Параметры природного газа для котельных

Обновлено: 07.07.2024

Характеристика продуктов сгорания выбрасываемых котельными в атмосферу

При сжигании органических топлив в топках котлов образуются различные продукты сгорания, такие как оксиды углерода СО_х = СО + СО₂, водяные пары Н₂О, оксиды серы SO_x = SO₂ + SО₃, оксиды азота NO_x = NO + NО₂, полициклические ароматические углеводороды (ПАУ), фтористые соединения, соединения ванадия V₂O₅, твердые частицы и др. [1, 2] (см. табл. 7.1.1). При неполном сгорании топлива в топках уходящие газы могут также содержать углеводороды СН₄, С₂Н₄ и др. Все продукты неполного сгорания являются вредными, однако при современной технике сжигания топлива их образование можно свести к минимуму [ 1 ].

Таблица 7.1.1. Удельные выбросы при факельном сжигании органических топлив в энергетических котлах [ 3 ]

Критерием санитарной оценки среды является предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества в атмосферном воздухе на уровне земли. Под ПДК следует понимать такую концентрацию различных веществ и химических соединений, которая при ежедневном воздействии в течение длительного времени на организм человека не вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в атмосферном воздухе населенных мест приведены в табл. 7.1.2 [ 4 ]. Максимально-разовая концентрация вредных веществ определяется по пробам, отобранным в течение 20 мин, среднесуточная — за сутки.

Таблица 7.1.2. Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе населенных мест

Загрязняющее вещество	Предельно допустимая концентрация, мг/ м 3
Максимально-разовая	Среднесуточная
Пыль нетоксичная	0,5	0,15
Диоксид серы	0,5	0,05
Оксид углерода	3,0	1,0
Монооксид углерода	3,0	1,0
Диоксид азота	0,085	0,04
Оксид азота	0,6	0,06
Сажа (копоть)	0,15	0,05
Сероводород	0,008	0,008
Бенз(а)пирен	-	0,1 мкг/100 м 3
Пентаксид ванадия	-	0,002
Фтористые соединения (по фтору)	0,02	0,005
Хлор	0,1	0,03

Расчеты ведутся по каждому вредному веществу в отдельности, с тем чтобы концентрация каждого из них не превышала значений, приведенных в табл. 7.1.2. Для котельных эти условия ужесточены введением дополнительных требований о необходимости суммирования воздействия оксидов серы и азота, которое определяется выражением

\(\frac_>_>>>_>_>>+\frac_>_>>>_>_>>1\),

где \(_>_>\)и \(_>_>\)— концентрации соответствующих веществ в уходящих газах, мг/м 3 , допустимые величины которых даны в табл. 7.1.2.

Основными продуктами полного сгорания органических углеводородных топлив C_mH_n являются диоксид углерода СО₂ и водяные пары Н₂О:

\(__+_\rightarrow \text<.>\text<.>\text<.>\rightarrow >_+<\text>_O\).

(7.1.1)

В то же время, вследствие локальных недостатков воздуха или неблагоприятных тепловых и аэродинамических условий, в топках и камерах сгорания образуются продукты неполного сгорания, состоящие в основном из монооксида углерода СО (угарного газа), водорода Н₂ и различных углеводородов, которые характеризуют потери тепла в котлоагрегате от химической неполноты сгорания (химический недожог).

Содержание СО в продуктах сгорания паровых и водогрейных котлов обычно не превышает сотых долей процента (0,0005÷0,025%). Концентрация СО₂ в уходящих газах существенно выше и составляет 10÷14% в зависимости от вида сжигаемого топлива.

Кроме этого, в процессе сжигания получается целый ряд химических соединений, образующихся вследствие окисления различных составляющих топлива и азота воздуха N₂. Наиболее существенную их часть составляют оксиды азота NO_x и серы SO_x.

