Технические характеристики газообразного топлива: ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА | Газогенераторы МСД

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА | Газогенераторы МСД

Газ обладает рядом важных преимуществ перед другими видами топлива. При его сжигании не образуется золы. Газ можно сжечь без образования дыма, сажи и других продуктов неполного сгорания. Газ сравнительно легко можно очистить от сернистых соединений и обес­печить квалифицированных потребителей бессернистым топливом, при сжигании которого не образуются SO2 и so3. Городской и внутриза­водский транспорт газа значительно удобнее и дешевле перевозки твердого и жидкого топлива. Газ с малым содержанием балласта легко зажигается. При работе на газе значительно облегчается запуск и об­служивание топливоиспользующих установок [149].

Теплотехнические характеристики газообразного топлива приводят обычно на 1 м3 газа. В данной книге все расчеты даны на 1 м3 газа при нормальных условиях, т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температу­ре 0 °С.

Наряду с нормальными условиями газа различают стандартные условия[8], которым соответствует давление 760 мм рт. ст. и температура 20 °С.

В табл. 118 даны коэффициенты для пересчета объемов газа из одних условий в другие [150].

Таблица 118

Коэффициенты для пересчета объемов газа из одних условий в другие

В табл. 119 приведено содержание водяных паров, насыщающих газ при различных температурах и нормальном давлении.

Впервые горючий (искусственный) газ начали производить из твер­дого топлива преимущественно из каменных углей. Искусственный газ обходится значительно дороже исходного твердого топлива. К тому же производство газа связано с крупными капиталовложениями. Поэтому искусственный газ использовали в сравнительно ограниченных преде­лах в качестве топлива для бытовых потребителей и технологических печей.

Значительное применение в промышленности, преимущественно ме­таллургической, нашли искусственные газы, получаемые как побочный продукт при производстве кокса (коксовый газ) и чугуна (доменный; газ).

Доля газа в топливном балансе коренным образом изменилась с от­крытием крупных месторождений природного газа й развитием нефтя­ной промышленности, обусловившим появление попутного нефтепро­мыслового, нефтезаводских, сжиженных и других углеводородных газов.

В 1900 г. доля естественного, т. е. природного, и попутного нефте­промыслового газов в мировом топливном балансе составляла менее — 1%, в 1913 г., предшествовавшем первой мировой войне, — менее 1,5%, в 1938 г., перед второй мировой войной, — 4,8%, а за последующий пе­риод она возросла в 4 раза и в 1974 г. достигла 20,7%.

Прогнозируется, что к 1985 г. доля природного газа в мировом топ­ливно-энергетическом балансе составит 25%.

В США и некоторых других странах газ широко используют в про­мышленности и он является одним из основных видов топлива.

Наряду с преимуществами газообразное топливо обладает также — рядом существенных недостатков:

1. Природный и ‘большинство искусственных газов сгорают с обра­зованием малосветящегося факела. Поэтому передача тепла излучением’ от факела горящего газа незначительна, гораздо меньше, чем от факела — жидкого или твердого топлива.

2. Неполноту сгорания. газа визуально трудно установить. Поэтому при отсутствии должного контроля сжигание газа может сопровождать­ся большими потерями тепла вследствие химической неполноты сго­рания.

3. Хранение газа в стальных газгольдерах требует весьма крупных., металловложений, и поэтому такие хранилища строят с расчетом обес­печивать покрытия лишь суточной неравномерности в потреблении га­за. Это обусловливает необходимость применения резервного топлива, и перевода части промышленных потребителей в зимние месяцы, когда потребность в тепле возрастает, с газообразного топлива на жидкое ш твердое.

4. Некоторые виды газообразного. топлива содержат значительное количество токсичной окиси углерода. В случае утечки такого газа в. результате неплотности коммуникаций или погасания горелок возможны; тяжелые отравления людей.

5. Газовоздушные смеси весыма взрывоопасны. Проникновение газа в неработающие топки и утечка газа из газопроводов могут привести к серьезным авариям.

