МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)
INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ
СТАНДАРТ
Система газоснабжения
ДОБЫЧА ГАЗА. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Механическая безопасность. Испытания на прочность и проверка на герметичность
Издание официальное
|
Москва Стандартинформ 2017 |
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2015 «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» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 марта 2017 г. № 97-П)
|
За принятие проголосовали: |
|||||||||||||||
|
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 марта 2017г. № 224-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34068-2017 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 октября 2017 г.
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
© Стандартинформ, 2017
В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
|
Давление испытания в верхней точке, МПа |
Продолжительность, ч |
|||
|
Тип испытания и характеристика его этапов |
Способ испытаний |
|||
|
гидравличе- |
пневматиче- |
гидравличе- |
пневматиче- |
|
|
ский |
ский |
ский |
ский |
Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1))
Испытание в два этапа
1-й этап:
после укладки и засыпки или крепления на опорах
2-й этап:
одновременно с испытанием трубопровода:
— для трубопроводов категории С3); -трубопроводов категории Н3)
1.5 Рраб для категории В
1.25 Рраб для категории С
1.25 Рраб
1,1 р.
раб
1,25 Р,
раб
1,25 Р,
1,1 Р,
раб
раб
6
12
Переходы трубопроводов через водные преграды:
— участки по пойме рек по ГВВ 10 %-ной обеспеченности водных преград шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части;
— несудоходные шириной зеркала воды в межень не более 25 м в русловой части с поймами по ГВВ 10 %-ной обеспеченности;
-деривационные оросительные каналы;
— переходы трубопроводов через горные потоки (реки) при подземной прокладке с поймами по ГВВ 10 %-ной обеспеченности;
— переходы через болота типа III.
Переходы трубопроводов через железные дороги промышленного железнодорожного транспорта (внешние, внутренние железнодорожные пути) с прилегающими по обе стороны дороги участками длиной 50 м каждый (от осей крайних путей) и примыкающими к переходам участками категории С2)
^ На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.
2) На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в 7.2 ГОСТ Р 55990-2014.
3) На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.
|
Давление испытания в верхней точке, МПа |
Продолжительность, ч |
|||
|
Тип испытания и характеристика его этапов |
Способ испытаний |
|||
|
гидравличе ский |
пневматиче ский |
гидравличе ский |
пневматиче ский |
Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1))
Испытание в два этапа
1-й этап:
после укладки и засыпки или крепления на опорах
2-й этап:
одновременно с испытанием трубопровода:
— для трубопроводов категории С3) -трубопроводов категории Н3)
1.5 Рраб для категории В
1.25 Рраб для категории С
1.25 Рраб
1,1 Р.
раб
1,25 Р,
раб
1.25 Рраб
1,1 Р.
раб
12
Переходы трубопроводов через автомобильные дороги с прилегающими по обе стороны дороги участками, длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги, и примыкающими к переходам участками категории С2), для следующих автомобильных дорог:
— автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям IV, V категорий;
внутренние автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций всех категорий;
— внутрихозяйственные автомобильные дороги в сельскохозяйственных предприятиях и организациях 1-с категории.
Участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения (1-й этап испытаний гидравлическим способом). Газопроводы на длине 250 м от гребенок подводных переходов, подключения трубопроводов друг к другу и участки от охранных кранов до площадок УКПГ, УППГ, ДКС, КС ПХГ (1-й этап испытаний гидравлическим способом).
Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций
^ На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.
2) На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в 7.2 ГОСТ Р 55990-2014.
3) На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.
ГОСТ 34068-2017
|
Тип испытания и характеристика его этапов |
Давление испытания в верхней точке, МПа |
Продолжительность, ч |
Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1)) |
||
|
Способ испытаний |
|||||
|
гидравличе ский |
пневматиче ский |
гидравличе ский |
пневматиче ский |
||
|
Испытание в два этапа |
|||||
|
1- й этап: после укладки и засыпки или крепления на опорах 2- й этап: одновременно с испытанием трубопровода: — для трубопроводов категории С4) -трубопроводов категории Н4) |
1.5Рраб для категории В 1.25 Рраб для категории С 1.25 Рраб 1.1 Рраб |
1.25 Рраб 1.25 Рраб 1.1 Рраб |
6 12 12 |
12 12 12 |
Участки трубопроводов, транспортирующие продукты в жидкой фазе и токсичные продукты, расположенные выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них не более: — 300 м — для труб DN 700 и менее; — 500 м — для труб более DN 700 до DN 1000 вкпюч.; — 1000 м — для труб более DN 1000. Пересечения (в обе стороны)2) с ВЛ напряжением 330 кВ и более. Нефтегазопроводы, конденсатопроводы, приближающиеся к рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение на расстояниях согласно требованиям нормативных документов, принятых в странах, на которые распространяется настоящий стандарт3). Узлы пуска и приема ВТУ (включая ТПА), а также примыкающие к ним участки трубопроводов длиной 250 м. Пересечения с нефтепроводами, нефтепродукто-проводами, газопроводами и канализационными коллекторами на длине 20 м по обе стороны от пересечения (1-й этап испытаний гидравлическим способом) |
|
Испытание в один этап одновременно с испытанием трубопровода |
|||||
|
— для трубопроводов категории С4); — трубопроводов категории Н4) |
1.25 Рраб 1.1 Ро аб |
1.25 Рраб 1.1 Роаб |
12 12 |
12 12 |
категории С, не подлежащие испытанию в два этапа; участки категории Н |
!) На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.
2) На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в позиции 14 таблицы 6 ГОСТ Р 55990-2014.
3) На территории Российской Федерации — в соответствии с санитарными нормами и правилами, утвержденными Главным государственным санитарным врачом Российской Федерации СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03.
4) На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.
Примечания
1 Рраб — рабочее давление, устанавливаемое проектом.
2 На всех этапах испытаний в любой точке испытуемого участка трубопровода испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из гарантированных заводами заводских испытательных давлений на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытуемом участке.
3 Временные трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов и компрессоров следует предварительно подвергнуть гидравлическому испытанию на давление, составляющее 125 % от испытательного давления испытуемых трубопроводов.
4 Для надземных участков трубопровода при воздействии испытательногодавления следует проверить условия прочности для продольных и эквивалентных напряжений1).
5 Переходы через водные преграды шириной не более 10 м и глубиной не более 1,5 м допускается испытывать в один этап одновременно с трубопроводом.
6 Участки категории С, испытуемые в один этап одновременно с трубопроводом, могут по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий) подвергаться испытаниям в два этапа, что следует отразить в проекте.
7 При укладке подводных трубопроводов способом последовательного наращивания с трубоукладочной баржи или с береговой монтажной площадки первый этап испытаний при испытаниях в три этапа не проводят, а 2-й этап испытаний проводят на давление 1-го этапа испытаний.
8 Участок трубопровода категории С, включающий отдельные участки, подлежащие испытаниям в два этапа, допускается испытывать в один этап на давление, соответствующее давлению испытаний 10-го этапа двухэтапных испытаний. Такой способ испытаний в один этап отражают в проекте.
9 Продолжительность испытаний трубопроводов на прочность может быть увеличена (не более 24 ч) по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий), что должно быть отражено в проекте.
10 При обнаружении повреждения в процессе испытания на прочность участка ПТ, находящегося на пересечении с ВЛ, следует прекратить испытание и снять напряжение с ВЛ.
^ На территории Российской Федерации согласно требованиям 12.3.8 ГОСТ Р 55990-2014.
ГОСТ 34068-2017
Для надземных трубопроводов при отрицательных температурах атмосферного воздуха должны быть приняты дополнительные меры к предотвращению замерзания воды (жидкостей с пониженной температурой замерзания) в процессе выполнения очистки, испытания и осушки трубопроводов.
6.10 Проверку на герметичность отдельного участка или ПТ в целом проводят после испытания на прочность при снижении испытательного давления до проектного рабочего Рраб и выдержки трубопровода в течение времени, необходимого для его осмотра, но не менее 12 ч.
6.11 Трубопровод, испытуемый на прочность гидравлическим способом, при необходимости следует разделить на участки, протяженность которых ограничивают с учетом разности высотных отметок по трассе и испытательных давлений, установленных проектом.
6.12 Участки ПТ считаются выдержавшими испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время их испытания на прочность они не разрушились, а при проверке на герметичность не были обнаружены утечки и давление не изменялось или изменялось только с учетом температурных колебаний испытательной среды. При испытании на прочность ПТ необходимо учитывать положения 6.14.
6.13 В случае разрыва ПТ во время испытаний на прочность или обнаружения утечек в процессе проверки на герметичность необходимо отремонтировать ПТ в месте разрыва или утечки, а затем испытать на прочность и проверить на герметичность.
6.14 В процессе испытаний на прочность ПТ допускается повышение давления вследствие температурных колебаний окружающей среды с учетом ограничения, приведенного в примечании 2 таблицы 1, либо снижение давления не более чем на 1 % от величины испытательного давления.
6.15 В том случае, если диапазон колебаний давления в ПТ в процессе проведения испытаний превышает диапазон, указанный в 6.14, следует оперативно осуществлять подкачку либо стравливание испытательной среды для поддержания испытательного давления.
6.16 Участки ПТ, предназначенные для транспортирования осушенного природного газа или продуктов, содержащих сероводород (с парциальным давлением свыше 300 Па) после испытаний и удаления воды, подлежат осушке полости.
6.17 При испытании смежных участков ПТ должны быть предусмотрены технологические схемы, обеспечивающие последовательное испытание участков с многократным использованием испытательной среды.
6.18 При необходимости испытания новых ПТ, прокладываемых в одном коридоре с действующими трубопроводами без их остановки, следует выполнить проект с применением подземной прокладки, повышением категорийности нового трубопровода и с учетом норм отвода земель. В специальной рабочей инструкции должны быть оговорены процедуры испытаний, а также меры по снижению опасности испытания (гидравлическое испытание, схема испытаний трубопровода, назначение опасных зон и др.).
6.19 Схема испытаний в обязательном порядке должна включать опасные зоны, пересечения с дорогами и другими объектами, охранные посты, посты измерения давления и др.
6.20 С целью облегчения обнаружения трудновыявляемых утечек воздуха при пневматических испытаниях на герметичность допускается применение одоранта.
7 Очистка, калибровка, пропуск внутритрубных устройств
7.1 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания ПТ устанавливаются рабочей документацией с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка. Значение минимального радиуса изгиба трубы, необходимого для прохождения ВТУ, приведено в нормах проектирования ПТ.
7.2 Трубы для ПТ следует поставлять с заводов-изготовителей с установленными на них инвентарными заглушками. Конструкция заглушек должна позволять проводить все такелажные операции, не снимая их с торца трубы (тип заглушки должен обеспечивать защиту полости труб от попадания влаги и загрязнений).
7.3 Строительно-монтажные организации в обязательном порядке должны сохранять заглушки на торцах труб при приемке, хранении на приобъектных складах, вывозке и раскладке труб по трассе. Снятие заглушек разрешается только непосредственно перед монтажом трубопровода.
7.4 Смонтированные участки ПТ во время перерывов в работе герметично заглушают до ликвидации технологических разрывов ПТ независимо от того, лежат они на берме траншеи или уложены в траншею.
7.5 С целью предупреждения загрязнений полости ПТ в процессе строительства необходимо принимать меры, исключающие попадание внутрь ПТ воды, снега, грунта и посторонних предметов.
12
ГОСТ 34068-2017
7.6 Очищенную воду необходимо использовать для гидравлических испытаний, а также промывки участков ПТ.
7.6.1 Забор воды производят из рек и пресноводных водоемов.
7.6.2 В исключительных случаях (при отсутствии рядом источников пресной воды) можно применять морскую воду, содержащую химические реагенты, предназначенные для уничтожения водных бактерий, и поглотитель кислорода. Концентрация веществ должна определяться составом морской воды.
7.6.3 Водозаборное устройство должно быть ограждено рыбозащитной сеткой с размером ячеек 2 мм во избежание попадания мальков в приемное устройство насоса.
7.6.4 Всасывание воды должно производиться на расстоянии не менее 0,5 м от поверхности дна во избежание попадания в полость ПТ песка, торфа и посторонних предметов.
7.6.5 Для очистки воды от механических загрязнений используют фильтры с ячейками размером не более 100 мкм.
7.7 Очистку полости ПТ выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств.
7.8 На трубопроводах, монтируемых без внутренних центраторов, очистку полости следует производить протягиванием очистных устройств в процессе сборки и сварки трубопровода в нитку.
7.9 После монтажа участков ПТ очистку полости трубопроводов диаметром 219 мм и более проводят промывкой или продувкой сжатым воздухом с пропуском очистных или разделительных поршней. Типовые технологические схемы заполнения ПТ водой, промывки, гидравлических испытаний, удаления воды, пропуска очистных, разделительных и пенополиуретановых поршней по участкам ПТ приведены на рисунке Б.1 приложения Б.
7.9.1 При длине очищаемого ПТ менее 1 км его промывку (продувку) допускается выполнять без пропуска поршней.
Промывку (продувку) ПТ диаметром менее 219 мм допускается проводить без применения очистных или разделительных поршней. На трубопроводах любого диаметра при наличии гнутых отводов радиусом менее пяти диаметров или неравнопроходной трубопроводной арматуры промывку (продувку) выполняют без применения очистных или разделительных поршней.
7.9.2 Типовые технологические схемы заполнения ПТ водой, гидравлических испытаний, удаления воды без пропуска очистных и разделительных поршней приведены на рисунке Б.2 приложения Б.
7.10 Промывку участков ПТ при предварительных испытаниях и испытаниях на заключительном этапе проводят с применением очистных и разделительных поршней под давлением воды, используемой при гидравлическом испытании. Впереди очистного или разделительного поршня для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме от 10 % до 15 % объема очищаемого трубопровода.
7.10.1 Заполнение участка ПТ водой (промывка) с пропуском разделительных поршней обеспечивает удаление воздуха, что исключает необходимость установки на нем воздухоспускных кранов. В случае невозможности использования разделительных поршней (наличие неравнопроходной трубопроводной арматуры, различных диаметров труб на участке, отсутствие необходимых поршней и др.) при заполнении трубопровода водой допускается устанавливать в верхних точках участков трубопроводов воздухоспускные краны.
7.10.2 При промывке участков ПТ без пропуска очистных и разделительных поршней скорость потока воды должна составлять не менее 5 км/ч. При продувке участков ПТ без пропуска очистных и разделительных поршней скорость потока воздуха должна составлять не менее 70 км/ч.
7.10.3 Промывку участков ПТ проводят до достижения следующих показателей чистоты полости при очистке промывкой:
— с применением поршней определяют массу и объем выносимых перед каждым поршнем загрязнений, при этом должно наблюдаться снижение как объема загрязнений, так и размеров выносимых частиц, а пропуск поршней следует проводить до тех пор, пока количество выносимых каждым поршнем загрязнений не составит менее 0,005 м3;
— без применения поршней выходящая из трубопровода струя воды не должна оставлять видимых загрязнений на фильтре с размером ячеек 50 мкм.
7.11 Продувку участков ПТ выполняют сжатым воздухом, подаваемым высокопроизводительными компрессорными установками или из ресивера (с пропуском очистных и разделительных поршней для трубопроводов диаметром 219 мм и более). Типовые технологические схемы пневматических испытаний участков ПТ и их продувки с использованием поршней приведены на рисунке Б.З приложения Б. Продувку участка ПТ проводят под давлением, обеспечивающим необходимый перепад давления на поршне для его движения.
7.12 При промывке, продувке, вытеснении загрязнений в потоке жидкости и удалении воды следует обеспечить прочность и устойчивость трубопровода и продувочного (промывочного) патрубка под
13
воздействием статических и динамических воздействий. Для этого необходимо закрепить конец патрубка незасыпанного конечного участка очищаемого трубопровода. Типовая технологическая схема крепления патрубка при промывке и удалении воды из трубопровода после гидравлического испытания приведена на рисунке Б.4 приложения Б.
7.13 Продувочный (промывочный) патрубок надземного участка ПТ следует размещать на расстоянии не более трех диаметров ПТ от опоры.
7.14 Перед заключительным этапом испытаний участков ПТ диаметром 219 мм и более пропускают поршни с калибровочным диском диаметром 95 % от минимального внутреннего диаметра самого узкого элемента в пределах обследуемого участка (тройник, отвод с радиусом изгиба, равным пяти диаметрам) с учетом толщины его стенки и овальности.
7.14.1 Калибровочный диск необходимо выполнять из алюминия или деформируемого алюминиевого сплава по ГОСТ 4784 со следующей номинальной толщиной:
— для трубопроводов до DN 300 включ. — 6 мм;
— трубопроводов более DN 300 — от 6 до 10 мм.
7.14.2 Для поршней, используемых на ПТ из труб без внутреннего гладкостного покрытия, допускается изготавливать калибровочные диски из незакаленной стали толщиной не более 4 мм.
7.14.3 Калибровочный диск может иметь не менее шести радиальных прорезей, расположенных на диске с одинаковым шагом. Радиальные прорези должны проходить от внешнего диаметра калибровочного диска до фланца крепления на корпусе поршня.
7.14.4 Очистные поршни и поршни с калибровочными дисками оборудуют устройствами обнаружения и отслеживания.
7.15 На заключительном этапе гидравлического испытания ПТ после пропуска поршня с калибровочным диском пропускают в потоке воды снаряд-дефектоскоп контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей. В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить снаряд-дефектоскоп, дефекты устраняют. Затем пропускают по участку ПТ в потоке воды снаряд-дефектоскоп для выявления металлургических (пленов, закатов, трещин и т. д.), строительно-монтажных (вмятин, задир и т. д.) дефектов и дефектов сварных соединений. Недопустимые дефекты, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии, должны быть устранены.
Типовая технологическая схема очистки полости, калибровки и ВТД участков ПТ при гидравлических испытаниях приведена на рисунке Б.5 приложения Б.
Результаты очистки полости и калибровки участков ПТ отражают в акте по форме в соответствии с А.2 приложения А.
7.16 Удаление воды из ПТ проводят путем пропуска не менее трех поршней-разделителей с полиуретановыми уплотнительными манжетами под давлением сжатого воздуха. Скорость движения поршней-разделителей должна быть в пределах от 3 до 10 км/ч (результаты удаления воды из участков ПТ считают удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и поршень-разделитель вышел неразрушенным, в противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей повторяют).
7.17 После удаления воды на заключительном этапе гидравлического испытания по участкам ПТ, подлежащим осушке, пропускают пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха.
7.18 Перед заключительным этапом пневматического испытания участка ПТ после пропуска очистного поршня с калибровочным диском пропускают под давлением сжатого воздуха снаряд-дефектоскоп контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов, таких как вмятины, гофры, овальности. В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить снаряд-дефектоскоп для выявления металлургических (пленов, закатов, трещин), строительно-монтажных (задир) дефектов и дефектов сварных соединений, дефекты устраняют, после чего пропускают указанный снаряд-дефектоскоп.
В случае обнаружения недопустимых дефектов по результатам внутритрубной дефектоскопии дефекты устраняют.
Типовая технологическая схема очистки полости, калибровки и ВТД участков ПТ при пневматических испытаниях приведена на рисунке Б.6 приложения Б.
7.19 Для ПТ, подлежащих осушке, после пневматических испытаний выполняют пропуск пенополиуретановых поршней перед их осушкой.
14
ГОСТ 34068-2017
7.19.1 В случае выполнения заключительных этапов пневматических испытаний участков ПТ осушенным воздухом пропуск пенополиуретановых поршней выполняют после внутритрубной дефектоскопии или после устранения выявленных дефектов под давлением сжатого осушенного воздуха.
7.19.2 В случае выполнения заключительных этапов пневматических испытаний участка ПТ не-осушенным воздухом пропуск пенополиуретановых поршней выполняют под давлением сжатого осушенного воздуха после испытаний перед осушкой ПТ.
7.20 В качестве очистных устройств при протягивании следует использовать поршни, оборудованные металлическими щетками или скребками. При наличии труб с внутренним гладкостным покрытием применяют очистные поршни, оборудованные полипропиленовыми щетками.
8 Предварительные испытания узлов трубопроводной арматуры
8.1 С целью предотвращения возникновения утечек из узла ТПА в процессе выполнения предварительного и заключительного этапа испытаний ПТ следует проводить предварительные испытания узлов ТПА.
8.2 В ходе проведения предварительных испытаний допускается объединять узлы ТПА, находящиеся в непосредственной близости друг от друга, в группы для проведения предварительных испытаний до испытаний в составе ПТ.
8.3 Если испытуемый ПТ содержит значительное число узлов ТПА, находящихся в непосредственной близости друг от друга, допускается проводить их испытания в составе ПТ в соответствии с требованиями таблицы 1. Такое решение должно быть отражено в проекте.
8.4 Предварительные испытания узлов ТПА выполняют гидравлическим (водой, жидкостью с пониженной температурой замерзания) или пневматическим (воздухом) способом.
8.5 Предварительные испытания узлов ТПА диаметром не более DN 500 допускается проводить как на месте проектной установки, так и за ее пределами, вблизи источника воды, с последующим транспортированием узла ТПА к месту монтажа.
8.6 Предварительные испытания узлов ТПА диаметром от DN 500 до DN 1400 выполняют непосредственно на месте проектного расположения узла ТПА. Предварительные испытания узлов ТПА проводят до их засыпки.
8.7 До проведения предварительных испытаний узлов ТПА к их концам приваривают временные патрубки из труб с силовыми эллиптическими заглушками.
8.8 Предварительные гидравлические испытания узлов ТПА проводят при давлении 1,1 от ^раб в течение 2 ч, проверку на герметичность — после снижения давления до Рраб в течение времени, необходимого для осмотра узла ТПА.
К нижней образующей конца пониженного патрубка монтируют сливной патрубок с краном, а к верхней образующей конца повышенного патрубка — воздухоспускной патрубок и манометр. Предварительные гидравлические испытания проводят при полностью открытой ТПА. Воду в испытуемый узел подают либо непосредственно из водоема, либо из передвижной емкости с помощью опрессовочного насоса или наполнительно-опрессовочного агрегата.
Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний узлов ТПА приведена на рисунке Б.7 приложения Б.
8.9 Предварительные пневматические испытания узлов ТПА, устанавливаемых на ПТ с Рраб от 1,18 до 2,7 МПа, проводят при давлении 1,1 от Рраб, а проверку на герметичность — при Рраб.
Предварительные пневматические испытания узлов ТПА с ^раб свыше 2,7 МПа проводят при давлении 3 МПа с выдержкой в течение 2 ч, проверку на герметичность — при давлении 2 МПа в течение времени, необходимого для осмотра узла ТПА.
На конце одного из приваренных к узлу ТПА патрубков монтируют манометр, другой манометр устанавливают на шлейфе возле компрессора вне охранной зоны.
Принципиальная схема предварительных пневматических испытаний узлов ТПА приведена на рисунке Б.8 приложения Б.
8.10 Узел ТПА считают выдержавшим предварительное испытание, если при осмотре узла не обнаружены утечки. Контроль утечек необходимо выполнять по установленным манометрам с учетом требований 6.14.
Результаты предварительных испытаний узлов ТПА отражают в акте по форме в соответствии с А.З приложения А.
15
9 Порядок проведения работ по очистке полости, испытаниям на прочность и проверке на герметичность
9.1 Первый этап испытаний трехэтапных испытаний подводных переходов ПТ с прилегающими участками (после сварки переходов на стапеле или на площадке, но до изоляции) и переходов через железные и автомобильные дороги, включающих прилегающие участки (после укладки на проектные отметки), выполняют гидравлическим способом в соответствии с требованиями, указанными в таблице 1.
Испытания переходов выполняют в следующей последовательности:
-заполняют переход водой с одновременной промывкой в соответствии с разделом 7;
— поднимают давление в переходе до испытательного;
— выдерживают участок ПТ под испытательным давлением;
— понижают давление до рабочего;
— проводят проверку на герметичность;
— удаляют воду.
При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлическое испытание переходов проводят с учетом 6.7 и 6.8.
9.2 Второй этап трехэтапных испытаний участков ПТ допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом.
Гидравлические испытания подводных переходов проводят после их укладки, но до засыпки, а пневматические — после укладки и засыпки.
Переходы через железные и автомобильные дороги с прилегающими участками испытывают гидравлически или пневматически одновременно с примыкающими участками после засыпки.
Участки ПТ, подлежащие осушке, проложенные в ММГ, на 2-м этапе испытаний испытывают пневматическим способом осушенным воздухом (при пневматическом способе испытаний на заключительном этапе).
9.2.1 Гидравлические испытания переходов ПТ выполняют в следующей последовательности:
-заполняют переход ПТ водой;
— поднимают давление в нем до испытательного;
— выдерживают под испытательным давлением;
— понижают давление до рабочего;
— проводят проверку на герметичность;
— удаляют воду.
При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлическое испытание переходов проводят с учетом 6.7 и 6.8.
На участках ПТ, проложенных в ММГ, непосредственно после удаления воды по ним пропускают пенополиуретановые поршни. На участках ПТ, проложенных в талых и сезонно-мерзлых грунтах, если на заключительном этапе испытания переходов ПТ будет применен пневматический способ, то непосредственно после удаления воды по ним пропускают пенополиуретановые поршни.
9.2.2 Пневматические испытания переходов ПТ выполняют в следующей последовательности:
— пропускают по переходу пенополиуретановые поршни (в случае применения для испытаний осушенного воздуха или на участках с ММГ);
— поднимают давление в переходе до 2 МПа (подъем давления для ПТ с Рраб < 2 МПа —до Рраб);
— проводят его осмотр;
— поднимают давление до испытательного;
— выдерживают под испытательным давлением;
— понижают давление до рабочего;
— выполняют проверку на герметичность.
9.2.3 По окончании 2-го этапа испытаний переходов ПТ на них устанавливают герметичные временные заглушки.
9.3 Первый этап испытаний двухэтапных испытаний ПТ допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом (ПТ с рабочим давлением выше 11,8 МПа и надземные ПТ испытывают только гидравлическим способом).
Испытания проводят после укладки и засыпки подземных участков или монтажа на опорах надземных участков ПТ.
9.3.1 Гидравлические испытания участков ПТ, прокладываемых в талых и сезонно-мерзлых грунтах, выполняют в следующей последовательности:
16
ГОСТ 34068-2017
— испытуемый участок ПТ заполняют водой;
— поднимают давление до испытательного;
— выдерживают участок ПТ под испытательным давлением;
— понижают давление на участке ПТ до рабочего;
— проводят проверку на герметичность;
— удаляют воду.
При отрицательных температурах воздуха и (или) грунта участки ПТ испытывают с учетом 6.7 и 6.8.
Для участков ПТ, подлежащих осушке, в том случае если на заключительном этапе испытаний будет применен пневматический способ осушенным воздухом, то после 1-го этапа испытаний участка ПТ по нему пропускают пенополиуретановые поршни в соответствии с 7.19.
9.3.2 Гидравлические испытания надземных участков ПТ, прокладываемых в ММГ, выполняют после их крепления на опорах в следующей последовательности:
— заполняют участок водой с одновременной его промывкой;
— поднимают давление в нем до испытательного;
— выдерживают участок ПТ под испытательным давлением;
— понижают давление до рабочего;
— проводят проверку на герметичность;
— удаляют воду;
— пропускают пенополиуретановые поршни (для ПТ, подлежащих осушке).
9.3.3 Перед пневматическими испытаниями участка ПТ его продувают в соответствии с 7.11 и пропускают по нему пенополиуретановые поршни в соответствии с 7.19.1 и 7.19.2.
9.3.4 Пневматические испытания участков ПТ, прокладываемых в талых и сезонно-мерзлых грунтах, выполняют в следующей последовательности:
— поднимают давление на испытуемом участке ПТ до 2 МПа (подъем давления для МГ с ^раб < 2 МПа до Рраб);
— проводят его осмотр;
— поднимают давление до испытательного;
— выдерживают ПТ под испытательным давлением;
— понижают давление до рабочего и проверяют на герметичность;
— стравливают воздух с участка.
9.3.5 Для ПТ, подлежащих осушке, в случае пневматических испытаний неосушенным воздухом по участку ПТ после завершения испытаний пропускают пенополиуретановые поршни.
9.3.6 По окончании 1 -го этапа двухэтапных испытаний ПТ на испытанные участки ПТ устанавливают герметичные временные заглушки.
9.4 Результаты предварительных испытаний (1-го, 2-го этапов) ПТ на прочность и проверки на герметичность отражают в акте по форме в соответствии с А.4 приложения А.
9.5 Заключительный этап испытаний законченного строительством участка ПТ допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим (с учетом 6.6) способом (для участков ПТ, проложенных в ММГ и подлежавших осушке, — только пневматическим способом осушенным воздухом при давлении испытания не выше 11,8 МПа и гидравлическим способом с использованием жидкостей с пониженной температурой замерзания при давлении испытания свыше 11,8 МПа) после сварки участков ПТ всех категорий в единую нитку, их укладки, засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры, манометров и катодных выводов, очистки полости участка ПТ, промывки в соответствии с
7.10 и продувки в соответствии с 7.11, калибровки в соответствии с 7.14 и ВТД в соответствии с 7.15 и 7.18, пропуска пенополиуретановых поршней в соответствии с 7.19.
9.5.1 Заключительный этап испытания участка ПТ гидравлическим способом выполняют в следующей последовательности:
— заполняют участок ПТ водой и промывают его (в случае устранения обнаруженных дефектов);
— поднимают давление до испытательного;
— выдерживают под испытательным давлением;
— понижают давление до Рраб;
— проводят проверку на герметичность;
— удаляют воду;
— пропускают пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха (для ПТ, подлежащих осушке).
Гидравлические испытания в условиях отрицательных температур воздуха и (или) грунта следует выполнять с учетом 6.7 и 6.8.
17
ГОСТ 34068-2017
Содержание
1 Область применения……………………………………………………………………………………………………………………1
2 Нормативные ссылки……………………………………………………………………………………………………………………2
3 Термины и определения……………………………………………………………………………………………………………….2
4 Сокращения………………………………………………………………………………………………………………………………..4
5 Общие положения……………………………………………………………………………………………………………………….5
6 Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний на прочность и проверки
на герметичность промысловых трубопроводов…………………………………………………………………………..6
7 Очистка, калибровка, пропуск внутритрубных устройств……………………………………………………………..12
8 Предварительные испытания узлов трубопроводной арматуры……………………………………………………15
9 Порядок проведения работ по очистке полости, испытаниям на прочность и проверке
на герметичность………………………………………………………………………………………………………………………16
10 Требования безопасности при очистке полости и испытаниях…………………………………………………….18
Приложение А (обязательное) Формы представления результатов очистки полости,
испытаний на прочность, проверки на герметичность промысловых
трубопроводов………………………………………………………………………………………………………21
Приложение Б (рекомендуемое) Типовые технологические схемы выполнения работ……………………..28
Библиография………………………………………………………………………………………………………………………………37
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний ПТ на прочность, проверки на герметичность и удаления воды из ПТ отражают в акте по форме в соответствии с А.5 приложения А.
В случае разрыва ПТ в процессе гидравлического испытания выявляют причину разрыва, поврежденный участок ремонтируют, заполняют и промывают водой и испытывают повторно.
9.5.2 Заключительный этап испытания участка ПТ пневматическим способом выполняют в следующей последовательности:
— поднимают давление на участке ПТ до 2 МПа (подъем давления для ПТ с Рраб < 2 МПа — до Рраб);
— проводят его осмотр;
— поднимают давление до испытательного;
— выдерживают под испытательным давлением;
— понижают давление до рабочего;
— проверяют на герметичность;
— стравливают воздух.
В случае разрыва участка ПТ в процессе пневматического испытания выявляют причину разрыва, поврежденный участок ПТ ремонтируют, очищают и испытывают повторно.
9.6 После стравливания воздуха выполняют осушку участка ПТ (для ПТ, подлежащих осушке) сухим воздухом до ТТР минус 20 °С (минус 30 °С — для участков ПТ, проложенных в ММГ). Типовая технологическая схема осушки участка ПТ сухим воздухом приведена на рисунке Б.9 приложения Б. Результаты осушки участка ПТ отражают в акте по форме в соответствии с А.6 приложения А.
9.7 Наблюдение за состоянием трубопроводов во время продувки или испытания следует выполнять в соответствии с нормативными документами, принятыми в странах, на которые распространяется настоящий стандарт1).
10 Требования безопасности при очистке полости и испытаниях
10.1 При проведении работ по очистке полости и испытаниях ПТ соблюдают требования по безопасности, принятые в странах, на которые распространяется настоящий стандарт1), а также настоящего раздела.
10.2 При проведении работ по очистке полости, испытаниям, удалению воды и стравливанию воздуха с участков ПТ необходимо предусматривать мероприятия по предупреждению воздействия на людей опасных и вредных производственных факторов, связанных с характером работы.
10.3 Члены комиссии по очистке полости и испытаниям ПТ, инженерно-технические работники и рабочие, участвующие в определенных работах, должны быть обеспечены специальной одеждой и средствами индивидуальной защиты.