Оксиды азота образуются за счет окисления как молекулярного азота воздуха, так и азота, содержащегося в топливе. Экспериментальные исследования показали, что основная доля образовавшихся в топках котлов NO_х, а именно 96÷100%, приходится на монооксид (оксид) азота NO. Диоксид NO₂ и гемиоксид N₂O азота образуются в значительно меньших количествах, и их доля приблизительно составляет: для NO₂ – до 4%, а для N₂O – сотые доли процента от общего выброса NO_x. При типичных условиях факельного сжигания топлив в котлах концентрации диоксида азота NO₂, как правило, пренебрежительно малы по сравнению с содержанием NO и обычно составляют от 0÷7 ррm до 20÷30 ррm. В то же время быстрое перемешивание горячих и холодных областей в турбулентном пламени может привести к появлению относительно больших концентраций диоксида азота в холодных зонах потока. Кроме этого, частичная эмиссия NO₂ происходит в верхней части топки и в горизонтальном газоходе (при T > 900÷1000 К) и при определенных условиях также может достигать заметных размеров.

Гемиоксид азота N₂O, образующийся при сжигании топлив, является, по всей видимости, кратковременным промежуточным веществом. N₂O практически отсутствует в продуктах сгорания за котлами.

Среди вредных компонентов дымовых газов особое место занимает большая группа полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). Многие ПАУ обладают высокой канцерогенной и (или) мутагенной активностью, активизируют фотохимические смоги в городах, что требует строгого контроля и ограничения их эмиссии. В то же время некоторые ПАУ, например, фенантрен, флуорантен, пирен и ряд других, физиологически почти инертны и не являются канцерогенно-опасными.

ПАУ образуются в результате неполного сгорания любых углеводородных топлив. Последнее имеет место из-за торможения реакций окисления углеводородов топлива холодными стенками топочных устройств, а также может быть вызвано неудовлетворительным смешением топлива и воздуха. Это приводит к образованию в топках (камерах сгорания) локальных окислительных зон с пониженной температурой или зон с избытком топлива.

Вследствие большого количества разных ПАУ в дымовых газах и трудности измерения их концентраций принято уровень канцерогенной загрязненности продуктов сгорания и атмосферного воздуха оценивать по концентрации наиболее сильного и стабильного канцерогена – бенз(а)пирена (Б(а)П) C₂₀H₁₂.

Ввиду высокой токсичности, следует особо отметить такие продукты сжигания мазута, как оксиды ванадия. Ванадий содержится в минеральной части мазута и при его сжигании образует оксиды ванадия VO, VO₂. Однако при образовании отложений на конвективных поверхностях оксиды ванадия представлены в основном в виде V₂O₅. Пентаоксид ванадия V₂O₅ является наиболее токсичной формой оксидов ванадия, поэтому учет их выбросов производится в пересчете на V₂O₅.

Таблица 7.1.3. Примерная концентрация вредных веществ в продуктах сгорания при факельном сжигании органических топлив в энергетических котлах

При сжигании мазута и твердого топлива в выбросах также содержатся твердые частицы, состоящие из летучей золы, сажистых частиц, ПАУ и несгоревшего в результате механического недожога топлива.

Диапазоны концентраций вредных веществ в дымовых газах при сжигании различных типов топлив приведены в табл. 7.1.3.

Классификация природного газа по давлению

Газопровод — это основа газовых сетей. Классифицировать газопроводы принято по давлению:

газопроводы низкого давления служат для снабжения отоплением обыкновенных граждан, небольших газовых котельных, некрупных предприятий; давления газа в них составляет до до 5кПа;
газопроводы среднего давления до 0,3МПа;
газопроводы высокого давления до 1,2МПа, которые, в свою очередь, подразделяются на I, II и III категории.

Тогда как газопроводы низкого давления служат для работы в небольших газовых котельных, газопроводы среднего и высокого давления обеспечивают теплом и горячим водоснабжением различные коммунальные и промышленные предприятия. Обычно они работают через газорегуляторные установки.

Газоснабжение осуществляется при помощи разных систем, многоступенчатых и одноступенчатых. Обычно в небольших населённых пунктах предпочтение отдаётся двухступенчатому газопроводу, а в больших городах применяются, по большей части, многоступенчатые газопроводы высокого давления. Совсем крупные потребители газа имеют возможность подключиться к ТЭЦ с помощью газорегуляторной установки или напрямую к магистрали.

Кроме того, газопроводы разного давления делятся на наземные (или наводные) и подземные (или подводные).

Таблицы в картинках

Приведенные ниже картинки вы можете сохранить к себе для личного пользования.

