На главную
На главную

ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 «Установки газотурбинные. Методы определения выбросов вредных веществ»

Стандарт применяется в приемочных испытаниях газотурбинных установок при определении их соответствия нормам выброса вредных веществ.
Требования настоящего стандарта являются обязательными для всех газотурбинных установок с рабочим процессом незамкнутого цикла, создающим механическую мощность на валу и (или) используемым в качестве привода для выработки электроэнергии.

Обозначение: ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001
Название рус.: Установки газотурбинные. Методы определения выбросов вредных веществ
Статус: действующий (Введен впервые)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.01.2003
Разработан: ТК 414 "Газовые турбины"
Утвержден: Госстандарт России (25.12.2001)
Опубликован: ИПК Издательство стандартов № 2002

ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001

ГОСУДАРСТВЕННЫЙСТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ

Методыопределения выбросов вредных веществ

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН ИВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 414 «Газовые турбины»

2 ПРИНЯТ ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 25 декабря 2001 г. №586-ст

3 Настоящийстандарт представляет собой аутентичный текст международного стандарта ИСО 11042-1-96«Газовые турбины. Эмиссия с отработавшими газами. Часть 1. Измерения и расчеты»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Введение

Настоящий стандарт являетсяосновополагающим стандартом в области определения выбросов вредных веществгазотурбинными установками.

Настоящий стандартустанавливает методы и средства определения выбросов, соответствующие термины,требования к условиям проведения испытаний, средствам, качеству и обработкерезультатов измерений, а также варианты представления уровня выбросов.

Перечень компонентоввыбросов, подлежащих определению в соответствии с настоящим стандартом,определяют по согласованию между заинтересованными сторонами в пределахноменклатуры нормируемых параметров, установленных для газотурбинных установок.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙФЕДЕРАЦИИ

УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ

Методы определения выбросов вредных веществ

Gas turbines. Methods ofexhaust gas emission determination

Дата введения 2003-01-01

1 Областьприменения

Настоящий стандарт применяетсяв приемочных испытаниях газотурбинных установок при определении их соответствиянормам выброса вредных веществ.

Требования настоящегостандарта являются обязательными для всех газотурбинных установок с рабочимпроцессом незамкнутого цикла, создающим механическую мощность на валу и (или)используемым в качестве привода для выработки электроэнергии.

2 Нормативныессылки

В настоящем стандартеиспользованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ17.2.4.06-90 Охрана природы. Атмосфера. Методы определения скорости ирасхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения

ГОСТ 17356-89 (ИСО 3544-78,ИСО 5063-78) Горелки на газообразном и жидком топливах. Термины и определения

ИСО 2314-891)Газовые турбины. Приемочные испытания

ИСО 2533-751)Стандартная атмосфера

ИСО 6141-841)Газовый анализ. Градуировочные газовые смеси

ИСО 11042-1-961)Газовые турбины. Выбросы вредных веществ. Часть 1. Измерения и оценки

1)Международный стандарт - во ВНИИКИ Госстандарта России.

3 Определения

В настоящем стандартеприменяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 выбросывредных веществ: Вещества, поступающие в окружающую среду вместе сотработавшими (выхлопными) газами. Выбросы вредных веществ включают следующиесоставляющие:

- оксиды азота NOX: сумма NO и NO2 в пересчете на NO2;

- диоксид азота NO2;

- оксид углерода СО;

- диоксид углерода СО2;

- оксиды серы SOX: сумма SO2 и SO3, представляемая как SO2;

- углеводороды СН: суммавсех несгоревших или частично сгоревших углеводородов в пересчете на метан (3.8);

- летучие органическиесоединения VOCs: сумма всех углеводородов за вычетом СН4и С2Н6 в пересчете на метан (3.8);

- аммиак NH3;

- дым: в соответствии сизмерениями методом Бахараха (7.8);

- твердые частицы: всетвердые частицы, образовавшиеся в процессе горения.

3.2 точность: Степеньблизости измеренного значения к независимо установленной действительнойвеличине.

3.3 градуировочные газы: Эталоннаягазовая смесь с высокой точностью состава, используемая для настройки,регулировки и периодической проверки средств измерений.

3.4 концентрация: Объемнаядоля φi (Vi-Vtot) компонента i вгазовой смеси. Концентрация может быть выражена также в процентах (φi x 102), млн-1 или см33i х 106). При расчете массы компонента в 1нм3 отработавшего газа концентрация, равная 1 млн-1,соответствует: 1,2497 мг/нм3 для СО; 2,858 мг/нм3 для SO2; 1,3387 мг/нм3для NO; 2,05255 мг/нм3 для NO2; 0,7157 мг/нм3для СН4.

3.5 влияние неизмеряемыхкомпонентов: Относительное изменение показаний, обусловленное компонентамигазовой смеси, не являющимися объектом измерений.

3.6 линейность: Способностьсредства измерения обеспечивать пропорциональность показаний входному сигналу.

3.7 случайнаясоставляющая основной погрешности: Изменение показаний средства измерения,не связанное с характеристиками анализируемой пробы и отличимое от дрейфапоказаний (при доверительной вероятности 0,95 соответствует двум значениямсреднеквадратичного отклонения).

3.8 млн-1C1: Условное обозначение единицы концентрацииуглеводородов в пересчете на метан. Концентрация, равная 1 млн-1,соответствует: 1 млн-1С1, для метана СН4;2 млн-1С1 для этана С2Н6;3 млн-1С1 для пропана С3Н8и т.д.

3.9 сходимость: Степеньблизости результатов, полученная при повторных измерениях через короткиепромежутки времени без регулировки средств измерений.

3.10 разрешение: Наименьшееобнаруживаемое изменение измеряемой величины.

3.11 чувствительность: Изменениевыходного сигнала средства измерения при изменении концентрации анализируемогокомпонента.

3.12 стабильность (дрейфградуировочной характеристики): Изменение с течением времени выходного сигналаот градуировочной смеси того же состава.

3.13 чувствительность киндивидуальным углеводородам: Разный выходной сигнал (в пересчете на метан)на ту же концентрацию углеводородов различных классов.

3.14 нулевой воздух: Бинарнаясмесь кислорода и азота в том же соотношении, что и в чистом атмосферномвоздухе.

3.15 дрейф нуля: Отклонениево времени от нуля показаний средства измерения при анализе пробы, в которойотсутствует анализируемый компонент.

3.16 нулевой газ: Газ,используемый для установки или регулировки нуля показаний средства измерения.

4 Условные обозначения

Обозначения величин, используемыхв настоящем стандарте, и единицы измерений приведены в таблице 1,символы для компонентов выбросов - в таблице 2.

Таблица 1 - Обозначения и единицы измерения

Обозначение

Величина

Единица измерения

En

Низшая теплота сгорания топлива

кДж/кг

Е

Характеристика выбросов

-

EMi

Характеристика выбросов: масса компонента i, содержащаяся в 1 м3 отработавшего газа при 0 °С и 101,3 кПа

мг/м3

EMi, 15, dry

Характеристика выбросов: масса компонента i в 1 м3 «сухого» отработавшего газа при 0 °С и 101,3 кПа, приведенная к стандартизованному содержанию кислорода, 15 %1)

мг/м3

EMi,F

Характеристика выбросов: массовый расход компонента i на единицу тепловой мощности газотурбинной установки

г/ГДж

EMi, P

Характеристика выбросов: массовый расход компонента i на единицу мощности газотурбинной установки

г/кВт ч

ЕР

Характеристика выбросов для твердых частиц (аналогичная EMi)

мг/м3

ES

Характеристика выбросов для дыма (число Бахараха, см. 5.2)

-

EV

Характеристика выбросов: концентрация компонента i в отработавшем газе

см3/см3

EVi, 15, dry

Характеристика выбросов: концентрация компонента i в «сухом» отработавшем газе, приведенная к стандартизованному содержанию кислорода, 15 %1)

см3/см3

т

Масса

кг

М

Молярная масса

кг/кмоль

Mtot

Суммарная молярная масса

кг/кмоль

п

Количество вещества (число киломолей)

кмоль

ni

Количество компонента i (число киломолей компонента i)

кмоль

ntot

Суммарное количество компонентов (суммарное число киломолей)

кмоль

Р

Мощность на валу газотурбинной установки

кВт

qm

Массовый расход

кг/с

qv

Объемный расход

м3

Vi

Объем компонента i

м3

Vтп

Молярный объем

м3/кмоль

Vп, dry

Объем «сухого» отработавшего газа при нормальных условиях2)

м3

Vn, 15, dry

Объем «сухого» отработавшего газа при нормальных условиях, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15 %1)

м3

Vп, wet

Объем «влажного» отработавшего газа при нормальных условиях

м3

Vtot

Полный объем компонентов

м3

xi

Парциальное содержание компонента i, равное пi/ntot

-

z

Предельное число

-

Z

Коэффициент сжимаемости газа

-

p

Плотность

Кг/м3

ppa

Плотность твердой частицы

Кг/м3

φCO2, dry

Концентрация СО2 в «сухом» отработавшем газе

%

φCO2, stoich, dry

Концентрация СО2 в «сухом» отработавшем газе при стехиометрическом сжигании топлива

%

φH2O

Концентрация паров воды в отработавшем газе

%

φi, dry

Концентрация компонента i в «сухом» отработавшем газе

см3/см3

φi, wet

Концентрация компонента i во «влажном» отработавшем газе, равная Vi/Vto

см3/см3

φO2, dry

Концентрация О2 в «сухом» отработавшем газе

%

1) В настоящем стандарте концентрацию О2, равную 15 % (по ИСО 2533), используют в качестве стандартизованного содержания кислорода в отработавшем газе. По согласованию допускается иное значение для стандартизованного содержания О2.