10.4 На период проведения работ по очистке полости и испытаниям ПТ устанавливают опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ, обозначают их предупредительными знаками, определяют места и условия безопасного пребывания лиц, занятых в работах. Размеры опасных зон, устанавливаемые на период проведения работ по очистке и испытанию ПТ для подземной прокладки при гидравлических и пневматических испытаниях, приведены в таблицах 2 и 3. Схема опасных зон при проведении гидравлических испытаний приведена на рисунке Б.10 приложения Б.
Примечание — При испытании ПТ период проведения работ, во время которого в опасной зоне запрещено находиться людям, отсчитывается с момента подъема давления свыше 2 МПа до достижения испытательного давления. После завершения испытания ПТ на прочность и снижения давления с испытательного до рабочего разрешено нахождение людей в опасной зоне для осмотра ПТ.
10.4.1 Опасная зона в направлении вылета очистных устройств ограничивается сектором с углом 60°.
10.4.2 При испытаниях наземных или надземных участков ПТ опасная зона от оси трубопровода должна быть увеличена в два раза в обе стороны.
10.5 Люди, машины, механизмы и оборудование при очистке полости и испытании газопроводов должны находиться за пределами опасной зоны.
^ На территории Российской Федерации в соответствии с 7.40 [3].
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
Система газоснабжения
ДОБЫЧА ГАЗА.
ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Механическая безопасность.
Испытания на прочность и проверка на герметичность
Gas supply system. Natural gas production. Field pipelines. Mechanical safety. Pressure and leak tests
Дата введения — 2017—10—01
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает способы, параметры, порядок проведения испытаний, очистки полости и осушки вновь строящихся промысловых трубопроводов.
1.2 Настоящий стандарт распространяется на вновь строящиеся промысловые стальные трубопроводы (далее — трубопроводы), предназначенные для газовых, газоконденсатных, газонефтяных месторождений и трубопроводы для подземных хранилищ газа номинальным диаметром не более DN 1400 включ., рассчитанные на применение при избыточном давлении среды не свыше 32,0 МПа.
1.3 Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяется настоящий стандарт, предназначенных:
а) для газовых и газоконденсатных месторождений:
1) газопроводы-шлейфы для транспортирования газа от площадок одиночных скважин, или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла, или до пункта сбора газа (до зданий, в которых установлена переключающая арматура, или установки подготовки газа),
2) газосборные коллекторы для транспортирования газа (пластовой смеси) от площадок газовых скважин (кустов скважин) до площадок подготовки газа,
3) трубопроводы для транспортирования газа от площадок с установками комплексной подготовки газа до дожимных компрессорных станций, сооружений магистрального газопровода,
4) трубопроводы для транспортирования стабильного и нестабильного газового конденсата,
5) трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений,
6) трубопроводы, рассчитанные на применение при давлении свыше 10 МПа, предназначенные для подачи воды в скважины с целью ее закачивания в поглощающие пласты,
7) метанолопроводы;
б) для газонефтяных месторождений:
1) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, на которых расположены установки сепарации нефти, до площадок с установками комплексной подготовки газа, предварительной подготовки газа или до потребителей,
2) газопроводы для транспортирования газа от площадки центрального пункта сбора газа до сооружений магистрального транспорта газа;
в) для подземных хранилищ газа:
— трубопроводы, расположенные между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.
Примечание — Границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, если иное не предусмотрено во внутренних документах эксплуатирующей организации или утвержденных схемах разграничения зон ответственности.
Издание официальное
1.4 Настоящий стандарт не распространяется:
— на трубопроводы, предназначенные для нефтяных месторождений;
— трубопроводы, предназначенные для газонефтяных месторождений, транспортирующие продукцию, не указанную в 1.3, перечисление б;
— трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление свыше 1,0 МПа или объемная концентрация более 6,0 %);
-трубопроводы для транспортирования продукции температурой выше 100 °С;
-трубопроводы, предназначенные для транспортирования широкой фракции легких углеводородов и отдельных фракций сжиженных углеводородных газов;
— внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы для обвязки кустов скважин, установки для предварительной подготовки газа, установки для комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, дожимные насосные станции, головные компрессорные станции, головные насосные станции, головные сооружения, газоизмерительные станции, пункты сбора, газоперерабатывающие предприятия, станции подземного хранения газа и другие площадочные объекты);
-тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;
-технологические трубопроводы установок предварительного сброса воды, центральных пунктов сбора нефти и приемно-сдаточных пунктов нефти;
— морские подводные трубопроводы.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 2222-95 Метанол технический. Технические условия
ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапо-ромеры. Общие технические условия
ГОСТ 4784-97 Алюминий и сплавы алюминиевые деформируемые. Марки
ГОСТ 10136-77 Диэтиленгликоль. Технические условия
ГОСТ 19710-83 Этиленгликоль. Технические условия
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 ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 внутритрубное устройство; ВТУ: Устройство, перемещаемое по трубопроводу под воздействием давления газов, жидкостей, а также путем протягивания с целью выполнения различных технологических операций.
3.2 газ: Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо- и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо- и нефтеперерабатывающими предприятиями.
3.3 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.
3.4 газопровод-шлейф: Трубопровод, предназначенный для транспортирования пластовой смеси от скважин (куста скважин) месторождений и подземных хранилищ газа до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа, пунктов сбора, и трубопровод от компрессорных станций подземных хранилищ газа до скважин (куста скважин) для закачки газа в пласт.
3.5 газосборный коллектор: Трубопровод, объединяющий потоки пластовой смеси от нескольких газопроводов-шлейфов и транспортирующий их к установкам подготовки газа.
3.6 горизонт вод: Высота, до которой доходит уровень воды в реке.
2
ГОСТ 34068-2017
Примечание —Для каждого места реки различают:
— меженный горизонт, т. е. низкий уровень, на котором вода держится в продолжение большей части года;
— высокий горизонт — наивысший уровень в течение года, до которого вода доходит после таяния снегов и/или проливных дождей.
3.7 горизонт высоких вод 10 %-ной обеспеченности: Максимальное значение высокого горизонта вод данной реки за период 10 лет.
3.8 испытание на прочность: Нагружение трубопроводов (труб, трубопроводной арматуры, соединительных деталей, узлов и оборудования) статическим внутренним давлением, превышающим устанавливаемое проектом рабочее давление в течение регламентированного интервала времени, с целью подтверждения возможности эксплуатации испытанного объекта при рабочем давлении.
3.9 категория участка трубопровода: Характеристика опасности участка трубопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта, технических характеристик трубопровода, антропогенной активности вблизи трубопровода, а также иных факторов риска.
Примечание —Данная характеристика учитывает возможность внешнего повреждения трубопровода и последствия возможных аварий на трубопроводе.
3.10 калибровка трубопровода: Пропуск по трубопроводу внутритрубного устройства, оснащенного деформируемым калибровочным диском, с целью выявления наличия сужений газопровода, характеризуемых размером, меньшим диаметра калибровочного диска.
3.11 катодный вывод: Электрический проводник, выведенный от трубопровода на поверхность земли для соединения с установкой электрохимической защиты и/или контрольно-измерительным пунктом.
3.12 механическая безопасность: Состояние строительных конструкций и основания здания или сооружения, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни и здоровью животных и растений вследствие разрушения или потери устойчивости здания, сооружения или их части.
3.13 нефтегазопровод: Промысловый трубопровод, транспортирующий нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при температуре 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии.
3.14 номинальный диаметр DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры.
Примечание — Единицу измерения номинального диаметра DN в условных обозначениях на арматуре не указывают, при этом он приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах. Номинальный диаметр обозначается DN с числовым значением. Например, DN 1200 соответствует фактическому наружному диаметру трубы 1220 мм.
3.15 осушка полости трубопровода: Технологический процесс, предназначенный для снижения содержания влаги в полости трубопровода.
3.16 очистка полости трубопровода: Удаление загрязнений (грунта, воды, льда, грата) с внутренней поверхности трубопровода.
3.17 очистной поршень: Внутритрубное устройство, предназначенное для очистки полости трубопровода.
3.18 переход трубопровода: Участок трубопровода, расположенный на пересечении с искусственным или естественным препятствиями.
3.19 предпусковые операции; ППО: Комплекс технологических операций, включающий в себя очистку полости трубопроводов, их испытания на прочность и проверку на герметичность, удаление воды из полости трубопроводов, а также, при необходимости, осушку полости трубопроводов и ее заполнение азотом с целью предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси.
3.20 проверка на герметичность: Выдержка трубопровода под рабочим давлением в течение нормированного промежутка времени с проверкой отсутствия утечек (жидкостей или газов) путем осмотра, обхода и приборного контроля.
3.21 продувочная свеча: Вертикальный трубопровод, предназначенный для выброса газа в атмосферу.
3.22 промысел: Горный отвод, предоставленный пользователю недр для разработки месторождений нефти, газа, газового конденсата и теплоэнергетических вод, а также для эксплуатации подземных хранилищ газа и продуктов переработки углеводородов.
3.23 промысловый трубопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газообразных и жидких продуктов, прокладываемый между площадками отдельных промысловых
3
сооружений (включая площадки, расположенные на разных промыслах), а также к объектам магистрального транспортирования газа.
Примечание — Границы промыслового трубопровода должны быть установлены в проекте.
3.24 рабочее давление ^раб— Наибольшее значение избыточного внутреннего давления, определяемое по характеристикам источника давления (трубопровод, скважины, сепаратора, колонны и т. д.) и условиям эксплуатации, установленное в проекте.
3.25 разделительный поршень: Внутритрубное устройство, предназначенное для разделения полости трубопровода до и после поршня в процессе его пропуска по трубопроводу.
3.26 расчетное давление Ррасч: Максимальное избыточное давление в трубопроводах, подключенных к источнику продукта, оснащенному предохранительным устройством (исходя из величины этого давления производят расчет прочности трубопровода или его части), определяемое, как произведение рабочего (нормативного) давления Рраб на коэффициент надежности по рабочему давлению.
Примечание — Значение расчетного давления трубопровода должно быть не менее максимального давления срабатывания предохранительных устройств; при отсутствии такого устройства за расчетное принимают максимальное допустимое давление источника продукта (трубопровод, скважины, сепараторы, колонны и т. д.).
3.27 система газоснабжения: Имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, подготовки, транспортировки, хранения и поставок газа.
3.28 соединительные детали трубопроводов: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра и т. д. (отводы, тройники, переходы и др.).
3.29 температура точки росы; ТТР: Температура при конкретном давлении, при которой начинается конденсация паров воды.
3.30 _
трубопроводная арматура (арматура); ТПА: Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения.
Примечания
1 Под управлением понимается перекрытие, открытие, регулирование, распределение, смешивание, разделение.
2 Во множественном числе термин не применяется.
[ГОСТ 24856-2014, статья 2.1]_
3.31 узел трубопроводной арматуры: Участок трубопровода, включающий в себя запорную и (или) регулирующую трубопроводную арматуру, трубы, обводные линии (байпасы), продувочные свечи, соединительные детали, предназначенный для регулирования (перекрытия) потоков транспортируемой среды в местах соединения двух или более трубопроводов.
Примечание — Границы узла трубопроводной арматуры должны быть установлены в проекте.
3.32 участок трубопровода: Непрерывный участок завершенного строительством трубопровода, который может включать в себя другие участки трубопровода, пересечения и узлы, которые уже могли быть подвергнуты испытаниям.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ВЛ — воздушная линия электропередачи;
ВТД — внутритрубное диагностирование;
ГВВ — горизонт высоких вод;
ГС — головные сооружения;
ДКС —дожимная компрессорная станция;
КС — компрессорная станция;
ММГ — многолетнемерзлые грунты;
ПТ — промысловый трубопровод;
4
ГОСТ 34068-2017
ПХГ — подземное хранилище газа;
УКПГ — установка комплексной подготовки газа;
УППГ —установка предварительной подготовки газа.
5 Общие положения
5.1 Продукты, транспортируемые по ПТ, исходя из их потенциальной опасности для жизни и здоровья населения и персонала, возможного ущерба природной среде, а также имуществу объектов промысла, ГС и ПХГ, классифицируют по категориям в соответствии с нормативными документами стран, на которые распространяется настоящий стандарт1).
5.2 Продукты, содержащие сероводород, в зависимости от стойкости трубопроводов к сульфиднокоррозионному растрескиванию, подразделяют на типы в соответствии с нормативными документами стран, на которые распространяется настоящий стандарт2).
5.3 Для проведения работ по ППО ПТ назначают комиссии на основании совместных приказов генерального подрядчика и заказчика. Председателя комиссии назначают, как правило, из числа руководителей генподрядной организации. В состав комиссии включают представителей заказчика, генерального подрядчика, субподрядной организации, эксплуатирующей организации (или ее вышестоящей организации), организации, осуществляющей контроль и надзор в сфере нефтяной и газовой промышленности стран, на которые распространяется настоящий стандарт.
5.4 При проведении ППО на ПТ следует учитывать классификацию, категорию трубопроводов, а также категорию участков трубопровода, которая принята в странах, на которые распространяется настоящий стандарт3).
5.5 При всех способах испытания на прочность для измерения давления применяют поверенные, опломбированные и имеющие паспорт манометры класса точности не ниже 1 (при проверке на герметичность — не ниже 0,25) с верхним пределом шкалы давления, равным около 4/3 от испытательного давления (при проверке на герметичность — от рабочего давления). Применяемые манометры должны соответствовать требованиям ГОСТ 2405.
5.5.1 Наблюдение за манометрами следует осуществлять, находясь за пределами опасной зоны, с помощью оптических приборов или по дистанционным вторичным приборам, подключенным к манометрам на трубопроводе.
5.6 Работы по ППО следует осуществлять по специальным рабочим инструкциям, разрабатываемым строительными организациями. Инструкции разрабатывают на один или группу конкретных однотипных объектов ПТ, согласовывают с заказчиком, эксплуатирующей, проектной организацией и организацией, осуществляющей контроль и надзор в сфере нефтяной и газовой промышленности. Специальные рабочие инструкции должны быть утверждены председателем комиссии.
5.7 Для проведения заключительных испытаний на прочность ПТ приказом, подписанным генеральным подрядчиком и заказчиком (или приказом, завизированным руководителями вышестоящих организаций), назначают комиссии. На рассмотрение комиссии предъявляются все акты по результатам выполненных предварительных испытаний на прочность и проверки на герметичность, проведенных на трубопроводе, на котором проводят заключительные испытания.
5.8 Работы по ППО проводят после предъявления подрядчиком заказчику полного комплекта исполнительной документации (за исключением работ, непосредственно связанных с проведением ППО) и получения официального разрешения на испытание от организации, осуществляющей строительный контроль заказчика. До начала испытаний подрядчик должен получить разрешение на проведение работ по форме в соответствии с приложением А.
5.9 Забор воды из природных источников, а также утилизация воды после промывки и гидроиспытаний ПТ должны быть выполнены в соответствии с нормативными документами, принятыми в странах, на которые распространяется настоящий стандарт4 5).
6 Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний на прочность и проверки на герметичность промысловых трубопроводов
6.1 До начала испытаний на прочность полость ПТ должна быть очищена в соответствии с разделом 7.
6.2 Испытания на прочность и проверку на герметичность ПТ следует проводить гидравлическим (водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания) или пневматическим (воздухом, азотом или инертным газом) способами. Испытывать ПТ нефтью, нефтепродуктами или горючими газами запрещается.
6.3 Участки ПТ, в зависимости от их категорий и характеристик, подлежат испытаниям на прочность в один, два или три этапа в соответствии с таблицей 1. Категорию ПТ или его участка устанавливают в проектной документации.
6.4 Заключительные испытания ПТ на прочность и проверку на герметичность следует проводить после полной готовности трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, контактов для присоединения кабеля от установки электрохимической защиты и представления исполнительной документации на испытуемый объект).
6.5 При надземной и наземной прокладке участков трубопроводов первый этап двухэтапных испытаний выполняют только гидравлическим способом.
6.6 Пневматические испытания ПТ с рабочим давлением свыше 11,8 МПа не допускаются.
6.7 При температуре стенки трубопровода ниже 0 °С допускается проводить гидравлические испытания подогретой водой (при наличии теплотехнического расчета, выполненного проектной организацией1)) или жидкостями с пониженной температурой замерзания (метанольная вода по ГОСТ 2222, гликолевые и диэтиленгликолевые растворы по ГОСТ 19710 и ГОСТ 10136, за исключением солевых растворов). Технология приготовления и утилизации жидкости должна быть указана в специальной инструкции по испытаниям. Возможно применение других мероприятий, позволяющих проведение гидравлических испытаний водой при условии предохранения ПТ, арматуры и технологического оборудования от обмерзания.
6.8 Для гидравлических испытаний могут быть использованы подземные воды, имеющие пониженную температуру замерзания. Если подземные воды являются коррозионно-активными водами, то в них добавляют ингибиторы коррозии.
6.9 С целью повышения надежности производства испытаний в зимних условиях не допускается заполнение ПТ водой до проведения:
— полной засыпки подземного и обвалования наземного ПТ на всем его протяжении;
— нанесения теплоизоляции на надземный ПТ и дополнительного утепления мест укладки ПТ на опоры;
— утепления и укрытия ТПА, узлов запуска и приема поршней, сливных патрубков и других открытых частей испытуемого ПТ;
— утепления и укрытия узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, обвязочных ПТ с арматурой;
— мероприятий по предупреждению замерзания используемых при испытании приборов;
— работ по присоединению узлов подключения к источнику газа или воздуха, используемому для удаления воды из трубопровода.
^ На территории Российской Федерации рекомендуемая методика расчета теплотехнических параметров приведена в ведомственных строительных нормах Миннефтегазстроя [2].
6
|
Давление испытания в верхней точке, МПа |
Продолжительность, ч |
|||
|
Тип испытания и характеристика его этапов |
Способ испытаний |
|||
|
гидравличе ский |
пневматиче ский |
гидравличе ский |
пневматиче ский |
Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1*)
Испытание в три этапа
1- й этап:
— для подводных переходов трубопроводов с прилегающими к ним прибрежными участками (после сварки на стапеле или на площадке), но до изоляции;
— переходов через железные дороги общей сети и автомобильные дороги с прилегающими участками (после укладки на проектные отметки)
2- й этап:
— для подводных переходов трубопроводов с прилегающими к ним прибрежными участками. Испытания проводят после укладки, но до засыпки при гидравлических испытаниях и после укладки и засыпки при пневматических испытаниях;
— переходов через железные и автомобильные дороги с прилегающими участками одновременно с примыкающими участками (испытания проводят только гидравлическим способом)
3- й этап:
одновременно с испытанием трубопровода:
— для трубопроводов категории С3*;
— трубопроводов категории Н3*.
1.25 Рраб для категории С
1,25 Р,
раб
1,25 Р.
1,1 Р.
раб
раб
Не применяют
1,25 Р,
раб
1.25 Рраб
1,1 Р,
раб
12
12
Переходы трубопроводов через водные преграды шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части с прилегающими к ним прибрежными участками длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды).
Переходы через железные дороги общей сети (на перегонах) с прилегающими по обе стороны дороги участками длиной 50 м от подошвы насыпи земляного полотна или от края водоотводного сооружения дороги и примыкающими к переходам участками категории С2*.
Переходы через автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям 1-а, l-б, II, III категорий включая участки по обе стороны дороги на расстоянии не менее 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги и примыкающими к переходам участками категории С2*
1) На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014. 2* На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в 7.2 ГОСТ Р 55990-2014.
3* На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.
ГОСТ 34068-2017
1
^ На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с таблицей 1 ГОСТ Р 55990-2014.
2
) На территории Российской Федерации типы указаны в таблице 2 ГОСТ Р 55990-2014.
3
) На территории Российской Федерации классы трубопроводов указаны в пунктах 7.1.1—7.1.3 ГОСТ Р 55990-2014, категории трубопроводов (в зависимости от их назначения)—в таблице 3 ГОСТ Р 55990-2014, категории участков трубопроводов (в зависимости от их характеристик), транспортирующих нетоксичные продукты — в таблице 4 ГОСТ Р 55990-2014, а транспортирующие токсичные продукты — в таблице 5 ГОСТ Р 55990-2014.
4
) На территории Российской Федерации в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации [1], утвержденным Федеральным законом от 28 ноября 2015 г. № 357-ФЗ.
5
Глава 12. ИСПЫТАНИЕ И СДАЧА
ТРУБОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
§ 1.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
После
окончания монтажных работ трубопроводы
различного назначения подвергают
наружному осмотру н испытаниям внутренним
давлением на прочность н герметичность
согласно проектной документации и правилам
производства и приемки работ,
соответствующих СНиП по видам
трубопроводов, СНиП В III-3-81, а также СН 298-64 по
пневматическому испытанию наружных
трубопроводов и правилам
Госгортехнадзора.
Цель наружного
осмотра смонтированных трубопроводов —
установить соответствие проекту н
готовность их к испытанию. При осмотре
проверяют состояние монтажных соединений,
отсутствие механических повреждений
трубопровода, легкость открывания и
закрывания запорных устройств,
правильность установки компенсаторов и
арматуры, снятие монтажных приспособлений,
обеспечение свободного удаления воздуха
при гидравлическом испытании установкой
кранов во всех повышенных точках
трубопровода, возможность заполнения его
водой и опорожнения после испытания.
Проверяют также правильность размещения и
состояние опор и подвесок, надежность
закрепления трубопроводов к опорным
конструкциям. Наружный осмотр
трубопроводов производят в присутствии
представителей заказчика и генерального
подрядчика. При наружном осмотре перед
засыпкой подземных трубопроводов грунтом
оформляется соответствующий акт на скрытые
работы.
Виды испытания
трубопроводов на прочность и испытательное
давление определяются проектами для каждой
линии трубопровода или его отдельного
участка. Если проектом не
определен
метод испытания трубопроводов, то он
устанавливается монтажной организацией в
зависимости от конкретных условий. Не
разрешается проводить испытания
трубопроводов из стекла и других хрупких
материалов сжатым воздухом. При испытании
на герметичность испытательное давление
должно быть равно рабочему. К испытанию
допускаются полностью смонтированные
трубопроводы или участки трубопроводов,
установленные на постоянные опоры и
подвески илн уложенные на основания
траншей и каналов, со смонтированной
арматурой и выполнением всех врезок,
дренажных устройств и спускных линий.
Присоединение сооружаемого трубопровода к
действующим разрешается после его
испытания и приемки.
При подготовке к
испытанию составляют схему трубопровода,
подлежащего испытанию, на которой
указывают места подключения временных
трубопроводов, подающих воду, воздух или
другую испытательную среду, места врезки
спускных линий, установки воздушников,
заглушек, место сброса воды и т. п. Перед
испытанием участок трубопровода отключают
от оборудования и других трубопроводов н
заглушают. Использование запорной арматуры
для отключения участка испытываемого
трубопровода не разрешается. Узлы со
свободными фланцами на концах закрывают
заглушками.
Испытываемый
трубопровод присоединяют через два
запорных вентиля к гидравлическому прессу,
насосу, компрессору или воздушной сети,
создающим необходимое внутреннее
давление.
Манометры, применяемые при
испытании трубопроводов, должны быть
проверены и опломбированы
государственными контрольными
лабораториями по измерительной технике.
После опломбирования их можно использовать
в течение года.
Термометры,
применяемые при пневматическом испытании
трубопроводов, должны иметь цену деления не
более 0,1 °С.
Перед испытанием трубопровод
промывается водой или продувается воздухом
(если это предусмотрено проектом) с целью
удаления мусора, окалины, грязи внутри
трубопровода.
Во время наружного
осмотра и испытаний трубопроводов
обеспечивают свободный доступ к арматуре и
всем соединениям (сварным, раструбным,
фланцевым и др.). Дефекты, обнаруженные в
процессе испытаний трубопроводов,
устраняют после снижения давления и
освобождения трубопроводов от воды.
Устранять дефекты в то время, когда
трубопровод находится под давлением,
запрещается. Подтягивать разъемные
соединения при необходимости следует,
предварительно ослабни затяжку хомутов
ближайших опор или подвесок. После подтяжки
соединений трубопровод вновь закрепляют.
После устра-
нения дефектов
трубопровод или его участок испытывают
повторно.
Испытание трубопровода
производят под непосредственным
руководством производителя работ или
мастера в строгом соответствии с
инструкциями и правилами техники
безопасности. О проведении испытаний
трубопровода составляются соответствующие
акты.
§ 2. ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Испытания
технологических трубопроводов на
прочность и герметичность могут быть
гидравлическими и пневматическими. Как
правило, технологические трубопроводы
испытывают гидравлическим способом.
Пневматический способ применяют в таких
случаях: температура окружающего воздуха
ниже 0°С, не хватает необходимого
количества воды на монтажной площадке,
возникают чрезмерные напряжения в
трубопроводе и опорных конструкциях от
значительной массы воды (прн больших
диаметрах и протяженности трубопроводов)’,
а также согласно указаниям проекта на
проведение испытаний трубопроводов на
герметичность воздухом или инертным
газом.
Гидравлические испытания. При
отсутствии в проекте размера испытательное
давление должно быть равным:
для
стальных (включая футерованные пластмассой
и эмалью) трубопроводов прн рабочих
давлениях до 0,5 МПа, а также для
трубопроводов, предназначенных для работы
с температурой свыше 400 °С, независимо от
давления,— 1,5 Рра6, но не менее 0,2
МПа;
для стальных трубопроводов при
рабочих давлениях свыше 0,5 МПа — 1,25
Ррг6, но не менее 0,8
МПа;
для трубопроводов из других
материалов—1,25 Рраб, но не менее: для
пластмассовых и стеклянных — 0,2 МПа, из.
цветных металлов и сплавов — 0,1
МПа.
Испытательное давление при
проверке на прочность выдерживают в
течение 5 мин, после чего его снижают до
рабочего и производят осмотр трубопровода.
Такое же давление для стеклянных
трубопроводов выдерживают в течение 20
мин.
У остальных трубопроводов
сварные швы при осмотре можно обстукивать
стальным молотком массой не более 1,5 кг, а у
трубопроводов из цветных металлов и
сплавов — деревянным молотком массой не
более 0,8 кг. Трубопроводы из прочих
материалов обстукивать не разрешается.
Результаты гидравлических испытаний
признают удовлетворительными, если за
время осмотра не произошло падения
давления по манометру, а в сварных швах
фланцевых соединений1, корпусах и
сальниках арматуры не обнаружено течи и
запотевания.
|
Наибольшая длина участка |
Предельное |
||
|
Условный диаметр трубопровода, мм |
внутренних |
наружных |
испытательное |
После достижения
испытательного давления испытываемый
трубопровод отключают от опрессовочного
агрегата или водопровода. При испытании
пластмассовых трубопроводов достижение
испытательного давления должно
обеспечиваться дополнительной подкачкой
воды для компенсации деформации
трубопровода при опрессовке.
При
гидравлическом испытании трубопроводов
при отрицательных температурах принимают
меры для предотвращения замерзания
жидкости — подогрев, введение добавок,
понижающих температуру замерзания,
утепление трубопроводов и
др.
Пневматические испытания
трубопроводов на прочность и герметичность
производят воздухом или инертным газом. Не
разрешается проводить такие испытания в
действующих цехах производственных
предприятий, а также на эстакадах, в каналах
и лотках, где уложены трубопроводы.
Испытательное давление при пневматическом
испытании иа прочность зависит от рабочих
параметров трубопровода и материала труб,
назначается таким же, как и при
гидравлическом испытании. Наибольшая длина
испытываемого участка и предельные
величины испытательного давления при
пневматическом испытании трубопроводов
надземной прокладки в зависимости от
диаметров применяемых труб приведены в
табл. 62.
Пневматические испытания
трубопроводов на прочность в случае
установки на нем арматуры из серого чугуна
допускаются при испытательном давлении не
выше 0,4 МПа. При этом не разрешается
обстукивать молотком трубопровод,
находящийся под давлением.
Давление
в трубопроводе при пневматическом
испытании следует поднимать постепенно с
осмотром трубопровода на следующих
ступенях при достижении: 60 °/о
испытательного давления для трубопроводов
с рабочим давлением до 0,2 МПа; 30 и 60 %
испытательного давления для трубопроводов
с рабочим давлением 0,2 МПа и выше. На
время осмотра подъем давления
прекращается. Окончательный осмотр
трубопроводов производится при рабочем
давлении и, как правило, совмещается с
испытанием их на герметичность. При этом
выявление дефектов герметичности сварных
стыков, фланцевых соединений и сальников
арматуры производят обмазкой соединений
мыльным нли другим раствором, галоидным
течеискателем и др.
Поперечные
сварные швы, в которых при испытании
трубопроводов обнаружены трещины, не
подлежащие исправлению, следует вырезать и
вместо них вставить отрезок трубы. Длина
прямого участка трубопровода между
сварными швами должна быть при условном
диаметре более 150 мм не менее 200 мм, а при 150 и
менее — 100 мм. Трубы и детали с дефектными
продольными швами заменяют
новыми.
При выдерживании
трубопровода под давлением следует вести
непрерывное наблюдение за показаниями
манометра. В случае повышения давления
вследствие нагревания трубопровода,
например солнечными лучами, следует
понизить давление до испытательного путем
выпуска части воздуха.
На время проведения
пневматических испытаний трубопроводов
как внутри помещения, так и снаружи следует
устанавливать охранную зону, пребывание
людей в которой запрещается. Минимальное
расстояние в любом направлении от
испытываемого трубопровода до границы
зоны: при надземной прокладке — 25, при
подземной — 10 м. Границы зоны отмечают
флажками. Наблюдение за охраняемой зоной
обеспечивают путем установки контрольных
постов — для наружных трубопроводов в
условиях хорошей видимости один пост на 200 м
трубопровода; в остальных случаях
количество постов определяют с учетом
местных условий с тем, чтобы охрана зоны
была обеспечена надежно. В вечернее или
ночное время охраняемая зона должна быть
хорошо освещена. При проведении испытания
трубопроводов на герметичность с
определением падения давления на время
испытания охраняемая зона не
устанавливается.
Компрессор,
используемый при проведении испытаний,
размещают вне охраняемой зоны. Воздушная
магистраль от компрессора к испытываемому
трубопроводу должна быть предварительно
испытана гидравлическим
способом.
Результаты
пневматического испытания трубопроводов
на прочность считаются
удовлетворительными, если при испытании
давление по показаниям манометра ие упало и
при последующем испытании на плотность в
сварных швах и фланцевых соединениях не
было обнаружено утечки, пропусков или
потения. Осмотр должны производить
специально выделенные для этой цели и
проинструктированные лица.
§ 3.
ИСПЫТАНИЕ НАРУЖНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ
Испытание
напорных трубопроводов на прочность и
герметичность производится гидравлическим
или пневматическим способом, выбираемым в
зависимости от климатических условий в
районе строительства и наличия
необходимого количества воды в период
испытаний. При отсутствии проекте
указания
о значении давления при
гидравлическом испытании его принимают в
соответствии со СНиП В III-3-81:
То же, с
рабочим
Для стальных трубопроводов
со стыковыми соединениями на сварке (в том
числе подводных) с рабочим давлением до 2
МПа…..
2 МПа
.
Рабочее плюс 0,5, но не менее 1
МПа
давлением более
Рабочее с коэффициентом
1,25
Для чугунных трубопроводов: со
стыковыми соединениями под за-чеканку (по
ГОСТ 9583—75 для труб всех классов) с рабочим
давлением до 1 МПа…..
с равнопрочными
стыковыми соединениями на резиновых
манжетах (по ГОСТ 21053—75) для труб
всех
классов …….
Для
асбестоцементных
трубопроводов
Рабочее плюс 0,3
МПа
Рабочее плюс 0,5 МПа Рабочее плюс
0,3 МПа
Напорные трубопроводы,
прокладываемые в траншеях или непроходных
тоннелях или каналах, должны испытываться
дважды:
предварительно на прочность
— до засыпки траншеи и установки
арматуры;
окончательно на прочность
и герметичность — после засыпки траншеи и
завершения всех работ на данном участке
трубопровода, но до установки арматуры,
вместо которой временно устанавливают
заглушки. Это испытание осуществляется при
участии представителей заказчика и
эксплуатирующей
организации.
Трубопроводы из
чугунных и асбестоцементных труб
испытывают при длине: менее 1 км — на один
прием; больше 1 км — участками не более 1 км;
из полиэтиленовых труб — не более 0,5 км.
Длину испытательных участков стальных
трубопроводов при гидравлическом способе
испытания разрешается принимать более 1 км.
Продолжительность предварительных
гидравлических испытаний металлических н
асбестобетонных труб под испытательным
давлением составляет не менее 10 мин,
полиэтиленовых — не менее 30 мин, после чего
давление снижается до рабочего и
производится осмотр
трубопроводов.
Напорный трубопровод
считается выдержавшим предварительное
гидравлическое испытание, если в нем под
испытательным давлением ие произошло
разрывов труб н фасонных частей, а под
рабочим давлением не обнаружено видимых
утечек воды.
Окончательное
гидравлическое испытание металлических и
асбестоцементных трубопроводов
допускается проводить сразу же после
засыпки траншеи грунтом и заполнения
трубопроводов водой. Продолжительность
испытания трубопроводов диаметром до 400 мм
должна быть не менее 10 мии, а диаметром
более 400 мм — не менее 30 мин. Участок
трубопровода считается выдержавшим
окончательное испытание, если за время
испытания не обнаружено нарушение его
целости, а величина испытательного
давления упадет не более чем на 0,05
МПа.