Прогрессивные методы использования газа, разработанные и широ­ко внедренные в технику, позволяют ликвидировать или уменьшить влияние перечисленных недостатков газообразного топлива и значи­тельно повысить эффективность его использования.

1. Малая светимость факела газа перекрывается излучением рас­каленных огнеупоров при сжигании газа по методам беспламенного горения.

На рис. 21 показаяа излучающая беспламенная горелка, сконст­руированная и испытанная в Энергетическом институте им. Г. М. Кржи­жановского.

Газ поступает в горелку по трубе 1, а воздух по трубе 2 в смеси­тель 3. Из смесителя газовоздушная смесь поступает в камеру 4 и рас­пределяется по туннелям камеры огнеупорного блока 5 со скоростью, превышающей скорость воспламенения, после чего поступает в каналы между огнеупорными насадками 6. Процесс горения протекает вблизи от поверхности огнеупорных насадок 6 и вставок 7. Длина рабочей час­ти горелки 360 мм, ширина 100 мм, площадь 0,036 м®. Тепловое напря­жение поверхности нагрева составляет около 2 300 000 ккал/(м2-ч). Горелка работает нормально при размещении над ней на расстоянии около 100 мм охлаждаемого водой экрана.

На рис. 22 и 23 изображена беспламенная панельная горелка кон­струкции Гипронефтемаш.

Газ поступает в горелку по трубе 1 через сопло 2 со скоростью 500—400 м/сек и инжектирует воздух из атмосферы. При пуске установ­ки количество подсасываемого воздуха регулируют заслонкой 3. Обра­зующаяся газовоздушная смесь поступает по инжектору 4 в металличе­скую распределительную камеру 5, затем проходит по ниппелям 6 диа­метром 4—8 мм и поступает ‘в керамические туннели 7 диаметром 20 мм, в которых сжигается газовоздушная смесь. Камера 5 теплоизо­лирована слоем диатомовой крошки 8 от керамических призм 9, с огне­упорными туннелями 7.

247

Размеры излучающей. поверхности горелок 500X500 или 605Х Х605 мм. Толщина горелки 230 мм. Число туннелей в одной горелке от 100 до 365.

На рис 24 показана трубчатая печь со стенами, смонтированными из беспламенных панельных горелок. Печь предназначена для нефтепе­рерабатывающей и химической промышленности. Теплопроизводитель — ность печи 12 млн. ккал/ч. На расстоянии от 600 до 1200 мм от излуча­ющих стен 1 размещены тепловоспринимающие трубы экрана двухсвет­ного облучения 2, по которым движется нагреваемый нефтепродукт.

КПД печи 80—85%

2. Полнота сгорания газа обеспечивается применением автоматики, поддерживающей заданное соотношение газа и воздуха.

Постоянство соотношения газа — и воздуха достигается при исполь­зовании горелок полного предварительного смешения, обладающих ав­торегулировкой, т. е. сохраняющих оптимальное соотношение газа и воздуха при изменении в определенных пределах нагрузки горелок.

Рис. 24. Трубчатая печь со стенами, смонтированными из панельных беспламенных ■горелок

Для контроля полноты сгорания газа созданы хроматографические — приборы, позволяющие точно фиксировать содержание в продуктах сгорания горючих компонентов.

3. Неравномерность в потреблении газа компенсируется созданием мощных подземных газохранилищ, позволяющих обеспечить круглого­дичное снабжение газом потребителей, перевод которых на резервное топливо затруднителен.

Сооружение подземных газохранилищ и кольцевание газопроводов обеспечивают бесперебойное питание газом городов и ряда промышлен­ных предприятий и позволяют широко применять в промышленности прогрессивные типы газовых топок и печей, не осложняя конструкцию оборудования требованиями, связанными с возможностью работы на резервных видах топлива.

В 1970 г. в подземные хранилища было закачено 5 млрд. м3 газа„ а в 1975 г. — 14 млрд. м3 [154].