2) Нормальными условиями считают давление РH = 101,3 кПа, температуру tH = 0 °С.

Таблица 2 - Химические символыдля веществ, присутствующих в отработавших газах

Химический символ

Наименование вещества

Химический символ

Наименование вещества

СО

Оксид углерода

NOx

Сумма оксидов азота

СО2

Диоксид углерода

O2

Кислород

Н2О

Вода

SO2

Диоксид серы

N2

Азот

SO3

Триоксид серы

NН3

Аммиак

SOx

Сумма оксидов серы

NO

Оксид азота

CH

Несгоревшие углеводороды

NO2

Диоксид азота

VOCs

Летучие органические вещества

5 Условия проведенияиспытаний

5.1 Газотурбинная установка и топливо

В документации нагазотурбинную установку по измерениям выбросов вредных веществ указываютследующую информацию:

- предприятие-изготовитель;

- тип;

- мощность, массовый расходотработавшего газа и (или) расход топлива для условий, при которых измеряютвыбросы вредных веществ;

- внешние условия, т.е.давление, температуру и влажность окружающего воздуха;

- характеристики топлива;

- задействованное оборудование,являющееся частью газотурбинной установки и влияющее на выбросы вредныхвеществ, например каталитические преобразователи (нейтрализаторы), впрыск водыили пара, охладители испарительного типа, конденсаторы (с указаниемсоответствующих параметров).

Примечание -Поскольку на выбросы вредных веществ влияют характеристики топлива (напримерсодержащийся в топливе азот), для последних указывают химический и фракционныйсостав, температуру разгонки, физические свойства (плотность, вязкость), высотунекоптящего пламени и т.д.

5.2 Измеряемые величины

При определении выбросоввредных веществ измерению подлежат:

- для газовых компонентов:величины φi, wet илиφi, dry,

- для дыма: значения ES илииная характеристика дымности по согласованию;

- для твердых частиц (если такие измерениятребуются): значение ЕР во «влажном» отработавшем газе.

5.3. Стандартные условия

В качестве стандартныхусловий измерений выбросов вредных веществ принимают (ИСО 2314):

- давление                                    101,3 кПа;

- температуру                              15 °С;

-относительную влажность      60 %.

Примечание - Дляхимических расчетов в качестве стандартной принимают температуру 0 °С.

6. Измерения

6.1 Определение составляющихвыбросов вредных веществ

Составляющие выбросоввредных веществ определяют или рассчитывают указанными ниже методами:

сумму NOx в пересчете на NO2 измеряют по 7.2;

СО и СО2 измеряютпо 7.3;

SO2 измеряют по 7.4;

SO3 - рекомендуемый метод неустановлен;

сумму SOX в пересчете на SO2 рассчитывают, исходя изсодержания серы в топливе;

Н2О измеряют илирассчитывают (по уравнению горения с учетом влажности воздуха);

СН измеряют по 7.5;

VOCS измеряют по 7.5;

NH3 измеряют по 7.6;

О2 измеряют по 7.7, допускаетсяпо согласованию расчетный метод;

дым измеряют по 7.8;

твердые частицы измеряют по 7.9;твердые частицы, поступающие с воздухом на вход в газотурбинную установку,должны быть исключены из измеренной концентрации частиц в отработавшем газе,если их доля в этой концентрации значительна.

Примечание - Необходимость раздельного определения NO и NO2 определяют посогласованию между заинтересованными сторонами. Сведения о составляющихвыбросов вредных веществ приведены в приложении Б.

6.2Организация измерений

6.2.1 Общие положения

Система измерений включаеттри основных элемента:

а) зонд для отбора пробы;

б) систему транспортировки икондиционирования пробы;

в) аналитические приборы исистему обработки данных.

Измерения проводят принепрерывном отборе представительной пробы отработавшего газа. По согласованиюмежду заинтересованными сторонами допускается дискретный (не непрерывный) отборпроб.

В газотурбинной установкеместо отбора пробы определяют:

- моделированием течения,т.е. имитацией линий тока газа с учетом препятствий, расхода газа, режиматечения (турбулентного или ламинарного) и т.п.;

- определением поля скоростив выходном канале с выбором в этом поле представительных точек для отбора пробыгаза;

- согласованием на основеимеющегося опыта.

Отбор пробы в единственномсечении, не требующий переналадки системы отбора проб в ходе испытаний, обычно являетсяприемлемым при измерении выбросов для газотурбинной установки, как призадействованном дополнительном оборудовании (5.1),так и без него. Сечение отбора пробы выбирают как можно ближе к выходномусечению двигателя. В случае, если газотурбинная установка оборудована системамирегенерации тепла, дожигания, разбавления, нейтрализации NOX и т.п., сечение отбора пробы определяют по согласованию междузаинтересованными сторонами.

Не допускается отбор проб всечении выброса отработавшего газа в атмосферу, поскольку при этом возможноподмешивание к пробе атмосферного воздуха.

6.2.2 Зонд для отбора проб

Зонд для отбора проб долженобеспечивать представительную пробу отработавшего газа. Для полученияпредставительной пробы рекомендуется применять многоточечный усредняющий зондпри расположении приемных отверстий в зонах равной площади с охватом всегопоперечного сечения выхлопного трубопровода (по ГОСТ17.2.4.06). Независимо от типа используемого зонда необходимо доказать, чтопредставительность пробы отработавшего газа действительно обеспечивается. Еслидля доказательства представительности используется отбор проб из различныхточек сечения с помощью перемещаемого зонда (траверсирование) зонд долженобеспечивать полный охват выхлопа, т.е. его длина должна быть достаточной длятраверсирования всего сечения выхлопного трубопровода. Процедурутраверсирования устанавливают по согласованию между заинтересованнымисторонами.

Зонд для отбора проб ииспользуемый вакуумный насос должны обеспечивать непрерывную подачудостаточного количества отработавшего газа в газоанализаторы.

6.2.3 Систематранспортировки пробы

Пробы для измеренияконцентрации газообразных компонентов, твердых частиц и дыма транспортируют поотдельным линиям (магистралям). По согласованию допускается для газообразныхкомпонентов и дыма использовать общую магистраль.

Схема системы измеренияконцентрации газообразных компонентов приведена на рисунке 1. Прииспользовании альтернативных средств измерений допускается модификация схемысистемы измерений.

При транспортировке пробы взависимости от принципа работы газоанализатора обеспечивают следующие условия:

- для предотвращенияконденсации компонентов магистраль нагревают до температуры, которая должнабыть не менее чем на 10 °С выше температуры конденсации отработавшего газа;так, при сжигании природного газа или легких углеводородных топлив ссодержанием серы менее 1 % (по массе) температура магистрали должна быть нениже 150 °С;

- температуру магистралиподдерживают постоянной в пределах ± 5 °С;

- при пропускании пробычерез осушитель (водоотделитель) температура магистрали должна быть равнатемпературе осушителя;

- рекомендуетсятермостатировать при указанной температуре все оборудование, включая насосы.

1 - пробоотборный зонд; 2 - подвод газа дляпроверки системы; 3 - магистраль для транспортировки пробы; 4 - фильтр;5 - насос для прокачки пробы; 6 - регулятор противодавления; 7- конвертер NO2NO; 8 - подвод газа для градуировкисредств измерения; 9 - осушитель пробы (холодильник, функционирует при≤ 3 °С); 10 - газоанализатор; 11 - термостатируемая(обогреваемая) часть системы; 12 - насос для продувки системы (еслинеобходимо); 13 - конвертер SOX SO2; 14 - влагоуловитель (отстойник)

Примечание - Концентрацию NOX допускается измерять как в осушенной, так ив неосушенной пробе.

Рисунок 1 - Схемасистемы измерения концентраций газообразных компонентов выброса

Магистраль длятранспортировки пробы должна отвечать следующим требованиям:

- все участки магистралидолжны сохранять работоспособность при нагреве ее до указанных выше температур;

- все участки магистрали исоединения должны быть герметичными;

- материалы, контактирующиес пробой, не должны вступать в химические реакции с отработавшим газом (напримернержавеющая сталь или тефлон);

- при изготовлениимагистрали из тефлона рекомендуется провести ее очистку продувкой азотом (дляудаления остатков растворителей, использующихся в процессе изготовления); припродувке магистраль нагревают до указанных выше температур;

- время транспортировкипробы от зонда до средства измерения не должно превышать 30 с.

При использовании длинныхмагистралей устанавливают дополнительный прокачивающий насос, обеспечивающийотбор и транспортировку достаточного количества отработавшего газа вгазоанализаторы.

6.2.4 Средства измерения

Средства измерения длярегулирования расхода пробы комплектуют клапанами, расходомерами и т.п., укоторых материал, контактирующий с пробой, должен быть стойким к коррозии(например нержавеющая сталь или тефлон). Температуру пробы поддерживают науказанном выше уровне, позволяющем предотвратить конденсацию компонентов пробы.

Проверка средств измерения -в соответствии с разделом 7.

6.3 Проведение испытаний,расчеты, отчет по результатам испытаний

Концентрации вредных веществизмеряют после достижения стационарных значений характеристик газотурбиннойустановки (ИСО 2314).

Изменение в процессе испытанийвлагосодержания в атмосферном воздухе, в граммах воды на кг сухого воздуха, недолжно превышать ± 0,5 г/кг. При превышении этого значения допускаетсяиспользовать по согласованию между заинтересованными сторонами расчетныепоправки.