Трубопроводы, прокладываемые на
просадочных грунтах вне территории
промышленных площадок и населенных
пунктов, испытываются участками длиной не
более 600 м, а на территории промплощадок и
населенных пунктов — длиной не более 400 м.
При этом участки трубопроводов должны
находиться под испытательным давлением в
течение 15 мин, а особо ответственные,
оговоренные в проекте,— 30 мин. Вода после
опрессовки и промывки трубопровода должна
быть удалена за пределы территории
строительства.
Для испытания напорных
трубопроводов водоснабжения и канализапии
допускается применять пневматический
способ при условии, что рабочее давление
стальных трубопроводов не превышает 1,6, а
чугунных и асбестоцементных — 0,5 МПа.
Предварительное пневматическое испытание
трубопроводов после их засыпки
проводится:
стальных — при рабочем
давлении до 0,5 МПа — испытательным
давлением 0,6 МПа, а прн рабочем давлении
свыше 0,5 МПа — испытательным давлением,
равным рабочему с коэффициентом
1,15;
чугунных н асбестоцементных
трубопроводов — испытательным давлением
0,15 МПа.
Окончательное
пневматическое испытание трубопроводов
после засыпки траншеи проводят
испытательным давлением, значения которого
следующие:
Таблица 63 Допускаемое
падение давления во время испытания (СНиП В
Н1-3-81)
|
Диаметр труб, мм |
Стальные трубы |
Чугунные трубы |
Асбестоцементные трубы |
|||
|
продолжительность , испытания, |
падение давления, |
продолжительность |
падение |
продолжительность испытания, |
: падение давления. |
|
|
100—125 |
0—30 |
0,55 |
0—15 |
0,65 |
0—15 |
1,3 |
|
150—250 |
1—00 |
0,75 |
0—30 |
0,65 |
0—30 |
1,3 |
|
300—400 |
2—00 |
0,75 |
1—00 |
0,7 |
1—00 |
14 |
|
450—600 |
4—00 |
0,8 |
2—00 |
0,8 |
3—00 |
1,6 |
|
700—900 |
6—00 |
С,6 |
3—00 |
0,6 |
5—00 |
1,2 |
|
1000—1420 |
12—00 |
0,7 |
4-00 |
0,5 |
6—00 |
1,0 |
для стальных
трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа
— 0,6 МПа, более 0,5 МПа — соответствовать
рабочему давлению с коэффициентом
1,1;
для чугунных и асбестоцементных
трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа
— соответствовать рабочему давлению с
коэффициентом 1,2.
Трубопровод
считается выдержавшим окончательное
пневматическое испытание, если не будет
нарушена его целостность и величина
падения давления не будет превышать
значения, указанного в табл.
63.
Безнапорные трубопроводы
испытывают на герметичность за один раз до
засыпки траншеи определением утечки воды
из трубопровода или определением притока
воды.
Перед испытанием уложенного
безнапорного трубопровода каждая труба
должна быть закреплена от смешения путем
подсыпки грунта на части ее длины на высоту
не более 0,5 диаметра. При этом стыки должны
быть открыты и доступны для осмотра.
Испытания безнапорных трубопроводов на
герметичность производят участками между
смежными колодцами. При затруднении с
доставкой воды испытание трубопроводов
диаметром более 500 мм, проходящих по
незастроенной территории, допускается
проводить
выборочно.
Гидростатическое
давление в трубопроводе при испытании на
утечку следует создавать путем заполнения
водой стояка, установленного в верхней
точке трубопровода, или наполнением водой
верхнего колодца, если последний подлежит
испытанию. Для трубопроводов диаметром
более 400 мм величину гидростатического
давления допускается принимать 40 Па при
глубине заложения труб свыше; 4 м. Величина
утечки определяется в верхнем колодце или
стояке по общему объему воды, добавленной
до первоначально установленного уровня.
Продолжительность испытания должна быть не
менее 30 мин, при этом понижение уровня воды
допускается не более чем на 20 см, после чего
производится подкачка воды до
первоначально установленного
уровня.
Участок безнапорного
трубопровода считается выдержавшим
испытание на герметичность, если суточная
утечка или поступление воды на 1 км длины в
трубопроводах диаметром 150 мм не превышает
7, 300—26, 450—34 и 600 мм—40 м3.
§ 4.
ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ
Трубопроводы тепловых сетей
испытывают пробным давлением, равным 1,25
рабочего давления. Испытание подземных
трубопроводов, прокладываемых бесканально
и в непроходных каналах, должно
проводиться, как правило, дважды —
предварительно и окончательно, а
трубопроводов, прокладываемых в проходных
каналах, технических подпольях, надземных
каналах, снятие перекрытия которых не
требует раскопок, а также прокладываемых
надземно,— один раз —
окончательно.
Трубопроводы тепловых
сетей испытывают гидравлическим способом;
испытания пневматическим способом
допускается проводить при отрицательных
температурах наружного воздуха. В местах,
где по условиям строительства требуется
немедленное окончание работ,
предварительные испытания допускается
заменить 100 %-ной проверкой неразрушающими
методами контроля сварных стыков,
выполненных при
монтаже.
Температура воды в
трубопроводе при гидравлическом испытании
не должна превышать 40—45 °С. Заполнение
трубопровода допускается водой
температурой не выше 70 °С. Под
испытательным давлением трубопровод
выдерживают 10 мин, после чего давление
снижают до рабочего и производят осмотр
трубопровода. Дефекты, выявленные при
осмотре трубопровода, должны устраняться
после спуска воды, подчеканка дефектов
запрещается. После устранения дефектов
испытания повторяют.
Окончательное
гидравлическое испытание проводится после
завершения строительно-монтажных работ на
предъявляемой к приемке тепловой сети,
установки всего оборудования,
предусмотренного проектом, И засыпки
траншей. Ё зимнее время объем испытываемого
участка трубопровода должен быть не более
объема, который может быть заполнен или
опорожнен в течение 1 ч.
§
5. ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
Подземные и
надземные газопроводы после окончания
строительства испытывают в два этапа: на
прочность и герметичность. Участки
газопроводов на переходах через водные
преграды, а также под автомобильными
дорогами, железнодорожными и трамвайными
путями испытывают в три этапа: на прочность
после сваркн перехода или его части до
укладки на место; герметичность после
укладки его на место, полного монтажа и
засыпки всего перехода; на герметичность
при окончательном испытании всего
газопровода в целом.
Прн испытании
газопроводов применяют следующие типы
манометров: подземных и надземных
газопроводов на прочность— манометры
пружинные класса точности не ниже 1.5 по
ГОСТ 2405—80*; подземных газопроводов
на герметичность — манометры пружинные
образцовые класса точности не ниже 0,4 по
ГОСТ 6521—72*; надземных газопроводов на
герметичность— манометры пружинные класса
точности не ниже 1 по ГОСТ
2405—80*.
Подземные и надземные
газопроводы низкого и среднего давлений и
подземные газопроводы высокого давления
испытывают на прочность и герметичность
сжатым воздухом. Надземные газопроводы
высокого давления на прочность испытывают
водой, а на герметичность — воздухом. При
возникновении трудностей в проведении
гидравлических испытаний (зимнее время,
отсутствие воды на месте испытаний и др.)
допускается испытание на прочность
подземных газопроводов высокого давления
проводить воздухом при условии принятия
необходимых мер по обеспечению
безопасности.
Испытание на
прочность и герметичность подземных и
надземных газопроводов производится по
нормам испытательных давлений, приведенным
в табл. 64.
Испытание подземных
газопроводов на прочность проводится после
их засыпки на высоту 20—25 см над верхней
образующей трубы. Стыки газопроводов
низкого и среднего давлений при испытании
на прочность давлением до 0,45 МПа остаются
неизолированными и неприсыпанными.
Продолжительность испытания на прочность
подземных и надземных газопроводов должна
быть не менее 1 ч. После выдержки
трубопровода под испытательным давлением
последнее снижается до установлен-
|
.и |
Испытательное давление. МПа |
|
|
Газопроводы |
на прочность |
на |
|
Низкого давления до 0,005 МПа, кроме |
0,3 |
0,1 |
|
Среднего давления свыше 0.С05 |
0,45 |
0,3 |
|
Высокого |
0,75 |
0,6 |
|
То же, свыше 0,6 до 1,2 МПа |
1,5 |
1.2 |
|
Дворовые и вводы низкого давления |
0,1 |
0,1 |
Примечание. Испытание
газопроводов низкого и среднего давлений
на прочность допускается проводить
давлением 0.6 МПа.
ной нормы испытания
на герметичность. После этого производится
осмотр газопровода и проверка мыльным
раствором герметичности всех соединений
(сварных швов, фланцевых и резьбовых
соединений). Устранение дефектов
допускается производить только после
снижения давления в газопроводе до
атмосферного. Результаты испытания на
прочность считают положительными, если за
установленное время испытания нет видимого
падения давления по манометру и при осмотре
не обнаружены утечки.
Испытание
газопроводов на герметичность проводится
после положительных результатов испытания
на прочность. До начала испытаний иа
герметичность газопроводы выдерживают под
испытательным давлением в течение 4 ч и
времени, необходимого для выравнивания
температуры воздуха в газопроводе с
температурой окружающей среды.
Продолжительность испытаний на
герметичность должна быть для подземных
газопроводов 3 ч, надземных — 30 мин.
Результаты испытаний иа герметичность
следует считать положительными, если за
установленное время испытаний нет падения
давления и при осмотре газопровода и
проверке соединений ие обнаружены
утечки.
§ 1. НОРМИРОВАНИЕ И ОПЛАТА
ТРУДА
Для нормирования и оплаты труда
рабочих-сделыциков, занятых изготовлением
и монтажом трубопроводов, разработаны
Единые нормы и расценки (ЕНиР), утвержденные
Госстроем СССР, согласованные в ВЦСПС.
Расценки на изготовление и монтаж
трубопроводов составлены, исходя из
часовых тарифных ставок шестиразрядиой
сетки при 41-часовой рабочей
неделе.
Часовые тарифные ставки
соответствующего разряда рабочих
составляют: 1 — 43,8; 2 — 49,3; 3 — 55,5; 4 — 62,5; 5 —
70,2; 6 — 79,0 коп.
Нормы времени и
расценки на изготовление технологических
трубопроводов из углеродистой стали,
заготовку деталей и узлов, комплектацию
запорной и регулирующей арматуры
ре-
Таблица 65. Состав звеиа
слесарей-монтажников, чел.
|
Разряд |
|||||
|
Диаметры |
|||||
|
трубопрово |
|||||
|
дов, мм |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
100
200
500
Таблица 66.
Нормы времени и расценки на
|
Диаметр |
||
|
Наименование работ |
Единица измерения |
50 |
Изготовление tdv6hhx
узлов с . „ „
0,56
одним стыком
10 м
трубопровода
Добавка на
каждый последую- . 0,21
щий
стык
стык
0—12,2
1,0
0—58,3
Добавка иа установку аомату- ,
рЫ I шт.
арматуры
гламентированы
сборником ЕНиР 38-5. Указанные работы
предусматривается выполнять в
трубозаготовительных цехах, оснащенных
необходимым оборудованием и оснасткой. В
состав работ входит: подача труб в цех и
перемещение заготовок в его пределах,
очистка труб, обработка кромок
шлифовальной машиной, сборка узлов с
применением готовых отводов, тройников,
переходов, крестовин и заглушек с выверкой
и поддерживанием деталей при
электроприхватке, маркировка го товых
узлов, погрузка их на транспортные средства
и укладка в штабель. При производстве таких
работ непосредственно на монтажной
площадке норму времени и расценку умножают
на коэффициент 1,25.
Состав звена
слесарей-монтажников для выполнения работ
по изготовлению трубопроводов приведен в
табл 65.
Нормы времени и расценки,
приведенные в табл. 66, предусматривают
изготовление трубных узлов из деталей по
одной оси или под углом 90°. Если же угол
сборки более 90°, то значения второй строки
таблицы умножают иа 1,15. Эти же значения
умножают на 0,85 при соединении трубы с
деталью (отвод, переход, тройник и др.) или на
0,75 при креплении одной детали к другой.
Значения третьей строки таблицы, кото рые
включают установку арматуры с соединением
двух флан цевых стыков, при соединении
одного фланцевого стыка умножают на 0,7. При
изготовлении трубных узлов с выполнением
врезок (отсутствуют штампованные тройники,
крестовины), одну врезку считают за два
стыка, а одну крестовину за
четыре.
Отдельные виды работ,
выполненные при сооружении трубопроводов
различного назначения, приведены в
сборниках
изготовление трубных
заготовок, ч/руб.-коп.
|
труб, мм. до |
|||||||
|
80 |
100 |
150 |
200 |
250 |
300 |
400 |
500 |
|
0,67 |
1,1 |
1,45 |
1,75 |
2,0 |
23 |
2,8 |
3,2 |
|
0—39,1 |
0—64,2 |
0—89,3 |
1—0 8 |
1—21 |
1—39 |
1-69 |
1—93 |
|
0,36 |
0,42 |
0,63 |
0,81 |
1,15 |
1,4 |
1,8 |
2,2 |
|
0—21 |
0-24,5 |
0-38,8 |
(/ -49.9 |
0—69,4 0—84,5 |
1—33 |
||
|
1,65 |
1,65 |
2,5 |
3,7 |
5,0 |
6,2 |
9,5 |
12 |
0—96,2 0-96,2 1—54
2—28 3—02 3—74
5—73 7—24
Таблица
67. Состав звена слесарей-монтажников, чел.
(ЕНиР 38-5)
|
Условное давление, МПа |
||||
|
* |
10 |
|||
|
Разряд рабочего |
Диаметр труб, мм |
|||
|
до 400 |
более |
до 200 |
от |
|
|
6 |
1 |
1 |
||
|
5 |
1 |
1 |
2 |
1 |
|
4 |
2 |
2 |
1 |
2 |
|
3 |
1 |
1 |
1 |
1 |
|
2 |
1 |
1 |
1 |
— |
ЕНиР: сборка и резка труб и
металлоконструкций — № 22, монтаж
технологических трубопроводов, арматуры,
испытание трубопроводов — № 26, такелажные
работы — № 24, внутри-построечиые и
транспортные работы — № 1, моитаж
внутренних санитарно-техиических систем
(отопление, водопровод, канализация и
водоснабжение)—№ 9—1, строительство
наружных сетей водопровода, канализации,
газоснабжения и теплофикации— №
10.
Для определения трудозатрат и
расценок на монтаж технологических
трубопроводов на условное давление до 4 МПа
и 10 МПа из углеродистой и нержавеющей
сталей рекомендуется пользоваться
укрупненными нормами и расценками
на
Таблица 68. Нормы времени, ч, и
расценки, руб.—коп., иа монтаж 1 м
трубопроводов из готовых узлов и
деталей
|
Диаметр труб Dy, мм, до |
Внутрицеховые |
Обвязочные |
||
|
норма времени |
расценка |
норма |
расценка |
|
|
80 |
0,53 |
0—32,3 |
0,57 |
0—34,8 |
|
100 |
0,6 |
0- 36,6 |
0,65 |
0—29.7 |
|
125 |
0,69 |
0—42,1 |
0,75 |
0—45,8 |
|
150 |
0,77 |
0—47 |
0,82 |
0-50 |
|
200 |
0,94 |
0-57,3 |
1,0 |
0-61 |
|
250 |
1,1 |
0-67,1 |
1,2 |
0—73,2 |
|
Диаметр труб Dy мм, до |
Внутри цеховы е |
Обвязочные |
||
|
норма времени |
Расценка |
норма времени |
расценка |
|
|
300 |
1,25 |
0—76,3 |
1,35 |
0—82,4 |
|
350 |
1,4 |
0—85,4 |
1,5 |
0—91,5 |
|
400 |
1,5 |
0—91.5 |
1,65 |
1—01 |
|
450 |
1,65 |
1—06 |
1,8 |
1 — 15 |
|
500 |
1,8 |
1—15 |
1,95 |
1—25 |
|
600 |
2,0 |
1—28 |
2,1 |
1—34 |
|
700 |
2.2 |
1—41 |
2,3 |
1—47 |
|
800 |
2,4 |
1—54 |
2,5 |
1-60 |
|
Таблица 69. Нормы времени, ч, |
и расценки, руб.—коп., |
|||
|
монтаж 1 т |
и деталей |
|||
|
Диаметр труб Dy. мм. |
Внутрицеховые |
Обвязочные |
||
|
норма времени |
Расценка |
норма |
расценка |
|
|
80 |
47,0 |
28—70 |
50,0 |
30—50 |
|
100 |
41,0 |
25—00 |
44,0 |
26—80 |
|
125 |
39,0 |
23—80 |
42,0 |
25—60 |
|
150 |
30,0 |
18—30 |
33,0 |
20—10 |
|
200 |
27,0 |
16—50 |
29,0 |
17—70 |
|
250 |
23,0 |
14-00 |
25,0 |
15—30 |
|
300 |
20,0 |
12—20 |
21,0 |
12—80 |
|
350 |
16,0 |
9—76 |
17,5 |
10—68 |
|
400 |
14,0 |
8-96 |
15,5 |
9—46 |
|
500 |
13,5 |
8—64 |
14,5 |
9—28 |
|
600 |
13,0 |
8—32 |
13,5 |
8—64 |
|
700 |
12,5 |
8-00 |
13,0 |
8—32 |
|
800 |
11,5 |
7—36 |
12,5 |
8—00 |
монтажные и
специальные строительные работы (УНиР, вып.
2), разработанными
иормаТИВНо-исследовательской
станцией треста Промтехмоитаж-2
М.иимонтажспецстроя УССР. В этом сборнике
приведены также нормы времени и расценки иа
монтаж I м и 1 т трубопроводов диаметром от 25
до 1000 мм, в которых учтено гидравлическое
испытание трубопроводов. Со-
|
Наружный |
|||||
|
Показатели |
89 |
108 |
133 |
159 |
219 |
|
Норма времени Расценка |
0,44 0—30,9 |
0,46 0-32,3 |
0,49 0—34,4 |
0,51 0—35,8 |
0,53 G—37,2 |
|
Таблица |
Нормы времени, |
||||
|
Наружный |
|||||
|
Показатели |
108 |
133 |
159 |
219 |
|
|
Норма |
0,26 0—16,3 |
0,27 0—16,9 |
0,28 0—17,5 |
0,29 0—18,1 |
став звена
рабочих для моитажа технологических
трубопроводов приведен в табл.
67.
Нормы времени и расценки на моитаж
технологических трубопроводов из
углеродистой стали иа условное давление и
до
4 МПа приведены в табл. 68,
69.
Поправочные коэффициенты на нормы
и расценки в сборник УНиР, вып. 2 вводятся в
случаях монтажа трубопроводов:
1.15
— иа высоте более 5 м с подмостей и
лестниц;
1,4 — то же, с люлек;
1.15
— с применением электролебедок
или вручную;
0,9 — в каналах, траншеях
или при монтаже без гидравлического
испытания.
На работы, не
предусмотренные в сборниках ЕНиР и УНиР, а
также в случае применения иа строительных
объектах более совершенной технологии или
организации производства, использования
более производительных машин и
оборудования составляются калькуляции
трудозатрат. Такие калькуляции, в
частности, разработаны
нормативно-исследовательской станцией
треста Промтехмонтаж-1.
Пример 1.
Калькуляции трудозатрат на
полуавтоматическую резку труб без скоса
кромок диаметром 89—530 мм аппаратом для
воздушио-плазменной резки металлов АВПР-2
(скорость резаиия до 1 м в
мин).
диаметр труб, мм
|
273 |
325 |
377 |
426 |
478 |
530 |
|
|
0,57 |
0,6 |
0,62 |
0,64 |
0,7 |
0,75 |
|
|
0—40 |
0—42,1 |
0—43,5 |
0—44,9 |
0—49,1 |
0—52,7 |
|
|
и расценки, руб.—коп., |
на окраску 10 м плети |
|||||
|
диаметр труб, |
||||||
|
245 |
273 |
325 |
377 |
426 |
478 |
|
|
0,3 0—18,7 |
0,3 0—18,7 |
0,31 0—18,7 |
0,32 0—19,4 |
0,33 0—21 |
0,35 0—22 |
Состав работ: подача трубы на
стеллаж, подача трубы н ее закрепление на
вращателе, разметка трубы, резка трубы,
выдача трубы (черного патрубка) при помощи
тележки иа стеллаж-накопитель и ее
возвращение в исходное
положение.
Выполняет работы резчик 5
разряда. Нормы времени и расценки на 10
перерезов приведены в табл. 70.
Пример
2. Калькуляция трудозатрат на окраску
плетей трубопроводов диаметром 100—500 мм иа
механизированной линии очистки, окраски,
сборки и сварки труб в плети (скорость
подачи труб по рольгангу и окраски
составляет от 1 до
5
м/мии).
Состав работ: подача плети по
рольгангу, сушка и нагрев труб при
прохождении через нагревательную камеру,
механическая очистка труб, окраска плети,
подача плети к стеллажу-иакопителю с
помощью тележек с последующей укладкой
плети иа стеллаж, возврат тележек для
вывоза плети.
Выполняет работы маляр
4 разряда. Нормы времени и расценки иа
окраску плетей приведены в табл.
71.
Для компенсации дополнительных
затрат рабочего времени, возникающих при
выполнении работ в зимних условиях, в общей
части ЕНиР приведены поправочные
коэффициенты. К калькуляциям трудозатрат и
расценкам эти коэффициенты применять не
разрешается.
Стоимость моитажа
трубопроводов регламентирована единичными
расценками сметной стоимости на моитаж
узлов трубопроводов из углеродистой и
легированной сталей (СНиП IV-6-83 «Сборник №
12» и СНиП IV-4-83). В нее ие входит стоимость
материалов труб, соединительных деталей
трубопроводов, фланцев, крепежных деталей.
Стоимость этих материалов принимается по
СНиП IV-4-83 ч. IV, гл. 4, прил. V. Количество
материалов труб по проекту с учетом отходов
определяется по СНиП IV-6-83, ч. IV, гл. 6,
«Сборник № 12», прил. 2 и включается в
стоимость выполненных
работ.
Расценки увеличиваются или
уменьшаются рядом доплат или скидок в
зависимости от условий работы (время года,
действующее предприятие или вновь
строящееся), климатического района
расположения объекта строительства,
степени завершенности монтажных работ (с
гидроиспытаиием, пневмоиспы-таиием или без
иих).
Стоимость моитажа
внутрицеховых и межцеховых трубопроводов
установлена в зависимости от материала
труб, характе-
Таблица 72. Стоимость
моитажа 1 т стальных трубопроводов с
фланцевыми и сварными соединениями из
готовых
узлов
Наружный
диаметр трубопроводов, мм
|
В том числе, |
||||
|
Прямые затраты, РУб. |
эксплуатация машин |
|||
|
основная зарплата |
всего |
в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих |
матери альные ресурсы |
|
Затраты
труда
рабочих,
чел.-ч
Группа
1. Трубопроводы из углеродистых сталей на
условное дав лете не более 2,5
МПа
|
32—38 |
194,0 |
179,0 |
5,32 |
1,45 |
9,56 |
328 |
|
45 |
168,0 |
155,0 |
4,90 |
1,36 |
8,17 |
275 |
|
57 |
125,0 |
114,0 |
3,75 |
1,19 |
6,92 |
200 |
|
76—159 |
79,1 |
62,4 |
13,30 |
7,12 |
3,49 |
НО |
|
219—325 |
51,1 |
37,2 |
10,80 |
5,85 |
3,21 |
63 |
Наружный диаметр
трубопроводов, мм
|
‘В том числе, руб |
||||
|
Прямые затраты, |
эксплуатация Машин |
|||
|
основная зарплата |
всего |
в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих |
матери альные ресурсы |
|
Затраты
труда
рабочих,
чел.-ч
|
377—426 |
36,9 |
25,6 |
9,03 |
4,86 |
2,24 |
42 |
|
530 |
31,5 |
23,4 |
4,38 |
1,75 |
3,69 |
38 |
|
630 |
28,4 |
21,7 |
3,99 |
1,51 |
2,73 |
29 |
|
840—1420 |
26,1 |
20,0 |
3,80 |
1,48 |
2,25 |
33 |
|
‘руппа 2. |
условное |
|||||
|
32 |
160,0 |
146,0 |
8,25 |
2,18 |
5,99 |
241 |
|
38 |
143,0 |
129,0 |
8,07 |
2,14 |
5,93 |
240 |
|
48—57 |
124,0 |
111,0 |
7,33 |
1,84 |
5,30 |
196 |
|
76—89 |
73,0 |
63,4 |
6,47 |
1,58 |
3,09 |
117 |
|
108 |
62,6 |
64,1 |
5,49 |
1,49 |
3.00 |
95 |
|
133 |
55,8 |
47,8 |
5,21 |
1,39 |
2,78 |
76 |
|
159—219 |
47,4 |
40,0 |
4,79 |
1,25 |
2,61 |
71 |
|
273—325 |
36.3 |
29,7 |
4,23 |
1,08 |
2,40 |
52 |
|
377 |
30,2 |
24,2 |
3,81 |
0,94 |
2,23 |
39 |
|
426 |
26,2 |
20,5 |
3,53 |
0,35 |
2,12 |
33 |
|
‘руппа 3. |
||||||
|
рованных |
сталей на |
условное давление не |
более 2,5 МПа |
|||
|
45 |
327,0 |
242,0 |
57,6 |
19,4 |
27,60 |
418 |
|
57 |
294,0 |
213,0 |
54,7 |
17,7 |
26,00 |
379 |
|
76 |
233,0 |
157,0 |
51,8 |
16,0 |
24,50 |
277 |
|
89—426 |
176,0 |
104,0 |
48,9 |
15,2 |
22,90 |
179 |
|
530 |
105,0 |
51,5 |
46,6 |
14,9 |
7,20 |
88 |
|
720—820 |
94,7 |
43,4 |
43,9 |
14,4 |
7,31 |
73 |
|
1020—1220 |
76,7 |
33,5 |
36,8 |
12,4 |
6,48 |
57 |
ра соединений,
диаметра и давления. В расценках учтены
затраты на горизонтальное перемещение от
приобъектного склада до места установки на
расстояние до 1000 м, вертикальное до 5 м;
установку кронштейнов, опор, подвесок,
хомутов по
Таблица 73. Стоимость 1 т
трубопроводов из углеродистой стали на
условное давление до 2,5 МПа, руб.
|
Наружный диаметр и |
Стоимость |
Сметная сто |
Итого |
|
толщина |
моитажа |
имость |
|
|
мм |
|
32X2 |
194,0 |
873,07 |
1067,07 |
|
45X2,5 |
168,0 |
790,32 |
958,32 |
|
57X3 |
125,0 |
614,10 |
739,10 |
|
76X3,5 |
97,8 |
514,42 |
612,22 |
|
89X3,5 |
97.8 |
471,70 |
569,50 |
|
108X4 |
79,1 |
437,88 |
516,98 |
|
133X4 |
79,1 |
404,95 |
484,05 |
|
159X4,5 |
79,1 |
380,92 |
460,02 |
|
19X7 |
51,1 |
333,75 |
384,85 |
|
273X7 |
51,1 |
326,63 |
377,73 |
|
325X8 |
51.1 |
316,84 |
367,94 |
|
377X9 |
55,1 |
315,06 |
366,16 |
|
426X9 |
36,9 |
329,30 |
366,20 |
|
530X7—720X9 |
31.5 |
362,23 |
357,73 |
трубопроводам на условное
давление до 10 МПа; изготовление и установку
байпасов; устройство перемычек для
заземления трубопроводов; наполнение
системы азотом и испытание трубопроводов. В
табл. 72 приведена стоимость моитажа из
готовых узлов наиболее распространенных
трубопроводов, поставляемых
трубозаготовительиыми
заводами.
Сметная стоимость узлов
технологических трубопроводов из
углеродистых, легированных и нержавеющих
сталей определяется по СНиП IV-4-83.
Предусмотрено, что узлы трубопроводов
выполнены с установкой необходимых деталей
(фланцев, отводов, тройников, переходов,
заглушек, патрубков, П-образ-иых
компенсаторов и т. п.), входящих в
конструкцию трубопровода, со сборкой на
постоянных прокладках, креплением болтами
и сваркой, из бесшовных труб из ст. 20.
Сметная стоимость 1 т узлов технологических
трубопроводов из углеродистой стали на
условное давление до 2,5 МПа в зависимости от
наружного диаметра и толщины стенки труб,
мм, следующая, руб.:
873.07
45X2,5
790,32
514,42
437.88
380,92
32X2
57X3
89X3,5
133X4
614,1 76X3.5
471.7
ШХ» 404,95 159X4.5
219X7
…. 333,75 273X7
…. 326,63
325X8
…. 316,84 377X9
…. 315,06
426X9
…. 329,3 530X7—720X9
. .
362.23
Общая стоимость
смонтированных трубопроводов, состоящая из
стоимости монтажа и сметной цены, приведена
в табл. 73.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение
1
Условные обозначения элементов
трубопроводов и арматуры (ГОСТ 2.784—70* ГОСТ
2.785—70)
Обозначение
Обозначение
Наименование
Наименование
Трубопровод
Соединение
трубопроводов
Перекрещивание
трубопроводов (без соединений)
4“
-ал-
Трубопровод
гибкий
Трубопровод
в трубе (футляре)
Разъемное
соединение трубопроводов: общее
обозначение
фланцевое
Подвеска:
неподвижная
направляю-щая
Переход: общее обозначение Детали
соединений трубопроводов:
тройник
крестовина
т
гг
отвод
коллектор,
гребенка
Конец
трубопровода с заглушкой: общее
обозначение
фланцевое
Компенсауор:
общее обозначение
|
Наименование |
Обозначение |
Наименование |
Обозначение |
|
П-образный |
Л |
угловой |
|
|
волнистый Опора |
Клапан трехходовой Клапан |
||
|
л |
|||
|
угловой |
|||
|
подвижная |
~г |
||
|
направляю |
Край: |
IXJ |
|
|
щая |
~т~ |
проходной |
|
|
угловой Край Коидеисатоот- водчик |
Ъ —Q— |
||
|
скользящая Клапан |
r?W7/77 |
||
|
проходной |
сх |
Задвижка |
OKI |
Приложение 2
Условные обозначения на чертежах
трубопроводов
|
Наименование |
Обозначение |
Наименование |
Обозначение |
|
|
Монтажный стык (граница узла) Измерительная дисковая диафрагма, |
w* 1 ¦ |
Соединение труб сваркой I |
||
Отвод крутоизогнутый:
90,
60°
Клапан
запорный муфтовый Задвижка запорная
фланцевая с ручным приводом Клапан
запорный фланцевый с ручным
приводом
Задвнжка запорная
фланцевая с электроприводом Клапан
обратный поворотный
То же,
подъемный
—th-
ней—
-|А—
чая—
чо«ь-
Наименование
Клапан
регулирующий
Обозначение
-Al-
Арматура, устанавливаемая на
месте монтажа
Клапан
предохранительный
фланцевый
А
Конденсатоот-
водчик
Приложение
3
Перечень нормативных документов по
монтажу
трубопроводов
Газоснабжение.