Котельные на газе среднего давления

Что такое котельная на газе среднего давления? Чтобы ответить на этот вопрос, нужно сначала разобраться с принятой в нашей стране классификацией газопроводов.

Одной из самых значимых характеристик для трубопровода является давление. Максимальное внутреннее давление показывает предел мощности конкретного трубопровода — иными словами, объем материала, который может прокачиваться через него за единицу времени. От максимального давления зависят также надежность, уровень опасности и риска: чем выше давление внутри трубы, тем большую потенциальную опасность она создает.

Газопровод — это тоже трубопровод, поэтому все сказанное относится и к нему тоже. Разве что риск при неправильной эксплуатации котельных установок на газе среднего давления значительно выше, потому что газ — это в любой ситуации риск.

Классификация газопроводов

В основном, все они классифицируются по давлению. В России выделяют газопроводы:

низкого давления — до 5 кПа;
среднего давления — от 5 кПа до 0,3 МПа;
высокого давления первой и второй категории — от 0,3 МПа до 1,2 МПа.

Котельные низкого давления используются преимущественно для обеспечения теплом и горячим водоснабжением бытовых пользователей: это сравнительно небольшие котельные, которые часто устанавливаются в жилых домах и, к примеру, на предприятиях общественного питания.

Котельные на газе среднего давления, равно как и высокого, используются в коммунальных и промышленных организациях. Они работают через газораспределительные пункты и газорегуляторные установки.

Если говорить о разделении газопроводов по другим характеристикам, то по месту расположения они могут быть подземными либо подводными или надземными либо надводными; по назначению — городскими магистральными, импульсными, распределительными и продувочными; по расположению — наружными и внутренними; по конфигурации — тупиковыми, кольцевыми, полукольцевыми и смешанными; по материалу изготовления труб — полиэтиленовыми, стальными и резинотканными.

Котельные на газе среднего давления от «АльянсТепло»

Компания «АльянсТепло» предлагает проектирование, транспортировку, монтаж и пусконаладку либо же реконструкцию котельныхна газе среднего давления любой мощности и конфигурации. Мы предлагаем качественное оборудование и квалифицированных мастеров, которые помогут обеспечить Ваш объект теплом, паром и горячей водой.

Мы предоставляем стационарные и транспортабельные варианты, установленные на любой удаленности от объекта, получение всей необходимой документации и разрешений. Сотрудничать с нами легко и приятно — просто заполните опросный лист, и наши менеджеры помогут подобрать оптимальный вариант котельной на газе среднего давления для Вас.

Параметры природного газа для котельных

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ ПРОМЫШЛЕННОГО И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Natural fuel gases for commercial and domestic use. Specifications

Дата введения 2015-07-01

Предисловие

Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 52 "Природный газ"

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 мая 2014 г. N 67-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. N 1289-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 5542-2014 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2015 г.

6 ИЗДАНИЕ (сентябрь 2019 г.) с Поправкой (ИУС 3-2016)

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на природные горючие газы, поставляемые в системы газораспределения и используемые в качестве сырья и топлива промышленного и коммунально-бытового назначения.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты. Для датированных ссылок применяют только указанное издание ссылочного стандарта, для недатированных - последнее издание (включая все изменения).

ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

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

ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.1.044 (ISО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.2.020 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка

ГОСТ 17.2.3.02 Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 10062 Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания

ГОСТ 17310 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 20060 Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

ГОСТ 20061 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ГОСТ 22387.2 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 22387.4 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пыли

ГОСТ 22387.5 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха

ГОСТ 22782.0 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.5 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Искробезопасная электрическая цепь". Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.6 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Взрывонепроницаемая оболочка". Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 27193 Газы горючие природные. Метод определения теплоты сгорания водяным калориметром

ГОСТ 31369-2008 (ISО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31370-2008 (ISО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31371.1 (ISО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2 (ISО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3 (ISО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до с использованием двух насадочных колонок

ГОСТ 31371.7 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 31369-2008, ГОСТ 31370-2008, рекомендациям [1], а также следующий термин с соответствующим определением:

3.1 газ горючий природный; природный газ; ГГП: Газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов.

1 Метан является основным компонентом ГГП.

2 ГГП обычно также содержит следовые количества других компонентов.

4 Технические требования

4.1 По физико-химическим показателям ГГП должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице 1.