Газоанализаторы градуируютдо и после испытаний.

Систему измерений следуетпроверять перед испытаниями и через равные интервалы времени (в процессеиспытаний). Частота проверки герметичности сборки системы и проверки характеристикиспользуемого оборудования - по инструкциям изготовителя.

При градуировке средствизмерений с дрейфом показаний вследствие изменения температуры их размещают всреде с постоянной температурой (термостатируют).

Измерение концентрацийвредных веществ повторяют не менее трех раз. Регистрацию показаний средствизмерения проводят после их стабилизации. Одновременно регистрируют показаниясредств измерения, относящиеся к характеристикам газотурбинной установки.

По результатам отдельных(повторных) измерений определяют среднеарифметическое значение. Каждоеотдельное измерение представляет собой среднее значение установившейсяконцентрации в течение времени отбора пробы. Время отбора пробы при проведенииотдельного измерения должно быть не менее 1 мин плюс среднее время откликасистемы. При измерении концентрации твердых частиц, если это необходимо дляобеспечения точности по 7.9, время отбора пробы по согласованию междузаинтересованными сторонами увеличивают.

По результатам испытанийсоставляют отчет в соответствии с приложением А. Расчеты,относящиеся к составу пробы, могут выполняться по образцу (алгоритму),приведенному в приложении А. Пояснения к приложению Априведены в разделе 9.

7Средства измерения

7.1 Типы средств измерения

Рекомендуемые типы средств иметоды измерения концентраций компонентов отработавшего газа приведены втаблице 3.По каждому компоненту для типа средств и методу измерения, указанным в таблице 3,требования к характеристикам приведены в 7.2 - 7.9. По согласованию междузаинтересованными сторонами допускается использовать средства и методыизмерения, не включенные в таблицу 3.

Таблица 3 - Типы средств (методы) измерения

Компонент отработавшего газа

Тип средства (метод) измерения

NOX

Хемилюминесценция (CL) или недисперсионная спектрофотометрия в инфракрасной области (NDIR), или недисперсионная спектрофотометрия в ультрафиолетовой области (NDUV)

СО

NDIR

СO2

NDIR

SO2

NDIR или NDUV, или флуоресценция в ультрафиолетовой области (PUVF)

СН

Ионизация пламени (FID)

VОС3

Газовая хроматография (GC)

NH3

Хемилюминесценция1) или спектрофотометрия

Дым

Методы Бахараха (ИСО 5063) или измерение оптической плотности газа

Твердые частицы

Гравиметрический или оптический метод

O2

Парамагнитная ячейка (РМС) или электрохимическая ячейка, циркониевая ячейка

1) После окисления аммиака.

7.2 Газоанализаторы NOX

7.2.1 Метод измерения

Концентрацию NOX измеряют регистрацией хемилюминесцентного излучения, испускаемого прихимической реакции между NO и О3. Так какметод не реагирует на NO2, то для измеренияконцентрации NOX пробу пропускают через конвертер,преобразующий NO2 в NO. При измерениях регистрируюткак исходную концентрацию NO в пробе, так и суммарную(после конвертера) концентрацию NO. Таким образом,концентрация NO2 может быть получена вычитанием исходнойконцентрации NO из суммарной. Обязательным является толькоизмерение концентрации NOX.

7.2.2Требования к характеристикам газоанализатора NOX

Основные характеристикигазоанализатора NOX должны соответствовать требованиям,приведенным в таблице 4 (если условия эксплуатации газоанализатора соответствуютуказанным изготовителем).

Таблица 4 - Требования к основным характеристикам газоанализатора NOX

Характеристика

Требование

Разрешение

Менее, 0,5 % диапазона измерений или менее 1 млн-1

Сходимость

Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Стабильность

За двухчасовой период: менее + 2 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Дрейф нуля

За двухчасовой период: менее 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Случайная составляющая основной погрешности

При 0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Влияние неизмеряемых компонентов

Относительное изменение показаний, обусловленное наличием СО2 и паров воды, должно быть:

- менее 0,2 % на 1 % объемной доли СО2;

- менее 0,5 % на 1 % объемной доли паров воды.

Если одно или оба условия не выполняются, то определяют и указывают в технической документации соответствующие поправочные коэффициенты

Время установления показаний

Не более 10 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения

Линейность

Линейность показаний проверяют в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

Конвертер

Конвертер конструируют и эксплуатируют так, чтобы свести к минимуму наличие NO2 в пробе перед измерением содержания NOX и исключить влияние конвертера на исходную концентрацию NO в пробе. КПД конвертера

η = 100[φ΄NO - φNO] / φNO2 ≥ 90 %,

где φ NO - исходная концентрация NO в пробе, φ΄NO - концентрация NO после конвертера. Это значение КПД используют для корректировки измеренной концентрации NO2 в пробе, равной [φ΄NO - φNO], чтобы получить значение концентрации NO2, соответствующее КПД = 100 %.

7.3 Газоанализаторы СО иСО2

7.3.1 Метод измерения

Концентрации СО и СО2измеряют методом недисперсионной инфракрасной спектрофотометрии (NDIR). Вгазоанализаторах этого типа используют дифференциальный принцип с измерением разностипоглощения энергии от инфракрасного источника излучения в двух параллельныхячейках (кюветах): в рабочей (с анализируемой пробой газа) и в эталонной.Требуемый уровень чувствительности достигается изменением размера рабочейкюветы (подбором числа составляющих ее отдельных кювет), или изменениемэлектронной схемы (коэффициента усиления), или обоими способами. Влияниенеизмеряемых компонентов, вызываемое наложением полос поглощения от другихгазов, минимизируют абсорбционными фильтрами для конкретных газов и (или)оптическими фильтрами (последнее предпочтительнее).

7.3.2 Требования кхарактеристикам газоанализаторов СО и СО2.

Основные характеристикигазоанализаторов СО и СО2 должны соответствовать требованиям,приведенным в таблицах 5 и 6 (если условия эксплуатации газоанализаторасоответствуют указанным изготовителем).

Таблица 5 - Требования к основным характеристикам газоанализатора СО

Характеристика

Требование

Диапазон измерений

Регулируемый в пределах объемной доли от 0 до 2500 млн-1

Разрешение

Менее 0,5 % диапазона измерений или менее 1 млн-1

Сходимость

Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 2 млн-1

Стабильность

За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 2 млн-1

Дрейф нуля

За двухчасовой период: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 2 млн-1

Случайная составляющая основной погрешности

0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Влияние неизмеряемых компонентов

Изменение показаний, обусловленное наличием этилена СО2 и паров воды, должно быть:

- менее 500 млн-1 на 1 % объемной доли этилена;

- менее 2 млн-1 на 1 % объемной доли СО2;

- менее 2 млн-1 на 1 % объемной доли паров воды (в случае анализа «влажной» пробы).

Если для СО2 или для паров воды эти условия не выполняются, то определяют и указывают в технической документации соответствующие поправочные коэффициенты

Время установления показаний

Не более 10 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения

Линейность

Линейность показаний проверяют в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

Таблица 6 - Требования к основным характеристикам газоанализатора СО2

Характеристика

Требование

Диапазон измерений

Регулируемый в пределах объемной доли от 0 % до 20 %

Разрешение

Менее 0,5 % диапазона измерений или менее 100 млн-1

Сходимость

Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 100 млн-1

Стабильность

За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 100 млн-1

Дрейф нуля

За двухчасовой период: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 100 млн-1

Случайная составляющая основной погрешности

0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ±100 млн-1

Влияние неизмеряемых компонентов

Изменение показаний, обусловленное наличием паров воды, должно быть менее 20 млн-1 на 1 % объемной доли паров воды (анализ «влажной» пробы)

Время установления показаний

Не более 10 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения

Линейность

Линейность показаний проверяют в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

7.3.3 Специальные требованиядля газоанализаторов СО и СО2.

7.3.3.1 Требования кусловиям эксплуатации

Предпочтительным являетсяанализ предварительно осушенной («сухой») пробы. Давление пробы на входе в газоанализаторизмеряют и поддерживают постоянным в пределах 0,2 кПа в течение времениградуировки и испытаний. Допускается использование газоанализаторов СО и СО2последовательно с газоанализаторами SO2 и (или) О2 вовсех случаях, когда измеряются концентрации этих компонентов.

7.3.3.2 Требования ктемпературе пробы

При измерении концентрацииСО и СО2 в «сухой» пробе температура кюветы с пробой вгазоанализаторе должна быть не ниже 40 °С с погрешностью ± 2 °С. Посогласованию допускается при использовании легкого углеводородного топливаанализировать неосушенную («влажную») пробу. В этом случае температура кюветы спробой (и элементов, контактирующих с пробой на участке неосушенной пробы)должна быть не ниже 50 °С с точностью ± 2 °С. На влияние паров воды вводятпоправки.

7.4Газоанализатор SOX

7.4.1 Метод измерения

Концентрацию SOX рекомендуется вычислять по результатам анализа состава топлива приусловии, что вся содержащаяся в топливе сера полностью окисляется до SO2.

Измерения проводят, если ожидаемаяконцентрация SO2 превышает нижний предел обнаружения,соответствующий 3,4 мг SO2 на 1 м3 «сухого»отработавшего газа. Концентрацию SO2 измеряют методомнедисперсионной инфракрасной спектрофотометрии (NDIR) или методомнедисперсионной ультрафиолетовой спектрофотометрии (NDUV).

7.4.2Влияние неизмеряемых компонентов

При измерениях методом NDIR напоказания газоанализатора влияет присутствие в пробе СО2, паров водыи углеводородов. При измерениях методом NDUV на показаниягазоанализатора влияет только присутствие углеводородов.