Внутренние устройства Наружные сети и
сооружения
СНиП Ш-29-76
Водоснабжение, канализация и
теплоснабжение. Наружные сети и
сооружения
СНиП III-30-74
Инженерное и тех- СНиП В III-3-81
нологическое оборудование зданий и
сооружений. Внешние
сети
Технологическое оборудование и
технологические
трубопроводы
Магистральные
трубопроводы
СНиП 3.05-05-84
СНиП
111-42-80
Подземные
сооружения. Общие технические
требования
ГОСТ 9.015—74*
Правила устройства и безопасной
эксплуатации грузоподъемных кранов,
Госгортехнадзор СССР, 1972
Монтаж
распределительных
газопроводов
Изготовление
и
монтаж трубопроводов
водоснабжения
Изготовление, монтаж
и испытание трубопроводов различного
назначения
Изготовление
и
монтаж технологических
трубопроводов
Строительство н
реконструкция магистральных
трубопроводов
Антикоррозионная
защита стальных трубопроводов различного
назначения
Монтаж трубопроводов
различного назначения и
погрузочно-разгрузочные работы
|
й» |
||
|
Наименование |
Шифр |
Применение |
Правила -устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды, Г
осгортехнадзор,
1970
Правила
техники без опасности при строи тельстве
магистраль иых трубопроводов Миигазпром
СССР,
1971
Инструкция по разработке
ППР при монтаже внутренних сантехсистем
Инструкция по монтажу трубопроводов из
стеклянных труб Инструкция по разработке
ППР механо-монтажиых работ Инструкция по
монтажу технологических трубопроводов нз
пластмассовых труб
Инструкция по
проектированию и монтажу сетей
водоснабжения и канализации из
пластмассовых труб
Инструкция по
проектированию и строительству подземных
газопроводов из неметаллических труб
—
ВСН 237-80
ВСН 301-72 ВСН 319-77 ВСН
440-83
СН 478-80 СН 493-77
Монтаж
наружных трубопроводов
теплоснабжения
Монтаж
магистральных газопроводов
Монтаж
трубопроводов сантехсистем
Монтаж
стеклянных трубопроводов
Монтаж
технологических
трубопроводов
Изготовление и монтаж
пластмассовых технологических
трубопроводов
Изготовление и монтаж
пластмассовых трубопроводов систем
водоснабжения и
канализации
Изготовление и монтаж
пластмассовых и асбестоцементных труб
газопроводов
Инструкция
по изго- ВСН 362-76 товлению, монтажу и
испытанию технологических трубопроводов
условным давлением 10 МПа
Правила
устройства ПУГ-69 и безопасной эксплуатации
трубопроводов для горючих, токсичных и
сжиженных газов
Инструкция по пнев-
СН 298-64 матическому испытанию наружных
трубопроводов
Изготовление и моитаж
стальных технологических
трубопроводов
Монтаж
стальных
технологических
трубопроводов
Испытание
стальных трубопроводов различного
назначеиня
Приложение 4. Технические
характеристики инструмента для монтажа
трубопроводов
Таблица 1. Техническая
характеристика ключей гаечных
комбинированных (ККБ) (ТУ 36-1164-74)
|
Тип ключей |
Размеры, мм |
Масса, кг |
Тип ключей |
Размеры, мм |
Масса кг |
|
ККБ-8 |
135X18X5 |
0,045 |
ККБ-19 |
230X42X10 |
0,25 |
|
ККБ-10 |
150x22x6 |
0,08 |
ККБ-22 |
260X48X11 |
0,3 |
|
ККБ-12 |
170X26X7 |
0,1 |
ККБ-24 |
290x53x9 |
0,3 |
|
ККБ-14 |
190X30X8 |
0,13 |
ККБ-27 |
320x58x14 |
0,5 |
|
ККБ-17 |
210x35x10 |
0,17 |
ККБ-30 |
360X65X12 |
0,8 |
|
Показатель |
«ТР-1 | |
КТР-2 |
СТД-923/1 |
|
ГОСТ 18981—73* |
|||
|
Диаметр трубы, мм |
10—36 |
20—50 |
До 42 |
|
Испытательный крутящий |
|||
|
момент, Н-м |
150 |
270 |
— |
|
Габариты, |
|||
|
длина |
300 |
400 |
230 |
|
ширина |
45 |
60 |
28 |
|
толщина |
18 |
22 |
52 |
|
Масса, кг |
0,74 |
1.54 |
0,75 |
|
Изготовитель |
Пер мский |
завод |
Предприя |
|
монтажных изде |
тия Мин |
||
|
лий и средств ав |
монтаж |
||
|
томатизации Мин |
спецстроя |
||
|
монтажспецстроя |
СССР |
||
|
СССР |
Таблица 3. Техническая
характеристика ключей гаечных коликовых
монтажных (ТУ 36-1023-74)
|
Тип ключа |
Диаметр |
Длииа ключа, |
Масса, |
|
КМК-17 |
5—12 |
240 |
0,14 |
|
КМК-19 |
6—15 |
280 |
0,24 |
|
КМК-22 |
7—18 |
330 |
0,28 |
|
КМК-27 |
8—22 |
410 |
0,56 |
|
кмк-зо |
8—22 |
430 |
0.7 |
|
KMK-32 |
10—25 |
460 |
0,89 |
|
KMK-36 |
10—25 |
480 |
0,96 |
|
Погреш- |
|||
|
Предел |
|||
|
Наименование |
намерения. |
мерения. |
Назначение |
|
мм |
Рулетки измеритель- 1; 2; 5; ные
металлические 10; 20; (ГОСТ 7502—80*) 30;
50
Метры ленточные
1
сред-
1—5 Измерение
боль
ших длин с невысокой
точностью
0,25—0,5 Измерение них
длин
Линейки измеритель- 0,15; 0,3; ные
металлические 0,5 ; 1 (ГОСТ 427—75*)
0,25
Измерение и раз-метка небольших
длин
Таблица 6. Техническая
характе
|
Гип |
Размер зева, мм |
Крутящий момент максимальный, |
|
Г аечный |
10—19 |
— |
|
Гаечиый трещеточный КГТ-1 |
17—32 |
50 |
|
С регулируемым крутящим |
||
|
КРМ-60 (ТУ 36-836-74) |
27, |
600 |
|
КРМ-120 (ТУ 36-836-74) |
27,30, 32, |
1200 |
|
Предел |
||
|
Наименование |
измерения, |
Назначение |
|
град |
Угольники плоские и 90
(посто-бортовые
явный)
(ГОСТ
3749—77*)
Линейки поверочные 45, 55, 60
угловые
(ГОСТ 8026—75*)
Угломеры
с нониусом 0—180 (на-(ГОСТ 5378—66*)
ружный)
40—180
(внутренний)
Разметка углов —
угольники по третьему классу точности.
Измерение углов — угольники по первому и
второму классам точности
Проверка
отклонения угла между рабочими
поверхностями
Измерение наружных
углов
То же, внутренних
углов
ристика специальных
ключей
Изготовитель
Наибольшие
размеры, мм
180x28x65 0,25
Предприятие
Минмонтаж-
спецстроя
ССОР
340x40x40 0,61
Пермский завод
монтажных
изделий и средств
автоматизации
Опытный завод
монтажных приспособлений, Ногинск
1018x102x66 11
1931X102X66
17
|
Наименование |
Диаметр, мм |
Длина, мм |
|
Шлямбур ШЛ (ОТУ 22-1566-69) |
23 |
350—500 |
|
28 |
350—500 |
|
|
35 |
350—500 |
|
|
Зубнла |
||
|
слесарное |
— |
160—200 |
|
монтажное |
— |
250 |
|
Молоток |
41 |
120 |
Кувалда кузнечная тупоносая
(ГОСТ 11401—75*)
Лом монтажный (ГОСТ
1405—83)
24
1300
Таблица 8.
Техническая
характеристика
Параметры
Тип
ключей
С открытым зевом
двусторонние ГОСТ 2839—80 *Е
С открытым
зевом односторонние ГОСТ
2841—80Е
Комбинированные ГОСТ
16983—80Е
Кольцевые двусторонние
коленчатые ГОСТ 2906—80Е
Торцовые со
сменными головками
Ширина зева
Размер головки Длина ключа
Ширина
зева Длина ключа
Ширина зева Размер
головки Длина ключа
Ширина зева
Размер головки Высота колена Длина
ключа
Ширина зева Размер
головкн
|
8X10 |
12×14 |
|
16 и 20 |
25 и 30 |
|
120 |
140 |
|
17 |
19 |
|
160 |
170 |
|
14 |
17 |
|
28 и 20 |
35 |
|
150 |
160 |
|
8X10 |
12X14 |
|
14 и 18 |
21 и 24 |
|
24 |
28 |
|
220 |
220 |
|
12 |
14 |
|
32 |
34 |
|
Масса, кг |
Изготовитель |
|
0,6—0,8 |
Завод |
|
0,8—1,0 |
Минмонтажспецстроя СССР |
|
1,2—1,4 |
|
|
0,75 |
То же |
|
0,57 |
|
|
0,8 |
Горьковский завод |
|
струментов Минмонтажспецстроя |
|
|
4—8 |
|
|
4,2 |
|
|
ключей гаечных |
ручных |
|
Размеры, мм |
|
17X19 |
22X24 |
27X30 |
32X36 |
36X40 |
40X50 |
50X55 |
|
35 и 42 |
46 и |
55 и 62 |
65 и |
74 и 82 |
94 и |
102 и 112 |
|
175 |
220 |
260 |
310 |
350 |
420 |
460 |
|
22 |
24 |
27 |
30 |
32 |
36 |
41 |
|
185 |
215 |
240 |
260 |
270 |
300 |
340 |
|
19 |
22 |
24 |
27 |
30 |
36 |
41 |
|
42 и 28 |
46 и |
50 и 35 |
55 и |
62 и 43 |
75 и |
85 и 58 |
|
180 |
200 |
220 |
260 |
280 |
300 |
360 |
|
17X19 |
22×24 |
27X30 |
32X36 |
36X40 |
46X50 |
50X55 |
|
26 и 28 |
33 и 36 |
40 и 44 |
46 и |
50 и 62 |
66 и |
75 и 83 |
|
32 |
36 |
38 |
42 |
46 |
48 |
50 |
|
280 |
320 |
360 |
450 |
480 |
500 |
530 |
|
17 |
19 |
22 |
24 |
27 |
30 |
32 |
|
36 |
38 |
40 |
42 |
45 |
48 |
50 |
|
В старых системах единиц |
||
|
Величина |
Наименование |
Обозначение |
|
Сила (усилие); нагрузка |
килограмм-сила тонна-сила |
К ГС, тс |
|
Механическое напряжение |
килограмм-сила на квадратный |
кгс/мм2 |
|
килограмм-сила на квадратный |
кгс/см2 |
|
|
Давление |
килограмм-сила на квадратный сантиметр |
кгс/см2 мм вод. ст. |
|
миллиметр ртутного |
мм рт. ст. |
|
|
Момент силы |
килограмм-сила-метр |
кгс-м |
|
Работа, |
килограмм-сила-метр |
кгс-м |
|
Ударная |
килограмм-сила-метр на квадратный |
кгс- |
|
Мощность |
лошадиная |
л. с. |
|
Момент инерции |
сантиметр в четвертой степени |
см4 |
|
Момент сопротивления |
кубический сантиметр |
см3 |
|
Частота вращения |
обороты в минуту |
об/мин |
Производитель- кубический метр в
минуту м3/мин ность
(подача)
Паскаль
Па
Паскаль
Па
|
В международной системе |
|
|
единиц (СИ) |
Соотношение единиц |
|
Наименование j Обозначение |
| Ньютон Н
Ньютон • метр Н ¦
м
Джоуль Дж
Джоуль
на квадратный метр
Дж/м2
Ватт
Вт
первой
степени
метр кубический в
м3/с
секунду 1 кгс~9,8Н~
ЮН;
1 тс~9,8-103Н~9,8~ ~10кН
1
кгс/мм2~ 9,8′ 106Па ~ ~ 9,8МПа ~
ЮМПа
I кгс/см2 ~ 9,8 -104Па ~
~0,098МПа~0,1МПа
1 кгс-м ~9,8-Ю4Па ~
~0,098МПа~0,1МПа I мм вод. ст. ~ 9,8Па ~ ~ ЮПа
I
мм рт. ст.~133.3Па
1 кгс-м~9,8Нм~ ЮНм 1
кгс-м~9,8Дж~ 10Дж
I кгс-мм/см2 ~
9,8кДж/м2 1 л. с. ~ 735,5 Вт I см4=
10~8-м4
I см3=
10_в-м*
I об/мин= = 0.016С ЬО
1
об/с = С-1
I
I м3/мин= —
м3/с
Баришполов В. Ф.
Строительство наружных трубопроводов.
— М.: Высш. шк., 1980.— 199 с.
Зайцев К И.,
Шмелева И. А. Справочник по
сварочно-монтажным работам при
строительстве трубопроводов. — М.: Недра,
1982, —223 с.
Инструкция по
разработке проектов производства
механомонтажных работ: ВСН 319-77 /
Минмонтажспецстрой СССР.— М., 1978, —38
с.
Инструкция по монтажу
технологических трубопроводов из
пластмассовых труб: ВСН
440-83/Минмонтажспецстрой
СССР, —М.,
1984.— 69 с.
Исаев В. А.. Сасин В. И.,
Чистяков Н. II. Устройство и монтаж
санитарно-технических систем зданий. — М.:
Высш. шк., 1984, —296 с.
Каневский М.
Д., Чернов Б. С., Купер М. Р.
Станки и механизмы для производства
санитарно-технических и вентиляционных
работ. — М.: Высш. шк., 1979. — 263
с.
Мельников О. Н., Ежов В. Т., Блоштейн
А. А. Справочник монтажника сетей
теплогазоснабжения. — Л.:
Стройиздат,
1980, —208
с.
Монтаж технологического
оборудования / Под ред. Марше-ва В. 3. — М.:
Стройиздат, 1983. — 584 с.
Новиченко Ю. А.,
Персион А. А., Шестопал А. И.
Справочник по изготовлению и монтажу
технологических трубопроводов из
полимерных материалов. — К.: Буд1вельник, 1979.
— 148 с. Персион А. А., Седых Ю. И., Маркман
Ю. И. Справочник по монтажу
специальных сооружений.— К.:
Буд1вельник, 1981.— 272
с.
Ромейко В. С., Шестопал А. Н..
Персион А. А. Пластмассовые
трубопроводы. — М.: Высш. шк., 1984. — 200
с.
Строительные краны:
Справочник. / Под ред.
Станевско-
го В. П.— К.: Буд1вельник,
1984. — 240 с.
Тавастшерна Р. И.
Изготовление и монтаж технологических
трубопроводов. — М.: Стройиздат, 1980. — 299 с.
Технологические трубопроводы в
промышленном строительстве/Под ред.
Николаевского Е. Я. — М.: Стройиздат, 1979.— 800
с.
А. А. Персион К. А.
Гарус,
лауреаты Государственной
премии
УССР
Монтаж
трубо
проводов
[Справочник ^
¦рабочего
Киев
«Буд1вельник»
УДК
624.643.002.72
Монтаж трубопроводов.
Справочник рабочего / А. А. Персион, К. А.
Гарус.— К-: Бущвельник, 1987.— 208
с.
Приводятся справочные данные по
изготовлению и монтажу трубопроводов
различного назначения (технологических,
систем водоснабжения, канализации н др.).
Даются краткое описание и технические
характеристики оборудования и специальных
устройств, применяемых при изготовлении
секций, узлов стальных трубопроводов,
сварных и формованных деталей
пластмассовых трубопроводов, очистке,
грунтовке, антикоррозионной изоляции труб
и монтаже трубопроводных систем.
Нормативные материалы приведены по
состоянию на 1 января 1987 г.
Для
рабочих и бригадиров, занимающихся
монтажом трубопроводов.
Табл. 73. Ил.
46. Библиогр.: 204 с.
Рецензенты:
инженеры А. М. Мегедь, Б. Е. Айзин
Редакция литературы по специальным и
монтажным работам в
строительстве
Зав. редакцией С.
Н. Сотниченко
ГС 3204000000—011_
(?) Издательство
«Буд1ве.льник»,
М203(04)—87
‘ 1987
Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров Стр. 1 из 43
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЫ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
С ДОПОЛНЕНИЯМИ НИИ
АТМОСФЕРА
1999
СВЕДЕНИЯ О
ДОКУМЕНТЕ
Казанским управлением
«Оргнефтехимзаводы», г.
Казань
РАЗРАБОТАН
ВНЕСЕН
СОГЛАСОВАН
УТВЕРЖДЕН
ВКЛЮЧЕН
ВВЕДЕН
Начальник Ф.Ф.
Мухаметшин
МП «БЕЛИНЭКОМП», г.
Новополоцк
Директор Б.Ш.
Иофик
АОЗТ «ЛюБЭКОП», г.
Москва
Генеральный директор Ю.А.
Мазель
Управлением
государственного экологического контроля
и экологической безопасности окружающей
среды Научно-исследовательским институтом
по охране атмосферного воздуха приказом Г
оскомэкологии России №_от_
в «Перечень
Методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферу».
в действие с 01.01.1998 г. сроком
на 2 года для практического применения при
учете и оценке выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров для
хранения нефтепродуктов на предприятиях
различных отраслей промышленности и
сельского хозяйства Российской
Федерации.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1.
Ссылки на нормативные
документы
2. Основные
обозначения
3. Термины и
определения
4. Общие
положения
5. Выбросы
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров перерабатывающих,
нефтедобывающих предприятий и
магистральных нефтепроводов
5.1.
Исходные данные для расчета
выбросов
5.1.1. Данные
предприятия
5.1.2.
Инструментальные
измерения
5.1.3. Расчет
давления насыщенных паров индивидуальных
жидкостей
5.1.4. Расчет
давления газов над их водными
растворами
5.1.5.
Определение молекулярной массы
паров жидкостей
5.1.6.
Определение опытных значений
коэффициентов К
5.1.7.
Определение опытных значений
коэффициентов К^
5.1.8.
Определение значений
коэффициентов Кв
5.1.9.
Определение опытных значений
коэффициентов Коб
5.2.
Выбросы паров нефтей и
бензинов
5.3. Выбросы паров
индивидуальных веществ
5.4.
Выбросы паров многокомпонентных
жидких смесей известного состава
5.5.
Выбросы газов из водных
растворов
5.6. Выбросы паров
нефтепродуктов (кроме
бензинов)
6. Выбросы
паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров нефтебаз, ТЭЦ, котельных,
складов ГСМ
6.1. Исходные
данные для расчета выбросов
6.2.
Выбросы паров
нефтепродуктов
7. Выбросы
паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров автозаправочных
станций
7.1. Исходные
данные для расчета выбросов
7.2.
Выбросы паров
нефтепродуктов
8. Примеры
расчета выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу
8.1. НПЗ.
Бензин-катализат. Валовые выбросы
8.2.
НПЗ. Бензин автомобильный.
Валовые выбросы. ССВ — понтон и отсутствие
ССВ
8.3. НПЗ. Бензин
автомобильный. Идентификация
выбросов
8.4. НПЗ. Керосин
технический
8.5.
Растворитель № 646. Выбросы
компонентов
8.6.
Нефтебаза. Бензин автомобильный.
Валовые выбросы
8.7. АЗС.
Бензин автомобильный. Валовые
выбросы
8.8. ТЭЦ. Мазут
топочный (резервуар с нижним боковым
подогревом).
8.9. ТЭЦ. Мазут
топочный (резервуар без
обогрева).
Используемая
литература
Приложение 1. Предельно
допустимые концентрации (ПДК) и
ориентировочные
безопасные уровни
воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в
атмосферном воздухе населенных
мест
Приложение 2. Физико-химические
свойства некоторых газов и жидкостей
Приложение 3. Константы уравнения Антуана
некоторых веществ Приложение 4.
Значения постоянной Кг для водных
растворов некоторых газов (в
таблице
даны значения Кг • 10-9 в
мм. рт. ст.)
Приложение 5. Значения
молекулярной массы паров (m) нефтей и
бензинов Приложение 6. Атомные
массы некоторых элементовПриложение 7.
Значения опытных коэффициентов
К
Приложение 8. Значения
опытных коэффициентов Кр
Приложение
9. Значения коэффициентов
Кв
Приложение 10. Значения
опытных коэффициентов
Коб
Приложение 11. Компонентный
состав растворителей, лаков, красок и т.д.
(C% массовый)
Приложение 12.
Значения концентраций паров
нефтепродуктов в резервуаре С^,
удельных выбросов У~2, У3 и опытных
коэффициентов Кнп
Приложение
13. Количество выделяющихся паров бензинов
автомобильных при хранении в одном
резервуаре G , т/год
Приложение 14.
Концентрация загрязняющих веществ (% масс.)
в парах различных
нефтепродуктов
о
Приложение 15.
Концентрации паров нефтепродуктов (С,
г/м3) в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков
автомашин Приложение 16. Давление
насыщенных паров углеводородов, Па
9.
Дополнение к «Методическим указаниям по
определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из
резервуаров»
Введение
1
Применение критериев качества
атмосферного воздуха
2.
Данные о содержании вредных
веществ в парах нефтепродуктов разного
вида
3. Расчет максимальных
и валовых выбросов паров нефтепродуктов в
атмосферу
4. Примеры
расчета выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу (дополнения и
уточнения)
5.
Редакционные уточнения
ВВЕДЕНИЕ
1.1. Настоящий
документ:
Разработан с целью создания
единой методологической основы по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров на действующих,
проектируемых и реконструируемых
предприятиях;
Устанавливает порядок
определения выбросов загрязняющих веществ
из резервуаров для хранения нефтепродуктов
расчетным методом, в том числе и
на
основе удельных показателей
выделения;
Распространяется на
источники выбросов загрязняющих веществ
нефте- и газоперерабатывающих предприятий,
предприятий по обеспечению
нефтепродуктами (нефтебазы, склады
горюче-смазочных материалов, магистральные
нефтепродуктопроводы, автозаправочные
станции), тепловых электростанций (ТЭЦ),
котельных и других отраслей
промышленности;
Применяется в качестве
основного методического документа
предприятиями и территориальными
комитетами по охране природы,
специализированными организациями,
проводящими работы по нормированию
выбросов и контролю за соблюдением
установленных нормативов
ПДВ.
Полученные по настоящему
документу результаты используются при
учете и нормировании выбросов загрязняющих
веществ от источников предприятий,
технологические процессы которых связаны с
хранением нефтепродуктов в резервуарах
различных типов, а также в экспертных
оценках для определения экологических
характеристик подобного оборудования.
1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
Методические указания
разработаны в соответствии со следующими
нормативными документами:
1. ГОСТ
17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера.
Источники и метеорологические факторы
загрязнения, промышленные выбросы. М.,
Изд-во стандартов, 1978.
2. ГОСТ
17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера.
Правила установления допустимых выбросов
вредных веществ промышленными
предприятиями. М., Изд-во стандартов,
1980.
3. ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана
природы. Атмосфера. Общие требования к
методам определения загрязняющих веществ.
М., Изд-во стандартов, 1982.
4. ГОСТ
8.563-96. Методика выполнения измерений. М.,
Изд-во стандартов, 1996.
2.
ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
М — максимальные
выбросы загрязняющих веществ в атмосферу,
г/с;
G — годовые выбросы загрязняющих
веществ в атмосферу, т/год;
—
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, принимаемый равным
производительности насоса,
м3/час;
-з
Q^ — количество
нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары
АЗС в течение осенне-зимнего периода года,
м3/период;
о
QM — то же, в
течение весенне-летнего периода,
м3/период;
В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года,
т/год;
Воз — то же, в течение
осенне-зимнего периода,
т/период;
Ввл — то же, в течение
весенне-летнего периода, т/период;
*нк —
температура начала кипения жидкости,
°С;
I TTiiVy TTlTI L О /г‘ч
tj7
>^зк — максимальная и минимальная
температура жидкости в резервуаре,
С;
3
рт, — плотность
жидкости, т/м ;
I ж
Xj, %2 — время
эксплуатации резервуара соответственно,
сут/год и час/сут;
Р38 — давление
насыщенных паров нефтей и бензинов при
температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость
4 : 1, мм. рт.
ст.;
С20 — концентрация насыщенных
паров нефтепродуктов (кроме бензина) при
температуре 20 °С и соотношении
газ-жидкость 4 : 1, г/м ;
Pt —
давление насыщенных паров индивидуальных
веществ при температуре жидкости,
мм.рт.ст.;
pi — парциальное давление
пара индивидуального вещества над
многокомпонентным раствором, в равновесии
с которым он (пар) находится, Па или мм. рт.
ст.
А, В, С — константы в уравнении Антуана
для расчета равновесного давления
насыщенных паров жидкости;
Кг —
константа Генри для расчета давления газов
над водными растворами, мм. рт. ст.;
К
Кр, Кв, Коб, Кнп —
коэффициенты;
Xi — массовая доля
вещества;
m — молекулярная масса паров
жидкости;
о
Vp — объем резервуара,
м3;
Np — количество резервуаров,
шт.;
С — концентрация i-ro загрязняющего
вещества, % масс;
С — концентрация паров
нефтепродукта в резервуаре, г/м ;
У2, У3 —
средние удельные выбросы из резервуара
соответственно в осенне-зимний
весенне-летний периоды года, г/т;
G-^ —
выбросы паров нефтепродуктов при хранении
бензина автомобильного в одном резервуаре,
т/год;
Vcfl — объем слитого
нефтепродукта в резервуар АЗС,
м3;
о
Ср — концентрация паров
нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС,
г/м3;
Сб — то же в баки автомашин, г/м
;
G^j. — выбросы паров нефтепродуктов при
закачке в резервуары АЗС и в баки автомашин,
т/год;
GHp — неорганизованные
выбросы паров нефтепродуктов при проливах
на АЗС, т/год.
3. ТЕРМИНЫ И
ОПРЕДЕЛЕНИЯ
|
Термины |
Определения |
|
Загрязнение атмосферы |
Изменение состава атмосферы в |
|
Загрязняющее воздух вещество |
Примесь в атмосфере, оказывающая |
|
Выброс вещества |
Вещество, |
|
Концентрация |
Количество вещества, содержащееся в |
|
Предельно-допустимая |
Максимальная концентрация примеси в |
|
Ориентировочно безопасный уровень |
Временный |
4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
4.1.
Разработка настоящего документа
проведена исходя из определения термина
«унификация» — приведение имеющихся путей
расчета выбросов от однотипных резервуаров
на действующих, проектируемых и
реконструируемых предприятиях в пределах
массива существующих методик к наибольшему
возможному единообразию.
4.2. В документе
приведены справочно-информационные и
экспериментальные данные о
физико-химических свойствах, концентрациях
и величинах
удельных выбросов из
резервуаров для хранения наиболее
распространенных индивидуальных веществ и
многокомпонентных технических смесей,
применяемых в нефтехимической,
нефтеперерабатывающей и других отраслях
промышленности, а также расчетные формулы
для определения максимальных (г/с) и валовых
(т/г) выбросов соответствующих загрязняющих
веществ.
4.3. По данной методике
могут выполняться расчеты выделений
(выбросов) загрязняющих веществ:
— для
нефти и низкокипящих нефтепродуктов
(бензин или бензиновые фракции) — суммы
предельных углеводородов С1 — С10
и непредельных С2 — С5 (в
пересчете на С5) и ароматических
углеводородов (бензол, толуол, этилбензол,
ксилолы);
— для высококипящих
нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо,
масла, присадки и т.п.) — суммы углеводородов
С^ — С^.
4.4. Расчеты ПДВ (ВСВ) в
атмосферу от резервуаров с нефтями и
бензинами выполняются с учетом разделения
их на группы веществ:
—
углеводороды предельные
алифатические ряда С! — С^ (в пересчете на
пентан*));
* Примечание: до
утверждения ОБУВ для Сх — С5 и
С6 — С10
—
углеводороды непредельные
С2 — С5 (в пересчете на
амилен);
— бензол, толуол,
этилбензол, ксилолы;
—
сероводород.
Остальные
технические смеси (дизельное топливо,
печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОБУВ).
Поэтому, выбросы от этих продуктов временно
принимаются как «углеводороды предельные
С^ — С19». Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и
технических смесей представлены в
Приложении 1.
4.5.
Индивидуальный состав
нефтепродуктов определяется по данным
завода-изготовителя (техническому
паспорту) или инструментальным
методом.
4.6. Только для случаев
недостаточности информации для расчета по
данной методике, а также, когда источник
загрязнения не охватывается разделами
настоящего документа, рекомендуется
руководствоваться отраслевыми методиками,
включенными в «Перечень…» [1].
5. ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ,
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ
ПРЕДПРИЯТИЙ И
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
5.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ
РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ
5.1.1.
ДАННЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ
По данным
предприятия принимаются:
—
максимальный объем паровоздушной
смеси, вытесняемой из резервуара (группы
одноцелевых резервуаров) во время его
закачки (V^01 , м3/час),
равный
производительности насоса;
—
количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года (В,
т/год) или иного периода года;
—
температура начала кипения
(1:нк, °C) нефтей и
бензинов;
3
—
плотность (рж, т/м ) нефтей и
нефтепродуктов;
— время
эксплуатации резервуара или групп
одноцелевых резервуаров (т^, сут/год, Т2,
час/сут);
— давления насыщенных паров
нефтей и бензинов (Р38, мм. рт. ст.)
определяются при температуре 38 °С и
соотношении газ-жидкость 4 :
1.
Примечание. Для нефтеперерабатывающих
заводов и других крупных предприятий
давление насыщенных паров целесообразно
определять газохроматографическим
методом. Физико-химические свойства
некоторых газов и жидкостей представлены в
приложении 2.
5.1.2.
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ
Температуру
жидкости измеряют при максимальных (, °С) и
минимальных (t^fL, °С) ее значениях в
период закачки в
резервуар.
Идентификацию паров нефтей и
бензинов (Q, % масс.) по группам
углеводородов и индивидуальным веществам
(предельные, непредельные,
бензол,
толуол, этилбензол, ксилолы и
сероводород) необходимо проводить для всех
вышеуказанных предприятий. Углеводородный
состав определяют газохроматографическим
методом, а сероводород — фотометрическим [2 —
4].
-з
Концентрации насыщенных паров
различных нефтепродуктов (кроме бензина)
при 20 °С и соотношении газ-жидкость 4 : 1 (С20,
г/м3)
определяются
газохроматографическими
методами [3 — 4] специализированными
подразделениями или организациями,
имеющими аттестат аккредитации и, при
необходимости, соответствующие
лицензии.
5.1.3. РАСЧЕТ
ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ
ЖИДКОСТЕЙ
Давления насыщенных паров
индивидуальных жидкостей при фактической
температуре (Р^ мм. рт. ст.) определяются по
уравнениям Антуана:
(5.1.1)
или
где:
А, В, С — константы, зависящие от природы
вещества, для предприятий нефтепереработки
принимаются по приложению 3, а для
предприятий иного профиля — по справочным
данным, например, «Справочник химика» т. 1. Л.
«Химия», 1967.
Кроме того, давление
насыщенных паров жидкостей можно принимать
и по номограммам Pt = Д^), например,
[10] (Павлов К.Ф. и др. «Примеры и
задачи
по курсу процессов и аппаратов химической
технологии», М., «Химия», 1964), и по
ведомственным справочникам.
Примечание:
Парциальное равновесное давление пара
индивидуального вещества (в паро-воздушной
смеси) над многокомпонентным раствором
(нефтепродуктом) может быть определено по
закону Рауля [9]:
где: х; — мольная
доля i-го вещества в растворе; Рt —
определяется по уравнениям 5.1.1 —
5.1.2.
5.1.4. РАСЧЕТ
ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВ НАД ИХ ВОДНЫМИ
РАСТВОРАМИ
Давления газов над их
водными растворами при фактической
температуре (Pt, мм. рт. ст.) рассчитываются по
формуле:
(5.1.3)
где: Кр —
константа Генри, мм. рт. ст., принимается по
справочным данным или (для некоторых газов)
по приложению 4; Xi — массовая доля i-го газа,
кг/кг воды;
18 — молекулярная масса
воды;
Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров Стр. 8
из 43
m^ — молекулярная масса i-ro газа (см. п.
5.1.5).
5.1.5.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ
ЖИДКОСТЕЙ
Молекулярная масса паров
нефтей и нефтепродуктов принимается в
зависимости от температуры начала их
кипения по приложению 5.
Молекулярная
масса однокомпонентных веществ
нефтепереработки принимается по данным
приложения 2, а для других продуктов — по
справочным данным или, расчетам, исходя из
структурной формулы вещества.
Атомные
массы некоторых элементов представлены в
приложении 6.
5.1.6.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
КОЭФФИЦИЕНТОВ К
К — опытный коэффициент
для пересчета значений концентраций
насыщенных паров в резервуарах при
температуре 38 °С к фактической
температуре.
¦Р38′ Рзз
(5-1.4)
3
где: pt —
плотность паров жидкости при фактической
температуре, кг/м ;
3
Р38 — то же,
при температуре 38 °С, кг/м .
Значения
коэффициента Ktmax и
Ktmin принимаются в зависимости
от максимальной (max) и минимальной (min)
температуры жидкости при закачке ее в
резервуар по приложению 7.
5.1.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ
КР
Кр — опытный коэффициент,
характеризующий эксплуатационные
особенности резервуара.
-3
где: Сф —
фактическая концентрация паров жидкости,
г/м3;
Сн — концентрация насыщенных
паров жидкости, г/м .
Сф и Сн
определяются при одной и той же
температуре.
Все эксплуатируемые на
предприятии резервуары определяются по
следующим признакам:
—
наименование жидкости;
—
индивидуальный резервуар или
группа одноцелевых резервуаров;
—
объем;
— наземный или
заглубленный;
— вертикальное
или горизонтальное расположение;
—
режим эксплуатации (мерник или
буферная емкость);
—
оснащенность техническими
средствами сокращения выбросов (ССВ):
—
понтон, плавающая крыша (ПК),
газовая обвязка резервуаров (ГОР);
—
количество групп одноцелевых
резервуаров.
Примечание 1. Режим
эксплуатации «буферная емкость»
характеризуется совпадением объемов
закачки и откачки жидкости из одного и того
же резервуара.
Значения Кр принимаются
по данным приложения 8, кроме ГОР.
При
этом в приложении 8:
Кр
подразделяются, в зависимости от разности
температур закачиваемой жидкости и
температуры атмосферного воздуха в
наиболее холодный период года, на три
группы:
Г руппа А. Нефть из
магистрального трубопровода и другие
нефтепродукты при температуре
закачиваемой жидкости, близкой к
температуре воздуха.
Группа Б. Нефть
после электрообессоливающей установки
(ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой
фракции (прямогонные, катализаты, рафинаты,
крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты при
температуре закачиваемой жидкости, не
превышающей 30 °С по сравнению с
температурой воздуха.
Группа В. Узкие
бензиновые фракции, ароматические
углеводороды, керосин, топлива, масла и
другие жидкости при температуре,
превышающей 30 °С по сравнению с
температурой воздуха.