4.2 Условное обозначение ГГП: "Газ горючий природный промышленного и коммунально-бытового назначения, ГОСТ 5542-2014".

Таблица 1 - Физико-химические показатели ГГП промышленного и коммунально-бытового назначения

1 Компонентный состав, молярная доля, %

Не нормируется, определение обязательно

2 Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/м(ккал/м), не менее

3 Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/м (ккал/м)

От 41,20 до 54,50 (от 9840 до 13020)

4 Отклонение числа Воббе от номинального значения, %

5 Массовая концентрация сероводорода, г/м, не более

6 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м, не более

7 Молярная доля кислорода, %, не более

8 Молярная доля диоксида углерода, %, не более

9 Температура точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы, °С

Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы

10 Температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы, °С

Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы

11 Массовая концентрация механических примесей, г/м, не более

12 Плотность при стандартных условиях, кг/м

Не нормируют, определение обязательно

13 Интенсивность запаха ГГП при объемной доле 1% в воздухе, баллы, не менее

1 Стандартные условия для проведения измерений и расчетов показателей 2, 3 и 12 - в соответствии с ГОСТ 31369 (таблица Р.1).

2 При расчетах показателей 2 и 3 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж.

3 В Российской Федерации стандартная температура при приведении объема ГГП к стандартным условиям равна 20°С.

4 Показатели 2-4 распространяются только на ГГП, используемый в качестве топлива.

5 Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя 3 для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.

6 Если значение любого из показателей 5, 6, 11 в течение года не превышает 0,001 г/м , то в дальнейшем данный показатель определяют не реже одного раза в год по согласованию между поставщиком и потребителем.

7 По согласованию с потребителем допускается подача ГГП для энергетических целей с более высокой массовой концентрацией сероводорода и меркаптановой серы по отдельным газопроводам.

8 По согласованию с потребителем допускается подача ГГП с большей молярной долей диоксида углерода по отдельным газопроводам.

10 Показатель 13 распространяется только на ГГП коммунально-бытового назначения.

11 Для ГГП промышленного назначения показатель 13 устанавливают по согласованию с потребителем.

12 Температуру ГГП в точке отбора пробы определяют по ГОСТ 8.586.5-2005. В Российской Федерации определение температуры ГГП проводят также по стандарту [2] или правилам [3].

Параметры природного газа для котельных

ГОСТ Р 57413-2017

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗ ГОРЮЧИЙ ПРИРОДНЫЙ

Государственные стандартные образцы на основе магистрального газа. Технические условия

Combustible natural gas. State reference materials on the basis of magistral gas. Specifications

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Публичным акционерным обществом "Газпром" и Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева" (ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менделеева")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 "Природный и сжиженные газы"

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Март 2019 г.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на стандартные образцы утвержденного типа на основе природного горючего газа, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам (далее - магистрального газа), аттестуемые на аппаратуре рабочих эталонов 1-го разряда и предназначенные для метрологического обеспечения измерений при контроле качества природного газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.315 Государственная система обеспечения единства измерений. Стандартные образцы состава и свойств веществ и материалов. Основные положения

ГОСТ 8.578 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах

ГОСТ 26.020 Шифры для средств измерений и автоматизации. Начертания и основные размеры

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

ГОСТ 2991 Ящики дощатые неразборные для грузов массой до 500 кг. Общие технические условия

ГОСТ 15623 Ящики деревянные для инструмента и приспособлений к станкам. Технические условия

ГОСТ 18617 Ящики деревянные для металлических изделий. Технические условия

ГОСТ 19433 Грузы опасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 20477 Лента полиэтиленовая с липким слоем. Технические условия

ГОСТ 22387.2 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 30319.1 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

Действует ГОСТ 30319.1-2015 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения".

ГОСТ 30852.11 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ 30852.19 (МЭК 60079-20:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 53367 Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методом

ГОСТ Р 53763 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применяют следующий термин с соответствующим определением:

3.1.1 расширенная неопределенность (U): Интервал вокруг результата измерения, в пределах которого находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могли бы быть приписаны измеряемой величине.

3.2 В настоящем стандарте применяют следующие обозначения:

х - молярная доля;

U - расширенная неопределенность;

k - коэффициент охвата;

Р - давление;

V - объем (вместимость).