7.4.3 Требования кхарактеристикам газоанализатора SO2

Основные характеристикигазоанализатора SO2 должны соответствовать требованиям, приведенным втаблице 7(если условия эксплуатации газоанализатора соответствуют указаннымизготовителем).

Таблица 7 - Требования к основным характеристикам газоанализаторов SO2

Характеристика

Требование

Диапазон измерений

Регулируемый в пределах объемной доли от 0 до 1000 млн-1, минимальный диапазон от 0 до 50 млн-1

Разрешение

Менее 0,5 % диапазона измерений или менее ± 2 млн-1

Сходимость

Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ±1 млн-1

Стабильность

За двухчасовой период: менее ± 3 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Дрейф нуля

За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1

Случайная составляющая основной погрешности

0,5 Гц и более: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 0,05 млн-1

Влияние неизмеряемых компонентов

Относительное изменение показаний, обусловленное наличием СО2, паров воды и углеводородов, должно быть:

- менее 1 % на 1 % объемной доли СО2;

- менее 2 % на 1 % объемной доли паров воды;

- менее 1 % на каждые 10 млн-1 углеводородов (суммарное влияние должно быть менее 4 %).

Наибольшее влияние на показания оказывает присутствие воды. Для поддержания постоянного содержания воды в пробе давление в холодильнике поддерживают с погрешностью ± 0,2 кПа. Чтобы исключить влияние аммиака на установках, имеющих в своем составе каталитические нейтрализаторы NOX(SCR), концентрацию SO2 измеряют до подмешивания аммиака1)

Время установления показаний

Не более 50 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения

Линейность

Линейность показаний проверяют со смесью SO2 и N2 в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

1) При использовании метода NDIR учитывают влияние всех трех неизмеряемых компонентов (7.4.2). При использовании метода NDUV учитывают только влияние углеводородов. Если для любого из трех компонентов условия не выполняются, то определяют и указывают в технической документации поправочные коэффициенты.

7.5Анализатор углеводородов

7.5.1 Метод измерения

Концентрацию несгоревших ичастично сгоревших углеводородов (включая все углеводородные компоненты) измеряютдетектором ионизации пламени. При сжигании в специальном контролируемом факелепламени содержащихся в пробе несгоревших газообразных углеводородов происходитих ионизация с числом ионов, пропорциональным числу разорванныхуглеродно-водородных связей. Метод обеспечивает получение суммарнойконцентрации всех углеводородов, присутствующих в пробе. В случае установлениятребований, относящихся к летучим органическим соединениям, необходимаинформация о содержании конкретных углеводородов, чтобы исключить не входящие вкатегорию VOCs.

Примечание - Принекоторых обстоятельствах фоновая концентрация углеводородов в окружающей средеможет быть значительной, в том числе выше измеряемой в отработавшем в турбинегазе. Фоновую концентрацию контролируют отбором тем же зондом проб окружающеговоздуха до и после проведения очередных испытаний газотурбинной установки. Еслифоновая концентрация значительна и желателен ее параллельный контроль в ходеиспытаний, то предусматривают дополнительную обводную линию для отбора пробвоздуха в непосредственной близости от входа в установку. Углеводородыанализируют во «влажной» пробе при температуре необогреваемого трубопровода.

7.5.2 Требования кхарактеристикам анализатора углеводородов

Основные характеристикианализатора углеводородов должны соответствовать требованиям, приведенным втаблице 8(если условия эксплуатации анализатора соответствуют указанным егоизготовителем).

Таблица 8 - Требования к основным характеристикам анализаторауглеводородов

Характеристика

Требование

Диапазон измерений

Регулируемый в пределах объемной доли от 0 до 1500 млн-1C1, минимальный диапазон от 0 до 10 млн-1C1.
 Рекомендуется иметь в анализаторе достаточное число отградуированных диапазонов измерений, так как для уменьшения погрешности измерение концентрации углеводородов должно проводиться при показаниях анализатора не менее 50 % той части диапазона, которая обеспечена градуировкой. Например если диапазон от 0 до 100 млн
-1C1 отградуирован газом с концентрацией 60 млн-1C1, то часть диапазона, обеспеченная градуировкой и обозначаемая далее FSD, составит 60 % диапазона. Следовательно, в этом диапазоне измерения следует проводить при показаниях анализатора не менее 30 % диапазона

Разрешение

Менее 0,5 % диапазона измерений или менее 0,5 млн-1C1

Сходимость

Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 0,5 млн-1C1

Стабильность

За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 1 млн-1C1

Дрейф нуля

За двухчасовой период: менее ± 1 % FSD или менее ±0,5 млн-1C1

Случайная составляющая основной погрешности

0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 0,5 млн-1C1

Влияние неизмеряемых компонентов

По 7.5.3

Время установления показаний

Не более 10 с с момента поступления пробы в анализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного показания

Линейность

Линейность показаний проверяют со смесью пропана и воздуха в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

7.5.3 Влияниенеизмеряемых компонентов конкретных углеводородов Необходимо соблюдатьследующие требования:

7.5.3.1 В качестве топливадля факела пламени в анализаторе используют стандартную смесь из 40 % водородаи 60 % гелия, что позволяет уменьшить погрешность измерений, обусловленнуюнеодинаковыми концентрациями кислорода и неодинаковым ассортиментом конкретныхуглеводородов в отработавшем газе на разных режимах эксплуатации газотурбиннойустановки. Вместо гелия допускается использовать азот. В воздухе для факелапламени в анализаторе объемная доля примеси органических веществ(представленных как СН4) должна быть менее 10 % FSD потаблице 8,но не более 10 млн-1C1. Рекомендуется использоватьнулевой воздух.

7.5.3.2 Относительноеизменение показаний, обусловленное влиянием концентрации кислорода в пробе,определяют сравнением показаний, полученных при концентрации углеводородов 500млн-1C1, сначала в нулевом воздухе,а затем в азоте (например 500/3 млн-1 пропана в смеси с нулевымвоздухом и в смеси с азотом).

Допустимое изменениепоказаний - менее 2 %.

7.5.3.3 Относительноеизменение показаний, вызванное вариацией в ассортименте конкретныхуглеводородов, определяют сравнением показаний, полученных со следующими газовымисмесями:

а) 500 млн-1C1 пропана в нулевом воздухе;

б) 500 млн-1C1 пропилена в нулевом воздухе;

в) 500 млн-1C1 толуола в нулевом воздухе;

г) 500 млн-1C1 n-гексана в нулевом воздухе.

Допустимое изменениепоказаний (в млн-1C1) - менее 5 %.

7.5.4 Определение летучихорганических соединений

7.5.4.1 Общие положения

В случае предъявлениятребований, ограничивающих выбросы летучих органических соединений (VOCs),определяют суммарную концентрацию несгоревших углеводородов, из которойвычитают концентрации метана (СН4) и этана (С2Н6).Указанное вычитание может быть проведено автоматически, если детектор ионизациипламени (FID) использовать в комбинации с газовым хроматографом(GC), как указано ниже.

7.5.4.2 Непосредственноеопределение VOCs.

На автоматизированном GC изпробы выделяют две части: воздух и сумму метана и этана, после чего проводятобратную промывку колонки, что позволяет получить третью часть пробы,включающую все VOCs, суммарную концентрацию которых определяютпропусканием этой части пробы через FID. Так как метан, этан и VOCsотделены от воздуха, то не возникает проблемы влияния кислорода. Для ускоренияразделения компонентов допускается использовать две колонки с соответствующимпереключением подачи пробы. Данный вариант определения VOCs рекомендуется, когданеобходимо контролировать и СН, и VOCs.

7.5.4.3 Определение VOCsвычитанием

Альтернативный вариантопределения VOCs предусматривает параллельное использование GC дляопределения доли метана и этана в пробе и FID для определения суммарнойконцентрации СH. Суммарную концентрацию VOCs получают вычитанием метанаи этана из СН.

7.6 Анализатор NH3

В случаях, когда NH3 присутствует в отработавшемгазе, например при использовании каталитических нейтрализаторов оксидов азота (SCR), егоконцентрацию измеряют.

7.6.1 Метод измерения

Концентрацию NH3 измеряют анализаторами типаCL (хемилюминесценция - по 7.2) с двумя разными конвертерами. Метод основанна неодинаковом поведении NH3 в конвертере в зависимостиот его температурного режима. В конвертере из нержавеющей стали рабочуютемпературу поддерживают на уровне 700 °С. При этой температуре содержащийся впробе NH3 полностью окисляется в NO в соответствии с реакцией

4NH3 + 5О2 → 4NO + 6Н2О                                                 (1)

(вследствие этого конвертер из нержавеющей стали недолжен использоваться для измерения концентрации NOX в пробе, если в нейсодержится NH3). В конвертере из графита рабочую температуруподдерживают на уровне 300 °С. При такой температуре NH3 не окисляется, и NOобразуется только из NO2 в соответствии с реакцией

N02 + С→ NO + CO.                                                           (2)

Схема измерения концентрацииNH3 с использованием двух конвертеров (и одногогазоанализатора CL) приведена на рисунке 2. Альтернативный вариант -схема, в которой каждый из конвертеров укомплектован отдельным газоанализаторомCL.

Разница в измеренныхгазоанализатором CL концентрациях NO с двумя различнымиконвертерами позволяет в соответствии с формулами (1) и (2) определить концентрацию NH3.