Значения
коэффициента Кргор для газовой
обвязки группы одноцелевых резервуаров
определяются в зависимости от
одновременности закачки и откачки жидкости
из резервуаров:
(5.1.6)
где:
(0зак — QOTR) — абсолютная средняя
разность объемов закачиваемой и
откачиваемой из резервуаров
жидкости.
Примечание 2. Для группы
одноцелевых резервуаров с имеющимися
техническими средствами сокращения
выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС)
определяются средние значения
коэффициента Крср по
формуле:
5.1.8.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ
Кв
(5.1.7)
Коэффициент Кв
рассчитывается на основе формулы Черникина
(ф-ла 1, [13] в зависимости от значения
давления насыщенных паров над жидкостью.
При Pt ? 540 мм. рт. ст. Кв = 1, а при больших
значениях принимается по данным приложения
9.
5.1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
КОЭФФИЦИЕНТОВ КОБ
Значение
коэффициента Коб принимается в
зависимости от годовой оборачиваемости
резервуаров (n):
В
(5.1.8)
•з
где:
Vp — объем одноцелевого резервуара,
м3.
5.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ И
БЕНЗИНОВ
Валовые выбросы паров
(газов) нефтей и бензинов рассчитываются по
формулам: максимальные выбросы (М, г/с)
М = P38‘m’K^ -К?“ — К, ¦ VT ¦ 0Л63¦
10
-А
(5.2.1)
годовые выбросы (G, т/год)
V m ¦ (КГ ‘ +
КГ)’ Кр ‘ ‘
В‘ °>294
G =
Ю7‘Рж
(5.2.2)
где: Р38 — давление насыщенных
паров нефтей и бензинов при температуре 38
°С; m — молекулярная масса паров
жидкости;
Ktmn, Ktmax
— опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 7.
Крср,
Кpmах — опытные коэффициенты,
принимаются по Приложению
8.
VHmax — максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м
/час;
Кв — опытный коэффициент,
принимается по Приложению 9;
Коб —
коэффициент оборачиваемости, принимается
по Приложению 10;
рт, — плотность
жидкости, т/м ; ж
В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течении года,
т/год.
Примечание 1. Для предприятий,
имеющих более 10 групп одноцелевых
резервуаров, допускается принимать
значения коэффициента Крср и
при максимальных выбросах. Примечание 2. В
случае, если бензины автомобильные
закачиваются в группу одноцелевых
резервуаров в летний период, как бензин
«летний», а в зимний период года, как бензин
«зимний», то:
_ 0,294 ¦ |fe8 КГ ¦¦ К“- тГ +
|fce ¦ КГ¦ тр[ К? ¦ К,( ¦ В
G
=
(5.2.3)
Выбросы паров нефтей и бензинов
по группам углеводородов (предельных и
непредельных), бензола, толуола,
этилбензола, ксилола и сероводорода
рассчитываются формулам:
максимальные
выбросы (М^ г/с) i-го загрязняющего
вещества:
м{ = м • с •
10—
2
(5.2.4)
годовые выбросы (Gi,
т/год):
(5.2.5)
Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров Стр. 11 из 43
где
Ci — концентрация i-ro загрязняющего
вещества, % мас.
5.3. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ВЕЩЕСТВ
Выбросы паров
жидкости рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М, г/с)
годовые выбросы (G, т/год)
где
Р^П Ptmax — давление насыщенных
паров жидкости при минимальной и
максимальной температуре жидкости
соответственно, мм. рт. ст.; m — молекулярная
масса паров жидкости;
Крср,
К^- — опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 8;
Кв — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
9;
•з
VHmax —
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, м /час;
3
рт, —
плотность жидкости, т/м ;
ж
!ж™п, ^max —
минимальная и максимальная температура
жидкости в резервуаре соответственно,
°С;
Коб — коэффициент
оборачиваемости, принимается по Приложению
10;
В — количество жидкости, закачиваемое
в резервуар в течение года, т/год.
5.4. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКИХ СМЕСЕЙ
ИЗВЕСТНОГО СОСТАВА
Выбросы i-ro
компонента паров жидкости рассчитываются
по формуле
—
максимальные выбросы (Mj, г/с)
— годовые выбросы (G,
т/год)
где Ptjmin, Р^гаах —
давление насыщенных паров i-ro компонента
при минимальной и максимальной температуре
жидкости соответственно, мм. рт. ст.;
Xj —
массовая доля вещества;
Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров
Стр.
Крср, Kpmax
— опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 8;
Кв — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
9;
Коб — коэффициент
оборачиваемости, принимается по Приложению
10;
t^n, tжmах —
минимальная и максимальная температура
жидкости в резервуаре соответственно,
°С;
•з
VHmax —
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, м /час;
В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуар в течение года,
т/год.
Данные по компонентному составу
растворителей, лаков, красок и т.д.
представлены в Приложении 11.
5.5. ВЫБРОСЫ ГАЗОВ ИЗ ВОДНЫХ
РАСТВОРОВ
Выбросы i-ro компонента газа из
водных растворов рассчитываются по
формулам:
—
максимальные выбросы (М|,
г/с)
(5.5.1)
(5.5.2)
— годовые выбросы
(Gt, т/год)
где: К^П К^^ — константа
Генри при минимальной и максимальной
температурах соответственно, мм. рт.
ст.;
Xi — массовая доля
вещества;
Крср, К^ — опытные
коэффициенты, принимаются по Приложению
8.
VHmax — максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м /час;
t^n, 1жгаах — минимальная и
максимальная температура жидкости в
резервуаре соответственно, °С;
Xj, %2 —
время эксплуатации резервуара
соответственно сут/год и час/сут.
5.6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
НЕФТЕПРОДУКТОВ (КРОМЕ БЕНЗИНОВ)
Выбросы
паров нефтепродуктов рассчитываются по
формуле:
—
максимальные выбросы (М, г/с)
М =
С20 • ^max • Кр™х •
VHmax : 3600
(5.6.1)
— годовые выбросы (G,
т/год)
(5.6.2)
где С20 — концентрация
насыщенных паров нефтепродуктов при
температуре 20 °С, г/м ;
K™n, Ktmax
— опытные коэффициенты, при минимальной и
максимальной температурах жидкости
соответственно, принимаются по Приложению
7;
Кр — опытный коэффициент, принимается
по Приложению 8;
Коб — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
10;
В — количество жидкости, закачиваемое
в резервуар в течение года,
т/год.
VHmax — максимальный
объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м /час;
о
, — плотность жидкости, т/м ; ж
Примечание
1. Для предприятий, имеющих более 10 групп
одноцелевых резервуаров (керосинов,
дизтоплив и т.д.) допускается принимать
значения коэффициента Крср и при
максимальных выбросах.
Примечание 2. В
случае, если дизельное топливо
закачивается в группу одноцелевых
резервуаров в летний период, как ДТ
«летнее», а в зимний период года, как ДТ
«зимнее», то:
где С.^, С20з —
концентрация насыщенных паров летнего и
зимнего вида дизельного топлива
соответственно, г/м3.
6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТЕБАЗ, ТЭЦ,
КОТЕЛЬНЫХ, СКЛАДОВ ГСМ
6.1.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ВЫБРОСОВ
Количество закачиваемой в
резервуар жидкости принимается по данным
предприятия в осенне-зимний (Воз, т)
период года и весенне-летний (Ввл,
т)
период. Кроме того, определяется объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки (VH, м
/час), принимаемый
равным
производительности
насоса.
Значения опытных коэффициентов
Кр принимается по данным Приложения
8.
Примечание. Выбросы от резервуаров с
нижним и боковым подогревом одновременно
рассчитывать согласно раздела 5.6 настоящих
методических указаний.
6.2.
ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Валовые
выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формулам*^:
— максимальные
выбросы (М, г/с)
М = С • Kpmax •
VHmax : 3600 (6.2.1)
— годовые выбросы (G,
т/год)
G = (У2 • Вез + У3 •
Ввл) • V”” • 10-6 + Охр • ^р •
Np,
(6*2*2)
где: С^ —
концентрация паров нефтепродукта в
резервуаре, г/м , принимается по Приложению
12;
У2, У3 — средние удельные выбросы из
резервуара соответственно в осенне-зимний
и весенне-летний периоды года, г/т,
принимаются по Приложению
12;
Gxp
— выбросы паров нефтепродуктов при хранении
бензина автомобильного в одном резервуаре,
т/год, принимается по Приложению 13;
К
— опытный коэффициент, принимается по
Приложению 12.
При этом:
Кнп
С20 1 : С20 ба
(623)
где: С20 1 —
концентрация насыщенных паров
нефтепродуктов при 20 °С, г/м ;
С20 ба — то
же, паров бензина автомобильного, г/м
.
Концентрации углеводородов
(предельных, непредельных), бензола,
толуола, этилбензола и ксилолов (Q, % масс.) в
парах товарных бензинов приведены в
Приложении 14.
* При этом выбросы
индивидуальных компонентов по группам
рассчитываются по формулам (5.2.4 и
5.2.5).
7. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ
СТАНЦИЙ
7.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ВЫБРОСОВ Для расчета максимальных выбросов
принимается объем слитого нефтепродукта
(Усл, м ) из автоцистерны в
резервуар.
33
Количество
закачиваемого в резервуар нефтепродукта
принимается по данным АЗС в осенне-зимний
(Q^, м ) и весенне-летний (QM, м ) периоды
года. Примечание. Одновременная закачка
нефтепродукта в резервуары и баки
автомобилей не осуществляется.
7.2
ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Валовые
выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формулам*):
—
максимальные выбросы (М, г/с)
автобензины
и дизельное топливо
М =
(Сргаах • V^) : 1200
(7.2.1)
М = (Cpmax • V^) : 3600
(7.2.2)
где: 1200 и 3600 — среднее время
слива, с;
Г одовые выбросы (G, т/год)
рассчитываются суммарно при закачке в
резервуар, баки автомашин (G^) и при проливах
нефтепродуктов на поверхность
^пр)*’:
*
Выбросы индивидуальных компонентов по
группам рассчитываются по формулам (5.2.4
и 5.2.5).
G = ^зак + G^
(723)
G™ = [(Ср + С6) •
Qo3 + (Ср + С6) • QBJI] •
10-6 (7.2.4)
3
где:
Ср, Сб — концентрации паров
нефтепродуктов в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков
автомашин, г/м3, принимаются по
приложению 15.
*)•
Годовые выбросы
(G, т/год) при проливах составляют ): для
автобензинов
Опр = 125 ¦ «оз + QM) ¦
10-6 Опр = 50 ¦ ^ + QBJI) ¦ 10-6 Опр =
12,5 ¦ (Q03 + Qgi) ¦ 10-6
(7.2.5)
(7.2.6)
(7.2.7)
для дизтоплив
для масел
где: 125, 50, 12,5 — удельные выбросы,
г/м3*).
’ — В качестве удельных
выбросов при «проливах» приведены данные
разработчиков о суммарных потерях на АЗС
(отнесенных к м3 соответствующего
нефтепродукта) через неплотности
перекачивающей и запорной арматуры, при
стекании со стенок шлангов, резервуаров для
хранения, баков автомашин и
т.п.
3
Значения концентраций паров
углеводородов (С, г/м ) в выбросах
паровоздушной смеси при заполнении
резервуара и баков автомашин приведены в
Приложении 15.
Значения концентраций
паров бензинов (предельных, непредельных),
бензола, толуола, этилбензола и
ксилола**) приведены в Приложении
14.
*’1‘) — Здесь и далее под
термином «ксилол» подразумевается смесь
орто-, мета- и пара-изомеров (синоним
«ксилолы»).
8. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
8.1.
НПЗ. БЕНЗИН-КАТАЛИЗАТ. ВАЛОВЫЕ
ВЫБРОСЫ
Исходные данные
|
Наименование |
Р28, мм. |
t °С нк |
t* °C |
V |
В, |
Рж т/м3 |
|
|
max |
min |
||||||
|
Бензин-катализат |
420 |
42 |
32 |
10 |
56 |
300000 |
0,74 |
Продолжение исходных
данных
|
Конструкция резервуара |
Режим эксплуатации |
ССВ |
V, м3 |
Np, шт. |
Количество групп |
|
Наземный вертикальный |
мерник |
отсутств. |
1000 |
3 |
22 |
Табличные данные
Валовый
выброс
|
m |
K^max |
Kj.min |
Kpcp |
Кв |
М, г/с |
G, т/год |
|
63,7 |
0,78 |
0,42 |
0,62 |
1,0 |
11,8100 |
324,6692 |
n =
300000 : (0,74 ¦ 1000 ¦ 3) = 135, а Коб = 1,35 (По
Приложению 10). Расчеты выбросов:
G =
0,294 • 420 ¦ 63,7 • (0,78 ¦ 1,0 +
+ 0,42) • 0,62 • 1,35 ¦
300000 • 10-7 : 0,73 = 324,6692 т/год
(5.2.2)
При необходимости
идентификации в выбросах индивидуальных
углеводородов по их содержанию в паровой
фазе приоритетными являются данные
непосредственных инструментальных
определений массового состава выброса с
последующим расчетом Mi и Gi по формулам
5.2.4 и 5.2.5, соответственно.
Кроме
того для расчета могут быть использованы
ориентировочные составы паров
нефтепродуктов из Приложения 14, а также
соотношения давлений насыщенных паров
углеводородов при заданной температуре t =
(tmax + tmin)/2 — для Gi,
т/год;
tmax — для Mi, г/сек и
коэффициенты пересчета К^ из Приложения
16.
Идентификация состава выбросов (М
= 11,8100 г/с; G = 321,6692 т/год)
|
Опр еделяемый *) параметр ’ |
Углеводороды |
||||||||||
|
Предельные С1-10 |
SC1_10 |
Ароматические |
X |
||||||||
|
С5 |
С6 |
С7 |
С8 |
С9 |
С ^10 |
бензол |
толуол |
ксилол |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
Ci,. % мас. (Прил. 14, |
92,84 |
2,52 |
2,76 |
1,88 |
100,0 |
||||||
|
mt |
72,15 |
86,18 |
100,20 |
114,23 |
128,25 |
142,29 |
|||||
|
Pi30, Па |
81770 |
25200 |
7763 |
2454 |
857 |
244,7 |
118288,7 |
||||
|
* ii |
0,6914 |
0,2130 |
0,0656 |
0,0207 |
0,0072 |
0,0021 |
1,0000 |
||||
|
* mi ¦ yi |
49,88 |
18,36 |
6,57 |
2,36 |
0,92 |
0,30 |
78,39 |
||||
|
C*i, % мас. |
63,64 |
23,42 |
8,38 |
3,01 |
1,17 |
0,38 |
100,00 |
||||
|
Ci, % мас. |
59,09 |
21,74 |
7,78 |
2,79 |
1,09 |
0,35 |
92,84 |
||||
|
О |
6,97 |
2,57 |
0,92 |
0,33 |
0,13 |
0,04 |
10,96 |
0,30 |
0,33 |
0,22 |
11,81 |
|
Ki/5, (из Прил. 16) |
1,000 |
1,667 |
3,125 |
5,882 |
10,000 |
16,667 |
|||||
|
Ki/5 • Mi г/с (в пересчете на |
6,97 |
4,28 |
2,88 |
1,94 |
1,3 |
0,67 |
18,04 |
||||
|
Pi20, Па (Прил. 16) |
56410 |
17600 |
4712 |
1391 |
461,0 |
119,7 |
80693,7 |
||||
|
* У i |
0,6991 |
0,2181 |
0,0584 |
0,0172 |
0,0057 |
0,0015 |
1,0000 |
||||
|
* mi ¦ У i |
50,44 |
18,80 |
5,85 |
1,96 |
0,73 |
0,21 |
77,99 |
||||
|
C*i, % мас. |
64,67 |
24,11 |
7,50 |
2,51 |
0,94 |
0,27 |
100,00 |
||||
|
Ci, % мас. |
60,05 |
22,38 |
6,96 |
2,33 |
0,87 |
0,25 |
92,84 |
2,52 |
2,76 |
1,88 |
100,0 |
|
Gi, т/год в пересчете на С5 |
193,1623 |
71,9895 |
22,3882 |
7,4949 |
2,7985 |
0,8042 |
298,6376 |
8,1061 |
8,8781 |
6,0474 |
321,6692 |
|
Ki/5 • Gi, т/год |
193,16 |
120,01 |
69,96 |
44,09 |
27,99 |
13,40 |
468,61 |
* Примечание.
Относительная равновесная мольная доля: у*!
= Р/^р
т1’У1
Q ‘ ZCi-io
8.2. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ. ССВ — ПОНТОН И ОТСУТСТВИЕ
ССВ
Исходные данные
|
Продукт |
Р38, мм. рт. ст. |
t , °С нк |
t , °С ж’ |
V max, м3/час |
В, т/год |
рЖ, т/м3 |
|||
|
летний |
зимний |
летн. |
зимн. |
max |
min |
||||
|
Бензин |
425 |
525 |
40 |
35 |
30 |
+5 |
250 |
1460000 |
0,73 |
Продолжение
исходных данных
|
Конструкция резервуара |
Режим эксплуат. |
ССВ |
^ м3 |
Np, шт. |
Количество групп |
|
Наземный |
мерник |
понтон |
10000 |
2 |
22 |
|
вертикальный |
отсутств. |
5000 |
2 |
Табличные данные
Расчеты
|
m |
К |
К min |
V1 |
К ср |
Выбросы |
|||
|
летн. |
зимн. |
t |
t |
понтон |
отсут. |
p |
М, |
G, т/год |
|
63,1 |
61,5 |
0,74 |
0,35 |
0,11 |
0,60 |
0,27 |
21,8344 |
865,3175 |
Средние значения
р (10000- 2) + (5000 ¦
2)
(5.1.7)
(5.1.8)
n = 1460000 : [0,73
• (10000 • 2 + 5000 • 2)] = 67, а Коб =
1,75
Расчеты выбросов:
М =
0,163 • 425 • 63,1 • 0,74 • 0,27 • 1,0 • 250 • 10-4 =
21,8344 г/с*)
(5.2.3)
Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров Стр. 18 из
43
Примечание. Порядок расчета выбросов
индивидуальных углеводородов аналогичен
примеру 8.1.
8.3. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЫБРОСОВ
Исходные
данные
|
Продукт |
Р38, мм. |
t , °С нк |
t , °С ж’ |
V4max, м3/час |
В, т/год |
рЖ, |
|||
|
летн. |
зимн. |
летн. |
зимн. |
max |
min |
м3/час |
|||
|
Бензин автом. |
425 |
525 |
40 |
35 |
30 |
+5 |
250 |
1460000 |
0,73 |
Продолжение исходных данных
|
Конструкция |
Режим эксплуат. |
ССВ |
^ м3 |
Np, шт. |
Количество групп |
|
Наземный вертикальный |
мерник |
отсутств. |
5000 |
4 |
22 |
Табличные данные
Валовые
выбросы
|
m |
К max |
К min |
V |
К в |
М, г/с |
G, т/год |
|
|
летн. |
зимн. |
||||||
|
63,1 |
61,5 |
0,74 |
0,35 |
0,60 |
1,0 |
48,5209 |
1483,4014 |
n = 1460000 : (0,73 • 5000 • 4) = 100, а Ко6 =
1,35
Расчеты валовых выбросов:
M = 0,163 •
425 • 63,1 • 0,74 • 0,60 • 1,0 • 250 • 10-4 = 48,5209,
г/с
^ _ 0,294 ¦ [(425¦ 63,1 ¦ 0,7411,0) + (525 ¦
61,5¦ 0,35)]’ 0,60¦ 1,35¦ 1460000
107 ¦ 0,73 =
1483,4014 т/год
Концентрации веществ в
выбросах, % масс
|
Углевод. пред. алиф. С1 — С ^10 |
Углевод. непред. С2 — |
Бензол |
Толуол |
Этилбензол |
Ксилолы |
Сероводород |
|
94,323 |
2,52 |
1,82 |
1,16 |
0,045 |
0,132 |
отс. |
|
Выбросы |
Идентификация |
||||||
|
Углевод, пред. алиф. C1 -C 10 |
Углевод непред. С2 — |
Бензол |
Толуол |
Этилбензол |
Ксилолы |
Сероводород |
|
|
/с «Б |
45,8000 |
1,2200 |
0,8830 |
0,5630 |
0,0218 |
0,0640 |
отс |
|
Gj, т/год |
1400,0000 |
37,4000 |
27,0000 |
17,2000 |
0,6680 |
1,9600 |
отс. |
Примечание: При
необходимости идентификации в выбросах
индивидуальных углеводородов предельных С
— и непредельных С2 — С5 по известному их
содержанию в паровой фазе используются
коэффициенты пересчета из Приложения
16:
| _Идентификация состава
выбросов углеводородов__
NormaCS® (NRMS10-02983)
www.normacs.ru
24.02.2009 9:57:51
|
Выбросы |
Предельные С — С10 |
Непредельные С2 — С5 |
|||||||
|
С4 |
С5 |
С6 |
С7 |
С8 |
С9 |
С ^10 |
С4 |
С5 |
|
|
С % маc |
28,064 |
32,848 |
20,773 |
9,030 |
2,889 |
0,599 |
0,125 |
0,22 |
2,30 |
|
Mi г/с |
13,6 |
15,9 |
10,1 |
4,4 |
1,4 |
0,3 |
0,1 |
0,11 |
1,11 |
|
Gi т/г |
416,3 |
487,3 |
308,1 |
134,0 |
42,8 |
8,9 |
1,9 |
3,3 |
34,1 |
|
6,8 |
15,9 |
16,8 |
13,8 |
8,2 |
3,0 |
1,7 |
0,04 |
1,11 |
|
|
МС,-С,./С, =XKi/c, |
Мс,-с,.*, =SKi^ М; = 1,15 г/с |
||||||||
|
G^,^=ZK^Gi=1856—4 |
GCl—Cl[/Cl=2Ki^’Gi = |
8.4. НПЗ.
КЕРОСИН ТЕХНИЧЕСКИЙ Исходные данные
|
Наименование |
С20’ |
t , °С ж’ |
Учтах, |
В, т/год |
Рж, т/м3 |
|
|
max |
min |
|||||
|
Керосин техн. |
11,2 |
55 |
25 |
70 |
500000 |
0,85 |
Продолжение исходных данных
|
Конструкция |
Режим |
CCB |
^ |
Np, шт. |
Количество групп |
|
Наземный вертикальн. |
мерник |
отсутств. |
3000 |
4 |
22 |
Табличные данные
Выбросы
|
К max |
К |
V |
М, г/с |
G, т/год |
|
2,88 |
1,20 |
0,63 |
0,3950 |
16,9000 |
n = 500000 : (0,85 •
3000 • 4) = 49, а Коб = 2,0 М = 11,2 • 2,88 • 0,63 • 70
: 3600 = 0,3950 г/с
8.5. РАСТВОРИТЕЛЬ № 646.
ВЫБРОСЫ КОМПОНЕНТОВ
Исходные
данные
|
Наименование продукта |
t ж’ |
V max, |
В, т/год |
Конструкция резервуара |
|
|
max |
min |
||||
|
Раствор. № 646 |
30 |
20 |
0,5 |
1300 |
горизонтальный |
Продолжение исходных
данных
Табличные данные
|
Режим эксплуатации |
CCB |
V ¦о |
Np, шт. |
К max |
Kpcp |
|
Мерник |
отс. |
5 |
4 |
1,0 |
0,7 |
Продолжение табличных
данных
|
Компонент |
Константы |
m |
P |
Ci, % масс |
||
|
А |
В |
С |
||||
|
Ацетон |
7,2506 |
1281,7 |
237 |
58,1 |
0,792 |
7 |
|
Бутиловый спирт |
8,7051 |
2058,4 |
246 |
74,1 |
0,805 |
10 |
|
Бутилацетат |
7,006 |
1340,7 |
199 |
116 |
0,882 |
10 |
|
Толуол |
6,95334 |
1343,94 |
219,38 |
92,1 |
0,867 |
50 |
|
Этиловый спирт |
9,274 |
2239 |
273 |
46,1 |
0,789 |
15 |
|
Этилцеллозольв |
8,416 |
2135 |
253 |
90 |
0,931 |
8 |
Расчеты
|
Компонент |
Р г30 |
Р г20 |
Xi : mi |
iX iP |
М, г/с |
G, т/год |
|
мм. рт. ст. |
||||||
|
Ацетон |
282 |
183 |
0,00120 |
0,088 |
0,0112 |
0,1081 |
|
Бутиловый спирт |
17,7 |
9,26 |
0,00135 |
0,124 |
0,0010 |
0,0090 |
|
Бутилацетат |
14,2 |
7,66 |
0,000860 |
0,113 |
0,00080 |
0,0073 |
|
Толуол |
36,7 |
21,8 |
0,00543 |
0,577 |
0,0104 |
0,0971 |
|
Этиловый спирт |
76,7 |
42,9 |
0,00325 |
0,190 |
0,0065 |
0,0596 |
|
Этилцеллозольв |
7,44 |
3,94 |
0,00089 |
0,086 |
0,00034 |
0,0030 |
Примечание. Х; = С; :
100
^(Xj : mj) = 0,00120 + 0,00135 + 0,00086 + 0,00543 + 0,00325 + 0,00089
= 0,0130 ^(Xj : pj) = 0,088 + 0,124 + 0,113 + 0,577 + 0,190 + 0,086 =
1,178
n = 1300 : 0,849 : 5 : 4 = 77, a Ko6 = 1,5
0,445 ¦ 282 ¦ 0,07 ¦ 1,0 ¦ 1,0 ¦ 0,5
— = 0,0112 г/с ит.д.
M
ЩнТОНЪ
100′ 0,0130′(273+ 30)
0,160 ¦ (282 ¦ 1,0 + 183) ¦ 0,07 ¦ 0,70 ¦ 1,5 ¦
1300 ¦ 1,178
= 0,1081 т/год
ит.д.
G
ацетона.
10* -0,0130- (546 + 30 +
20)
8.6. НЕФТЕБАЗА. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ
Исходные данные
|
Наименование |
Q4, |
Воз, |
В , m вл’ |
Конструкция резервуара |
Режим эксплуатац. |
|
Бензин автомоб. |
400 |
16000 |
24000 |
наземный |
мерник |
__Продолжение исходных
данных__
I I
I ССВ
|
NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009
9:57:51
|
^ |
Np, шт. |
К max |
|
|
5000 |
8 |
отсут. |
0,80 |
М = 972 • 0,80 • 400 : 3600 = 86,4
г/с G = (780 • 16000 + 1100 • 24000) • 0,8 • 10-6 + 5,8 •
1,0 • 8 = 77,504 т/год
8.7. АЗС. БЕНЗИН
АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ
Исходные
данные
|
Наименование продукта |
V^ м3 |
Ооз, |
Q , м3 ^вл’ |
Конструкция резервуара |
|
Автобензин |
4,0 |
3150 |
3150 |
заглубленный |
Табличные
данные
Выбросы
М = 480 • 4,0 : 1200 = 1,60
г/с
|
Cmax |
C оз р |
C вл р |
С* оз |
С* вл |
М, г/с*) |
G, |
|
480 |
210 |
255 |
420 |
515 |
1,60 |
5,1975 |
G = [(210 + 420) • 3150 + (255 + 515) • 3150 + 125
• (3150 + 3150)] • 10-6 = 5,1975 т/год *
Примечание. Порядок расчета выбросов
индивидуальных углеводородов аналогичен
примеру 8.1.
8.8. ТЭЦ. МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ
(резервуар с нижним боковым
подогревом).
Исходные данные Согласно
примечания к п. 6.1. расчет ведется по п.
5.6.
|
Наименование продукта |
г/м3 |
Конструкция |
Режим |
|
Мазут |
5,4 |
наземный вертикальный с нижним и боковым |
мерник |
Продолжение исходных данных
|
CCB |
^ |
N , шт. p |
Кол-во групп |
t , ж’ max |
°с |
min |
V max, м3/ч |
В, т/год |
Рж, т/м3 |
|
отсут. |
1000 |
3 |
1 |
60 |
60 |
85 |
10000 |
1,015 |
Табличные данные
Выбросы
|
К max |
К min |
Крср |
К max |
Коб |
M, г/с*) |
G, т/год *) |
|
3,2 |
3,2 |
0,65 |
0,93 |
2,5 |
0,3794 |
0,2766 |
N = 10000 : (1,015 •
1000 • 3) = 9,85 М = 5,4 • 3,2 • 0,93 • 85 : 3600 = 0,3794 г/с G =
(5,4 • 3,2 + 3,2 • 0,65 • 2,5 • 10000) : (2 • 106 •
1,015) = 0,2766 т/год
Примечание. При расчетах
ПДВ и ВСВ — учитывать класс опасности 4, ПДК
lL,^ = i Мг/м3.
8.9. ТЭЦ.
МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ (резервуар без
обогрева).
Исходные данные
|
Наименование продукта |
Конструкция резервуара |
В , т оз’ |
В , т вл’ |
V4max, |
Режим |
|
Мазут |
наземный |
5000 |
5000 |
85 |
мерник |
Продолжение
исходных данных
|
ССВ |
VP, м3 |
Np, шт. |
|
Отсут. |
1000 |
3 |
Табличные данные
Выбросы
|
3 3/м — |
/т «и |
3У , т |
К |
Gxp |
Кнп |
М, г/с*) |
G, т/год*) |
|
5,4 |
4,0 |
4,0 |
0,83 |
1,49 |
4,3 • 10-3 |
0,1058 |
0,0524 |
М
= 5,4 • 0,83 • 85 : 3600 = 0,1058 г/с G = (4,0 • 5000 + 4,0 • 5000)
• 0,83 • 10-6 + 1,49 • 4,3 • 10-3 • 3 = 0,0524
т/год Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ —
учитывать класс опасности 4, ПДКС = |
мг/м3
ИСПОЛЬЗУЕМАЯ
ЛИТЕРАТУРА
1. Перечень
методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферный воздух. С.-Пб., 1998.
2.
Методика определения
концентрации сероводорода фотометрическим
методом по реакции образования
«метиленового голубого». Сборник методик
по определению концентраций загрязняющих
веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.
3.
Методика газохроматографического
измерения массовой концентрации
предельных углеводородов С^ — С5, а
также Сб и выше (суммарно) в
промышленных
выбросах. Казанское ПНУ
«Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП
«Белинэкомп», 1997.
4. Методика
газохроматографического измерения
массовой концентрации предельных
углеводородов С1 —
С10 (суммарно),
непредельных углеводородов
С2
» С5 (суммарно) и ароматических
углеводородов (бензола, толуола,
этилбензола, ксилолов,
стирола) при
их совместном присутствии
в промышленных
выбросах.
Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО
«Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.
5.
Перечень и коды веществ, загрязняющих
атмосферный воздух. — СП.: НИИ Охраны
атмосферного воздуха. Министерство охраны
окружающей Среды и природных ресурсов РФ,
Фирма «Интеграл». 1997.
6. Дополнение № 9-38-96
к списку «Ориентировочные безопасные
уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих
веществ в атмосферном воздухе населенных
мест». Утвержден Главным Государственным
санитарным врачом Республики Беларусь от 23
февраля 1996 г.
7. Справочник
химика. Т. 1. Л.: «Химия», 1967. С. 1070.
8.
Краткий справочник по химии.
Киев.: «Наукова думка», 1974. С. 992.
9.
Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного
воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368.
10.
Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи
по курсу процессов и аппаратов химической
технологии. М., Л.,: «Химия», 1964. С. 664.
11.
Константинов Н.Н. Борьба с
потерями от испарения нефти и
нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. с.
250.
12. Сборник методик по расчету
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ
различными производствами. Л.,
Гидрометеоиздат. 1986. С. 184.
13.
Инструкция по инвентаризации
источников выбросов вредных веществ в
атмосферу предприятиями Министерства
нефтяной и газовой промышленности СССР (РД
39-01-47098), Уфа,
1989.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение
1
Предельно допустимые концентрации
(ПДК) и ориентировочные безопасные уровни
воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в
атмосферном
воздухе населенных
мест
|
Вещество |
Класс опасности |
ПДК м.р. мг/м3 |
ПДК с.с. мг/м3 |
ОБУВ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Углеводороды |
||||
|
Метан |
50 |
|||
|
Бутан |
4 |
200 |
||
|
Пентан |
4 |
100 |
25 |
|
|
Г ексан |
4 |
60 |
||
|
Углеводороды непредельные |
||||
|
Этилен |
3 |
3 |
3 |
|
|
Пропилен |
3 |
3 |
3 |
|
|
Бутилен |
4 |
3 |
3 |
|
|
Амилен (смесь изомеров) |
4 |
1,5 |
1,5 |
|
|
Углеводороды |
||||
|
Бензол |
2 |
1,5 |
0,1 |
|
|
Толуол |
3 |
0,6 |
0,6 |
|
|
Этилбензол |
3 |
0,02 |
0,02 |
|
|
Ксилолы |
3 |
0,2 |
0,2 |
|
|
Изопропилбензол |
4 |
0,014 |
0,014 |
|
|
Прочие |
||||
|
Спирт |
3 |
1 |
0,5 |
|
|
Спирт этиловый |
4 |
5 |
5 |
|
|
Спирт изобутиловый |
4 |
0,1 |
0,1 |
|
|
Серная кислота |
2 |
0,3 |
0,1 |
|
|
Уксусная кислота |
3 |
0,2 |
0,06 |
|
|
Ацетон |
4 |
0,35 |
0,35 |
|
|
Метилэтилкетон |
0,1 |
|||
|
Фурфурол |
3 |
0,05 |
0,05 |
|
|
Фенол |
2 |
0,01 |
0,03 |
|
|
Г |
2 |
0,007 |
0,007 |
|
|
Этиленгликоль |
1 |
|||
|
Аммиак |
4 |
0,2 |
0,04 |
|
|
Сернистый ангидрид |
3 |
0,5 |
0,05 |
|
|
Сероводород |
2 |
0,008 |
||
|
Формальдегид |
2 |
0,035 |
0,003 |
|
|
Хлор |
2 |
0,1 |
0,03 |
|
|
Хлористый водород (соляная кислота) |
2 |
0,2 |
0,2 |
|
|
Углеводороды предельные алифатического |
4 |
25 |
||
|
Керосин |
1,2 |
|||
|
Масло минеральное |
0,05 |
|||
|
Углеводороды |
4 |
1 |
||
|
Уайт-спирит |
1 |
|||
|
Сольвент |
0,2 |
|||
|
Скипидар |
4 |
1 |
1 |
Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ)
приведены из [4].