В «Основных направлениях развития народного хозяйства на 1976— 1980 годы» предусмотрено строительство подземных газохранилищ, главным образом в наиболее топливопотребляющих районах страны при максимальном использовании для этих целей выработанных газо­вых и нефтяных месторождений [9].

4. Опасность отравления при использовании газообразного топлива резко уменьшилась благодаря тому, что природные и другие углеводо­родные газы, доминирующие в современном газовом балансе страны, не содержат токсичной окиси углерода.

5. Для предотвращения взрывов при использовании газа отрабо­таны правила безопасного пуска, останова и эксплуатации топок и пе­чей и созданы приборы, сигнализирующие проникновение газа в поме­щение.

Отдельные виды газообразного топлива сильно различаются по своим свойствам и теплотехническим характеристикам. Так, теплота сгорания 1 м3 нефтепромыслового газа примерно в 15 раз превосходит теплоту сгорания доменного газа. Водяной, генераторный и доменный газы, в отличие от природного газа, характеризуются крайней токсич­ностью. Нормальная скорость распространения пламени коксового газа в несколько раз выше, чем природного.

Различия в физико-химических и теплотехнических характеристи­ках газообразного топлива обусловлены различиями в составе газа.

Газообразное топливо. Характеристики газообразного топлива, его классификация.

Широкое внедрение
в промышленное производство газообразного
топлива как энергоносителя объясняется
более низкой стоимостью по сравнению
с другими видами топлива (углем, мазутом).
Потребители газа при его транспортировке
к объекту газоснабжения имеют значительную
экономию средств. При использовании
газа как технологического топлива
практически всегда наблюдается повышение
температурного уровня процесса, что
приводит к возрастанию производительности
установок, улучшению качества выпускаемой
продукции. Так перевод мартеновских
печей на природный газ (взамен мазута)
увеличивает выплавку стали и на 10 %
снижает расход топлива. Аналогичная
картина наблюдается и на вращающихся
печах цементной промышленности. В
результате их перевода на газ расход
топлива снижается на 3-5 %. Для нагревательных
печей заготовительного производства
машиностроительных заводов эта процедура
приводит к экономии топлива на 5-15 %.

Горючие газы
подразделяются на естественные
и искусственные.
Первые в свою очередь делятся на две
группы: природные
и попутные,
искусственные – на три (по способу их
получения): газы
сухой перегонки,
газификации
и сжиженные.
Классификация горючих газов представлена
на рисунке 2.

Рисунок 2 –
Классификация горючих газов

По запасам природного
газа наша страна занимает одно из первых
мест в мире. Основные задачи этого вида
топлива сосредоточены в Уренгатском,
Заполярном, Медвежьем, Ямбургском и др.
месторождениях. В основном природные
газы содержат до 98 % метана (CH₄),
оксид CO,
H₂,
этан (C₂H₆),
пропан (C₃H₈),
бутан (C₄H₁₀),
пентан(C₅H₁₂,
этилен (C₂H₄),
бензол (C₆H₁₆)
и др. газы.

Встречаются
природные газы трех разновидностей: из
чисто газовых месторождений,
газоконденсатных месторождений и
нефтяных месторождений (попутный
нефтяной газ). Газы первогого типа не
содержат конденсирующихся компонентов.
Их плотность меньше, чем у воздуха, и
они относятся к категории «сухих» газов.
Основным отличием газа газоконденсатных
месторождений служит наличие в нем
конденсатной (бензиновой) фракции
(высокомолекулярных углеводородов).
При добыче такой газ подвергается
очистка от бензиновой фракции
(отбензиненный газ). Нефтяной газ –
побочный продукт, получаемый из нефтяных
скважин при добыче нефти. Этот газ
растворен в нефти или находится в
свободном состоянии над ее поверхностью.
Нефтяной газ состоит из углеводородов
метанового ряда C_nH_2n+2.

Основными продуктами
сухой перегонки твердого топлива
являются коксовый и полукоксовый газы,
получаемые в результате термохимических
высокотемпературных процессов, проходящих
без доступа окислителя. Их состав
определяется видом исходных топлив и
условиями перегонки. Полукоксовый газ
получается при нагревании твердого
топлива до 500-600ºС. При доведении
температуры топлива до 900-1100ºС получают
кокс для выплавки доменного чугуна и
коксовый газ (350
м³
на 1 т исходного сырья).