7.6.2 Требования кхарактеристикам анализатора NH3

Метод определения NH3 основан на использованиидвух разных конвертеров (рисунок 2). Основные характеристики конвертеров игазоанализатора CL должны соответствовать требованиям 7.2.2.Конструкция конвертера из нержавеющей стали должна обеспечивать с высоким КПДокисление NH3 и преобразование содержащегося в пробе NO2 в NO.

1 - конвертер; 2 - влагоотделителъ с холодильником; 3 - конвертериз графита

А - измерение концентрации NОX; В - измерение концентрации NO; С - измерение концентрации NOX + NH3.

Концентрация NO2 равна А - В. Концентрация МО3 равна С - А.

Рисунок 2 - Схема измеренияконцентрации NH3

1 - камера измерений; 2 - микродатчик расхода; 3 - капилляры; 4- электромагнит

Рисунок 3 - Типовая функциональная схемаанализатора O2

7.6.3 Корректировкарезультатов измерений концентрации NH3

Если измеренные концентрацииNH3 близки к предельно допустимым, результаты должныбыть откорректированы (аналогично таблице 4), чтобы они соответствовалиКПД конвертера 100 %. КПД конвертера равен

ηNH3 =100 [φ΄NO - φNO] / φNH3                                                                                      (3)

или

ηNO2= 100 [φ΄NO - φNO] / φ NO2,                                                  (4)

где φNO - исходная концентрация NO впробе;

φ΄NO- концентрация NO после конвертера.

7.7 Анализатор О2

7.7.1 Метод измерения

Концентрацию кислородаизмеряют на основе парамагнитного принципа. Молекулы кислорода вследствие своихмагнитных свойств увлекаются в неоднородном магнитном поле в направленииувеличения напряженности поля. Когда два газовых потока с разным содержанием О2пропускают через магнитное поле, возникает перепад давления. Приизмерении концентрации О2 в пробе отработавшего газа в качествеэталонного газа используют смесь О2 и N2 с объемной долей кислорода20,95 %. Эталонный газ и пробу вводят в измерительную магнитную камеру по двумканалам (рисунок 3). Так как оба канала соединены между собой, товозникший перепад давления Δp, пропорциональныйсодержанию O2 в пробе, создает переток газа между каналами.Микродатчик расхода перетекающего газа формирует соответствующий электрическийсигнал.

7.7.2 Требования кхарактеристикам анализатора О2 Основные характеристики анализатора О2должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 9 (еслиусловия эксплуатации анализатора соответствуют указанным изготовителем).

Таблица 9 - Требования к основным характеристикам анализатора О2

Характеристика

Требование

Диапазон измерений

Регулируемый в пределах объемной доли от 0 % до 25 %

Разрешение

Менее ± 0,2 % диапазона измерений или менее объемной доли ± 0,5 %

Сходимость

Менее ± 0,2 % диапазона измерений или менее объемной доли ± 0,05 %

Стабильность

За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее объемной доли ± 0,05 %

Дрейф нуля

За двухчасовой период: менее ± 0,2 % диапазона измерений или менее объемной доли ± 0,05 %

Случайная составляющая основной погрешности

0,5 Гц и более: менее ± 0,2 % диапазона измерений или менее объемной доли ± 0,05 %

Влияние неизмеряемых компонентов

См. 7.7.3

Время установления показаний

См. 7.2.2

Линейность

См. 7.2.2

7.7.3Специальные требования

Большинство газов проявляет магнитныесвойства, что может повлиять на результаты измерения концентрации кислорода.Это влияние на общую погрешность измерений может быть учтено по согласованиюмежду заинтересованными сторонами.

7.8Средства измерения дымности

7.8.1 Метод измерения

Для определения дымностиотработавшего газа используют метод Бахараха по ИСО 5063, который не требуетизмерения концентрации твердых частиц.

Дымность характеризуютчислом дымности (числом Бахараха) и определяют по плотности дымного пятна нафильтре с диапазоном шкалы чисел дымности от 0 до 9 (связь между уменьшениемчисла дымности и снижением дымления - логарифмическая).

7.8.2 Оборудование

7.8.2.1Насос (ручной) - за одну операцию должен обеспечивать прокачивание (отсос) 160см3 + 5 % отработавшего газа через рабочую часть поверхности фильтра(диаметром 6 мм, т.е. приблизительно 570 см3 + 5 % газа на 1 см2рабочей части поверхности фильтра). Ход поршня насоса должен быть около 200 мм.

Примечания

1 Если температура пробы отличается отнормальной (таблица 1), измеренное число дымности приводят кнормальному значению удельного объема пробы (570 см3 на 1 см2рабочей части поверхности фильтра) по корректировочной кривой: число дымности вфункции объема пробы, приведенного к нормальным условиям с использованиемизмерений температуры пробы.

2 Зажимное устройство, в которое вставляетсяфильтр, должно обеспечивать достаточную герметичность для предотвращенияконденсации газа при прокачке пробы насосом.

3 Допускается проводить отбор пробы с помощьюэлектромеханического насоса.

7.8.2.2 Пробоотборная трубка- наружным диаметром 6 мм по 7.8.2.1.

7.8.2.3 Фильтровальная бумага- с коэффициентом отражения (85 ± 2,5) %, определенным фотометрическимспособом, с размещением фильтровальной бумаги на белой поверхности скоэффициентом отражения ≥ 75 %. При пропускании чистого воздуха черезновую фильтровальную бумагу со скоростью 3 дм3/мин на 1 см2рабочей части поверхности фильтра перепад давления на фильтре должен быть вдиапазоне 2-10 кПа.

7.8.2.4 Стандартная сераяшкала - с 10 градациями, равномерно распределенными от белого до темно-серогоцвета и соответствующими числам дымности от 0 до 9. Шкала наносится печатью(или иным методом) на бумажную или пластиковую основу, коэффициент отражениякоторой (85 ± 2,5) % определяют фотометрическим методом. Увеличение на однуединицу числа дымности соответствует уменьшению коэффициента отражения на 10 %,т.е. число дымности 0 соответствует коэффициенту отражения для бумажной илипластиковой основы шкалы, а, например, число дымности 6 соответствуетуменьшению коэффициента отражения на 60 %. Для данной градации разброслокальных значений коэффициента отражения в каждой точке должен быть не более 3%. Если шкала защищена прозрачной пластиковой пленкой, то затемненное пятно нафильтре при сопоставлении с градациями на стандартной шкале рассматриваетсячерез пленку той же толщины. Диаметр градаций на стандартной шкале должен бытьприблизительно 20 мм; диаметр центрального круглого окна на каждой градации - 6мм.

7.8.3 Процедура определениячисла дымности

Число дымности определяют вследующей последовательности:

а) вставляют в зажимноеустройство бумажный фильтр, затягивают зажимы;

б) вводят пробоотборнуютрубку в поток отработавшего газа перпендикулярно к его направлению и проверяютотсутствие подсоса воздуха между пробоотборной трубкой и стенкой выхлопноготрубопровода (из которого осуществляется отбор пробы);

в) проводят отбор (отсос)пробы насосом;

г) извлекают пробоотборникиз потока, освобождают фильтр из зажимного устройства;

д) помещают фильтр позадистандартной шкалы, через центральные окна шкалы сравнивают визуально рабочеепятно на фильтре с каждой из градаций серой шкалы, отмечают число дымности,соответствующее градации, наиболее близкой по цвету к пятну на фильтре, винтервале чисел дымности от 0 до 4 оценивают с возможной точностью в десятыхдолях промежуточные значения;

е) проводят достаточноечисло отборов в разных позициях пробоотборника внутри выхлопного трубопровода,чтобы убедиться в представительности полученных результатов.

7.9Средства измерения для твердых частиц

7.9.1 Введение

Измерение концентрациитвердых частиц, необходимость которого определяют по согласованию междузаинтересованными сторонами, проводят с учетом рассмотренных ниже требований.

Концентрацию твердых частицв отработавшем газе, а также в воздухе, поступающем на вход газовой турбины,определяют весовым методом. Отбирают представительную пробу из общего потокагаза/воздуха, содержащего частицы. Частицы сепарируют из пробы,аккумулированную массу частиц взвешивают и соотносят с количеством отобранногогаза/воздуха.

Допускается также измерятьоптическую плотность газа или рассеянную составляющую потока света длянепрерывного контроля выброса твердых частиц, но с учетом того, что связь междумассой частиц и характеристиками пропускания или рассеяния света зависит отразмера частиц, их формы, распределения частиц по размерам, плотности иоптических свойств материала частиц. Эти методы требуют предварительнойградуировки в предположении, что свойства частиц при градуировке остаются темиже и при измерениях.

7.9.2 Общая характеристикасистемы отбора и анализа проб

Систему измерения весовойконцентрации твердых частиц монтируют отдельно от системы для газообразныхкомпонентов (6.2). Применяют системулибо с внутренним, либо с внешним (по отношению к газовому каналу) сепараторомчастиц - рисунки 4 и 5.