Примечание 2. Значения
ОВУВ углеводородов предельных
алифатического ряда С1 — С10
приведены из [5] и распространяются только
на территорию Республики
Беларусь.
Приложение
2
Физико-химические свойства некоторых
газов и жидкостей
|
Вещество |
Формула |
Температура нач. кип. tHH, °C |
Плотность жидкости рж, |
Молекул. масса m |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Бутан |
С4Н10 |
-0,5 |
— |
58,12 |
|
Пентан |
C5H12 |
36,1 |
0,626 |
72,15 |
|
Г ексан |
С6Н14 |
68,7 |
0,660 |
86,18 |
|
Г |
C7H16 |
98,4 |
0,684 |
100,21 |
|
Изооктан |
C8H18 |
93,3 |
0,692 |
114,24 |
|
Цетан |
С16Н34 |
287,5 |
0,774 |
226,45 |
|
Этилен |
С2Н4 |
-103,7 |
— |
28,05 |
|
Пропилен |
С3Н6 |
-47,8 |
— |
42,08 |
|
Бутилен |
С4Н8 |
-6,3 |
— |
56,11 |
|
Амилен |
С5Н10 |
30,2 |
0,641 |
70,14 |
|
Бензол |
С6Н6 |
80,1 |
0,879 |
78,11 |
|
Толуол |
С7Н8 |
110,6 |
0,867 |
92,14 |
|
о-Ксилол |
0 8 C8 |
144,4 |
0,881 |
106,17 |
|
м-Ксилол |
С8Н10 |
139,1 |
0,864 |
106,17 |
|
п-Ксилол |
0 8 C8 |
138,35 |
0,861 |
106,17 |
|
Этилбензол |
С8Н10 |
136,2 |
0,867 |
106,17 |
|
Изопропилбензол |
С9Н12 |
152,5 |
0,862 |
120,20 |
|
Спирт метиловый |
СН4О |
64,7 |
0,792 |
32,04 |
|
Спирт этиловый |
С2Н6О |
78,37 |
0,789 |
46,07 |
|
Спирт изобутиловый |
C4H10O |
108 |
0,805 |
74,12 |
|
Уксусная кислота |
С2Н4О2 |
118,1 |
1,049 |
60,05 |
|
Ацетон |
С3Н6О |
56,24 |
0,792 |
58,08 |
|
Метилэтилкетон |
С4Н8О |
79,6 |
0,805 |
72,10 |
|
Фурфурол |
С5Н4О2 |
161,7 |
1,159 |
96,09 |
|
Фенол |
С6Н6О |
182 |
— |
94,11 |
|
Этиленгликоль |
С2Н6О2 |
197,2 |
1,114 |
62,07 |
|
Диэтиленгликоль |
С4Н10О3 |
244,33 |
1,118 |
106,12 |
|
Аммиак |
NH3 |
-33,35 |
— |
17,03 |
|
Сернистый |
SO2 |
-10,1 |
— |
64,06 |
|
Сероводород |
H2S |
-60,8 |
— |
34,08 |
|
Формальдегид |
СН2О |
-21 |
— |
30,03 |
|
Хлор |
С12 |
-33,6 |
— |
70,91 |
|
Хлористый водород |
НС1 |
-85,1 |
— |
36,46 |
Примечание. Физико-химические
свойства приняты по данным [7,
8]
Приложение 3
Константы уравнения
Антуана некоторых веществ
|
Вещество |
Уравнение |
Интервал температур, °С |
Константы |
|||
|
от |
до |
А |
В |
С |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Углеводороды предельные |
||||||
|
Бутан |
2 |
0 — |
45 |
6,83029 |
945,9 |
240,0 |
|
2 |
45 |
152 |
7,39949 |
1299 |
289,1 |
|
|
Пентан |
2 |
-30 |
120 |
6,87372 |
1075,82 |
233,36 |
|
Г ексан |
2 |
0 — |
110 |
6,87776 |
1171,53 |
224,37 |
|
Г ептан |
2 |
0 — |
130 |
6,90027 |
1266,87 |
216,76 |
|
Изооктан* |
2 |
-15 |
131 |
6,8117 |
1259,2 |
221 |
|
Цетан |
2 |
70 |
175 |
7,33309 |
2036,4 |
172,5 |
|
Углеводороды непредельные |
||||||
|
Этилен |
2 |
-70 |
9,5 |
7,2058 |
768,26 |
282,43 |
|
Пропилен |
2 |
-477 |
0,0 |
6,64808 |
712,19 |
236,80 |
|
2 |
0,0 |
91,4 |
7,57958 |
1220,33 |
309,80 |
|
|
Бутилен |
2 |
— ^1 |
40 |
6,84290 |
926,10 |
240,00 |
|
Амилен |
2 |
0 — |
100 |
6,78568 |
1014,29 |
229,78 |
|
цис-Пентен-2 |
2 |
0 — |
82 |
6,87540 |
1069,47 |
230,79 |
|
транс-Пентен-2 |
2 |
-60 |
81 |
6,90575 |
1083,99 |
232,97 |
|
2-Метилбутен-1 |
2 |
0 — |
75 |
6,87314 |
1053,78 |
232,79 |
|
2-Метилбутен-2 |
2 |
0 — |
85 |
6,91562 |
1095,09 |
232,84 |
|
2-Метилбутен-3 |
2 |
0 — |
60 |
6,82618 |
1013,47 |
236,82 |
|
Углеводороды ароматические |
||||||
|
Бензол |
2 |
-20 |
5,5 |
6,48898 |
902,28 |
178,10 |
|
2 |
5,5 |
160 |
6,91210 |
1214,64 |
221,20 |
|
|
Толуол |
1 |
-92 |
15 |
8,330 |
2047,3 |
— |
|
2 |
20 |
200 |
6,95334 |
1343,94 |
219,38 |
|
|
о-Ксилол |
2 |
25 |
50 |
7,35638 |
1671,8 |
231,0 |
|
2 |
50 |
200 |
6,99891 |
1474,68 |
213,69 |
|
|
2 |
25 |
45 |
7,36810 |
1658,23 |
232,3 |
|
м-Ксилол |
2 |
45 |
195 |
7,00908 |
1462,27 |
215,11 |
|
п-Ксилол |
2 |
25 |
45 |
7,32611 |
1635,74 |
231,4 |
|
2 |
45 |
190 |
6,99052 |
1453,43 |
215,31 |
|
|
Этилбензол |
2 |
20 |
45 |
7,32525 |
1628,0 |
230,7 |
|
2 |
45 |
190 |
6,95719 |
1424,26 |
213,21 |
|
|
Изопропилбензол |
2 |
25 |
60 |
7,25827 |
1637,97 |
223,5 |
|
2 |
60 |
200 |
6,93666 |
1460,79 |
207,78 |
|
|
Прочие вещества |
||||||
|
Спирт метиловый |
1 |
7 |
153 |
8,349 |
1835 |
— |
|
Спирт этиловый* |
2 |
— |
— |
9,274 |
2239 |
273 |
|
Спирт изобутиловый* |
2 |
-9 |
116 |
8,7051 |
2058,4 |
246 |
|
Уксусная кислота |
1 |
-35 |
10 |
8,502 |
2177,4 |
— |
|
2 |
16,4 |
118 |
7,55716 |
1642,54 |
233,39 |
|
|
Ацетон* |
2 |
15 |
93 |
7,2506 |
1281,7 |
237 |
|
Метилэтилкетон |
1 |
-15 |
85 |
7,754 |
1725,0 |
— |
|
Фурфурол |
2 |
— |
— |
4,427 |
1052 |
273 |
|
Фенол |
2 |
0 |
40 |
11,5638 |
3586,36 |
273 |
|
2 |
41 |
93 |
7,86819 |
2011,4 |
222 |
|
|
Этиленгликоль |
1 |
25 |
90 |
8,863 |
2694,7 |
— |
|
Диэтиленгликоль |
1 |
80 |
165 |
8,1527 |
2727,3 |
— |
Примечание. Константы уравнения
Антуана (без звездочек) приняты по [7], а со
звездочками — по [9]
Приложение
4
Значения постоянной Кг для
водных растворов некоторых газов (в таблице
даны значения Кг • 10″9 в мм.
рт. ст.)
|
t , ж’ |
Газ |
||||||||
|
Метан |
Этан |
Этилен |
Ацетилен |
Хлор |
Сероводород |
Диоксид серы |
Хлористый |
Аммиак |
|
|
0 |
17000 |
9550 |
4190 |
550,0 |
204,0 |
203,0 |
12,50 |
1,850 |
1,560 |
|
5 |
19700 |
11800 |
4960 |
640,0 |
250,0 |
239,0 |
15,20 |
1,910 |
1,680 |
|
10 |
22600 |
14400 |
5840 |
730,0 |
297,0 |
278,0 |
18,40 |
1,970 |
1,800 |
|
15 |
25600 |
17200 |
6800 |
820,0 |
346,0 |
321,0 |
22,00 |
2,030 |
1,930 |
|
20 |
28500 |
20000 |
7740 |
920,0 |
402,0 |
367,0 |
26,60 |
2,090 |
2,080 |
|
25 |
31400 |
23000 |
8670 |
1010 |
454,0 |
414,0 |
31,00 |
2,150 |
2,230 |
|
30 |
34100 |
26000 |
9620 |
1110 |
502,0 |
463,0 |
36,40 |
2,200 |
2,410 |
|
40 |
39500 |
32200 |
— |
— |
600,0 |
566,0 |
49,50 |
2,270 |
— |
|
60 |
47600 |
42900 |
— |
— |
731,0 |
782,0 |
83,90 |
2,240 |
— |
|
80 |
51800 |
50200 |
— |
— |
730,0 |
1030 |
128,0 |
— |
— |
|
100 |
53300 |
52600 |
— |
— |
— |
1120 |
— |
— |
— |
Примечание. Значения постоянной
Кг приняты по [10].
Приложение
5
Значения молекулярной массы паров (m)
нефтей и бензинов
|
t нк |
m |
t нк |
m |
t нк |
m |
t нк |
m |
t нк |
m |
t нк |
m |
|
Пары нефтей и ловушечных |
|||||||||||
|
10 |
51,0 |
20 |
57,0 |
30 |
63,0 |
40 |
69,0 |
50 |
75,0 |
60 |
81 |
|
11 |
51,6 |
21 |
57,6 |
31 |
63,6 |
41 |
69,6 |
51 |
75,6 |
65 |
84 |
|
12 |
52,2 |
22 |
58,2 |
32 |
64,2 |
42 |
70,2 |
52 |
76,2 |
70 |
87 |
|
13 |
52,8 |
23 |
58,8 |
33 |
64,8 |
43 |
70,8 |
53 |
76,8 |
75 |
90 |
|
14 |
53,4 |
24 |
59,4 |
34 |
65,4 |
44 |
71,4 |
54 |
77,4 |
80 |
93 |
|
15 |
54,0 |
25 |
60,0 |
35 |
66,0 |
45 |
72,0 |
55 |
78,0 |
85 |
96 |
|
16 |
54,6 |
26 |
60,6 |
36 |
66,6 |
46 |
72,6 |
56 |
78,6 |
90 |
99 |
|
17 |
55,2 |
27 |
61,2 |
37 |
67,2 |
47 |
73,2 |
57 |
79,2 |
95 |
102 |
|
18 |
55,8 |
28 |
61,8 |
38 |
67,8 |
48 |
73,8 |
58 |
79,8 |
100 |
105 |
|
19 |
56,4 |
29 |
62,4 |
39 |
68,4 |
49 |
74,4 |
59 |
80,4 |
110 |
111 |
|
Пары бензинов и бензиновых |
|||||||||||
|
30 |
60,0 |
36 |
61,8 |
42 |
63,7 |
48 |
65,7 |
54 |
67,8 |
60 |
70 |
|
31 |
60,3 |
37 |
62,1 |
43 |
64,1 |
49 |
66,1 |
55 |
68,1 |
62 |
71 |
|
32 |
60,6 |
38 |
62,5 |
44 |
64,4 |
50 |
66,4 |
56 |
68,5 |
85 |
80 |
|
33 |
60,9 |
39 |
62,8 |
45 |
64,7 |
51 |
66,7 |
57 |
68,8 |
105 |
88 |
|
34 |
61,2 |
40 |
63,1 |
46 |
65,1 |
52 |
67,1 |
58 |
69,2 |
120 |
95 |
|
35 |
61,5 |
41 |
63,4 |
47 |
65,4 |
53 |
67,4 |
59 |
69,5 |
140 |
105 |
Примечание. Значения
молекулярной массы паров приняты по
формулам [11].
Приложение 6
Атомные
массы некоторых элементов
|
Название |
Символ |
Атомная масса |
Название |
Символ |
Атомная масса |
|
Азот |
N |
14,008 |
Сера |
S |
32,066 |
|
Водород |
Н |
1,008 |
Углерод |
С |
12,011 |
|
Кислород |
О |
16,0 |
Хлор |
С1 |
35,457 |
Приложение
7
Значения опытных коэффициентов
|
t , °С ж’ |
Kt |
t , °С ж’ |
Kt |
t , °С ж’ |
Kt |
t , ж’ |
Kt |
t , °С ж’ |
Kt |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Нефти и бензины |
|||||||||
|
-30 |
0,09 |
-14 |
0,173 |
+2 |
0,31 |
18 |
0,54 |
34 |
0,82 |
|
-29 |
0,093 |
-13 |
0,18 |
+3 |
0,33 |
19 |
0,56 |
35 |
0,83 |
|
-28 |
0,096 |
-12 |
0,185 |
+4 |
0,34 |
20 |
0,57 |
36 |
0,85 |
|
-27 |
0,10 |
-11 |
0,193 |
+5 |
0,35 |
21 |
0,58 |
37 |
0,87 |
|
-26 |
0,105 |
-10 |
0,2 |
+6 |
0,36 |
22 |
0,60 |
38 |
0,88 |
|
-25 |
0,11 |
-9 |
0,21 |
+7 |
0,375 |
23 |
0,62 |
39 |
0,90 |
|
-24 |
0,115 |
-8 |
0,215 |
+8 |
0,39 |
24 |
0,64 |
40 |
0,91 |
|
-23 |
0,12 |
-7 |
0,225 |
+9 |
0,40 |
25 |
0,66 |
41 |
0,93 |
|
-22 |
0,125 |
-6 |
0,235 |
10 |
0,42 |
26 |
0,68 |
42 |
0,94 |
|
-21 |
0,13 |
-5 |
0,24 |
11 |
0,43 |
27 |
0,69 |
43 |
0,96 |
|
-20 |
0,135 |
-4 |
0,25 |
12 |
0,445 |
28 |
0,71 |
44 |
0,98 |
|
-19 |
0,14 |
-3 |
0,26 |
13 |
0,46 |
29 |
0,73 |
45 |
1,00 |
|
-18 |
0,145 |
-2 |
0,27 |
14 |
0,47 |
30 |
0,74 |
46 |
1,02 |
|
-17 |
0,153 |
-1 |
0,28 |
15 |
0,49 |
31 |
0,76 |
47 |
1,04 |
|
-16 |
0,16 |
0 |
0,29 |
16 |
0,50 |
32 |
0,78 |
48 |
1,06 |
|
-15 |
0,165 |
+1 |
0,3 |
17 |
0,52 |
33 |
0,80 |
49 |
1,08 |
|
50 |
1,10 |
||||||||
|
Нефтепродукты (кроме бензина) |
|||||||||
|
-30 |
0,135 |
-3 |
0,435 |
24 |
1,15 |
51 |
2,58 |
78 |
4,90 |
|
-29 |
0,14 |
-2 |
0,45 |
25 |
1,20 |
52 |
2,60 |
79 |
5,00 |
|
-28 |
0,15 |
-1 |
0,47 |
26 |
1,23 |
53 |
2,70 |
80 |
5,08 |
|
-27 |
0,153 |
0 |
0,49 |
27 |
1,25 |
54 |
2,78 |
81 |
5,10 |
|
-26 |
0,165 |
+1 |
0,52 |
28 |
1,30 |
55 |
2,88 |
82 |
5,15 |
|
-25 |
0,17 |
+2 |
0,53 |
29 |
1,35 |
56 |
2,90 |
83 |
5,51 |
|
-24 |
0,175 |
+3 |
0,55 |
30 |
1,40 |
57 |
3,00 |
84 |
5,58 |
|
-23 |
0,183 |
+4 |
0,57 |
31 |
1,43 |
58 |
3,08 |
85 |
5,60 |
|
-22 |
0,19 |
+5 |
0,59 |
32 |
1,48 |
59 |
3,15 |
86 |
5,80 |
|
-21 |
0,20 |
+6 |
0,62 |
33 |
1,50 |
60 |
3,20 |
87 |
5,90 |
|
-20 |
0,21 |
+7 |
0,64 |
34 |
1,55 |
61 |
3,30 |
88 |
6,0 |
|
-19 |
0,22 |
+8 |
0,66 |
35 |
1,60 |
62 |
3,40 |
89 |
6,1 |
|
-18 |
0,23 |
+9 |
0,69 |
36 |
1,65 |
63 |
3,50 |
90 |
6,2 |
|
-17 |
0,24 |
10 |
0,72 |
37 |
1,70 |
64 |
3,55 |
91 |
6,3 |
|
-16 |
0,255 |
11 |
0,74 |
38 |
1,75 |
65 |
3,60 |
92 |
6,4 |
|
-15 |
0,26 |
12 |
0,77 |
39 |
1,80 |
66 |
3,70 |
93 |
6,6 |
|
-14 |
0,27 |
13 |
0,80 |
40 |
1,88 |
67 |
3,80 |
94 |
6,7 |
|
-13 |
0,28 |
14 |
0,82 |
41 |
1,93 |
68 |
3,90 |
95 |
6,8 |
|
-12 |
0,29 |
15 |
0,85 |
42 |
1,97 |
69 |
4,00 |
96 |
7,0 |
|
-11 |
0,30 |
16 |
0,87 |
43 |
2,02 |
70 |
4,10 |
97 |
7,1 |
|
-10 |
0,32 |
17 |
0,90 |
44 |
2,09 |
71 |
4,20 |
98 |
7,2 |
|
-9 |
0,335 |
18 |
0,94 |
45 |
2,15 |
72 |
4,30 |
99 |
7,3 |
|
-8 |
0,35 |
19 |
0,97 |
46 |
2,20 |
73 |
4,40 |
100 |
7,4 |
|
-7 |
0,365 |
20 |
1,00 |
47 |
2,25 |
74 |
4,50 |
||
|
-6 |
0,39 |
21 |
1,03 |
48 |
2,35 |
75 |
4,60 |
||
|
-5 |
0,40 |
22 |
1,08 |
49 |
2,40 |
76 |
4,70 |
||
|
-4 |
0,42 |
23 |
1,10 |
50 |
2,50 |
77 |
4,80 |
Приложение 8
Значения опытных
коэффициентов Кр
|
Категория |
Конструкция резервуаров |
К |
Объем резервуара, Vp, м3 |
|||
|
р р |
100 и менее |
200 — 400 |
700 — 1000 |
2000 и более |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Режим эксплуатации — |
||||||
|
Наземный вертикальный |
К max |
0,90 |
0,87 |
0,83 |
0,80 |
|
|
А |
К ср |
0,63 |
0,61 |
0,58 |
0,56 |
|
|
Заглубленный |
К max |
0,80 |
0,77 |
0,73 |
0,70 |
|
|
0,56 |
0,54 |
0,51 |
0,50 |
|
Крср |
||||||
|
Наземный |
К max |
1,00 |
0,97 |
0,93 |
0,90 |
|
|
К ср р |
0,70 |
0,68 |
0,65 |
0,63 |
||
|
Б |
Наземный |
К max |
0,95 |
0,92 |
0,88 |
0,85 |
|
Крср |
0,67 |
0,64 |
0,62 |
0,60 |
||
|
Заглубленный |
К max |
0,85 |
0,82 |
0,78 |
0,75 |
|
|
Крср |
0,60 |
0,57 |
0,55 |
0,53 |
||
|
Наземный |
К max |
1,00 |
0,98 |
0,96 |
0,95 |
|
|
Крср |
0,70 |
0,69 |
0,67 |
0,67 |
||
|
В |
Наземный вертикальный |
К max |
1,00 |
0,97 |
0,93 |
0,90 |
|
Крср |
0,70 |
0,68 |
0,650 |
0,63 |
||
|
Заглубленный |
К max |
0,90 |
0,87 |
0,83 |
0,80 |
|
|
К ср р |
0,63 |
0,61 |
0,58 |
0,56 |
||
|
Наземный |
К max |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
|
|
Крср |
0,70 |
0,70 |
0,70 |
0,70 |
||
|
Режим эксплуатации — |
||||||
|
А, Б, В |
Наземный |
К max |
0,20 |
0,19 |
0,17 |
0,16 |
|
К ср р |
0,14 |
0,13 |
0,12 |
0,11 |
||
|
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — |
||||||
|
А, |
Наземный |
К max |
0,13 |
0,13 |
0,12 |
0,11 |
|
Крср |
0,094 |
0,087 |
0,080 |
0,074 |
||
|
Режим эксплуатации — |
||||||
|
А, |
Все типы конструкций |
Кр |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
Приложение 9
Значения
коэффициентов Кв
|
Р(, мм. рт. ст. |
К в |
Р(, мм. рт. |
К в |
Р(, мм. рт. ст. |
К в |
|
540 и менее |
1,00 |
620 |
1,33 |
700 |
1,81 |
|
550 |
1,03 |
630 |
1,38 |
710 |
1,89 |
|
560 |
1,07 |
640 |
1,44 |
720 |
1,97 |
|
570 |
1,11 |
650 |
1,49 |
730 |
2,05 |
|
580 |
1,15 |
660 |
1,55 |
740 |
2,14 |
|
590 |
1,19 |
670 |
1,61 |
750 |
2,23 |
|
600 |
1,24 |
680 |
1,68 |
759 |
2,32 |
|
610 |
1,28 |
690 |
1,74 |
Приложение 10
Значения опытных
коэффициентов Ко6
|
n |
100 и более |
80 |
60 |
40 |
30 |
20 и менее |
|
Коб |
1,35 |
1,50 |
1,75 |
2,00 |
2,25 |
2,50 |
Приложение 11
Компонентный
состав растворителей, лаков, красок и т.д. (Cj,
% массовый)
|
Компонент |
Растворители |
||||||||
|
N646 |
14 647 |
N648 |
N649 |
РМЛ-218 |
РМЛ |
РМЛ 315 |
РИД |
РКВ-1 |
|
|
Ацетон |
7 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
3 |
— |
|
Бутиловый спирт |
10 |
7,7 |
20 |
20 |
19 |
10 |
15 |
10 |
50 |
|
Бутилацетат |
10 |
29,8 |
50 |
— |
9 |
— |
18 |
18 |
— |
|
Ксилол |
— |
— |
— |
50 |
23,5 |
— |
25 |
— |
50 |
|
Толуол |
50 |
41,3 |
20 |
— |
32,5 |
10 |
25 |
50 |
— |
|
Этиловый спирт |
15 |
— |
10 |
— |
16 |
64 |
— |
10 |
— |
|
Этилцеллозольв |
8 |
— |
— |
30 |
3 |
16 |
17 |
— |
— |
|
Этилацетат |
— |
21,2 |
— |
— |
16 |
— |
— |
9 |
— |
|
Летучая часть |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
Продолжение приложения 11
|
Компонент |
Растворители |
|||||||
|
РКБ-2 |
М |
Р-4 |
Р-219 |
АМР-3 |
РЛ-277 |
РЛ-278 |
РЛ-251 |
|
|
Ацетон |
— |
— |
12 |
23 |
— |
— |
— |
— |
|
Метилизобутилкетон |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
40 |
|
Бутиловый |
95 |
5 |
— |
— |
22 |
— |
20 |
— |
|
Бутилацетат |
— |
30 |
12 |
— |
25 |
— |
— |
— |
|
Ксилол |
5 |
— |
— |
— |
— |
— |
30 |
— |
|
Толуол |
— |
— |
62 |
33 |
30 |
— |
25 |
— |
|
Этиловый спирт |
— |
60 |
— |
— |
23 |
— |
15 |
— |
|
Этилцеллозольв |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
10 |
— |
|
Этилацетат |
— |
5 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Циклогексанон |
— |
— |
— |
33 |
— |
50 |
— |
60 |
|
Этилгликольацетат |
— |
— |
— |
— |
— |
50 |
— |
— |
|
Летучая часть |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
Продолжение приложения
11
|
Компонент |
Лаки |
||||||
|
НЦ-221 |
НЦ-222 |
НЦ-223 |
НЦ-224 |
НЦ-218 |
НЦ-243 |
НЦ-52 |
|
|
Ацетон |
3,4 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Бутиловый спирт |
16,6 |
7,4 |
10,05 |
8 |
6,3 |
11,1 |
33 |
|
Бутилацетат |
12,5 |
7,2 |
12,06 |
10,2 |
6,3 |
7,4 |
— |
|
Этилацетат |
8,3 |
12,4 |
3,35 |
10,5 |
11,2 |
5,18 |
— |
|
Этиловый спирт |
8,3 |
12,2 |
— |
34,05 |
11,2 |
7,4 |
1 |
|
Ксилол |
— |
— |
16,75 |
10,3 |
16,45 |
— |
— |
|
Методические указания по опред Толуол |
елению выбросо 33,2 |
в загрязняющих в 36,3 |
зеществ в атмосфер 16,75 |
у из резервуаров |
16,45 |
37 |
Стр. 31 из 43 |
||||
|
Этилцеллозольв |
— |
2,5 |
8,04 |
— |
2,1 |
5,92 |
— |
||||
|
Окситерпеновый растворитель |
— |
— |
— |
1,95 |
— |
— |
— |
||||
|
Сольвент-нафта |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
4 |
||||
|
Формальдегид |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
0,76 |
||||
|
Летучая |
83,3 |
78 |
68 |
75 |
70 |
74 |
38,76 |
||||
|
Сухой остаток |
16,9 |
22 |
32 |
25 |
30 |
26 |
61,24 |
||||
|
Продолжение |
|||||||||||
|
Kомпонент |
Грунтовки |
Разравнивающая |
Распределительная жидкость НЦ-313 |
Нитрополитура НЦ-314 |
Полировочная вода № 18 |
||||||
|
НЦ-0140 |
BHK |
||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|||||
|
Ацетон |
— |
2,3 |
— |
— |
— |
— |
|||||
|
Бутиловый спирт |
12 |
5,3 |
4 |
2 |
— |
5 |
|||||
|
Бутилацетат |
16 |
3,5 |
15 |
6,4 |
8,1 |
1 |
|||||
|
Этилацетат |
12 |
9,4 |
20 |
5,2 |
— |
2 |
|||||
|
Этиловый спирт |
8 |
9,4 |
54 |
76,7 |
55,64 |
69 |
|||||
|
Ксилол |
— |
17,8 |
— |
— |
— |
— |
|||||
|
Толуол |
16 |
20,6 |
— |
3,6 |
8,7 |
— |
|||||
|
Этилцеллозольв |
12 |
17,7 |
— |
3 |
13,6 |
— |
|||||
|
Циклогексанон |
4 |
— |
— |
— |
— |
— |
|||||
|
Окситерпеновый растворитель |
— |
— |
1 |
— |
— |
— |
|||||
|
Бензин |
— |
— |
— |
— |
— |
20 |
|||||
|
Летучая часть |
80 |
70 |
94 |
96,9 |
86 |
97 |
|||||
|
Сухой остаток |
20 |
30 |
6 |
3,1 |
14 |
3 |
|||||
Продолжение
приложения 11
|
^ммнет |
Полиэфирные, поли- и нитроуретановые |
|||||||
|
ПЭ-246 |
ПЭ-265 |
ПЭ-232 |
ПЭ-220 |
ПЭ-250М |
УР-277М |
ПЭ-251В |
УР-245М |
|
|
Ацетон |
1 — 2 |
1 — 2 |
29 |
31 |
38 |
— |
— |
— |
|
Бутилацетат |
5 |
5 |
— |
— |
— |
— |
— |
26 |
|
Стирол |
1 — 2 |
1 — 2 |
— |
— |
— |
— |
3 — 5 |
— |
|
Ксилол |
— |
— |
1 |
1,5 |
1 |
5 |
1 |
16 |
|
Толуол |
— |
— |
5 |
2,5 |
4 |
— |
1 |
— |
|
Метилизобутилкетон |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
8 — 11 |
— |
|
Циклогексанон |
— |
— |
— |
— |
— |
34 |
8 — 11 |
14 |
|
Эгилгликольацетат |
— |
— |
— |
— |
— |
26 |
— |
15 |
|
Летучая часть |
8 |
8 |
35 |
35 |
43 |
65 |
21 — 29 |
71 |
|
Сухой остаток |
92 |
92 |
65 |
65 |
57 |
35 |
79 — 71 |
29 |
Продолжение
приложения 11
|
^ммнет |
Эмали |
|||||||||
|
ПЭ-276 |
НЦ-25 |
НЦ-132П |
НЦ-1125 |
НЦ-257 |
НЦ-258 |
KB-518 |
ПФ-115 |
ПФ-133 |
МС-17 |
|
|
Бутилацетат |
6 |
6,6 |
6,4 |
6 |
6,2 |
6,5 |
7 |
— |
— |
— |
|
Этилцеллозольв |
— |
5,28 |
6,4 |
4,8 |
4,96 |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Ацетон |
2 |
4,62 |
6,4 |
4,2 |
4,34 |
— |
19,6 |
— |
— |
— |
|
Бутанол |
— |
9,9 |
12 |
6 |
9,3 |
10,4 |
— |
— |
— |
— |
|
Этанол |
— |
9,9 |
16 |
9 |
6,2 |
5,85 |
— |
— |
— |
— |
|
Толуол |
— |
29,7 |
32,8 |
30 |
31 |
13 |
— |
— |
— |
— |
|
Этилацетат |
— |
— |
— |
— |
— |
0,75 |
— |
— |
— |
— |
|
Стирол |
2 — 1 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Ксилол |
— |
— |
— |
— |
— |
16,25 |
— |
22,5 |
25 |
60 |
|
Сольвент |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
43,4 |
— |
— |
— |
|
Уайтспирит |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
22,5 |
— |
— |
|
Циклогексанон |
— |
— |
— |
— |
— |
3,25 |
— |
— |
— |
— |
|
Летучая часть |
9 — 10 |
66 |
80 |
60 |
62 |
65 |
70 |
45 |
50 |
60 |
|
Сухой остаток |
91 — 90 |
34 |
20 |
40 |
38 |
35 |
30 |
55 |
50 |
40 |
Продолжение
приложения 11
|
Компонент |
Шпатлевки, |
|||||||||
|
ПФ-002 |
НЦ-008 |
ХВ-005 |
ГФ-032 ГС, ГФ-0163 |
ГФ- 031 |
ГФ-032 |
ФЛ-03К ФЛ-03Ж |
ХС-010 |
АК-070 |
Клей ХВК-2А |
|
|
Ацетон |
— |
4,5 |
8,5 |
— |
— |
— |
— |
17,4 |
— |
17,5 |
|
Бутилацетат |
— |
9 |
4 |
— |
— |
— |
— |
8 |
43,5 |
8,8 |
|
Толуол |
— |
9 |
20,5 |
— |
— |
— |
— |
41,6 |
17,4 |
35 |
|
Этанол |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
8,7 |
— |
|
Бутанол |
— |
1,5 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
17,4 |
— |
|
Ксилол |
— |
— |
— |
— |
51 |
61 |
15 |
— |
— |
— |
|
Сольвент |
25 |
— |
— |
25 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Этилацетат |
— |
6 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
8,7 |
— |
|
Уайтспирит |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
15 |
— |
— |
— |
|
Летучая |
25 |
30 |
33 |
32 |
51 |
61 |
30 |
67 |
87 |
70 |
|
Сухой остаток |
75 |
70 |
67 |
68 |
49 |
39 |
70 |
33 |
13 |
Приложение 12
Значения
концентраций паров нефтепродуктов в
резервуаре С^ удельных выбросов У2, У3 и
опытных коэффициентов Кнп
|
Нефтепродукт |
КЛИМАТИЧЕСКАЯ ЗОНА |
Кнп при t 20 °С |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
||||||||
|
С1 |
У2 |
У3 |
С1 |
У2 |
У3 |
С1 |
У2 |
У3 |
||
|
3 г/ |
г/т |
г/т |
3 г/ |
г/т |
г/т |
3 г/ |
г/т |
г/т |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
Бензин автомоб. |
777,6 |
639,60 |
880,0 |
972,0 |
780,0 |
1100,0 |
1176,12 |
967,2 |
1331,0 |
1,1 |
|
Бензин |
576,0 |
393,60 |
656,0 |
720,0 |
480,0 |
820,0 |
871,20 |
595,2 |
992,20 |
0,67 |
|
БР |
288,0 |
205,00 |
344,0 |
344,0 |
360,0 |
250,0 |
430,0 |
435,60 |
310,0 |
0,35 |
|
Т-2 |
244,8 |
164,00 |
272,0 |
306,0 |
200,0 |
340,0 |
370,26 |
248,0 |
411,40 |
0,29 |
|
Нефрас |
576,0 |
377,20 |
824,0 |
720,0 |
460,0 |
780,0 |
871,20 |
570,40 |
943,80 |
0,66 |
|
Уайт-спирит |
28,8 |
18,04 |
29,6 |
36,0 |
22,0 |
37,0 |
43,56 |
27,28 |
44,77 |
0,033 |
|
Изооктан |
221,76 |
98,4 |
232,0 |
277,20 |
120,0 |
290,0 |
335,41 |
148,80 |
350,90 |
0,35 |
|
Г ептан |
178,56 |
78,72 |
184,0 |
223,20 |
96,0 |
230,0 |
270,07 |
119,04 |
278,80 |
0,028 |
|
Бензол |
293,76 |
114,8 |
248,0 |
367,20 |
140,0 |
310,0 |
444,31 |
173,60 |
375,10 |
0,45 |
|
Толуол |
100,8 |
34,44 |
80,0 |
126,0 |
42,0 |
100,0 |
152,46 |
52,08 |
121,00 |
0,17 |
|
Этилбензол |
37,44 |
10,66 |
28,0 |
46,80 |
13,0 |
35,0 |
56,63 |
16,12 |
42,35 |
0,067 |
|
Ксилол |
31,68 |
9,02 |
24,0 |
39,6 |
11,0 |
30,0 |
47,92 |
13,64 |
36,30 |
0,059 |
|
Изопропилбензол |
21,31 |
9,84 |
16,0 |
29,64 |
12,0 |
20,0 |
32,23 |
14,88 |
24,20 |
0,040 |
|
РТ (кроме Т-2) |
5,18 |
2,79 |
4,8 |
6,48 |
3,4 |
6,0 |
7,84 |
4,22 |
7,26 |
—3 О ,4 5, |
|
Сольвент нефтяной |
8,06 |
3,94 |
6,96 |
10,08 |
4,8 |
8,7 |
12,20 |
5,95 |
10,53 |
—3 о ,2 8, |
|
Керосин технич. |
9,79 |
4,84 |
8,8 |
12,24 |
5,9 |
11,0 |
14,81 |
7,32 |
13,31 |
—3 о 10 |
|
Лигроин приборн. |
7,2 |
2,36 |
5,86 |
9,0 |
4,1 |
7,3 |
10,89 |
5,08 |
8,83 |
—3 о ,3 7, |
|
Керосин |
6,91 |
3,61 |
6,32 |
8,64 |
4,4 |
7,9 |
10,45 |
5,46 |
9,56 |
—3 о 7, |
|
Дизельное топ. |
2,59 |
1,56 |
2,08 |
3,14 |
1,9 |
2,6 |
3,92 |
2,36 |
3,15 |
—3 о ,9 2, |
|
Печное |
4,90 |
2,13 |
3,84 |
6,12 |
2,6 |
4,8 |
7,41 |
3,22 |
5,81 |
—3 о ,0 5, |
|
Моторное топливо |
1,15 |
0,82 |
0,82 |
1,44 |
1,0 |
1,0 |
1,74 |
1,24 |
1,24 |
1,1 ¦ 10-3 |
|
Мазуты |
4,32 |
3,28 |
3,28 |
5,4 |
4,0 |
4,0 |
6,53 |
4,96 |
4,96 |
—3 о ,3 4, |
|
Масла |
0,26 |
0,16 |
0,16 |
0,324 |
0,2 |
0,2 |
0,39 |
0,25 |
0,25 |
0,27 ¦ 10-3 |
Примечание. Значения У2
(осенне-зимний период года) принимаются
равными — У3 (весенне-летний период)
для моторного топлива, мазутов и
масел.