3.2.1 Верхние индексы

' - первичный анализ;

" - повторный анализ;

''' - третий анализ.

3.2.2 Нижние индексы

i - i-й компонент природного газа.

ГСО-ПГМ - стандартный образец утвержденного типа природного газа магистрального;

ЕСГ - единая система газоснабжения.

4 Технические требования

4.1 ГСО-ПГМ должны быть изготовлены в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

4.1.1 ГСО-ПГМ должны соответствовать требованиям ГОСТ 8.315 и ГОСТ 8.578.

4.1.2 ГСО-ПГМ должны быть созданы на основе образцов природного газа, отбираемых непосредственно из магистральных газопроводов в баллоны-пробоотборники.

4.1.2.1 Отбор проб природного газа осуществляют работники, назначенные приказом (распоряжением) уполномоченного лица под контролем представителей метрологической службы предприятия.

4.1.2.2 Отбор проб природного газа осуществляют по ГОСТ 31370 в одно- или двухвентильные баллоны по одной из следующих методик:

- методом заполнения-выпуска (приложение D по ГОСТ 31370);

- методом контролируемой скорости (приложение Е по ГОСТ 31370);

- методом вакуумирования баллона (приложение F по ГОСТ 31370) при давлении газа в магистральном газопроводе, обеспечивающем соблюдение требований неравенства (1). Баллон, подготовленный для отбора проб методом вакуумирования, хранят с закрытыми, заглушенными вентилями. Дату подготовки баллона и фамилию оператора указывают в акте отбора пробы.

Предупреждение - При отборе образцов природного газа запрещается применять компримирующие устройства.

4.1.2.3 Баллон с отобранной пробой газа проверяют на герметичность по ГОСТ 31370.

4.1.2.4 При отборе образцов природного газа оформляют акт отбора пробы, форма которого приведена в приложении А.

4.1.3 ГСО-ПГМ подразделяют на типы в зависимости от номенклатуры и метрологических характеристик, которые указывают в описании типа каждого ГСО-ПГМ, внесенного в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

4.1.4 Утверждение всех типов ГСО-ПМГ* проводят в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

4.1.5 ГСО-ПГМ по значениям результатов измерений методом расширенной неопределенности молярной доли основного компонента - метана относят к ГСО 1-го разряда в соответствии с государственной поверочной схемой для средств измерений содержания компонентов в газовых средах, приведенной в ГОСТ 8.578.

4.1.6 Аттестацию ГСО-ПГМ проводят на аппаратуре рабочих эталонов 1-го разряда методом компарирования с эталонами сравнения по методикам измерений, разработанным и аттестованным по ГОСТ Р 8.563.

4.2 Характеристики

4.2.1 Для типа ГСО-ПГМ должны быть установлены следующие характеристики:

- интервал значений молярной доли определяемых компонентов ( ), %;

- расширенная неопределенность , %, результатов измерений молярной доли компонентов при коэффициенте охвата k=2.

Компонентный состав и нормы для характеристик выпускаемых типов ГСО-ПГМ являются основными показателями качества.

4.2.2 Значение молярной доли каждого компонента в отдельном экземпляре ГСО-ПГМ устанавливают в соответствии с 7.6.

4.2.3 Значения характеристик отдельного экземпляра ГСО-ПГМ должны соответствовать нормам, установленным для типа ГСО-ПГМ при его утверждении.

4.2.4 Перечень определяемых компонентов, диапазоны значений их молярной доли и расширенной неопределенности результатов измерений молярной доли компонентов при коэффициенте охвата k=2 в ГСО-ПГМ должны соответствовать данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ГСО-ПГМ

Определяемые компоненты в ГСО-ПГМ

Интервал аттестованных значений молярной доли компонентов, %

Расширенная неопределенность , %, при коэффициенте охвата k=2

От 40 до 99,97 включ.

От 0,0010 до 15 включ.

0,02х+0,00008

От 0,0010 до 6,0 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 4,0 включ.

н-Бутан (н-)

От 0,0010 до 4,0 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0005 до 0,05 включ.

От 0,0010 до 2,0 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 2,0 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 1,0 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 0,25 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 0,05 включ.

0,04х+0,00008

От 0,0010 до 0,025 включ.