1 - пробоотборный зонд; 2 - сепаратор; 3 - калено; 4 - пробоотборнаямагистраль с контролируемой температурой; 5 - запорный клапан; 6 -дроссель расходомера; 7 - индикатор расхода; 8 - регуляторотсоса; 9 - эжектор, эксгаустер; 10 - контроль температуры пробы;11 - контроль температуры магистрали; 12 - температурный зонд; 13- зонд давления; 14 - пробоотборник для газовых компонентов; 15 -датчик скорости газа вблизи пробоотборного зонда; 16 - устройствообогрева сепаратора

Рисунок 4 - Система измерениявесовой концентрации твердых частиц (с внутренним сепаратором)

1 - пробоотборный зонд; 2 - колено; 3 - пробоотборнаямагистраль с контролируемой температурой; 4 - сепаратор; 5 -дроссель расходомера; 6 - индикатор расхода; 7 - запорный клапан;8 - регулятор отсоса; 9 - эжектор, эксгаустер; 10 - контрольтемпературы пробы; 11 - контроль температуры магистрали; 12 - температурныйзонд; 13 - зонд давления; 14 - пробоотборник для газовыхкомпонентов эмиссии; 15 - датчик скорости газа вблизи пробоотборногозонда; 16 - устройство обогрева сепаратора

Рисунок 5 - Системаизмерения весовой концентрации твердых частиц (с внешним сепаратором)

Сепаратор представляет собойфильтр. При больших концентрациях частиц требуется предварительная сепарация вустройстве циклонного типа, иначе фильтр будет забит частицами прежде, чемзакончится отбор необходимого количества газа. Фильтрующий материал долженвыдерживать температуру пробы, быть химически устойчивым и иметь достаточномалые поры для полного отфильтровывания частиц.

Нержавеющая сталь не привсех условиях удовлетворяет требованиям коррозионной и термической стойкости.Поэтому такие части системы, как пробоотборник, корпус сепаратора и магистральдля транспортировки пробы от пробоотборника к сепаратору, изготовляют изтермостойкого стекла.

7.9.3 Характеристикиэлементов системы отбора и анализа проб

7.9.3.1 Расположениепробоотборника

Проба считаетсяпредставительной (т.е. имеющей характеристики, идентичные среднимхарактеристикам потока отработавшего газа), если число точек отбора - не менеечетырех на 1 м2 площади поперечного сечения выхлопного трубопроводапри общем числе точек отбора от 12 до 20. Допускается отступать от этоготребования при наличии предварительных проверок или по согласованию междузаинтересованными сторонами. Минимальное расстояние, на которое место отборадолжно отстоять от мест с возмущением потока газа любого типа (изгиб, расширение,сжатие трубопровода и т.д.): 8Dhвниз по потоку или 2Dh вверх по потоку (Dh - гидравлический диаметртрубопровода). Если это требование невыполнимо, допускается уменьшить указанныерасстояния до 2Dhи до 1Dh соответственно, при условии увеличения общего числа точек отбора.

7.9.3.2Пробоотборник

Для отбора проб используютзонды с одним приемным отверстием. Возможные варианты конструкции зонда длятвердых частиц приведены на рисунке 6. Конструкции зонда и системыотбора должны обеспечивать погрешность из-за неизокинетичности отбора пробы неболее ± 10 % для частиц с аэродинамическим диаметром менее 5 мкм. Зондустанавливают параллельно оси потока с отклонением от оси не более ±10°.

d1 - внутренний диаметр приемного отверстия зонда; d2 - внешний диаметрприемного отверстия зонда; deff - эффективный диаметр приемного отверстия зонда

Примечание- Эффективный диаметр deff выбирают в диапазоне 5 мм≤ de{f < 30 мм

Рисунок 6 - Возможные варианты конструкции пробоотборного зонда длятвердых частиц

Эффективный диаметрприемного отверстия зонда (с учетом коэффициента расхода) определяют с учетомобъемного расхода газа. При идеальном изокинетическом отборе (скорость вприемном отверстии зонда v равна скоростиневозмущенного течения в канале w) диаметр deff рассчитывают по формуле

deff = (4qv/πw)0,5,                                                                 (5)

где qv - объемный расходгаза/воздуха, м3/с;

w -скорость газа/воздуха, м/с.

Погрешность из-занеизокинетичности отбора оценивают по диаграмме на рисунке 7 призначении числа Стокса, Stw, вычисляемом по формуле

Stw = (ρС/18μ)х (w/deff),                                              (6)

где  - диаметрчастицы; м;

ρ-плотность материала частицы, кг/м3;

μ - динамическаявязкость газа, Па·с;

w -скорость газа, м/с;

deff - эффективный диаметрприемного отверстия зонда, м;

С - коэффициент проскальзывания.

Рисунок 7 - Эффективность отбора пробы всоответствии с уравнением Беляева - Левина

Поправочный коэффициент С учитывает уменьшениекоэффициента сопротивления частицы в потоке относительно величины, следующей иззакона Стокса. Уменьшение коэффициента сопротивления имеет место, когдаотношение длины свободного пробега молекул к диаметру частицы (٨/ - число Кнудсена) приближается к единице. Коэффициент Свычисляют по формуле

С = 1 + J(٨/),                                                                 (7)

гдефункцию J от числа Кнудсена рассчитывают по формуле

J = 1,764 + 0,562 ехр(- 0,785 / ٨).                                        (8)

7.9.3.3 Транспортировкапробы

Конструкция трубопровода для транспортировки пробы исистемы отбора должна обеспечивать минимально возможные потери твердых частицпри транспортировке вследствие Броуновской диффузии, гравитационного иинерциального оседания на стенках, электростатического осаждения, термофореза ит.п. Как показывает опыт, предпочтительней трубопроводы максимально короткие,вертикально расположенные, с минимальным числом поворотов, заземлениемметаллических участков, минимальными градиентами температуры и каналомдиаметром не менее 5 мм. Возможный вариант пробоотборного зонда и трубопроводас одним поворотом при внутреннем сепараторе твердых частиц показан на рисунке 8.

7.9.3.4 Сепарация частиц

Сепарация твердых частиц из пробы должна быть полной.Рекомендуется использовать в качестве фильтра плотную набивку кварцевых нитейдиаметром не более 10 мкм в патрон из специального стекла. После сепараторарасполагают дополнительный фильтр для задержания оставшегося в пробемелкодисперсного материала.

1 - пробоотборный зонд; 2 - колено; 3 - подсоединениесепаратора; 4 - уплотнение; 5 - корпус фильтра; 6 - патронфильтра; 7 - набивка фильтра (кварцевые нити); 8 - корпуссепаратора

d5 < 50 мм; d6 > 5 мм; d7 = 30 мм (диаметрпатрона); l4 > 2R; l5 = 70 мм (длинапатрона); l6 = 80 мм; l7l6

Примечания

1 Зонд может быть соединен ссепаратором прямой трубой, а изгиб расположен за сепаратором.

2 Длина l1 цилиндрической частиу периферии зонда должна быть l1deff / 2.

Рисунок 8 - Возможный вариант пробоотборногозонда с сепаратором для твердых частиц

7.9.3.5 Проведение измерений

Объемный расход газанепрерывно измеряют расходомерами. Массу твердых частиц определяют взвешиваниемтщательно просушенного фильтрующего материала (вместе с патроном) до и послеотбора пробы. Учитывают также массу частиц, осевших на стенках пробоотборника итранспортной магистрали (7.9.3.3). Взвешивание проводят с точностью до1 % при массе частиц 100 мг и более и до 0,1 мг - при меньшей массе частиц.Объемный расход пробы (при диаметре приемного отверстия пробоотборника по 7.9.3.2)должен обеспечивать аккумуляцию достаточной массы частиц за время отбора пробы,равное 2 ч. Нижняя граница концентрации твердых частиц в газовом потоке,которая может быть определена настоящим методом, должна быть в диапазоне от 1до 5 мг/м3.

8Качество измерений

8.1 Введение

Для обеспечения требуемогокачества измерений должны быть выполнены все требования к конструкции и сборке измерительногооборудования, процедурам градуировки и проведения измерений, изложенные впредшествующих разделах. В качестве дополнительного критерия представительностиотобранной пробы отработавшего газа допускается использовать баланс углерода -сравнение количества углерода, внесенного в газотурбинную установку с топливом,и углерода по данным анализа пробы (без учета углерода, содержащегося в твердыхчастицах).

8.2 Методы градуировки

Градуировку средствизмерений проводят с помощью градуировочных газовых смесей, приготовленных поИСО 6141 с точностью приготовления по таблице 10. Рекомендуется готовитьсмеси градуировочных газов с азотом при уровнях концентрации примерно 30, 60 и90 % используемых диапазонов измерения.

Допускаются двухкомпонентныеградуировочные смеси, содержащие СО и СО2. Трехкомпонентные смеси,содержащие СО, СО2 и С3Н8 в нулевом воздухе,допускаются, если гарантирована стабильность смеси.

Таблица 10 - Точность приготовления градуировочных газовых смесей

Анализатор

Газовая смесь

Границы погрешности1)

СН

Пропан, (10 ± 1) % О2, Nz

± 2 % или ± 0,05 млн-1 2)

СН

Пропан, (20,95 ± 1) % O2, N2

± 2 % или ± 0,05 млн-1 2)

СН

Пропилен в нулевом воздухе

± 2 % или ± 0,05 млн-1 2)

СН

Толуол в нулевом воздухе

± 2 % или ± 0,05 млн-1 2)

СН

n-гексан в нулевом воздухе

± 2 % или ± 0,05 млн-1 2)

СO

CO в N2

± 2 % или ± 2 млн-1 2)

СO2

СО2 в N2

± 1 % или ± 100 млн-1 2)

NOX

NO в N2

± 1 % или ± 1 млн-1 2)

O2

O2 в N2

± 0,2 % или ± 100 млн-1 2)

SO2

SO2в N2

± 1 % или ± 1 млн-1 2)

1) При доверительной вероятности 95 %.

2) В зависимости оттого, что больше.