Приложение 13
Количество
выделяющихся паров бензинов автомобильных
при хранении в одном резервуаре G ,
т/год
хр
|
VP, м3 |
Вид |
|||||
|
Наземный |
Заглубленный |
Г |
||||
|
средства сокращения выбросов |
||||||
|
отсутст. |
понтон |
пл. крыша |
ГОР |
|||
|
1-я климатическая зона |
||||||
|
100 и менее |
0,18 |
0,040 |
0,027 |
0,062 |
0,053 |
0,18 |
|
200 |
0,31 |
0,066 |
0,044 |
0,108 |
0,092 |
0,31 |
|
300 |
0,45 |
0,097 |
0,063 |
0,156 |
0,134 |
0,45 |
|
400 |
0,56 |
0,120 |
0,079 |
0,196 |
0,170 |
0,56 |
|
700 |
0,89 |
0,190 |
0,120 |
0,312 |
0,270 |
— |
|
1000 |
1,21 |
0,250 |
0,170 |
0,420 |
0,360 |
— |
|
2000 |
2,16 |
0,420 |
0,280 |
0,750 |
0,650 |
— |
|
3000 |
3,03 |
0,590 |
0,400 |
1,060 |
0,910 |
— |
|
5000 |
4,70 |
0,920 |
0,620 |
1,640 |
1,410 |
— |
|
10000 |
8,180 |
1,600 |
1,080 |
2,860 |
2,450 |
— |
|
15000 и более |
11,99 |
2,360 |
1,590 |
4,200 |
3,600 |
— |
|
2-я климатическая |
||||||
|
100 и менее |
0,22 |
0,049 |
0,033 |
0,077 |
0,066 |
0,22 |
|
200 |
0,38 |
0,081 |
0,054 |
0,133 |
0,114 |
0,38 |
|
300 |
0,55 |
0,120 |
0,078 |
0,193 |
0,165 |
0,55 |
|
400 |
0,69 |
0,150 |
0,098 |
0,242 |
0,210 |
0,69 |
|
700 |
1,10 |
0,230 |
0,150 |
0,385 |
0,330 |
— |
|
1000 |
1,49 |
0,310 |
0,210 |
0,520 |
0,450 |
— |
|
2000 |
2,67 |
0,520 |
0,350 |
0,930 |
0,800 |
— |
|
3000 |
3,74 |
0,730 |
0,490 |
1,310 |
1,120 |
— |
|
5000 |
5,80 |
1,140 |
0,770 |
2,030 |
1,740 |
— |
|
10000 |
10,10 |
1,980 |
1,330 |
3,530 |
3,030 |
— |
|
15000 и более |
14,80 |
2,910 |
1,960 |
5,180 |
4,440 |
— |
|
3-я климатическая зона |
||||||
|
100 и менее |
0,27 |
0,060 |
0,041 |
0,095 |
0,081 |
0,27 |
|
200 |
0,47 |
0,100 |
0,066 |
0,164 |
0,142 |
0,47 |
|
300 |
0,68 |
0,157 |
0,096 |
0,237 |
0,203 |
0,68 |
|
400 |
0,85 |
0,180 |
0,121 |
0,298 |
0,260 |
0,85 |
|
700 |
1,35 |
0,280 |
0,180 |
0,474 |
0,410 |
— |
|
1000 |
1,83 |
0,380 |
0,260 |
0,640 |
0,550 |
— |
|
2000 |
3,28 |
0,640 |
0,430 |
1,140 |
0,980 |
— |
|
3000 |
4,60 |
0,900 |
0,600 |
1,610 |
1,380 |
— |
|
5000 |
7,13 |
1,400 |
0,950 |
1,640 |
2,140 |
— |
|
10000 |
12,42 |
2,440 |
1,640 |
2,500 |
3,730 |
— |
|
15000 и более |
18,20 |
3,580 |
2,410 |
4,340 |
5,460 |
— |
Приложение 14
Kонцентрация
загрязняющих веществ (% масс.) в парах
различных нефтепродуктов [12].
|
Наименование нефтепродукта |
Kонцентрация компонентов С;, % |
||||||
|
углеводороды |
бензол |
толуол |
этилбензол |
ксилолы |
сероводород |
||
|
предельные Cj — С10 |
непредельные |
||||||
|
Сырая |
99,16 |
— |
0,35 |
0,22 |
— |
0,11 |
0,06 |
|
Прямогонные бензиновые фракции: |
|||||||
|
62 — 86 |
99,05 |
— |
0,55 |
0,40 |
— |
— |
— |
|
62 — 105 |
93,90 |
— |
5,89 |
0,21 |
— |
— |
— |
|
85 — 105 |
98,64 |
— |
0,24 |
1,12 |
— |
— |
— |
|
85 — 120 |
97,61 |
— |
0,05 |
2,34 |
— |
— |
— |
|
85 — 180 |
99,25 |
— |
0,15 |
0,35 |
— |
0,25 |
— |
|
105 — 140 |
95,04 |
— |
— |
3,81 |
— |
1,15 |
— |
|
120 — 140 |
95,90 |
— |
— |
2,09 |
— |
2,01 |
— |
|
140 — 180 |
99,57 |
— |
— |
— |
— |
0,43 |
— |
|
НК-180 |
99,45 |
— |
0,27 |
0,18 |
— |
0,10 |
— |
|
Стабильный |
92,84 |
— |
2,52 |
2,76 |
— |
1,88 |
— |
|
Уайт-спирит |
93,74 |
— |
2,15 |
3,20 |
— |
0,91 |
— |
|
Бензин-рафинад |
98,88 |
— |
0,44 |
0,42 |
— |
0,26 |
— |
|
А-76^ |
93,85 |
2,50 |
2,00 |
1,45 |
0,05 |
0,15 |
— |
|
Аи-93177) |
92,68 |
2,50 |
2,30 |
2,17 |
0,06 |
0,29 |
— |
|
Крекинг-бензин |
74,03 |
25,0 |
0,58 |
0,27 |
— |
0,12 |
— |
|
Ловушечный продукт |
— |
Сумма ар |
0,13 |
||||
|
Керосин |
99,84 |
— |
0,10 |
0,06 |
|||
|
Дизельное топливо |
99,57 |
— |
0,15 |
0,28 |
|||
|
Мазут |
99,31 |
— |
0,21 |
0,48 |
Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров Стр. 35
из 43
Приложение
15
3
Концентрации паров
нефтепродуктов (С, г/м ) в выбросах
паровоздушной смеси при заполнении
резервуаров и баков автомашин
|
Нефтепродукт |
Вид выброса |
Конструкция резервуара |
Бак а/м, Сб, г/м3 |
|
|
наземный Ср, г/м3 |
заглублен. Ср, г/м3 |
|||
|
1-я климатическая зона |
||||
|
Бензин |
макс |
464,0 |
384,0 |
— |
|
оз |
205,0 |
172,2 |
344,0 |
|
|
вл |
248,0 |
255,0 |
412,0 |
|
|
Дизельное топливо |
макс |
1,49 |
1,24 |
— |
|
оз |
0,79 |
0,66 |
1,31 |
|
|
вл |
1,06 |
0,88 |
1,76 |
|
|
Масла |
макс |
0,16 |
0,13 |
— |
|
оз |
0,10 |
0,08 |
0,16 |
|
|
вл |
0,10 |
0,08 |
0,16 |
|
|
2-я климатическая |
||||
|
Бензин |
макс |
580,0 |
480,0 |
— |
|
оз |
250,0 |
210,2 |
420,0 |
|
|
вл |
310,0 |
255,0 |
515,0 |
|
|
Дизельное топливо |
макс |
1,86 |
1,55 |
— |
|
оз |
0,96 |
0,80 |
1,6 |
|
|
вл |
1,32 |
1,10 |
2,2 |
|
|
Масла |
макс |
0,20 |
0,16 |
— |
|
оз |
0,12 |
0,10 |
0,20 |
|
|
вл |
0,12 |
0,10 |
0,20 |
|
|
3-я климатическая |
||||
|
Бензин |
макс |
701,8 |
580,0 |
— |
|
оз |
310,0 |
260,4 |
520,0 |
|
|
вл |
375,1 |
308,5 |
623,1 |
|
|
Дизельное топливо |
макс |
2,25 |
1,88 |
— |
|
оз |
1,19 |
0,99 |
1,98 |
|
|
вл |
1,60 |
1,33 |
2,66 |
|
|
Масла |
макс |
0,24 |
0,19 |
— |
|
оз |
0,15 |
0,12 |
0,25 |
|
|
вл |
0,15 |
0,12 |
0,24 |
* макс — максимальный выброс; оз
— выброс в осенне-зимний период; вл — выброс в
весенне-летний период.
Приложение
16
Давление насыщенных паров
углеводородов, Па
|
Углеводороды |
|||||||||
|
Температура, °С |
н-бутан |
н-пентан |
н-гексан |
н-гептан |
н-октан |
н-нонан |
н-декан |
бутен-2 |
пентен-2 |
|
-30 |
44800 |
5098 |
956 |
174 |
31,5 |
7,5 |
— |
22600 |
4860 |
|
-20 |
45500 |
9021 |
1587 |
386 |
78,9 |
17,9 |
— |
36900 |
9690 |
|
-10 |
70000 |
15260 |
3480 |
789 |
179,6 |
49,8 |
8,6 |
57800 |
14700 |
|
0 |
— |
24400 |
6110 |
1512 |
380,4 |
114,0 |
22,9 |
87100 |
23800 |
|
10 |
— |
37750 |
10450 |
2737 |
748,8 |
234,5 |
54,4 |
— |
37000 |
|
20 |
— |
56410 |
17600 |
4712 |
1391,0 |
461,0 |
119,7 |
— |
55400 |
|
25 |
— |
68160 |
20350 |
6079 |
1859 |
633,0 |
174,5 |
— |
67300 |
|
30 |
— |
81770 |
25200 |
7763 |
2454 |
857,0 |
244,7 |
— |
80750 |
|
mi |
58,12 |
72,15 |
86,18 |
100,20 |
114,23 |
128,25 |
142,29 |
56,08 |
70,13 |
|
К^5 для С % об. |
0,4028 |
1,0000 |
1,9908 |
4,3399 |
9,3131 |
17,7755 |
32,8690 |
0,3998 |
1,0000 |
|
К^5 для С % |
0,500 |
1,000 |
1,667 |
3,125 |
5,882 |
10,000 |
16,667 |
0,500 |
1,000 |
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ОХРАНЫ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА (НИИ
АТМОСФЕРА)
СОГЛАСОВАНО:
УТВЕРЖДАЮ:
Зам. начальника
Управления Директор НИИ
Атмосфера
Государственного
экологического контроля и канд.
физ.-мат. наук
безопасности окружающей
среды Госкомэкологии России
_С.В. Маркин
_В.Б. Миляев
«27» января 1999 г.
«19» января 1999 г.
9. ДОПОЛНЕНИЕ К
«МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ИЗ
РЕЗЕРВУАРОВ»
Введение
Данное
«Дополнение к «Методическим указаниям по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров» (Новополоцк, 1999
г.) разработано специалистами НИИ Атмосфера
и учитывает отзывы, замечания и предложения
природопользователей и контролирующих
органов по охране окружающей среды,
основанные на результатах практической
апробации «Методических указаний по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров» (МУ).
В
настоящем документе даны рекомендации по
использованию утвержденных Минздравом РФ
величин ОБУВ для смесей углеводородов
предельных, расширен перечень
нефтепродуктов, уточнены количественные и
качественные показатели индивидуальных
компонентов углеводородов, а также
приведены дополнительные примеры расчета
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
для различных видов нефтепродуктов.
С
момента опубликования данного
методического письма считать утратившими
силу:
— методическое письмо НИИ
Атмосфера № 257/33-07 от 27.10.95 г.;
—
письмо НИИ Атмосфера № 312/33-07 от
9.10.97 г. (в части, касающейся емкостей АЗС и
хранилищ нефтепродуктов);
—
письмо № 4 «О критериях качества
атмосферного воздуха» (сб. «Атмосфера», № 1,
1996 г.);
— временно
рекомендованный пересчет смеси предельных
углеводородов С1 — Сю на С5 (см. п. 4.4 общих
положений МУ);
— раздел 2.6.1
«Методики по определению выбросов вредных
веществ в атмосферу на предприятиях
Госкомнефтепродукта РСФСР». Астрахань,
1988;
— разделы 2.1.1 и 2.1.2
«Методических указаний по расчету валовых
выбросов вредных веществ в атмосферу для
предприятий нефтепереработки и
нефтехимии». РД-17-86. Казань, 1987;
—
раздел 2.1 «Методики расчета
вредных выбросов в атмосферу от
нефтехимического оборудования». РМ
62-91-90. Воронеж, 1990;
—
Экспериментально-расчетная
методика определения потерь нефти от
испарения из резервуара. Уфа, 1990.
По
вопросам применения МУ и данного
«Дополнения …» рекомендуем обращаться в
НИИ Атмосфера (тел. 247-86-58, Турбин А.С.).
1
Применение критериев качества
атмосферного воздуха
В связи с
утверждением Минздравом РФ величин
ориентировочно-безопасных уровней
воздействия (ОБУВ) для смесей углеводородов
предельных С1 —
33
С5 = 50 мг/м3 и C6 —
Сю = 30 мг/м (ГН 2.1.6.713-98, утвержденные
постановлением Главного государственного
санитарного врача РФ № 26 от 3 августа
1998
г.), рекомендуем при нормировании выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров для хранения нефтепродуктов, а
также от нефтехимического и нефтегазового
оборудования использовать следующие
критерии качества атмосферного
воздуха:
Предельные
углеводороды
Низкокипящие:
33
Смесь предельных углеводородов по фракции
С1 — С5 — ОБУВ = 50 мг/м . Смесь предельных
углеводородов по фракции С6 — Сю — ОБУВ = 30
мг/м .
•з
Высококипяшие: Смесь
предельных углеводородов по фракции С12 — С19
— ПДК = 1 мг/м3.
Непредельные
углеводороды
По амиленам (смесь
изомеров)*) — ПДК = 1,5
мг/м3.
Ароматические
углеводороды
3
По бензолу — ПДК =
1,5 мг/м3.
3
По толуолу — ПДК =
0,6 мг/м3.
3
По ксилолам — ПДК
= 0,2 мг/м3.
По этилбензолу* — ПДК = 0,02
мг/м3.
По стиролу *) — ПДК = 0,04
мг/м3.
Сернистые соединения
*)
3
По сероводороду — ПДК = 0,008 мг/м
.
По мегилмеркаптану* — ПДК = 9 • 10-6
мг/м3.
* Если имеются в составе
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферу.
До введения в действие МУ при
нормировании выбросов низкокипящих
нефтепродуктов (н.п.) применялся менее
точный (по суммарному
углероду)
3
критерий качества
воздуха для бензина нефтяного с малым
содержанием серы — ПДК = 5 мг/м
.
Предложенный в МУ пересчет выбросов на
группы компонентов и отдельные вещества
пропорционально их содержанию в
соответствующих н. п. с учетом известных для
них санитарно-гигиенических нормативов
позволяет дать более строгую,
дифференцированную оценку ожидаемого
экологического воздействия. Кроме того,
исключается дублирование в расчетах
выбросов (в частности, ароматических
углеводородов), которое возможно из-за
перекрывания температурных пределов
перегонки отдельных нефтяных фракций.
С
помощью рекомендуемого Приложения 14
(уточненного) к МУ* и формулы 1.1 (раздел 1.4
ОНД-86) можно ориентировочно оценить
преимущества предлагаемого
подхода.
Допустим, сравниваются
выбросы:
а) бензина нефтяного
прямогонного среднего состава, %
мас.*):
С1 — С5 = 54,80; С6 — Сю = 41,91; бензол
= 1,97; толуол = 0,79; ксилол = 0,53;
б)
крекинг-бензина состава, %
мас.*):
Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров Стр. 38
из 43
С1 — С5 = 32,00; С6 — Сю = 42,03; амилены = 25,00;
бензол = 0,58; толуол = 0,27; ксилол = 0,12;
в)
бензинов Аи-92 — Аи-95, среднего состава, %
мас.*):
С1 — С5 = 67,67; С6 — Сю = 25,01;
амилены = 2,5; бензол = 2,3; толуол = 2,17; ксилол =
0,29; этилбензол = 0,06.
* Примечание: см. п. 2
данного документа.
Предположим, что
концентрация паров н.п. во всех выбросах
одинакова и составляет 5 мг/м3. Тогда
безразмерная относительная
концентрация:
_ Сн.П.
ПДК
q
о
при
нормировании (по суммарному углероду с ПДК =
5 мг/м3) для всех рассматриваемых
случаев одинакова и равна единице. По
рекомендованному в МУ подходу (значения
ОБУВ и ПДК соответствующих компонентов
приведены выше) для
случая:
5
100
5
100
5
100
0,39
50
30
а)
1,01
50
30
1,5
1,5
б)
0,67
Ч
50
в)
67,67 25,1 2,5
2,3 2,17 0,29
0,06
—’— + —L. + _i_ + _i_ + — + _j— +
_j—
32,0 42,03
25,0 0,58 0,27
0,12
—1- + —— + —1- + —— + —— +
——
54,8 41,91
1,97 0,79
0,53
—1- + —’— + —— + —— +
_I—
30 1,5
1,5 0,6 0,2
0,02
1,5
0,6 0,2
0,6
0,2
Таким образом, такой
подход действительно позволяет
дифференцированно учитывать качественные
и количественные отличия составов
выбросов.
2. Данные о
содержании вредных веществ в парах
нефтепродуктов разного
вида
Приведенное в МУ Приложение 14
содержит ограниченный перечень
нефтепродуктов и по отдельным
нефтепродуктам недостаточно взаимоувязаны
данные о концентрациях различных
углеводородов. Поэтому, с учетом имеющейся
дополнительной информации, данное
Приложение откорректировано и вместо
Приложения 14 МУ следует использовать
Приложение 14 (уточненное), приведенное в
данном документе.
3. Расчет
максимальных и валовых выбросов паров
нефтепродуктов в атмосферу
При
расчетах:
а) максимальных выбросов
паров нефтепродуктов — М, г/с, по формуле
6.2.1 на с. 20 (заполнение резервуаров —
«большое дыхание»),
учитывается
3
максимальная из
возможных для данной климатической зоны
разовых концентраций насыщенных паров
этого н.п. — С1, г/м (принимается по Приложению
12).
б) годовых (валовых)
выбросов паров н.п. — G, т/год, в первом
слагаемом формулы 6.2.2 (на с. 20) —
учитываются средние удельные выбросы за
соответствующий период года — У2 и У3,
включающие в себя «большое дыхание» и
«малое дыхание» (принимается по Приложению
12 на с. 44 МУ). Во
втором слагаемом —
имеется коэффициент (формула 6.2.3 на с. 21
МУ):
_ концентрация паров
нефтепродуктов при 20 °С
Н
П‘ концентрация паров
бензинаавтомобильного при 20 0
’
физически означающий снижение (в
общем случае изменение) выброса паров
данного н.п. по отношению к выбранному в
качестве стандарта и наиболее изученному
автомобильному бензину.
3
Для
упрощения расчетов валовых выбросов паров
какого-либо н.п. при его хранении в
резервуаре объемом Vp, м (определенного вида,
для
соответствующей климатической зоны)
в МУ предложено «стандартный»
(статистически достоверный) показатель
выбросов паров бензина (хранимого в том же
резервуаре) — Gxp, т/год (по Приложению 13)
умножать на коэффициент определяемого
нефтепродукта Кн п (из Приложения
12).
-3
Например, при хранении в
одном резервуаре (N = 1) печного топлива с
Кнп = 5 • 10 валовый выброс паров
печного топлива, определяемый
вторым
слагаемым формулы 6.2.2, по
сравнению с бензином автомобильным
снизится в 200 раз. При расчетах ПДВ и ВСВ
выбросы паров печного топлива следует
33
отнести к углеводородам предельным С^ — С19 с
ПДК = 1 мг/м и сероводороду с ПДК = 0,008 мг/м ,
если известно их содержание в паровой
фазе.
Приложение 14
(уточненное)
Концентрация загрязняющих
веществ (% по массе) в парах различных
нефтепродуктов
|
Наименование нефтепродукта |
Углеводороды |
Сероводород |
||||||||
|
предельные |
Непредельные (по амиленам) |
ароматические |
||||||||
|
всего |
в том |
всего |
в том числе |
|||||||
|
С1 — с5 |
С — ^6 ^10 |
бензол |
толуол |
ксилол |
этилбензол |
|||||
|
Сырая |
99,26 |
72,46 |
26,8 |
— |
0,68 |
0,35 |
0,22 |
0,11 |
— |
0,06 |
|
Прямогонные бензиновые |
||||||||||
|
62 — 105 |
93,90 |
53,19 |
40,71 |
— |
6,10 |
5,89 |
0,21 |
— |
— |
— |
|
85 — 105 |
98,64 |
55,79 |
42,85 |
— |
1,36 |
0,24 |
1,12 |
— |
— |
— |
|
85 — 120 |
97,61 |
55,21 |
42,40 |
— |
2,39 |
0,05 |
2,34 |
— |
— |
— |
|
105 — 140 |
95,04 |
53,75 |
41,29 |
— |
4,96 |
— |
3,81 |
1,15 |
— |
— |
|
120 — |
95,90 |
54,33 |
41,57 |
— |
4,10 |
— |
2,09 |
2,01 |
— |
— |
|
140 — 180 |
99,57 |
56,41 |
43,16 |
— |
0,43 |
— |
— |
0,43 |
— |
— |
|
Нк-180 |
99,45 |
56,34 |
43,11 |
— |
0,55 |
0,27 |
0,18 |
0,10 |
— |
— |
|
Стабильный |
92,84 |
52,59 |
40,25 |
— |
7,16 |
2,52 |
2,76 |
1,88 |
— |
— |
|
Бензин-рафинад |
98,88 |
56,02 |
42,86 |
— |
1,12 |
0,44 |
0,42 |
0,26 |
— |
— |
|
Крекинг-бензин |
74,03 |
32,00 |
42,03 |
25,00 |
0,97 |
0,58 |
0,27 |
0,12 |
— |
— |
|
Уайт-спирит |
93,74 |
11,88 |
81,86 |
— |
6,26 |
2,15 |
3,20 |
0,91 |
— |
— |
|
Бензин А-76 |
93,85 |
75,47 |
18,38 |
2,50 |
3,65 |
2,00 |
1,45 |
0,15 |
0,05 |
— |
|
Бензин (Аи-92 — Аи-95) |
92,68 |
67,67 |
25,01 |
2,50 |
4,82 |
2,30 |
2,17 |
0,29 |
0,06 |
— |
|
Ловушечный продукт |
98,31* |
— |
— |
— |
1,56** |
— |
— |
— |
— |
0,13 |
|
Дизельное топливо |
99,57* |
— |
— |
— |
0,15** |
— |
— |
— |
— |
0,28 |
|
Мазут |
99,31 |
— |
— |
— |
0,21** |
— |
— |
— |
— |
0,48 |
Примечание: * — расчет выполняется
по C12 — Cw;
** — не учитываются в связи
с отсутствием ПДК (при необходимости можно
условно отнести к углеводородам (С^ —
С^).
4. Примеры расчета выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу
(дополнения и уточнения)
8.1. НПЗ.
Бензин-катализат, валовые
выбросы
Исходные данные и расчет
валовых выбросов согласно МУ (стр. 23, кроме
последнего абзаца).
Последний абзац на
стр. 23 и стр. 24 заменить на:
Кроме того,
для расчета могут быть использованы
ориентировочные составы паров
нефтепродуктов из Приложения 14
(уточненного).
Идентификация состава
выбросов (М = 11,8100 г/с; G = 324,6692 т/год)
|
Определяемый |
Углеводороды |
сероводород |
||||||
|
предельные |
Непредельные (по амиленам) |
ароматические |
||||||
|
С1 — С5 |
C — C ^6 ^10 |
бензол |
толуол |
этилбензол |
ксилол |
|||
|
C мас % |
52,59 |
40,25 |
— |
2,52 |
2,76 |
— |
1,88 |
— |
|
)) с |
6,21 |
4,75 |
— |
0,30 |
0,33 |
— |
0,22 |
— |
|
G;3), т/г |
170,7435 |
130,6793 |
— |
8,1817 |
8,9609 |
— |
6,1038 |
— |
Примечания:
М —М Ci G —
G‘C= — Приложение М
(уточненное);2) 1 100
3) 1
100
8.2. НПЗ. Бензин
автомобильный, валовые выбросы. ССВ-понтон
и отсутствие ССВ
Исходные данные и
расчет выбросов согласно МУ (стр. 25)
дополнить: Идентификация состава выбросов
(М = 21,8344 г/с; G = 865,3175 т/год)
|
Определяемый параметр |
Углеводороды |
Сероводород |
||||||
|
предельные |
непредельные (по амиленам) |
ароматические |
||||||
|
С1 — С5 |
C — C ^6 ^10 |
бензол |
толуол |
этилбензол |
ксилол |
|||
|
C мас % Бензин Аи-92, Аи-951) |
67,67 |
25,01 |
2,50 |
2,3 |
2,17 |
0,29 |
0,06 |
— |
|
М;2), г/с |
14,7753 |
5,4608 |
0,5459 |
0,5022 |
0,4738 |
0,0633 |
0,0131 |
— |
|
G;3), т/г |
588,5604 |
216,4159 |
21,3629 |
19,9023 |
18,7771 |
2,5094 |
0,5192 |
— |
Примечания:
м _M
Ci G _ G-Cj — Приложение М
(уточненное);2) 1 100
3) 1
100
8.3. НПЗ. Бензин
автомобильный. Идентификация
выбросов
Исходные данные и расчет
выбросов согласно МУ. Стр. 27 заменить на:
Идентификация состава выбросов (М = 48,5209 г/с;
G = 1483,4014 т/год)
|
Определяемый |
Углеводороды |
|||||||
|
предельные |
непредельные (по амиленам) |
ароматические |
Сероводород |
|||||
|
параметр |
С1 — С5 |
C — C ^6 ^10 |
бензол |
толуол |
этилбензол |
ксилол |
||
|
Ci мас % Бензин А-761) |
75,47 |
18,38 |
2,50 |
2,0 |
1,45 |
0,15 |
0,05 |
— |
|
М12), г/с |
36,6187 |
8,9181 |
1,2130 |
0,9704 |
0,7036 |
0,0728 |
0,0243 |
— |
|
Gi3), т/г |
1119,523 |
272,6491 |
37,0850 |
29,6680 |
21,5093 |
2,2251 |
0,7417 |
— |
Примечания:
М —М Ci G —
G С:
— Приложение М
(уточненное);2) 1 100
3) 1
100
8.4. НПЗ. Керосин
технический*-*
* Примечание. При расчетах
ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 1,2 мг/м3 (код
2732 — керосин).
Исходные данные и расчет
выбросов согласно МУ (стр. 28) дополнить
примечанием:
Пример 8.6 МУ (на стр. 30)
дополнить:
8.6а. Нефтебаза. Масло
минеральное нефтяное. Валовые выбросы.
Исходные данные
|
Наименование продукта |
VHmax, м3/час |
В, т |
Конструкция |
Режим |
V, м3 |
N , шт. р’ |
CCB |
|
Масло МС-20 |
150 |
40000 |
Наземный |
Мерник |
5000 |
8 |
отсут. |
Продолжение исходных
данных.
|
С О С tmi |
С О X га |
K^min |
K^max |
3 3/м «Б С2 |
Крср |
К |
р, т/м3 |
Ксб |
|
25 |
30 |
1,20 |
1,40 |
0,324 |
0,56 |
0,80 |
0,935 |
2,50 |
М = 0,324 • 1,40 • 0,80 • 150/3600 = 0,01512
г/сек*
(5.6.1)
40000__1.0695
п
=
0,935 ¦ 5000 ¦ 8 (5.6.1)
Коб. = 2,50
(Прил. 10)
0,324 *(1,40 + 1,20)
*0,56 * 2,5 *40000 п .
G =
—= 0,02523т/год 44
2*10
*0,935
(5.6.2)
*)
Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ
учитывать ОБУВ = 0,05 мг/м3 (код 2735 — масло
минеральное нефтяное).
8.7. НПЗ. Бензин
автомобильный. Валовые выбросы
Исходные
данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 30)
дополнить: Идентификация состава
выбросов.