Газ, получаемый
при деструктивной переработке жидкого
топлива, по условиям пирогенетического
разложения подразделяют на три вида:
жидкофазного
крекинга,
парофазного
крекинга и
пиролиза.
Такие горючие газы в отличие от попутного
нефтяного газа содержат большое
количество непредельных углеводородов
и служит исходным сырьем для промышленных
реакций органического синтеза.

При газификации
искусственный горючий газ получается
в процессе нагрева топлива при частичном
его сжигании. В зависимости от состава
применяемого дутья различают: воздушный,
водяной
и парокислородный
генераторные
газы.

Центр данных по альтернативным видам топлива: основы использования природного газа

Как и природный газ, полученный из ископаемых источников, возобновляемый природный газ, получаемый из разлагающихся органических материалов, необходимо сжимать или сжижать для использования в качестве транспортного топлива.

Природный газ представляет собой газообразную смесь углеводородов без запаха, состоящую преимущественно из метана (Ch5). На его долю приходится около 30% энергии, используемой в Соединенных Штатах. Около 40% топлива идет на производство электроэнергии, а оставшаяся часть распределяется между жилыми и коммерческими объектами, такими как отопление и приготовление пищи, а также на промышленные нужды. Хотя природный газ является проверенным, надежным альтернативным топливом, которое уже давно используется для питания транспортных средств, работающих на природном газе, только около двух десятых 1% используется для транспортного топлива.

Подавляющее большинство природного газа в Соединенных Штатах считается ископаемым топливом, потому что он производится из источников, образовавшихся в течение миллионов лет под действием тепла и давления на органические материалы. В качестве альтернативы, возобновляемый природный газ (RNG), также известный как биометан, является транспортным топливом трубопроводного качества. Он производится путем очистки биогаза, который образуется в результате анаэробного сбраживания органических материалов, таких как отходы со свалок и домашнего скота, или в результате термохимических процессов, таких как газификация. RNG квалифицируется как усовершенствованное биотопливо в соответствии со стандартом возобновляемого топлива.

Поскольку RNG химически идентичен обычному природному газу, полученному из ископаемых источников, он может использоваться в существующей системе распределения природного газа и должен быть сжат или сжижен для использования в транспортных средствах.

В настоящее время в транспортных средствах используются два вида природного газа: сжатый природный газ (СПГ) и сжиженный природный газ (СПГ). Оба производятся внутри страны, относительно недороги и доступны в продаже. Считающиеся альтернативными видами топлива в соответствии с Законом об энергетической политике 1992 года, КПГ и СПГ продаются в единицах эквивалента бензина или дизельного топлива (ГГЭ или ДГЭ) в зависимости от содержания энергии в галлоне бензина или дизельного топлива.

Сжатый природный газ

СПГ производится путем сжатия природного газа до менее чем 1% его объема при стандартном атмосферном давлении. Чтобы обеспечить достаточный запас хода, СПГ хранится на борту транспортного средства в сжатом газообразном состоянии при давлении до 3600 фунтов на квадратный дюйм.

CNG используется в легких, средних и тяжелых условиях эксплуатации. Автомобиль, работающий на сжатом природном газе, получает примерно такую ​​же экономию топлива, как и обычный бензиновый автомобиль на основе GGE. Один GGE равен примерно 5,66 фунтам СПГ.

Сжиженный природный газ

СПГ – природный газ в жидкой форме. СПГ производится путем очистки природного газа и его переохлаждения до -260°F, чтобы превратить его в жидкость. Во время процесса, известного как сжижение, природный газ охлаждается ниже точки кипения, удаляя большую часть посторонних соединений, содержащихся в топливе. Остальной природный газ представляет собой в основном метан с небольшим количеством других углеводородов.