Нулевым газом для анализаторауглеводородов (для проверки нуля показаний) является нулевой воздух, дляостальных анализаторов - чистый азот. В обоих видах нулевого газа содержаниепримесей должно быть меньше следующих значений:

С         1 млн-1;

СО      1 млн-1;

СО2         100 млн-1;

NOX       1 млн-1;

SO2         1 млн-1.

9 Обработка результатовизмерений

9.1 Общие положения

Газообразные компонентывыбросов считают идеальным газом, для которого молярная концентрацияпропорциональна отношению парциального давления к полному давлению и пропорциональнаобъемной доле. Концентрацию этих компонентов в приведенных ниже формулахпересчета и приведения допустимо выражать также в процентах или в млн-1 (см33).По отношению к числам дымности (числам Бахараха), а также к концентрациитвердых частиц процедуры пересчета (приведения) не применяют.

9.2 Соотношение междуконцентрациями в «сухой» и «влажной» пробах отработавшего газа Измеренияконцентраций относят к «сухой» пробе, если содержавшаяся в пробе вода была допроведения измерений сконденсирована и удалена из пробы. Все другие измерениясчитают проведенными во «влажной» пробе. Разницу между концентрациями в «сухой»и «влажной» пробах рассчитывают по содержанию воды в пробе, которое посогласованию между заинтересованными сторонами либо определяют расчетом, либоизмеряют. В расчетах и измерениях учитывают влажность воздуха на входе вгазотурбинную установку, содержание воды в топливе, воду, образовавшуюся при сгорании топлива,а также впрыск воды или пара. Приведение к «сухой» концентрации φi,dry проводят по формуле

φi, dry - φi wet / (1 - φ).                                                        (9)

где φi wet -концентрация компонента отработавшего газа во «влажной» пробе;

φ- концентрация воды в пробе.

9.3 Приведение к стандартномусодержанию кислорода в отработавшем газе

По ИСО 2533результаты измерений выбросов вредных веществ должны быть приведены кстандартной концентрации свободного кислорода в отработавшем газе, равной 15 %.Если, например, φi, dry - измеренная в «сухой» пробеотработавшего газа концентрация компонента i и φ, dry - действительная концентрациясвободного кислорода в этой пробе, то приведенное к стандартной концентрации О2(15 %) значение выбросов компонента i, характеризуемых объемнойдолей компонента в отработавшем газе («сухом») газотурбинной установки EVi, 15, dry рассчитываютпо формуле

Evi, 15, dry = φi,dry (20,95 - 15) / (20,95 - φ).                                    (10)

Аналогично приводятконцентрации во «влажной» пробе, а также концентрации в «сухой» или «влажной»пробе к другим стандартным концентрациям О2.

9.4 Соотношение междуобъемной и массовой концентрациями в «сухом» отработавшем газе при нормальныхусловиях

Значение выбросов,характеризуемых массовой концентрацией компонента i (мг/м3) в«сухом» отработавшем газе при нормальных условиях и при стандартнойконцентрации О2 (15 %) EMi, 15, dry рассчитывают по формуле

EMi, l5, dry= EVi,15, dry (Mi / Vnm) = EVi, 15, dry Pn,                                           (11)

где значения молярногообъема Vnm, м3/кмоль,молярной массы Мi, кг/кмоль, и плотности ρn,кг/м3, при нормальных условиях, приведены для различных газов втаблице В.1(приложение В).

Как следует из 3.1, в EMt, 15, dry масса компонента (мг) для NOX вычисляется как для NO2; для SOX - как для SO2; для СН - как для СН4.

9.5 Расчет выбросов на единицумощности газотурбинной установки

Выбросы, характеризуемыемассовым расходом компонента i на единицу мощностигазотурбинной установки, Emi, р, г/кВт-ч рассчитывают поформуле

ЕMi, p = 3,6·106qmi / P = 3,6·106 φi, wet (Mi / Mtot)(qmg / P),                             (12)

где qmi - массовый расход компонента i навыходе из газотурбинной установки, кг/с;

qmg - массовыйрасход отработавшего газа на выходе из газотурбинной установки, кг/с;

φi, wet - объемная доля компонента i во«влажном» отработавшем газе, млн-1 (см33);

Р - мощность газотурбиннойустановки, кВт;

Мi- молярная масса компонента i, кг/кмоль;

Mtot- суммарная молярная масса, кг/кмоль.

Примечание - Молярнуюмассу Mtotрассчитывают по составу топлива впредположении полного сгорания. Учитывают также впрыск воды или пара. Напримерпри сжигании чистого метана (СН4 - эталон газового топлива) ввоздухе с относительной влажностью 60 % при 101,3 кПа и 288,15 К (15 °С) впропорции, обеспечивающей 15 % кислорода (по объему) в «сухом» отработавшемгазе при нормальных условиях, суммарная молярная масса во «влажном»отработавшем газе Мtotравна 28,463 кг/кмоль. При сжигании чистого n-додекана (С12Н26- эталон жидкого топлива) при тех же условиях - Мtot = 28,753 кг/моль.

9.6 Расчет выбросов на единицутепловой мощности газотурбинной установки

Выбросы, характеризуемыемассовым расходом компонента i на единицу тепловоймощности газотурбинной установки EMi, F, г/ГДж,при условии полного сгорания топлива, рассчитывают по формуле

EMi, F =109Emi, p P / (3,6 qm,F · en),                                                (13)

где ЕMi, P - по (12);

qm, f - расход топлива, кг/с;

en - теплотасгорания топлива, кДж/кг.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

Форма регистрации результатов испытаний газотурбинной установки по определениювыбросов вредных веществ

Идентификационный номер

Лицо или организация, проводившие испытание

Газотурбинная установка

101

Изготовитель

102

Тип

103

Серийный номер

Место проведения испытаний

104

Место

105

Страна

Тип топлива

106

(Подробности - в отдельной карте данных)

Дата и время испытаний

107

Дата

108

Время начала испытаний

109

Время окончания испытаний

Используемые средства измерения и диапазоны измерения

Идентификационный номер

Показатель

Средства измерения

Серийный номер

Тип

Используемый диапазон измерения

110

O2

 

 

 

111

СO2

 

 

 

112

NOX

 

 

 

113

СО

 

 

 

114

SOX

 

 

 

115

Дым

 

 

 

116

CH

 

 

 

117

VOCs

 

 

 

118-199

(резервируются)

Результаты измерений

Идентификационный номер

Параметр

Единицы измерения

Номер измерения

Среднее значение

1

2

3

4

5

200
201

Номер испытания Время

мин

 

 

 

 

 

 

202

Время на одну точку

мин

 

 

 

 

 

 

Атмосферные условия

203

Температура

°С

 

 

 

 

 

 

204

Давление

кПа

205

Относительная влажность

%

Параметры режима

206

Мощность (механическая, электрическая)

кВт

 

 

 

 

 

 

207

Расход топлива

кг/с

208

Расход отработавшего газа (измерения, расчет)

кг/с

209

Средняя температура газа Дополнительная информация

(см. 5.1)

°С

 

 

 

 

 

 

Измеренные, вычисленные объемные концентрации1)

210

O2

%

 

 

 

 

 

 

211

СО2

%

212

Н2O

%

213

NO

см3/м3

214

NOX

см33

215

СО

см33

216

SOX

см33

217

СН (как СН4)

см33

Число дымности

218

Число дымности

 

 

 

 

 

 

 

219-299

(резервируют)

1) Указывают, относятся ли концентрации к «сухому» или «влажному» отработавшему газу, а также получены ли они измерением или расчетом.

Форма регистрации результатоврасчетов в испытаниях газотурбинной установки

Идентификационный номер

Параметр

Единицы измерения

Алгоритм вычисления

Номер измерения

Среднее значение

1

2

3

4

5

Пересчет к «сухому» отработавшему газу.

Примечание - Пересчет проводят, если измеренные объемные доли относятся к «влажному» отработавшему газу

300

φi, dry - объемная доля компонента i в «сухом» отработавшем газе
φ
i, dry = φi, met / (1 - φ)

301

φ

-

212/100

 

 

 

 

 

 

302

1 / (1 - φ)

-

1 / (1-301)

 

 

 

 

 

 

303

φ

%

302 x 210

 

 

 

 

 

 

304

φ

%

302 x 211

 

 

 

 

 

 

305

φNO, dry

см3/м3

302 x 213

 

 

 

 

 

 

306

φ

см33

302 x 214

 

 

 

 

 

 

307

φСО, dry

см33

302 x 215

 

 

 

 

 

 

308

φ

см33

302 x 216

 

 

 

 

 

 

309

φСН, dry

см33

302 х 217

 

 

 

 

 

 

310-399

(резервируют)

Пересчет к «сухому» отработавшему газу с 15 % O2

400

EVi, 15 dry =значение выбросов, характеризуемых объемной долей компонента i в «сухом» отработавшем газе с 15 % О2

EVi, 15 dry =φi, dry (20,95 - 15) / (20,95 - 303)

401

(20,95 - 15) / (20,95 - φ)

-

5,95 / (20,95 - 303)

 

 

 

 

 

 

402

EVNO, 15, dry

см33

401 х 305

 

 

 

 

 

 

403

ЕV

см33

401 х 306

 

 

 

 

 

 

404

EVCO, 15, dry

см33

401 х 307

 

 

 

 

 

 

405

EVSOx, 15, dry

см33

401 х 308

 

 

 

 

 

 

406

EVCH, 15, dry

см33

401 х 309

 

 

 

 

 

 

407-499

(резервируют)

Пересчет значения выбросов, характеризуемого объемной долей EVi,15, dry, в значение выбросов, характеризуемое массой компонента i на нм3

500

EMi, 15, dry - значение выброса, характеризуемого массовой концентрацией компонента I в отработавшем газе при нормальных условиях

EMi, 15, dry = EVi, 15, dry (Mi / Vmn)

501

ЕМNО, 15, dry

мг/м3

1,3387 x 402

 

 

 

 

 

 

502

EM
(как NO2)

мг/м3

2,05255 х 403

 

 

 

 

 

 

503

EMCO, 15, dry

мг/м3

1,2497 x 404

 

 

 

 

 

 

504

ЕМ(как SO2)

мг/м3

2,858 х 405

 

 

 

 

 

 

505

ЕМСН, 15, dry
 
(как СН4)

мг/м3

0,7157 х 406

 

 

 

 

 

 

506-599

(резервируют)

Вычисление выбросов на единицу мощности газотурбинного привода

600

EMi, P - значение массового расхода компонента i на единицу мощности газотурбинного привода

EMi, P = 3,6 φi, wet (Mi / Mtot) (qmg7 / P)

601

N2

%

100 - 210 wet - 211 wet - 212

 

 

 

 

 

 

602

Mtot

кг/кмоль

[(210 x 31,9988) + (211 х 44,0098) + (212 х 18,0152) + (601 x 28,158)] / 100

 

 

 

 

 

 

603

qmg7 / P

кг/кВт · с

208 / 206

 

 

 

 

 

 

604

EMNO, P

г/кВт · ч

213wet х (108,02 / 602) х 603

 

 

 

 

 

 

605

EM

г/кВт · ч

214wet x (165,64 / 602) х 603

 

 

 

 

 

 

606

EMCO, P

г/кВт · ч

215wet х (100,84 / 602) х 603

 

 

 

 

 

 

607

EM

г/кВт · ч

216wet х (230,61 / 602) х 603

 

 

 

 

 

 

608

EMCH, P

г/кВт · ч

217wet х (57,75 / 602) х 603

 

 

 

 

 

 

609-699

(резервируют)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(справочное)

Сведения об основных компонентах выбросов вредных веществ

Б.1 Образование компонентоввыбросов вредных веществ

Сжигание жидкого или газообразногоуглеводородного топлива приводит в ходе окислительных реакций к образованиюконечных продуктов - диоксида углерода СО2 и паров воды Н2О,а также ряда других веществ, которые либо являются продуктами неполногоокисления топлива, либо образуются в ходе реакций с участием других изначальноприсутствовавших в воздухе или в топливе веществ.

Б.2 Оксиды азота

Оксиды азота образуются приокислении атмосферного азота, которое происходит в зонах высокой температуры,возникающей в процессе сжигания топлива. Если в топливе присутствует азот, онтакже будет окисляться, образуя оксиды азота. Образуются преимущественно NO и NO2. Их сумму NO + NO2 обозначают NOX. В расчетах выброса сумму оксидов NOX вычисляют обычно впересчете на NO2. В атмосфере NO постепенно окисляется до NO2.

Б.3 Оксиды серы

Сера, в незначительномколичестве присутствующая в углеводородном топливе, окисляется в процессегорения, образуя диоксид серы SO2 и некоторое количествотриоксида серы SO3. Сумму SO2 + SO3 обозначают SOX. В расчетах выброса сумму SOX вычисляют обычно впересчете на SO2. Для окисления SO2 в SO3 требуется катализатор.Триоксид SO3 растворяется в воде, образуя серную кислоту.

Б.4 Диоксид углерода, оксидуглерода и несгоревшие углеводороды

Диоксид углерода СО2,оксид углерода СО и несгоревшие углеводороды СН являются продуктами окисленияуглеводородного топлива. Причиной незавершенности процесса окисления,проявляющейся в выбросах СО и СН, могут быть, например, некачественноераспыление и (или) медленное испарение жидкого топлива, неудовлетворительноесмешение топлива с воздухом, недостаточное время пребывания в зоне горения,«замораживание» химических реакций в защитной пелене воздуха вблизи стеноккамеры сгорания.

Б.5 Аммиак

Аммиак NH3 подают в отработавший газ передкаталитическими нейтрализаторами оксидов азота (SCR). При избыточном расходе NH3 происходит выброс аммиака ватмосферу с отработавшим газом. Аммиак реагирует с оксидами серы, образуясульфаты аммония.

Б.6 Дым

Дым состоит из любыхаэрозолей, которые могут увеличивать оптическую плотность отработавшего газаили, при отложении на бумажном фильтре (метод Бахараха), уменьшать коэффициентотражения света. Важнейший компонент дыма - частицы твердого углерода,образующиеся в процессе сжигания топлива при наличии в зоне горения чрезмернобогатых топливом областей.

Б. 7 Твердые частицы

Помимо твердых продуктовпроцесса горения твердые частицы в отработавшем газе могут быть результатомпопадания на вход в турбину пыли, наличия твердых примесей в топливе, а также грязии (или) ржавчины в каналах, трубопроводах и т.д.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(справочное)

Физическиесвойства газов

Таблица В.1 - Физическиесвойства газов

Наименование

Символ

Молярная масса М, кг/кмоль

Плотность при нормальных условиях ρn, кг/м3

Относительная плотность D = ρn (газ) / ρn (воздух)

Коэффициент сжимаемости газа при нормальных условиях 101,3 кПа, 0 °С

Молярный объем Vmn, м3/кмоль

Идеальный газ

-

-

-

-

1

22,41383

Воздух (сухой)

-

28,983

1,293

1

0,9994

22,4

Водород

Н2

2,0158

0,8988

0,0695

1,00062

22,426

Гелий

Не

4,0026

0,17846

0,138

1,00054

22,426

Неон

Ne

20,179

0,8999

0,696

1,00048

22,425

Азот

N2

28,0134

1,2504

0,9671

0,99954

22,403

Азот (атмосф.)

-

28,158

1,2569

0,9722

0,99952

22,403

Кислород

O2

31,9986

1,429

1,1052

0,99903

22,392

Аргон

Аr

39,948

1,784

1,3797

0,99904

22,392

Криптон

Кr

83,8

3,749

2,8995

0,99722

22,351

Оксид углерода

СО

28,0104

1,2505

0,9671

0,99938

22,4

Диоксид углерода

СО2

44,0098

1,977

1,529

0,99318

22,261

Оксид азота

NO

30,0061

1,3402

1,0365

0,99894

22,39

Закись азота

N2O

44,0128

1,978

1,5298

0,99276

22,252

Аммиак

NH3

17,0304

0,7718

0,5969

0,98443

22,065

Цианид водорода

HCN

27,0256

(1,275)

(0,986)

0,9458

(21,2)

Дицианоген

C2H2

52,0354

2,349

1,817

0,9882

22,15

Хлор

CL2

70,908

3,21

2,4826

0,98551

22,089

Хлорид водорода

HCL

36,461

1,6422

1,27

0,9908

22,203

Сульфид водорода

H2S

34,076

1,5355

1,1875

0,9901

22,192

Диоксид серы

SO2

64,059

2,931

2,267

0,97511

21,858

Дисульфид углерода

CS2

76,131

(3,47)

(2,68)

0,9789

(21,94)

Сульфид карбонила

COS

60,07

2,721

2,104

0,9849

22,08

Метан

CH4

16,043

0,7176

0,5549

0,99756

22,38

Ацетилен (ethine)

C2H2

26,038

1,1715

0,906

0,99162

22,226

Этилен (ethene)

C2H4

28,054

1,2611

0,9753

0,99249

22,245

Этан

C2H6

30,069

1,355

1,048

0,99006

22,191

Пропилен (пропен)

C3H6

42,08

1,9129

1,479

0,98145

21,998

Пропан

C3H8

44,096

2,011

1,555

0,9783

21,928

1,3-бутадиен

C4H4

54,0914

2,497

1,931

0,9665

21,664

1-бутен

C4H8

56,107

2,599

2,01

0,9631

21,587

Транс-2-бутен

С4Н8

56,107

2,609

2,018

0,9596

21,508

Цис-2-бутен

56,107

(2,611)

(2,02)

0,9586

(21,49)

Изобутен (2-метил-пропен)

С4Н8

56,107

2,599

2,01

0,963

21,585

n-бутан

C4H10

58,123

2,706

2,094

0,9575

21,461

Изобутан (2-метил-пропан)

C4H10

58,123

2,697

2,066

0,9615

21,55

n-пентан

С5Н12

72,15

(3,452)

(2,67)

0,9325

(20,9)

Изопентан (2-метил-бутан)

C5H12

72,15

(3,426)

(2,65)

0,9395

(21,06)

Неопентан (2,2-ди-метилпропан)

C5H12

72,15

(3,415)

(2,641)

0,9428

(21,13)

n-гексан

C6Hl4

86,177

(4,29)

(3,315)

0,8966

(20,1)

n-гептан

C7H16

100,203

(5,48)

(4,235)

0,8165

(18,3)

n-октан

C8H18

114,23

(6,72)

(5,2)

0,758

(17)

Бензол

C6H6

78,113

(3,74)

(2,69)

0,932

(20,9)

Толуол

C7H8

92,14

(4,88)

(3,77)

0,643

(18,9)

Ксилол

C8H10

106,167

(6,85)

(5,3)

0,691

(15,5)

Вода (пар)

H2O

18,0152

(0,654)

(0,66)

0,941

(21,1)

Диоксид азота

NO2

46,0055

2,05

-

-

22,442

СОДЕРЖАНИЕ

Ключевые слова: газотурбинные установки, выбросывредных веществ с отработавшими газами, методы определения выбросов вредныхвеществ, концентрация

18
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.