(М = 1,60 г/с; G = 5,1975 т/год)
|
Углеводороды |
|||
|
предельные |
ароматические |
||
|
Определяемый параметр |
0 1 С1 |
C — C ^6 ^10 |
непредельные (по |
бензол |
толуол |
этилбензол |
ксилол |
сероводород |
|
C; мас % Бензин Аи-92, |
67,67 |
25,01 |
2,5 |
2,3 |
2,17 |
0,29 |
0,06 |
— |
|
М;2), г/с |
1,08 |
0,40 |
0,04 |
0,04 |
0,03 |
0,005 |
0,001 |
— |
|
G;3), т/г |
3,5172 |
1,2999 |
0,1299 |
0,1195 |
0,1128 |
0,0151 |
0,0031 |
— |
Примечания:
м _M
Ci G _ G-Cj
— Приложение М
(уточненное);2) 1 ЮО 3)
1 100
8.7а. АЗС.
Дизельное топливо. Валовые выбросы
|
Исходные |
Табличные |
||||||||
|
Наименование |
У , м3 сл’ |
Q , м3 ^-оз’ |
Q , м3 вл |
Конструкция резервуара |
^ |
C^, г/м3 |
C” г/м3 |
C^, |
C/л г/м3 |
|
Дизельное топливо |
6,0 |
4000 |
4500 |
заглубленный |
1,55 |
0,80 |
1,10 |
1,60 |
2,20 |
М =
(Cpmax • Усл)/1200 = (1,55 • 6,0)/1200 =
0,00775 г/с G = [(Ср°з +
Сбоз) • Ооз +
(Срвл + Срвл) •
Qвл] • 10-6 + 50(QTO + Qвл)
• 10-6 = [(0,80 + 1,6)4000 + (1,10 + 2,20)4500] • 10-6
+ 50(4000 + 4500) • 10-6 = 0,44945
т/г
Идентификация состава выбросов. (М =
0,00775 г/с; G = 0,44945 т/год)
|
Определяемый параметр |
Углеводороды |
|||
|
Предельные С12 — С19 |
Непредельные |
Ароматические |
Сероводород |
|
|
С; мас % Дизельное топливо (Прил. 14, уточненное) |
99,57 |
— |
0,15 |
0,28 |
|
“‘-W.r/c |
0,00773 |
— |
—*) |
0,00002 |
|
G‘ = l0F.T/r |
0,44819 |
— |
—*) |
0,00126 |
* Примечание.
Условно отнесены к — С^.
8.8. ТЭЦ.
Мазут топочный (резервуар с нижним и
боковым подогревом) )
Исходные
данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 31)
дополнить примечанием:
* Примечание. При
расчетах ПДВ и ВСВ учитывать класс
опасности — 4, ПДКмр = 1 мг/м3 (код
2754 — углеводороды предельные C12 —
C19) и ПДКмр = 0,008 мг/м3 (код 333
-сероводород).
5. Редакционные
уточнения
5.1. П. 4.3 МУ (стр. 10) заменить
на:
«п. 4.3. По данной методике могут
выполняться расчеты выделений (выбросов)
загрязняющих веществ:
— для нефти и
низкокипящих нефтепродуктов (бензин или
бензиновые фракции) — суммы предельных
углеводородов C1 — C5, С6 — Сдо и непредельных C2
NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009
9:57:51
— C5 (по амиленам) и
ароматических углеводородов (бензол,
толуол, этилбензол, ксилолы);
—
для высококипящих нефтепродуктов
— с учетом их ПДК или ОБУВ (керосин, масло
минеральное нефтяное и т.п.), не имеющих ПДК
или ОБУВ (дизельное топливо, печное топливо,
мазут и др.) — суммы углеводородов С2 —
С9».
В. И. ТУРК 1, А. В. МИНАЕВ, В. Я-
КАРЕЛИН
НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ
СТАНЦИИ
v Допущено Министерством
высшего и среднего специального
образования СССР в качестве учебника для
студентов вузов, обучающихся по
специальностям «Водоснабжение и
канализация» а «Очистка природных и
сточных
вод»
МОСКВА
СТРОЙИЗДАТ
1976
Рецензенты:
кафедра водоснабжения и канализации
Ленинградского инженерно-строительного
института (зав. кафедрой д-р техн. наук. проф.
Н. Ф. Федоров); канд. техн. наук К. А.
Щеглов.
Турк В. И., Минаев А. В., Карелин В.
Я. Насосы и насосные станции. Учебник для
вузов. М., Стройиздат, 1976. 304 с.
В учебнике
приведено описание насосов -различных
тл-пов, их устройство и принцип действия.
Даны рекомендации по выбору насосов и
определению их рабочих параметров.
Освещены вопросы компоновки оборудования
водопроводных и канализационных насосных
станций, основные принципы их
проектирования, строительства и
эксплуатации. Приведены данные по
автоматизации насосных станций.
Учебник
предназначен для студентов строительных
вузов, обучающихся по специальностям
«Водоснабжение и канализация» и «Очистка
природных и сточных вод».
Табл. 13, рис. 186,
список лит.: 35 назв.
т
30210—294 224_76 ©
Стройиздат,
1976
047(01)—76
ВЛАДИМИР
ИВАНОВИЧ ТУРК
АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ
МИНАЕВ ВЛАДИМИР ЯКОВЛЕВИЧ
КАРЕЛИН
НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ
СТАНЦИИ
Редакция литературы по
инженерному оборудованию Зав. редакцией
И. П. Скворцова Редактор Г.
А. Лебедева Мл. редактор А. А.
Минаева
Внешнее оформление
художника Ю. И. Смурыгина
Технические редакторы И. В.
Панова, В. М. Родионова Корректоры
В. А. Быкова, Н. О.
Родионова
Сдано в набор 2.IX 1975
г.
Подписало к печати 1/XII
.1975’г.
Т—19846 Формат 70X108‘/ie Д. л.)
Бумага тип. № 2 26,6 уел. печ. л (уч.-изд. 26,83 л.)
Тираж 30 000, Изд. Л® A.I—38615 Зак. № 621 Цена 1р.
26″
Стройиздат ,
?, ->
103006, Москва,
Каляевская ул., д. 23а’.- V
Подольская
типография Союзполипз%$Щ?рл^^*.,. яри
Государственном комитете по печати и по
делам издательств, полиграфии л
книжной торговли г. Подольск, ул.
Кирова, 25
Выдвигая задачу
значительного подъема материального и
куль-‘ турного уровня жизни народа, партия и
правительство Советского Союза
разработали обширную программу расширения
‘существующих и создания новых
промышленных центров, дальнейшего развития
энергетической базы страны, интенсификации
сельскохозяйственного производства,
увеличения масштабов жилищного
строительства. При осуществлении этой
программы возрастает потребность в воде,
что вызывает необходимость сооружения
большого числа современных
высокопроизводительных систем
промышленного, сельскохозяйственного и
коммунального
водоснабжения.
Одновременно с
возрастающим спросом на воду увеличивается
и загрязнение рек, озер и водохранилищ
сбросами производственных и бытовых
сточных вод. Защита окружающей среды,
возведенная постановлениями партии и
правительства в ранг важнейших
государственных задач, требует
совершенствования методов очистки
загрязненных вод и строительства крупных
систем канализации.
Важнейшим элементом
систем водоснабжения и канализации
являются насосные станции, представляющие
собой сложный комплекс сооружений и
оборудования, технические показатели и
параметры которого во многом определяют
надежность, долговечность и экономическую
эффективность подачи или отведения
воды.
Настоящая книга является
учебником по курсу «Насосы и насосные
станции», входящему в число профилирующих
дисциплин специальностей «Водоснабжение и
канализация» и «Очистка природных и
сточных вод» строительных вузов и
факультетов.
Изучение этого, курса
требует от студентов хорошей подготовки по
ряду общетехнических и специальных
дисциплин, к числу которых в первую очередь
относятся гидравлика, гидротехнические
сооружения, детали машин и электротехника.
Глубокое знание этого предмета играет
большую роль при формировании инженера
широкого профиля, способного на
современном уровне решать сложные задачи,
связанные с проектированием,
строительством и эксплуатацией систем
водоснабжения и канализации.
Первый
раздел учебника посвящен принципу
действия, особенностям рабочего процесса и
техническим параметрам насосов различных
типов. Рассмотрены характеристики насосов
на стационарных и переходных режимах
эксплуатации и совместная работа насосов и
сети. Большое внимание уделено
конструкциям насосов, используемых в
водопроводно-канализационных системах, а
также при производстве строительных
работ.
Второй раздел учебника посвящен
проектированию и эксплуатации
водопроводных и канализационных насосных
станций. Наряду с рассмотрением основного
энергетического и вспомогательного
оборудования дана методика определения
расчетных параметров, изложены
принципиальные положения проектирования,
приведены схемы электриче-
ских
соединений и рассмотрены основы
автоматизации насосных станций. Особое
внимание уделено экономическим проблемам,
связанным с проектированием и
эксплуатацией насосных станций. Основы
теории проектирования насосных станций
были изложены в ранее вышедших трудах
советских специалистов: Н. Н. Абрамова, Н. И.
Малишевского,
В. И. Турка, М. М.
Флоринского, которые явились
основоположниками отечественной
литературы по данному вопросу. Огромная
практическая роль в развитии и
усовершенствовании методов проектирования
и строительства насосных станций
принадлежит специализированным проектным
и научно-исследовательским институтам:
Союзводоканалпроекту,
Гипрокоммунводоканалу,
Теплоэлектропроекту, Гидропроекту,
Гипро-водхозу и др.
Предисловие, главы 1,
2, 7, 8, 10, 12 и § 84, 85 и 87 главы 14 написаны доц.
канд. техн. наук В. Я. Карелиным; главы 3—6, 9,
11, 13, § 83 и 86 главы 14 и глава 15 написаны доц.
канд. техн. наук А. В. Минаевым. Авторами
частично использованы материалы
аналогичного учебника, написанного доц.
канд. техн. наук В. И. Турком и изданного в 1961
г.
Ч
Раздел первый. насосы глава 1 назначение, принцип действия и области применения насосов различных типов § 1. основные параметры и классификация насосов
»
Библиотека »
НАПОРНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
7.1. При отсутствии в проекте указания о способе испытания напорные трубопроводы подлежат испытанию на прочность и герметичность, как правило, гидравлическим способом. В зависимости от климатических условий в районе строительства и при отсутствии воды может быть применен пневматический способ испытания для трубопроводов с внутренним расчетным давлением Рр, не более:
подземных чугунных, асбестоцементных и железобетонных – 0,5 МПа (5 кгс/см2);
подземных стальных – 1,6 МПа (16 кгс/см2);
надземных стальных – 0,3 МПа (3 кгс/см2).
7.2. Испытание напорных трубопроводов всех классов должно осуществляться строительно-монтажной организацией, как правило, в два этапа:
первый – предварительное испытание на прочность и герметичность, выполняемое после засыпки пазух с подбивкой грунта на половину вертикального диаметра и присыпкой труб в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 с оставленными открытыми для осмотра стыковыми соединениями; это испытание допускается выполнять без участия представителей заказчика и эксплуатационной организации с составлением акта, утверждаемого главным инженером строительной организации;
второй – приемочное (окончательное) испытание на прочность и герметичность следует выполнять после полной засыпки трубопровода при участии представителей заказчика и эксплуатационной организации с составлением акта о результатах испытания по форме обязательных приложений 1 или 3.
Оба этапа испытания должны выполняться до установки гидрантов, вантузов, предохранительных клапанов, вместо которых на время испытания следует устанавливать фланцевые заглушки. Предварительное испытание трубопроводов, доступных осмотру в рабочем состоянии или подлежащих в процессе строительства немедленной засыпке (производство работ в зимнее время, в стесненных условиях), при соответствующем обосновании в проектах допускается не производить.
7.3. Трубопроводы подводных переходов подлежат предварительному испытанию дважды: на стапеле или площадке после сваривания труб, но до нанесения антикоррозионной изоляции на сварные соединения, и вторично – после укладки трубопровода в траншею в проектное положение, но до засыпки грунтом.
Результаты предварительного и приемочного испытаний надлежит оформлять актом по форме обязательного приложения 1.
7.4. Трубопроводы, прокладываемые на переходах через железные и автомобильные дороги I и II категорий, подлежат предварительному испытанию после укладки рабочего трубопровода в футляре (кожухе) до заполнения межтрубного пространства полости футляра и до засыпки рабочего и приемного котлованов перехода.
7.5. Величины внутреннего расчетного давления РР и испытательного давления Ри для проведения предварительного и приемочного испытаний напорного трубопровода на прочность должны быть определены проектом в соответствии с требованиями СНиП 2.04.02-84 и указаны в рабочей документации.
Величина испытательного давления на герметичность Рг для проведения как предварительного, так и приемочного испытаний напорного трубопровода должна быть равной величине внутреннего расчетного давления Рр плюс величина 
Р, принимаемая в соответствии с табл. 4 в зависимости от верхнего предела измерения давления, класса точности и цены деления шкалы манометра. При этом величина Рг не должна превышать величины приемочного испытательного давления трубопровода на прочность Ри.
7.6* Трубопроводы из стальных, чугунных, железобетонных и асбестоцементных труб, независимо от способа испытания, следует испытывать при длине менее 1 км – за один прием; при большей длине – участками не более 1 км. Длину испытательных участков этих трубопроводов при гидравлическом способе испытания разрешается принимать свыше 1 км при условии, что величина допустимого расхода подкаченной воды должна определяться как для участка длиной 1 км.
Трубопроводы из труб ПВД, ПНД и ПВХ независимо от способа испытания следует испытывать при длине не более 0,5 км за один прием, при большей длине – участками не более 0,5 км. При соответствующем обосновании в проекте допускается испытание указанных трубопроводов за один прием при длине до 1 км при условии, что величина допустимого расхода подкаченной воды должна определяться как для участка длиной 0,5 км.
Таблица 4
|
Величина внутреннего расчетного давления в трубопроводе Рр, МПа (кгс/см2) |
7.6* Трубопроводы из стальных, чугунных, железобетонных и асбестоцементных труб, независимо от способа испытания, следует испытывать при длине менее 1 км – за один прием; при большей длине – участками не более 1 км. Длину испытательных участков этих трубопроводов при гидравлическом способе испытания разрешается принимать свыше 1 км при условии, что величина допустимого расхода подкаченной воды должна определяться как для участка длиной 1 км. Трубопроводы из труб ПВД, ПНД и ПВХ независимо от способа испытания следует испытывать при длине не более 0,5 км за один прием, при большей длине – участками не более 0,5 км. При соответствующем обосновании в проекте допускается испытание указанных трубопроводов за один прием при длине до 1 км при условии, что величина допустимого расхода подкаченной воды должна определяться как для участка длиной 0,5 км. Таблица 4
7.7. При отсутствии в проекте указаний о величине гидравлического испытательного давления Ри для выполнения предварительного испытания напорных трубопроводов на прочность величина принимается в соответствии с табл. 5* Таблица 5
_________ * Классы трубопроводов принимаются по СНиП 2.04.02-84. 7.8. До проведения предварительного и приемочного испытаний напорных трубопроводов должны быть: закончены все работы по заделке стыковых соединений, устройству упоров, монтажу соединительных частей и арматуры, получены удовлетворительные результаты контроля качества сварки и изоляции стальных трубопроводов; установлены фланцевые заглушки на отводах взамен гидрантов, вантузов, предохранительных клапанов и в местах присоединения к эксплуатируемым трубопроводам; подготовлены средства наполнения, опрессовки и опорожнения испытываемого участка, смонтированы временные коммуникации и установлены приборы и краны, необходимые для проведения испытаний; осушены и провентилированы колодцы для производства подготовительных работ, организовано дежурство на границе участков охранной зоны; заполнен водой испытываемый участок трубопровода (при гидравлическом способе испытания) и из него удален воздух. Порядок проведения гидравлического испытания напорных трубопроводов на прочность и герметичность изложен в рекомендуемом приложении 2. 7.9. Для проведения испытания трубопровода ответственному исполнителю работ должен быть выдан наряд-допуск на производство работ повышенной опасности с указанием в нем размеров охранной зоны. Форма наряда-допуска и порядок его выдачи должны соответствовать требованиям СНиП III-4-80*. 7.10. Для измерения гидравлического давления при проведении предварительного и приемочного испытаний трубопроводов на прочность и герметичность следует применять аттестованные в установленном порядке пружинные манометры класса точности не ниже 1,5 с диаметром корпуса не менее 160 мм и со шкалой на номинальное давление около 4/3 испытательного Ри. Для измерения объема воды, подкачиваемой в трубопровод и выпускаемой из него при проведении испытания, следует применять мерные бачки или счетчики холодной воды (водомеры) по ГОСТ 6019-83, аттестованные в установленном порядке. 7.11. Заполнение испытываемого трубопровода водой должно производиться, как правило, с интенсивностью, м3/ч, не более: 4 – 5 – для трубопроводов диаметром до 400 мм; 6 – 10 – для трубопроводов диаметром от 400 до 600 мм; 10 – 15 – для трубопроводов диаметром 700 – 1000 мм и 15 – 20 – для трубопроводов диаметром свыше 1100 мм. При заполнении трубопровода водой воздух должен быть удален через открытые краны и задвижки. 7.12. Приемочное гидравлическое испытание напорного трубопровода допускается начинать после засыпки его грунтом в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 и заполнения водой с целью водонасыщения, и если при этом он был выдержан в заполненном состоянии не менее: 72 ч – для железобетонных труб (в том числе 12 ч под внутренним расчетным давлением Рр); асбестоцементных труб – 24 ч (в том числе 12 ч под внутренним расчетным давлением Рр); 24 ч – для чугунных труб. Для стальных и полиэтиленовых трубопроводов выдержка с целью водонасыщения не производится. Если трубопровод был заполнен водой до засыпки грунтом, то указанная продолжительность водонасыщения устанавливается с момента засыпки трубопровода. 7.13. Напорный трубопровод признается выдержавшим предварительное и приемочное гидравлическое испытания на герметичность, если величина расхода подкаченной воды не превышает величин допустимого расхода подкаченной воды на испытываемый участок длиной 1 км и более указанного в табл. 6*. Если расход подкаченной воды превышает допустимый, то трубопровод признается не выдержавшим испытание и должны быть приняты меры к обнаружению и устранению скрытых дефектов трубопровода, после чего должно быть выполнено повторное испытание трубопровода. Таблица 6*
Примечания: 1. Для чугунных трубопроводов со стыковыми соединениями на резиновых уплотнителях допустимый расход подкаченной воды следует принимать с коэффициентом 0,7. 2. При длине испытываемого участка трубопровода менее 1 км приведенные в таблице допустимые расходы подкаченной воды следует умножать на его длину, выраженную в км; при длине свыше 1 км допустимый расход подкаченной воды следует принимать как для 1 км. 3. Для трубопроводов из ПВД и ПНД со сварными соединениями и трубопроводов из ПВХ с клеевыми соединениями допустимый расход подкаченной воды следует принимать как для стальных трубопроводов, эквивалентных по величине наружного диаметра, определяя этот расход интерполяцией. 4. Для трубопроводов из ПВХ с соединениями на резиновых манжетах допустимый расход подкаченной воды следует принимать как для чугунных трубопроводов с такими же соединениями, эквивалентных по величине наружного диаметра, определяя этот расход интерполяцией. 7.14. Величину испытательного давления при испытании трубопроводов пневматическим способом на прочность и герметичность при отсутствии в проекте данных следует принимать: для стальных трубопроводов с расчетным внутренним давлением Рр до 0,5 МПа (5 кгс/см2) включ. – 0,6 МПа (6 кгс/см2) при предварительном и приемочном испытаниях трубопроводов; для стальных трубопроводов с расчетным внутренним давлением Рр 0,5 – 1,6 МПа (5 – 16 кгс/см2) – 1,15 Рр при предварительном и приемочном испытаниях трубопроводов; для чугунных, железобетонных и асбестоцементных трубопроводов независимо от величины расчетного внутреннего давления – 0,15 МПа (1,5 кгс/см2) – при предварительном и 0,6 МПа (6 кгс/см2) – приемочном испытаниях. 7.15. После наполнения стального трубопровода воздухом до начала его испытания следует произвести выравнивание температуры воздуха в трубопроводе и температуры грунта. Минимальное время выдержки в зависимости от диаметра трубопровода, ч, при Dу: До 300 мм – 2 От 300 до 600 « – 4 « 600 « 900 « – 8 « 900 «1200 « – 16 « 1200 «1400 « – 24 Св. 1400 « – 32 7.16. При проведении предварительного пневматического испытания на прочность трубопровод следует выдерживать под испытательным давлением в течение 30 мин. Для поддержания испытательного давления надлежит производить подкачку воздуха. 7.17. Осмотр трубопровода с целью выявления дефектных мест разрешается производить при снижении давления: в стальных трубопроводах – до 0,3 МПа (3 кгс/см2); в чугунных, железобетонных и асбестоцементных – до 0,1 МПа (1 кгс/см2). При этом выявление неплотностей и других дефектов на трубопроводе следует производить по звуку просачивающегося воздуха и по пузырям, образующимся в местах утечек воздуха через стыковые соединения, покрытые снаружи мыльной эмульсией. 7.18. Дефекты, выявленные и отмеченные при осмотре трубопровода, следует устранить после снижения избыточного давления в трубопроводе до нуля. После устранения дефектов должно быть произведено повторное испытание трубопровода. 7.19. Трубопровод признается выдержавшим предварительное пневматическое испытание на прочность, если при тщательном осмотре трубопровода не будет обнаружено нарушения целостности трубопровода, дефектов в стыках и сварных соединениях. 7.20. Приемочное испытание трубопроводов пневматическим способом на прочность и герметичность должно выполняться в такой последовательности: давление в трубопроводе следует довести до величины испытательного давления на прочность, указанной в п. 7.14, и под этим давлением трубопровод выдержать в течение 30 мин; если нарушения целостности трубопровода под испытательным давлением не произойдет, то давление в трубопроводе снизить до 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) и трубопровод выдержать под этим давлением 24 ч; после окончания срока выдержки трубопровода под давлением 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) устанавливается давление, равное 0,03 МПа (0,3 кгс/см2), являющееся начальным испытательным давлением трубопровода на герметичность Рн, отмечается время начала испытания на герметичность, а также барометрическое давление РБн, мм рт. ст., соответствующее моменту начала испытания; трубопровод испытывать под этим давлением в течение времени, указанного в табл. 7; по истечении времени, указанного в табл. 7, измерить конечное давление в трубопроводе Рк, мм вод. ст., и конечное барометрическое давление Рбк, мм рт.ст.; величину падения давления Р, мм вод. ст., определить по формуле
Р = Таблица 7
При использовании в манометре в качестве рабочей жидкости воды Таблица 7
При использовании в манометре в качестве рабочей жидкости воды Примечание. По согласованию с проектной организацией продолжительность снижения давления допускается уменьшать в два раза, но не менее чем до 1 ч; при этом величину падения давления следует принимать в пропорционально уменьшенном размере. 7.21. Трубопровод признается выдержавшим приемочное (окончательное) пневматическое испытание, если не будет нарушена его целостность и величина падения давления Р, определенная по формуле (1), не будет превышать значений, указанных в табл. 7. При этом допускается образование пузырьков воздуха на наружной смоченной поверхности железобетонных напорных труб.
БЕЗНАПОРНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
|
|---|
Р
Р, МПа (кгс/см2)
Р, МПа (кгс/см2)
(Рн – Рк) + 13,6 (Рбн – Рбк). (1) 
|
Условный диаметр трубопровода Dу, мм |
Допустимый объем добавленной в трубопровод воды (приток воды) на 10 м длины испытываемого трубопровода за время испытания 30 мин, л, для труб |
||
|---|---|---|---|
|
железобетонных и бетонных |
керамических |
асбестоцементных |
|
|
100 |
1.0 |
1,0 |
0,3 |
|
150 |
1,4 |
1,4 |
0,5 |
|
200 |
4,2 |
2,4 |
1,4 |
|
250 |
5,0 |
3,0 |
– |
|
300 |
5,4 |
3,6 |
1,8 |
|
350 |
6,2 |
4,0 |
– |
|
400 |
6,7 |
4,2 |
2,2 |
|
450 |
– |
4,4 |
– |
|
500 |
7,5 |
4,6 |
– |
|
550 |
– |
4,8 |
– |
|
600 |
8,3 |
5,0 |
– |
Примечания: 1. При увеличении продолжительности испытания более 30 мин величину допустимого объема добавленной воды (притока воды) следует увеличивать пропорционально увеличению продолжительности испытания.
2. Величину допустимого объема добавленной воды (притока воды) в железобетонный трубопровод диаметром свыше 600 мм следует определять по формуле
q = 0,83 (D + 4), л, на 10 м длины трубопровода за время испытания, 30 мин, (2)
где D -внутренний (условный) диаметр трубопровода, дм.
3. Для железобетонных трубопроводов со стыковыми соединениями на резиновых уплотнителях допустимый объем добавленной воды (приток воды) следует принимать с коэффициентом 0,7.
4. Допустимые объемы добавленной воды (притока воды) через стенки и днище колодца на 1 м его глубины следует принимать равным допустимому объему добавленной воды (притоку воды) на 1 м длины труб, диаметр которых равновелик по площади внутреннему диаметру колодца.
5. Допустимый объем добавленной воды (приток воды) в трубопровод, сооружаемый из сборных железобетонных элементов и блоков, следует принимать таким же, как для трубопроводов из железобетонных труб, равновеликих им по площади поперечного сечения.
6. Допустимый объем добавленной в трубопровод воды (приток воды) на 10 м длины испытываемого трубопровода за время испытания 30 мин для труб ПВД и ПНД со сварными соединениями и напорных труб ПВХ с клеевыми соединениями следует определять для диаметров до 500 мм включ. по формуле q = 0,03D, диаметром более 500 мм – по формуле q = 0,2 + 0,03D, где D – наружный диаметр трубопровода, дм; q – величина допустимого объема добавленной воды, л.
7. Допустимый объем добавленной в трубопровод воды (приток воды) на 10 м длины испытываемого трубопровода за время испытания 30 мин для труб ПВХ с соединениями на резиновой манжете следует определять по формуле q = 0,06 + 0,01D, где D – наружный диаметр трубопровода, дм; q – величина допустимого объема добавленной воды, л.
7.29. Трубопроводы дождевой канализации подлежат предварительному и приемочному испытанию на герметичность в соответствии с требованиями настоящего подраздела, если это предусмотрено проектом.
7.30. Трубопроводы из безнапорных железобетонных раструбных, фальцевых и с гладкими концами труб диаметром более 1600 мм, предназначенные по проекту для трубопроводов, постоянно или периодически работающих под давлением до 0,05 МПа (Б м вод. ст.) и имеющих выполненную в соответствии с проектом специальную водонепроницаемую наружную или внутреннюю обделку, подлежат гидравлическому испытанию давлением, определенным в проекте.
ЕМКОСТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
7.31. Гидравлическое испытание на водонепроницаемость (герметичность) емкостных сооружений необходимо производить после достижения бетоном проектной прочности, их очистки и промывки.
Устройство гидроизоляции и обсыпку грунтом емкостных сооружений следует выполнять после получения удовлетворительных результатов гидравлического испытания этих сооружений, если другие требования не обоснованы проектом.
7.32. До проведения гидравлического испытания емкостное сооружение следует наполнить водой в два этапа:
первый – наполнение на высоту 1 м с выдержкой в течение суток;
второй – наполнение до проектной отметки.
Емкостное сооружение, наполненное водой до проектной отметки, следует выдержать не менее трех суток.
7.33. Емкостное сооружение признается выдержавшим гидравлическое испытание, если убыль воды в нем за сутки не превышает 3 л на 1 м2 смоченной поверхности стен и днища, в швах и стенках не обнаружено признаков течи и не установлено увлажнения грунта в основании. Допускается только потемнение и слабое отпотевание отдельных мест.
При испытании на водонепроницаемость емкостных сооружений убыль воды на испарение с открытой водной поверхности должна учитываться дополнительно.
7.34. При наличии струйных утечек и подтеков воды на стенах или увлажнении грунта в основании емкостное сооружение считается не выдержавшим испытания, даже если потери воды в нем не превышают нормативных. В этом случае после измерения потерь воды из сооружения при полном заливе должны быть зафиксированы места, подлежащие ремонту.
После устранения выявленных дефектов должно быть произведено повторное испытание емкостного сооружения.
7.35. При испытании резервуаров и емкостей для хранения агрессивных жидкостей утечка воды не допускается. Испытание следует производить до нанесения антикоррозионного покрытия.
7.36. Напорные каналы фильтров и контактных осветлителей (сборные и монолитные железобетонные) подвергаются гидравлическому испытанию расчетным давлением, указанным в рабочей документации.
7.37. Напорные каналы фильтров и контактных осветлителей признаются выдержавшими гидравлическое испытание, если при визуальном осмотре в боковых стенках фильтров и над каналом не обнаружено течей воды и если в течение 10 мин величина испытательного давления не снизится более чем на 0,002 МПа (0,02 кгс/см2).
7.38. Водосборный резервуар градирен должен быть водонепроницаемым и при гидравлическом испытании этого резервуара на внутренней поверхности его стен не допускается потемнения или слабого отпотевания отдельных мест.
7.39. Резервуары питьевой воды, отстойники и другие емкостные сооружения после устройства перекрытий подлежат гидравлическому испытанию на водонепроницаемость в соответствии с требованиями пп. 7.31-7.34.
Резервуар питьевой воды до устройства гидроизоляции и засыпки грунтом подлежит дополнительному испытанию на вакуум и на избыточное давление соответственно вакуумметрическим и избыточным давлением воздуха в размере 0,0008 МПа (80 мм вод. ст.) в течение 30 мин и признается выдержавшим испытание, если величины соответственно вакуумметрического и избыточного давлений за 30 мин не снизятся более чем на 0,0002 МПа (20 мм вод. ст.), если другие требования не обоснованы проектом.
7.40. Метантенк (цилиндрическую часть) следует подвергать гидравлическому испытанию согласно требованиям пп. 7.31-7.34, а перекрытие, металлический газовый колпак (газосборник) следует испытывать на герметичность (газонепроницаемость) пневматическим способом на давление 0,005 МПа (500 мм вод. ст.).
Метантенк выдерживается под испытательным давлением не менее 24 ч. При обнаружении дефектных мест они должны быть устранены, после чего сооружение должно быть испытано на падение давления в течение дополнительных 8 ч. Метантенк признается выдержавшим испытание на герметичность, если давление в нем за 8 ч не снизится более чем на 0,001 МПа (100 мм вод. ст.).
7.41. Колпачки дренажно-распределительной системы фильтров после их установки до загрузки фильтров следует подвергать испытанию путем подачи воды интенсивностью 5-8 л/(с×м2) и воздуха интенсивностью 20 л/(с×м2) трехкратной повторяемостью по 8-10 мин. Обнаруженные при этом дефектные колпачки подлежат замене.
7.42. Законченные строительством трубопроводы и сооружения хозяйственно-питьевого водоснабжения перед приемкой в эксплуатацию подлежат промывке (очистке) и дезинфекции хлорированием с последующей промывкой до получения удовлетворительных контрольных физико-химических и бактериологических анализов воды, отвечающих требованиям ГОСТ 2874-82 и «Инструкции по контролю за обеззараживанием хозяйственно–питьевой воды и за дезинфекцией водопроводных сооружений хлором при централизованном и местном водоснабжении» Минздрава СССР.
7.43. Промывка и дезинфекция трубопроводов и сооружений хозяйственно–питьевого водоснабжения должны производиться строительно-монтажной организацией, выполнявшей работы по прокладке и монтажу этих трубопроводов и сооружений, при участии представителей заказчика и эксплуатационной организации при контроле, осуществляемом представителями санитарно-эпидемиологической службы. Порядок проведения промывки и дезинфекции трубопроводов и сооружений хозяйственно-литьевого водоснабжения изложен в рекомендуемом приложении 5.
7.44. О результатах произведенной промывки и дезинфекции трубопроводов и сооружений хозяйственно–питьевого водоснабжения должен быть составлен акт по форме, приведенной в обязательном приложении 6.
Результаты испытаний емкостных сооружений следует оформить актом, подписываемым представителями строительно-монтажной организации, заказчика и эксплуатационной организации.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЮ НАПОРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И СООРУЖЕНИЙ ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ, СТРОЯЩИХСЯ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
7.45. Напорные трубопроводы водоснабжения и канализации, сооружаемые в условиях просадочных грунтов всех типов вне территории промышленных площадок и населенных пунктов, испытываются участками длиной не более 500 м; на территории промышленных площадок и населенных пунктов длину испытательных участков следует назначать с учетом местных условий, но не более 300 м.
7.46. Проверка водонепроницаемости емкостных сооружений, построенных на просадочных грунтах всех типов, должна производиться по истечении 5 сут после их заполнения водой, при этом убыль воды за сутки не должна превышать 2 л на 1 м2 смоченной поверхности стен и днища.
При обнаружении течи вода из сооружений должна выпускаться и отводиться в места, определенные проектом, исключающие подтопление застроенной территории.
7.47. Гидравлическое испытание трубопроводов и емкостных сооружений, возводимых в районах распространения вечномерзлых грунтов, следует производить, как правило, при температуре наружного воздуха не ниже 0 °С, если другие условия испытания не обоснованы проектом.