Из-за относительно высокой себестоимости производства СПГ, а также необходимости хранить его в дорогостоящих криогенных резервуарах использование этого топлива в коммерческих целях ограничено. СПГ должен храниться при низких температурах и храниться в сосудах высокого давления с двойными стенками и вакуумной изоляцией. СПГ подходит для грузовых автомобилей, которым требуется более длинная дистанция, поскольку жидкость плотнее газа и, следовательно, может хранить больше энергии по объему. СПГ обычно используется в транспортных средствах средней и большой грузоподъемности. Один GGE равен примерно 1,5 галлонам СПГ.

Чтобы найти топливо, см. раздел Расположение заправочных станций природного газа.

40 CFR § 63.7521 — Какие анализы топлива, спецификации топлива и процедуры необходимо использовать? | CFR | Закон США

§ 63.7521 Какие анализы топлива, спецификации топлива и процедуры необходимо использовать?

Ссылка на поправку, опубликованную в 87 FR 60842, 6 октября 2022 г.

(a) Для твердого и жидкого топлива необходимо провести анализ топлива на содержание хлоридов и ртути в соответствии с процедурами, изложенными в пунктах (b)–(e). ) настоящего раздела и Таблицу 6 к данному подразделу, если это применимо. Для твердого и жидкого топлива вы также должны провести анализ топлива для TSM, если вы решили соблюдать альтернативный стандарт TSM. Для газа 2 (другого) топлива вы должны провести анализ топлива на содержание ртути в соответствии с процедурами, изложенными в параграфах (b)–(e) настоящего раздела и Таблице 6 данного подраздела, если это применимо. (Для газообразного топлива вы не можете использовать анализы топлива для соответствия альтернативному стандарту TSM или стандарту HCl.) Для целей соответствия этому разделу рассматривается система топливного газа, состоящая из нескольких газовых топлив, собранных и смешанных друг с другом. один тип топлива, а отбор проб и анализ требуется только для комбинированной системы топливного газа, которая будет питать котел или технологический нагреватель. Отбор проб и анализ отдельных газовых потоков перед объединением не требуется. Вы не обязаны проводить анализы топлива, используемого только для пуска, останова агрегата и стабильности пламени в переходных режимах. Вы должны проводить анализы топлива только для топлива и установок, на которые распространяются ограничения выбросов ртути, HCl или TSM, указанные в таблицах 1 и 2 или с 11 по 13 данного подраздела. Газообразное и жидкое топливо освобождается от требований по отбору проб, указанных в пунктах (с) и (d) настоящего раздела.

(b) Вы должны разработать план мониторинга топлива для конкретного объекта в соответствии со следующими процедурами и требованиями, изложенными в пунктах (b)(1) и (2) настоящего раздела, если от вас требуется проведение анализа топлива, как указано в § 63.7510.

(1) Если вы намереваетесь использовать альтернативный аналитический метод, отличный от тех, которые требуются в Таблице 6 к данному подразделу, вы должны представить план анализа топлива Администратору для рассмотрения и утверждения не позднее, чем за 60 дней до предполагаемой даты. провести первоначальную демонстрацию соответствия, описанную в § 63.7510.

(2) Вы должны включить информацию, содержащуюся в пунктах (b)(2)(i)–(vi) данного раздела, в свой план анализа топлива.

(i) Идентификация всех видов топлива, которые предполагается сжигать в каждом котле или технологическом нагревателе.

(ii) Для каждого предполагаемого типа топлива уведомление о том, будете ли вы или поставщик топлива проводить анализ топлива.

(iii) Для каждого предполагаемого типа топлива подробное описание места отбора проб и конкретных процедур, которые будут использоваться для сбора и подготовки составных проб, если ваши процедуры отличаются от пунктов (c) или (d) настоящего раздела. Пробы следует отбирать в месте, наиболее точно представляющем тип топлива, по возможности, в точке до смешивания с другими разнородными типами топлива.

(iv) Для каждого предполагаемого типа топлива аналитические методы из Таблицы 6 с ожидаемыми минимальными уровнями обнаружения, которые будут использоваться для измерения хлора или ртути.