0,04х+0,00008

От 0,0010 до 0,010 включ.

0,04х+0,00008

От 0,0010 до 0,05 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 0,05 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 0,05 включ.

0,03х+0,00008

От 0,005 до 10 включ.

0,03х+0,0004

От 0,005 до 15 включ.

0,02х+0,0004

От 0,0010 до 0,5 включ.

0,03х+0,00008

От 0,0010 до 0,5 включ.

0,03х+0,00008

Кислород + аргон ( + Аr)

От 0,005 до 2,0 включ.

0,03х+0,0004

1 Расширенная неопределенность для значения молярной доли х при коэффициенте охвата k=2 соответствует границе абсолютной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95.

2 Содержание компонентов примесей может быть ниже нижней границы интервала аттестуемых значений. В паспорте на каждый экземпляр ГСО-ПГМ указывают все компоненты, содержание которых превышает нижней границы интервала аттестованных значений.

3 Содержание нонана и декана определяют в том случае, если в ходе расширенного анализа состава магистрального газа было установлено, что значение молярной доли октана превышает 0,010%.

4 Содержание метанола определяют при его обнаружении в ходе расширенного анализа состава магистрального газа.

Параметры природного газа для котельных

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ ТОПЛИВНЫЙ КОМПРИМИРОВАННЫЙ
ДЛЯ ДВИГАТЕЛЕЙ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ

Compressed natural fuel gas for internal-combustion engines.
Specifications

МКС 75.060
ОКП 02 7110

Дата введения 2002-01-01

1 РАЗРАБОТАН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 "Природный газ" (ВНИИГАЗ)

ВНЕСЕН Госстандартом России

2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 18 от 18 октября 2000 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование национального органа стандартизации

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

3 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 25 января 2001 г. N 32-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 27577-2000 "Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия" введен в действие непосредственно в качестве межгосударственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2002 г.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на природный компримированный газ (далее - газ), применяемый в качестве альтернативного топлива для двигателей внутреннего сгорания транспортных средств: автомобилей, железнодорожного транспорта, речных судов и сельскохозяйственной техники

Обязательные требования к качеству продукции изложены в 3.2 (таблица 1, показатели 4 и 5), 3.3* и разделах 5 и 6.

* На территории Российской Федерации это требование не распространяется.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

3 Технические требования

3.1 Природный топливный компримированный газ получают из горючего природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам или городским газовым сетям, компримированием и удалением примесей на газонаполнительной компрессорной станции (ГНКС) по технологии, не предусматривающей изменения компонентного состава и утвержденной в установленном порядке.

3.2 По физико-химическим показателям газ должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице 1.

1 Объемная теплота сгорания низшая, кДж/м, не менее

2 Относительная плотность к воздуху

3 Расчетное октановое число газа (по моторному методу), не менее

4 Концентрация сероводорода, г/м, не более

5 Концентрация меркаптановой серы, г/м, не более

6 Масса механических примесей в 1 м, мг, не более

7 Суммарная объемная доля негорючих компонентов, %, не более

8 Объемная доля кислорода, %, не более

9 Концентрация паров воды, мг/м, не более

Примечание - Значения показателей установлены при температуре 293 К (20 °С) и давлении 0,1013 МПа.

3.3 Избыточное давление газа в момент окончания заправки баллона должно соответствовать ТУ на ГНКС и ТУ на газобаллонные средства заправки.

3.4 Температура газа, заправляемого в баллон, может превышать температуру окружающего воздуха не более чем на 15 °С, но не должна быть выше 333 К (60 °С).

4 Требования безопасности

4.1 Газ по токсикологической характеристике относится к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

4.2 Газ относится к группе веществ, способных образовывать с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения газа (по метану) в смеси с воздухом при температуре 293 К (20 °С) и нормальном давлении:

нижний - 5% (по объему);

верхний - 15% (по объему).

Для газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют в соответствии с ГОСТ 12.1.044.

Категория и группа взрывоопасной смеси IIA-T1 - по ГОСТ 12.1.011.

4.3 Максимальное давление взрыва смеси газа с воздухом, находящейся при абсолютном давлении 0,1013 МПа и температуре 293 К (20 °С), равно 0,72 МПа (по метану).

4.4 Для тушения при возгорании газа должны применяться углекислотные, пенные или порошковые огнетушители, песок или земля, асбестовая кошма или специальные огнетушащие газы и другие средства в соответствии с технологическим регламентом АГНКС.

4.5 При производстве, хранении, транспортировании и использовании газа необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, и Правилами технической эксплуатации и безопасного обслуживания оборудования автомобильной газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС).

4.6 Меры и средства защиты работающих от воздействия газа, требования к личной гигиене работающих, оборудованию и применению регламентируются Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и Правилами безопасности в газовом хозяйстве, а также Правилами технической эксплуатации и безопасного обслуживания оборудования АГНКС.

4.7 Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов газа в воздухе рабочей зоны не должна превышать 300 мг/м в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005).

Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 мг/м, сероводорода в смеси с углеводородами С-С - 3 мг/м.

5 Приемка

5.1 Приемка газа, поступающего от поставщика, - по ГОСТ 5542.

5.2 Периодичность контроля газа по показателю 9 таблицы 1 должна быть не реже одного раза в сутки. Давление газа в баллонах определяют после окончания каждой заправки. Температуру газа, подаваемого на заправку, определяют по требованию потребителя.

Результаты контроля распространяют на объем газа между данным и последующим испытаниями.

5.3 Контроль газа по показателям 1-8 таблицы 1 проводят не реже одного раза в месяц по данным о качестве газа, получаемого от поставщика.

5.4 При получении неудовлетворительных результатов контроля газа по концентрации водяных паров проводят повторное испытание. Результаты повторных испытаний распространяются на объем газа между данным и последующим испытаниями.

При получении неудовлетворительных результатов при повторных испытаниях заправка баллонов сжатым газом должна быть прекращена до устранения причин, вызывающих отступление от норм, и получения положительных результатов контрольного испытания.

5.5 При несоответствии качества газа, поступающего на ГНКС, по показателям 1-8 таблицы 1 после повторного контроля приемка газа от поставщика должна быть прекращена до получения результатов, удовлетворяющих требованиям настоящего стандарта.

5.6* Газ принимают партиями. Партией считают любое количество газа, сопровождаемое одним документом о качестве, содержащим информацию в соответствии с ГОСТ Р 51121-97 (п.4.6, перечисления 1-8).

Характеристики природного газа

Основными техническими'характеристиками природного газа являются плотность, взрываемость и токсичность.

Плотность. Почти все виды газового топлива легче воздуха (рг = 0, 73 - 0, 75 кг/м3), поэтому проникший в помещение газ скапливается под верхними перекрытиями. В целях безопасности перед пуском котла проверяют отсутствие газа в вероятных местах его скопления.

Взрываемость. Смесь горючего газа с воздухом в определенных пропорциях при вводе в эту смесь источника огня или даже искры может взорваться, т. е. происходит процесс воспламенения смеси вблизи источника огня и распространение горения в остальной газо-воздушной смеси со скоростью перемещения волны давления во фронте горения (т. е. со скоростью распространения звука). Взрывоопасные концентрации горючего газа в воздухе зависят от химического состава и свойств газа. Выделяют нижний предел взрываемости (наименьшая концентрация горючего газа в воздухе) и верхний предел взрываемо сти (наибольшая концентрация газа в воздухе), между которыми смесь газа с воздухом взрывоопасна (рис. 3.6). При образовании смеси газа с воздухом в зоне постоянного горения происходит равномерное (без взрывов) сгорание готовой смеси, когда концентрация горючего газа будет находиться в диапазоне между верхним и нижним пределами взрываемости.

Токсичность. Под токсичностью понимают способность газового топлива вызывать отравление. Наиболее опасными в этом отношении компонентами являются оксид углерода СО и сероводород H2S. Предельно допустимая концентрация СО в воздухе составляет 0,0024% объемных, или 0,03 мг/л. Опасна для жизни концентрация окиси углерода — около 0,4% объемных -- при воздействии на человека в течение 5-6 мин. Даже незначительное содержание СО в воздухе (0,02% объемных) вызывает заметное отравление. Сернистые соединения в большинстве природных газов практически отсутствуют. В попутных газах некоторых месторождений содержится значительное количество сероводорода в воздухе — 0,01 мг/л.

Читайте также: