20
Скорость, м/с
0,02-30,00
d
±(0,05+0,06V)
Термосенсор
-
-
-
1500
ФГУП «Уральский научно-исследовательский
институт метрологии» Адрес: 620100, г. Екатеринбург, а/я 760, Тел./факс: (343)
358-92-23; 233-15-10, 350-21-68.
E-mail:
andronik@r66.ru
Температура, °С
От -5 до +100
d
± 1
Термопары
-
-
-
6 Термоанемометр - термометр
микропроцессорный ТТМ-2
Скорость ветра, м/с
0,01-50,00
d
±5
Термосенсор
-
0,01
10
600
Открытое акционерное общество «Практик-НЦ».
Адрес: 124460, Москва, Зеленоград, а/я 13, ОАО «Практик-НЦ» Тел/факс: (495)
531-10-00, 531-77-00, 531-76-76. Тел. 506-58-35, 506-40-21,505-42-22.
E-mail:
pnc@pnc.ru
Температура, °С
От -40 до +60
d
±1
Термопары
-
0,1
20
Наименование СИ |
Измеряемый параметр |
Метрологические характеристики средств измерений скорости газового потока |
Технические характеристики средств измерений |
Координаты |
|||||||
Диапазон измерений, м3/ч |
Пределы основной допускаемой погрешности: |
Первичный преобразователь |
Цена деления младшего разряда, м/с (чувствительность, м/с) |
Время непрерывной работы, ч |
Масса, г |
||||||
D |
пределы допускаемой абсолютной основной погрешности |
||||||||||
d |
пределы допускаемой относительной погрешности |
||||||||||
1 Анемометр переносной рудничный АПР-2 |
Скорость, м/с |
0,1-20,0 |
D |
±(0,1+0,05V) |
Крыльчатка, термосенсор |
0,05 |
(0,01 в диапазоне измерений от 0,2 до 1,99) |
700 |
600 |
ИГТМ НАНУ, Украина, г. Днепропетровск http://ecotechinvest.narod.ru |
|
Температура, °С |
От +5 до +60 |
|
|
|
|
(0,1 в диапазоне измерений от 2,0 до 20,0) |
|
|
|||
2 Анемометр «Электрон-стандарта» МЭС-200 |
Скорость, м/с |
0,1-20,0 |
D |
±(0,5+0,05V) |
Крыльчатка, термосенсор |
- |
- |
12-5 |
±600 |
ОАО «РНИИ «ЭЛЕКТРОНСТАНДАРТ» Адрес: 196143, Санкт-Петербург, пл. Победы, 2; www. elstandart.spb.ru. (Администрация: тел. +7 (812) 373-33-81, 373-03-68, факс +7 (812) 373-52-53). E-mail: info@elstan-dart.spb.ru |
|
Температура, °С |
От -20 до +60 |
|
|
|
- |
- |
|
|
|||
3 Анемометр портативный акустический АПА-1 |
Скорость, м/с |
0,02-30,00 |
d |
От -40 до +60 |
Термосенсор |
- |
- |
8 |
675 |
Лаборатория средств аэрологического контроля SiR Sensor основана на базе кафедры электротехники Московского государственного горного университета. Адрес: 119991, Москва, Ленинский пр-т, д. 6, оф. 231. Тел: (495) 236-9531 Факс: (495) 237-9467 Электронная почта: lab@sirsensor.ru |
|
4 Анемометр малых скоростей АМС-02 |
Скорость ветра, м/с |
0,1-30,0 |
d |
±(0,1+0,05V)м/с |
Крыльчатка |
- |
0,1 |
- |
500 |
Научно-производственное предприятие «КРАН-СЕРВИС». Адрес: Россия, 142608, г. Орехово-Зуево, ул. Иванова, д. 6. Тел./факс (с 9.00 до 18.00 по моск.) 8 (0964) 23-41-47, для Московской области и Москвы код 8 (24) |
|
5 Электронный анемометр ТАММ-20 |
Скорость, м/с |
0,02-30,00 |
d |
±(0,05+0,06V) |
Термосенсор |
- |
- |
- |
1500 |
ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» Адрес: 620100, г. Екатеринбург, а/я 760, Тел./факс: (343) 358-92-23; 233-15-10, 350-21-68. E-mail: andronik@r66.ru |
|
Температура, °С |
От -5 до +100 |
d |
± 1 |
Термопары |
- |
- |
- |
|
|||
6 Термоанемометр - термометр микропроцессорный ТТМ-2 |
Скорость ветра, м/с |
0,01-50,00 |
d |
±5 |
Термосенсор |
- |
0,01 |
10 |
600 |
Открытое акционерное общество «Практик-НЦ». Адрес: 124460, Москва, Зеленоград, а/я 13, ОАО «Практик-НЦ» Тел/факс: (495) 531-10-00, 531-77-00, 531-76-76. Тел. 506-58-35, 506-40-21,505-42-22. E-mail: pnc@pnc.ru |
|
Температура, °С |
От -40 до +60 |
d |
±1 |
Термопары |
- |
0,1 |
20 |
|
|||
Примечание - Прочерки в ячейках таблицы означают отсутствие данных на момент разработки настоящего стандарта.