(v) Если вы запрашиваете использование альтернативного аналитического метода, отличного от тех, которые требуются в Таблице 6 этого подраздела, вы должны также включить подробное описание методов и процедур, которые вы предлагаете использовать. Методы, указанные в таблице 6, должны использоваться до тех пор, пока запрошенная альтернатива не будет утверждена.

(vi) Если вы будете использовать анализ топлива от поставщика топлива вместо отбора проб и анализа на конкретном объекте, поставщик топлива должен использовать аналитические методы, требуемые в Таблице 6 к этому подразделу.

(c) Вы должны получить составные пробы топлива для каждого типа топлива в соответствии с процедурами, изложенными в параграфе (c)(1) или (2) данного раздела, или методами, перечисленными в Таблице 6 данного подраздела, или использовать автоматизированный механизм отбора проб, обеспечивающий репрезентативные составные пробы топлива для каждого типа топлива, включающие как крупные, так и мелкие частицы. Как минимум, для демонстрации первоначального соответствия с помощью анализа топлива необходимо получить три составных образца. Для ежемесячных анализов топлива необходимо получить как минимум одну составную пробу. Для анализа топлива в рамках проверки эффективности дымовой трубы, как указано в § 63.7510(a), вы должны получать составную пробу топлива во время каждого запуска проверки производительности.

(1) При отборе проб из ленточного (или шнекового) питателя отберите пробы топлива в соответствии с параграфами (c)(1)(i) и (ii) данного раздела.

(i) Остановите ленту и извлеките образец шириной 6 дюймов из всего поперечного сечения остановленной ленты, чтобы получить минимум два фунта образца. Вы должны собрать весь материал (мелкий и крупный) в полном поперечном сечении. Вы должны перенести образец в чистый пластиковый пакет.

(ii) Каждая составная выборка будет состоять как минимум из трех выборок, собранных с примерно равными интервалами в один час в течение периода тестирования для отбора проб во время тестирования стека производительности.

(2) При отборе проб топлива из топливного бака или грузовика вы должны брать пробы топлива в соответствии с пунктами (c)(2)(i)–(iii) данного раздела.

(i) Для каждого составного образца необходимо выбрать не менее пяти точек отбора проб, равномерно расположенных на поверхности штабеля.

(ii) В каждом месте отбора проб вы должны копать кучу на одинаковую глубину примерно 18 дюймов. В отверстие необходимо вставить чистую лопату и взять образец, следя за тем, чтобы при отборе не отваливались крупные куски; используйте одну и ту же лопату, чтобы собрать все образцы.

(iii) Вы должны переложить все образцы в чистый пластиковый пакет для дальнейшей обработки.

(d) Вы должны подготовить каждый составной образец в соответствии с процедурами, описанными в параграфах (d)(1)–(7) данного раздела.

(1) Необходимо тщательно перемешать и вылить весь составной образец на чистый пластиковый лист.

(2) Крупные образцы (например, больше 3 дюймов) необходимо разбить на более мелкие.

(3) Вы должны составить круг из всего составного образца и разделить его на четыре равные части.

(4) Вы должны выделить одну из четвертных выборок в качестве первого поднабора.

(5) Если эта подгруппа слишком велика для измельчения, вы должны повторить процедуру, описанную в параграфе (d)(3) этого раздела, с четвертью пробы и получить четверть подгруппы из этой пробы.

(6) Вы должны измельчить образец на мельнице.

(7) Вы должны использовать процедуру, описанную в параграфе (d)(3) этого раздела, чтобы получить четверть подвыборки для анализа. Если выборка четверти слишком велика, разделите ее далее, используя ту же процедуру.

(e) Вы должны определить концентрацию загрязняющих веществ в топливе (ртути, и/или хлора, и/или TSM) в фунтах на миллион БТЕ каждой составной пробы для каждого типа топлива в соответствии с процедурами, приведенными в Таблице 6 к настоящему подраздел, для использования в уравнениях 7, 8 и 9 этого подраздела.

(f) Чтобы продемонстрировать, что газообразное топливо, отличное от природного газа или газа нефтеперерабатывающих заводов, квалифицируется как другое газовое топливо 1, как это определено в § 63.7575, вы должны провести анализ спецификации топлива на содержание ртути в соответствии с процедурами, изложенными в параграфах (g) через (i) этого раздела и Таблицу 6 к этому подразделу, если это применимо, за исключением случаев, указанных в параграфах (f)(1)–(4) этого раздела, или в качестве альтернативы, когда анализ спецификации топлива нецелесообразен, вы должны измеряют концентрацию ртути в выхлопных газах при сжигании только газообразного топлива, которое должно быть продемонстрировано как другое газовое 1 топливо в котле или технологическом нагревателе, в соответствии с процедурами, приведенными в таблице 6 настоящего подраздела.

(1) Вы не обязаны проводить анализы спецификаций топлива в параграфах (g) – (i) данного раздела для природного газа или газа нефтепереработки.

(2) Вы не обязаны проводить анализы спецификаций топлива в параграфах (g) — (i) этого раздела для газообразных топлив, которые подпадают под действие другого подраздела этой части, части 60, части 61 или части 65.

(3) Вы не обязаны проводить анализы спецификаций топлива в параграфах (g) – (i) данного раздела для газообразного топлива для агрегатов, которые соответствуют ограничениям для агрегатов, предназначенных для сжигания газа 2 (другого) топлива.

(4) Вы не обязаны проводить анализы спецификаций топлива в параграфах (g) — (i) этого раздела для газовых потоков, непосредственно получаемых из природного газа на объектах добычи природного газа или на заводах по производству природного газа.

(g) Вы должны разработать план анализа топлива для конкретного объекта для других газовых топлив 1 в соответствии со следующими процедурами и требованиями, изложенными в параграфах (g)(1) и (2) данного раздела.

(1) Если вы намереваетесь использовать альтернативный аналитический метод, отличный от тех, которые требуются в Таблице 6 к данному подразделу, вы должны представить план анализа топлива Администратору для рассмотрения и утверждения не позднее, чем за 60 дней до предполагаемой даты. провести первоначальную демонстрацию соответствия, описанную в § 63.7510.

(2) Вы должны включить информацию, содержащуюся в параграфах (g)(2)(i)–(vi) данного раздела, в свой план анализа топлива.

(i) Идентификация всех типов газообразного топлива, кроме тех, которые не подлежат анализу спецификаций топлива в соответствии с (f)(1)–(3) настоящего раздела, которые предполагается сжигать в каждом котле или технологическом нагревателе.

(ii) Для каждого предполагаемого типа топлива указание того, будете ли вы или поставщик топлива проводить анализ спецификации топлива.

(iii) Для каждого предполагаемого типа топлива подробное описание места отбора проб и конкретных процедур, которые будут использоваться для отбора и подготовки проб, если ваши процедуры отличаются от методов отбора проб, содержащихся в таблице 6 данного подраздела. Пробы следует отбирать в месте, наиболее точно представляющем тип топлива, по возможности, в точке до смешивания с другими разнородными типами топлива. При работе нескольких котлов или технологических подогревателей на общем топливном потоке допускается проводить единую спецификацию газа в общей точке газораспределения.

(iv) Для каждого предполагаемого типа топлива аналитические методы из Таблицы 6 в этом подразделе с ожидаемыми минимальными уровнями обнаружения, которые будут использоваться для измерения содержания ртути.

(v) Если вы запрашиваете использование альтернативного аналитического метода, отличного от тех, которые требуются в Таблице 6 этого подраздела, вы должны также включить подробное описание методов и процедур, которые вы предлагаете использовать. Методы, указанные в таблице 6 этой части, должны использоваться до тех пор, пока запрошенная альтернатива не будет утверждена.

(vi) Если вы будете использовать анализ топлива от поставщика топлива вместо отбора проб и анализа на конкретном объекте, поставщик топлива должен использовать аналитические методы, требуемые в Таблице 6 к этому подразделу.