Таблица А.4 - Типовой перечень СИ измерения
концентраций метана в продуктах сгорания
Тип прибора
Принцип измерения
Метрологические и технические характеристики
наименование
численное значение и размерность
Газоанализатор Testo-350S
Пламенно-ионизационный
Разрешение
10 млн-1
Диапазон измерения концентрации метана
100-40000 млн-1
Погрешность
< 10 % от измеренного значения
Масса
3,2 кг
Газоанализатор многофункциональный ПГА-М-31
Оптический
Диапазон измерения концентрации СН4
0-7000 мг/м3
Время установления показаний
Не более 30 с
Рабочий диапазон температур
От -30 до +40 °С
Время непрерывной работы без подзарядки
аккумулятора
8 ч
Габариты
285´125´140 мм
Масса
2,5кг
Газовый хроматограф Chrom-5
Газовая хроматография
Пределы измерения концентрации СН4
0¸100 % об.
Тип прибора |
Принцип измерения |
Метрологические и технические характеристики |
|
наименование |
численное значение и размерность |
||
Газоанализатор Testo-350S |
Пламенно-ионизационный |
Разрешение |
10 млн-1 |
Диапазон измерения концентрации метана |
100-40000 млн-1 |
||
Погрешность |
< 10 % от измеренного значения |
||
Масса |
3,2 кг |
||
Газоанализатор многофункциональный ПГА-М-31 |
Оптический |
Диапазон измерения концентрации СН4 |
0-7000 мг/м3 |
Время установления показаний |
Не более 30 с |
||
Рабочий диапазон температур |
От -30 до +40 °С |
||
Время непрерывной работы без подзарядки аккумулятора |
8 ч |
||
Габариты |
285´125´140 мм |
||
Масса |
2,5кг |
||
Газовый хроматограф Chrom-5 |
Газовая хроматография |
Пределы измерения концентрации СН4 |
0¸100 % об. |
Примечание - Для отбора проб могут применяться другие СИ с характеристиками, удовлетворяющими приведенным в таблице.
Приложение
Б
(обязательное)
Рабочие протоколы исследовательской группы о результатах обнаружения и измерения эмиссий природного газа (метана)
Рабочий протокол № 1 - Общие сведения (с примером заполнения)
Дочернее общество |
ООО «Пермтрансгаз» |
Структурное подразделение дочернего общества |
ЛПУ МГ |
Технологический объект |
КС № 1, КЦ № 1 |
Технологический узел |
Узел очистки технологического газа |
Дата проведения измерений |
07.06.2004 г. |
Наименование обследованного технологического узла и оборудования |
Узел очистки технологического газа |
|
Арматура |
Свечи |
|
Состав группы специалистов, выполнивших измерения (Ф.И.О.) |
Иванов И. И. Петров И. И. |
Сидоров М.М. Николаев А.А. |
Количество скринингов (поисков утечек) |
Более 1200 ед. арматуры |
20 |
Количество обнаруженных утечек |
4 утечки (Рабочий протокол № 2) |
1 утечка (Рабочий протокол № 4) |
Количество утечек, параметры которых измерены |
4 утечки, в том числе: 1 утечка (Рабочий протокол № 3.1); 3 утечки (Рабочий протокол № 3.2) |
1 утечка (Рабочий протокол № 4) |
Примечание (комментарии): |
|
|
Соответствующие установки (планы, чертежи и т.д.) |
Схема узла очистки технологического газа |
|
Подписи специалистов, выполнивших измерения |
Рабочий протокол № 2 - Арматура. Характеристики обнаруженных утечек природного газа (метана)
Место проведения измерений (наименование объекта номер/наименование технологического узла, цеха) |
Объект № 1, КЦ № 1. Узел очистки технологического газа |
Дата измерений: 07.06.2004 г. |
Средства обнаружения утечки (измерения концентрации СН4 при обнаружении утечки) |
Газоанализатор: Янски № J3, ПГА-200, ФП 11.2 |
Прочее: атмосферное давление 0,1022 МПа |
Номер обнаруженной утечки |
Краткое описание обнаруженной утечки (наименование и номер по технологической схеме арматуры, места и причины утечки) |
Условный проход, диаметр, Ду, мм |
Давление, Ру, атм |
Концентрация метана при обнаружении утечки |
Единицы измерения |
Наименование прибора |
Примечание |
1 |
ФС-2, из-под обшивки кожуха крана 102-55 |
100 |
75 |
3,1 |
% об. |
ФП 11.2 |
Утечка измерена И1(1). Результаты измерения приведены в Протоколе № 3.1 |
2 |
Дренажная линия СК-6, по штоку крана 102-41 |
200 |
75 |
4,8 |
% об. |
ПГА-200 |
Проведен замер И2 (2, 3, 4) группы утечек. Результаты измерения приведены в Протоколе № 3.2 |
3 |
Дренажная линия СК-6, по штоку крана 102-42 |
200 |
75 |
4,9 |
% об. |
ПГА-200 |
|
4 |
Дренажная линия СК-6, по шпильке крана 102-41 |
200 |
75 |
5,0 |
% об. |
ПГА-200 |
|
Подписи специалистов, выполнивших измерения |
Рабочий протокол № 3.1 - Арматура. Характеристики измеренных параметров единичных утечек природного газа (метана)
Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла) |
ООО «Пермтрансгаз», ЛПУ МГ КС № 1, КЦ № 1 Узел очистки технологического газа |
Дата измерений: 07.06.2004 г. |
Средства измерения параметров утечки |
Газоанализатор GFG 1, газовый счетчик Термометр, барометр |
Атмосферное давление 0,1022 МПа |
Номер измеренной утечки в соответствии с Протоколом № 2 |
Показание счетчика |
Время замера t, ч |
Температура газовой смеси tгв, °с |
Измеренная концентрация метана |
Единицы измерения |
Наименование газоанализатора |
Примечание |
|
начальное пнач, м3 |
конечное пкон, м3 |
|||||||
И1(1) |
434,2 |
435,4 |
0,05 |
4,0 |
0,55 |
% объемные |
GFG1 |
|
Подписи специалистов, выполнивших измерения |
Рабочий протокол № 3.2 - Арматура. Характеристики измеренных параметров группы (нескольких) утечек природного газа (метана)
Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла) |
ООО «Пермтрансгаз», ЛПУ МГ КС № 1, КЦ № 1 Узел очистки технологического газа |
Дата измерений: 07.06.2004 г. |
Средства измерения параметров утечки |
Газоанализатор: Янски № J1, GFG 1, Термоанемометр МК-2 |
Атмосферное давление 0,1022 МПа |
Номер измеренной утечки в соответствии с Протоколом № 2 |
Скорость газовой смеси uгв, м/с |
Диаметр патрубка в измерительном сечении dвн, мм |
Температура газовой смеси tгв, °С |
Измеренная концентрация метана , % об. |
Наименование газоанализатора |
Примечание |
И2 (2, 3, 4) |
6,9 |
200 |
4,5 |
0,3 |
GFG-1 |
|
Подписи специалистов, выполнивших измерения |
Рабочий протокол № 4 - Свечи. Характеристики обнаруженных и измеренных утечек природного газа (метана)
Место проведения измерений (наименование газопровода, отметка трассы, номер кранового узла) |
ООО «Пермтрансгаз», ЛПУ МГ КС № 1, КЦ № 1 Узел очистки технологического газа |
Дата измерений: 07.06.2004 г. |
Средства измерения параметров утечки |
Газоанализатор ФП 11.2, GFG 1, Термоанемометр МК-2 |
Атмосферное давление 0,1022 МПа |
Номер утечки, обнаруженной и/или измеренной |
Наименование и номер свечи по технологической схеме |
Диаметр патрубка в измерительном сечении dвн, мм |
Скорость газовой смеси uгв, м/с |
Температура газовой смеси tгв, °С |
Измеренная концентрация метана , % об. |
Наименование газоанализатора |
Примечание |
c1 (Ис1) |
ФС-1, свеча стравливания 102-25 |
50 |
0,1 |
4,5 |
0,5 |
ФП 11.2 |
Утечка измерена (Ис1) |
Подписи специалистов, выполнивших измерения |
Приложение В
(обязательное)
Типовой
перечень регистрируемых и измеряемых параметров эксплуатации газоперекачивающих
агрегатов
Наименование параметра
Обозначение
Единица измерения
Примечание
Барометрическое давление
Ра
МПа
Данные метеостанции или барометр-анероид
Температура атмосферного воздуха
tа
°С
Система автоматизированного управления
агрегата
Относительная влажность атмосферного воздуха
j
%
Данные метеостанции
Температура воздуха на входе в компрессор
t3
°С
Система автоматизированного управления
агрегата. При отсутствии замера рассчитывается по формуле
t3 = tа + 2,5°С
Температура отработавших газов в штатной точке
измерения
tшт
°с
Система автоматизированного управления
агрегата
Частота вращения компрессора высокого
давления
nвд
об/мин
То же
Частота вращения компрессора низкого
давления
nнд
об/мин
- " -
Частота вращения силовой турбины
nст
об/мин
- " -
Избыточное давление воздуха за компрессором
высокого давления
P4
МПа
- " -
Объемные доли или процентное содержание
компонент отходящих газов:
метан
СН4
ррm
Переносной газоанализатор или отбор проб
для дальнейшего анализа в лабораторных условиях
кислород
O2
%
- " -
Наименование параметра |
Обозначение |
Единица измерения |
Примечание |
Барометрическое давление |
Ра |
МПа |
Данные метеостанции или барометр-анероид |
Температура атмосферного воздуха |
tа |
°С |
Система автоматизированного управления агрегата |
Относительная влажность атмосферного воздуха |
j |
% |
Данные метеостанции |
Температура воздуха на входе в компрессор |
t3 |
°С |
Система автоматизированного управления агрегата. При отсутствии замера рассчитывается по формуле t3 = tа + 2,5°С |
Температура отработавших газов в штатной точке измерения |
tшт |
°с |
Система автоматизированного управления агрегата |
Частота вращения компрессора высокого давления |
nвд |
об/мин |
То же |
Частота вращения компрессора низкого давления |
nнд |
об/мин |
- " - |
Частота вращения силовой турбины |
nст |
об/мин |
- " - |
Избыточное давление воздуха за компрессором высокого давления |
P4 |
МПа |
- " - |
Объемные доли или процентное содержание компонент отходящих газов: |
|||
метан |
СН4 |
ррm |
Переносной газоанализатор или отбор проб для дальнейшего анализа в лабораторных условиях |
кислород |
O2 |
% |
- " - |
Примечание - В качестве штатной точки измерения температуры отработавших газов могут быть использованы сечения перед турбиной высокого давления, перед или после силовой турбины и др.
Приложение Г
(справочное)
Технологическая схема узла очистки технологического газа
ПУ |
Пылеуловитель |
ПК |
Предохранительный клапан |
102-44 |
Технологический номер оборудования |
ск |
Скруббер |
кц |
Компрессорный цех |
dy-70 |
Размер внутреннего диаметра оборудования |
ФС |
Фильтр-сепаратор |
БПТГ |
Блок подготовки топливного газа |
Г 700 |
Газопровод внутреннего диаметра 700 |
кип |
Контрольно-измерительные приборы |
ГПА |
Газоперекачивающие агрегаты |
К 200 |
Конденсатопровод внутреннего диаметра 200 |
Приложение
Д
(рекомендуемое)
Примеры расчета объемов утечек природного газа (метана) от арматуры и свечей
Д.1 Пример расчета объема единичной утечки природного газа (метана) от арматуры.
Утечка обнаружена из-под обшивки кожуха крана 102-55 ФС-2.
Определяют расход газовой смеси по формуле (12.1)
м3/ч,
где пкон = 435,4 м3 - конечное показание счетчика;
пнач = 434,2 м3 - начальное показание счетчика;
t = 3 мин = 0,05 ч - период времени, в течение которого проводилось измерение.
Рассчитанный объем газовой смеси приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и Р = 0,1013 МПа) по формуле (12.6)
м3/сут,
где Q1(г) = 24,0 м3/ч - рассчитанный расход газовой смеси;
В = 0,1022 МПа - барометрическое давление в период измерений;
tг = 4,0 °С - температура газовой смеси в период измерений.
Объем единичной утечки метана, приведенный к нормальным условиям, вычисляют по формуле (12.2)
где = 564,5 м3/сут - рассчитанный объем газовой смеси единичной утечки, приведенный к нормальным условиям;
= 0,55 % об. - концентрация метана в газовой смеси.
Д.2 Пример расчета объема группы (нескольких) утечек природного газа (метана) от арматуры
При измерении суммарного объема нескольких утечек природного газа (метана) от арматуры расход газовой смеси вычисляют (как произведение численных значений площади измерительного сечения и скорости потока в этом сечении) по формуле (12.3):
м3/ч,
где p = 3,14;
dвн = 0,2 м - внутренний диаметр патрубка в измерительном сечении А-А;
u2(г) = 6,9 м/с - среднее значение скорости газового потока в измерительном сечении А-А.
Рассчитанный объем газовой смеси приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и Р = 0,1013 МПа) по формуле (12.6)
м3/сут,
где Q2(г) = 779,9 м3/ч - рассчитанный расход газовой смеси;
В = 0,1022 МПа - барометрическое давление в период измерений;
tг = 4,5 °С - температура газовой смеси в период измерений.
Объем утечки метана, приведенный к нормальным условиям, вычисляют по формуле (12.2)
где =18313,68 м3/сут - рассчитанный объем газовой смеси, приведенный к нормальным условиям;
= 0,5% об. - концентрация метана в газовой смеси.
Д.3 Пример расчета объема утечки природного газа (метана) от свечи
Утечка обнаружена на свече крана № 103-33. Выход АВО газа, 1 секция.
Расход газовой смеси вычисляют (как произведение численных значений площади измерительного сечения и скорости газового потока в этом сечении) по формуле (12.3)
м3/ч,
где p = 3,14;
dсв.вн = 0,05 м - внутренний диаметр свечи;
u3(г) = 0,1 м/с - скорость газового потока в устье свечи.
Рассчитанный объем газовой смеси приводят к нормальным условиям (Т = 273 К и Р = 0,1013 МПа) по формуле (12.6)
м3/ч,
где Q3(г) = 0,706 м3/ч - рассчитанный расход газовой смеси;
В = 0,1022 МПа - барометрическое давление в период измерений;
tг = 4,5 °С - температура газовой смеси в период измерений.
Объем утечки метана от свечи, приведенный к нормальным условиям, вычисляют по формуле (12.2)
где = 16,56 м3/сут - рассчитанный объем газовой смеси, приведенный к нормальным условиям;
= 74,5 % об. - концентрация метана в газовой смеси.
Библиография
[1] Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» (в ред. ФЗ от 09.05.2005 г. № 45-ФЗ)
[2] Аннотированный справочник методик выполнения измерений концентраций загрязняющих веществ в выбросах промышленных предприятий - НИИ «Атмосфера». - Санкт-Петербург, 2006.
[3] Федеральный природоохранный нормативный документ ПНДФ 13.1:2:3.23-98 Методика выполнения измерений массовой концентрации предельных углеводородов C1-C5 и непредельных углеводородов (этена, пропена, бутенов) в атмосферном воздухе, воздухе рабочей зоны и промышленных выбросах методом газовой хроматографии
[4] Федеральный природоохранный нормативный документ ПНДФ 13.1:2.22-98 Методика выполнения измерений объемной доли водорода, кислорода, азота, метана, оксида и диоксида углерода в воздухе рабочей зоны и промышленных выбросов методом газовой хроматографии
[5] Федеральный природоохранный нормативный документ ПНДФ 13.1:2:3.27-98 Методика выполнения измерений массовой концентрации оксида углерода и метана методом реакционной газовой хроматографии в атмосферном воздухе, воздухе рабочей зоны и промышленных выбросов
[6] Руководящий документ ОАО «Газпром» РД 51-167-92 Временная инструкция по контролю вредных выбросов с уходящими газами котлоагрегатов малой и средней мощности, работающих на природном газе
[7] Руководящий документ Минэнерго России РД 153-39.4-079-01 Методика определения расхода газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа
[8] Правила по метрологии ПР 50.2.019-96 ГСОЕИ. Количество природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков
[9] Правила по метрологии ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений
[10] Руководящий документ Госкомгидромета СССР РД 52.04.186-89 Руководство по контролю загрязнения атмосферы
[11] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов
[12] Правила Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
[13] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-069-2002* Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов
[14] Ведомственные правила пожарной безопасности Минтопэнерго России ВППБ 01-04-98 Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности
[15] Строительные нормы и правила СНиП III-42-80 Магистральные газопроводы
Ключевые слова: методика проведения измерений, технологическое оборудование, выбросы, природный газ, атмосфера, неорганизованные эмиссии, утечки, объемы, оценка, инструментальные измерения, расчеты, данные, методика, измерения, параметры, организованные выбросы, метан
СТО Газпром 031-2007 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |