Сделай Сам Свою Работу на 5

Глава 9 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ





Общие положения

Природный газ - экологически чистое топливо, позволяющее при современном технологическом и техническом уровне радикально сокра­тить загрязнение атмосферы кислотными газами. Известно, что при од­ном и том же производстве энергии выбросы углекислоты (одного из самых активных парниковых газов) при сжигании природного газа при­мерно на 25-30% ниже чем, при сжигании мазута, и на 40-50% ниже, чем при сжигании угля.

Очевидно, что широкое использование природного газа в народном хозяйстве оказывает решающее влияние на стабилизацию эмиссии пар­никовых газов, способствует предотвращению глобального изменения климата, экологических и социальных потрясений.

Это явилось одной из причин, по которым эволюция потребления природного газа в последнее десятилетие стала одной из важнейших слагаемых развития мировой энергетики. В большинстве промышленно развитых стран развитие газовой промышленности является необходи­мой составляющей общей закономерности развития системы энергосбе­режения.

За последние двадцать лет мировое потребление Природного газа увеличилось на 65%, его доля составила 21% в энергобалансе мира. По прогнозам ведущих экспертов к середине XXI века эта величина дос­тигнет 30%, значительно потеснив нефть.



ОАО «Газпром», добиваясь максимального улучшения экологичес­кой ситуации, разработало и утвердило экологическую программу, кото­рая заключается в охране здоровья и безопасности его работников, в охране природы и здоровья человека вблизи объектов отрасли, в умень­шении техногенного воздействия на среду обитания за счет использова­ния безотходных и безвредных технологий, в реализации жесткого и открытого контроля за выбросами вредных веществ, в реализации оздо­ровительных мероприятий. Программа разработана с учетом опыта круп­нейших газовых компаний мира и в соответствии с международными


экологическими стандартами и является первым документом подобного рода в топливно-энергетическом комплексе России.

Выполнение экологической программы отрасли не осуществимо без внедрения производственного экологического мониторинга (ПЭМ) за со­стоянием воздушного бассейна, водной среды, почв и недр. Основопола­гающая задача ПЭМ - это система запланированных повторяющихся на­блюдений, обеспечивающих оценку состояния и прогнозирования измене­ний природных сред в целях эффективного влияния на эти изменения.



Одним из основных объектов газотранспортной системы являются компрессорные станции. Именно здесь сосредоточено наибольшее ко­личество энергоемкого оборудования, предназначенного для обеспече­ния технологического процесса транспорта газа, функционируют раз­ветвленные системы технологических коммуникаций, задействовано большое количество обслуживающего персонала. Для решения теку­щих и перспективных вопросов, связанных с охраной окружающей при­родной среды, и выполнения контрольно-измерительных мероприятий на компрессорных станциях созданы специальные экологические служ­бы. Эти службы в своей работе руководствуются:

• Законами Российской Федерации: «Об охране окружающей при­родной среды», «О недрах», «Об охране атмосферного возду­ха»;

• водным кодексом;

• государственными программами;

• международными конвенциями;

• руководящими документами ОАО «Газпром».

Основной задачей экологических служб является контроль воздей­ствия работы КС на окружающую среду.

Этот контроль осуществляется с помощью химических и метрологи­ческих лаборатории и разного рода производственных служб.

Кроме того, привлекаются специализированные организации, осу­ществляющие следующие замеры выбросов продуктов сгорания, при­родного газа, сбросы в открытые водоемы и др.



При этом, как правило, осуществляются:

• взаимодействие с органами государственного и местного экологи­ческого и санитарного контроля по организации работ;

• своевременный сбор и передача статистических данных, составле­ние отчетов;


глава 9

420

421

Охрана окружающей среды

 


 


-2,81% -1,29% -6%

• разработка и организация выполнения экологических мероприятий как отраслевых, так и рекомендованных контролирующими органи­зациями, направленных на уменьшение вредного воздействия на ок­ружающую среду;

• своевременная организация разработки нормативных документов, регламентирующих нормы воздействия предприятия на окружающую среду;

• проведение экспертиз проектов реконструируемых и вновь строящих-, ся объектов.

Эксплуатация оборудования и технологических систем компрессор­ных станций связана, как известно, с воздействием на окружающую сре­ду. К таким воздействиям следует отнести:

1. Выбросы вредных веществ в атмосферу.

2. Сбросы загрязняющих веществ в водные объекты.

3. Токсичные отходы.

4. Воздействие на почву и недра.

5. Шум и другие.


уплотнения компрессоров

• другое технологическое оборудования

4. Ремонтные работы, аварийные ситуации и др.

5. Воздействие на почву и недра

6. Шум

Основные виды и источники эмиссии метана (как основного компо­нента природного газа ) на КС могут быть сгруппированы по следую-щиадкатегориях:

а) Плановая (проектная) эмиссия, то есть выбросы газа в атмосферу, связанные с повседневной, технологически необходимой эксплуатаци­ей оборудования, сопутствующие стандартным условиям эксплуатации технологических установок. Например, это выбросы из предохранитель­ных клапанов, срабатывающих при определенном давлении, турбодетандеров, дегазаторов и другого подобного технологического оборудования газотранспортной системы. Плановыми (проектными) они называются потому, что величины утечек такого рода определяются на основе технических параметров оборудования и могут быть проверены с помощью селективных (выборочных) измерений или расчетов.

Основная величина выбросов, связанных с проведением технологи­ческих операций на КС, приходится на операции, выполняемые при пус­ках и остановах ГПА. Среднее значение этих выбросов характеризует­ся данными табл. 9.1.


Выбросы вредных веществ в атмосферу

Выбросы вредных веществ на компрессорных станциях (КС) можно разделить на две основные группы:

• выбросы (эмиссия) природного газа;

• выбросы продуктов сгорания (выхлопных газов).

Распределение общей величины выбросов природного газа при его транспорте можно представить в виде следующих соотношений:

1. Общая величина выбросов природного газа на КС -100%

- 73% -17% -1,86% - 0,47% - 2,9% - 7,67%

2. При пусках и остановках ГПА

(турбодетандер, контур нагнетателя)

3. Утечки (фугитивные выбросы)

• уплотнения запорной арматуры по штоку

• фланцевые и резьбовые соединения

• предохранительные клапаны

• уплотнения затвора свечной запорной арматуры


Таблица 9.1 Расход газа по составляющим операции пуска—останова ГПА

№ п/п   Наименование   Среднее значение расхода газа  
нм3   %  
  Расход газа на пуск-останов   5264,3   100,0%  
  Расход газа на работу турбодетандера     77,9%  
  Расход газа на продувку контура нагнетателя     1,2%  
  Объем газа, сбрасываемого из контура нагнетателя     20,0%  
  Расход импульсного газа в режиме пуска, останова     0,9%  

Как видно из данных табл. 9.1, наибольшие потери газа име­ют место при работе турбодетандера и при стравливании газа из контура нагнетателя. Эти объемы составляют примерно 95-97% всех потерь газа при проведении технологических опе­раций.


О

423

422

глава 9

'храма окружающей среды

 


 


б) Эмиссия при эксплуатации и ремонтных работах на объектах газо­транспортной системы, связанная с периодически проводимыми мероп­риятиями по поддержанию работоспособности этих объектов.

Относительно большие выбросы газа при эксплуатации технологи­ческого оборудования компрессорных станций занимают пылеуловите­ли. Годовые потери на продувку пылеуловителей на некоторых КС до­стигают 10 млн. нм3.

К основным факторам, определяющим объем потерь газа при про­дувках пылеуловителей, относятся:

• технологическая схема продувки пылеуловителей (открытая, закры­тая);

• вид продувки (ручная, автоматическая);

• рабочее давление газа в пылеуловителях:

• частота и продолжительность продувок.

Теоретически, расчет потерь газа (нм3) при продувках рекомендует­ся определять по следующей эмпирической формуле:

+ 3,2-N-n,
(9.1)

= г. .ус

-1 ф гк

где /^ - газовый фактор сырого конденсата, нм33; vk" - обще! ко­личество стабильного конденсата, собранного при продувках пылеуло­вителей, м3; п - число пылеуловителей; N- количество продувок одного аппарата за рассматриваемый период.

Наибольшие потери газа имеют место при осуществлении ручной продувки в открытую емкость, что приводит не только к потерям ра­створенного в конденсате газа, но и к прямым потерям самого природ­ного газа. Применение автоматической продувки в закрытую емкость позволяет ограничиваться только потерями газа дегазации конденсата, однако само качество продувок ухудшается из-за снижения перепада давлений на дренажной линии.

Частота продувок зависит от кондиционности транспортируемого газа и имеет широкий диапазон: от 1 раза в неделю до 8 раз в сутки. Количество газа, выбрасываемого при продувках пылеуловителей, мож­но уменьшить, если применять автоматические закрытые системы.

в) Фугитивные (диффузионные) выбросы, то есть постоянные и непред­намеренные утечки природного газа через неплотности оборудования. Величина эмиссии данного типа может быть определена путем проведе­ния непосредственных измерений. Попытки оценить их расчетным пу­тем связаны с большими погрешностями в вычислениях.


Фугитивные выбросы характеризуются устойчивыми и непрерывны­ми утечками газа в атмосферу через разного рода неплотности армату­ры КС и отверстия (свищи) в стенках трубы или оборудовании КС. Хотя большинство фугитивных утечек на элементах газопровода - это ма­ленькие точки эмиссии, однако большое количество таких источников в итоге приводит к значительным суммарным потерям природного газа.

Появление фугитивных утечек природного газа связано с наличием неплотностей:

• в сальниковых и других уплотнениях запорной арматуры;

• в стыковых соединениях (фланцы, резьбовые соединения);

• на участках, пораженных коррозией;

• в местах со скрытым браком и других механических повреждений.

На нагнетателях есть несколько кранов, которые могут быть источ­ником крупных потерь газа. Источниками фугитивных выбросов газа могут быть различные шаровые краны и задвижки, которые направля­ют и регулируют газовый поток при его прохождении через узлы комп­рессорной станции; возможны утечки газа на предохранительных кла­панах нагнетателей, пылеуловителей и аппаратов воздушного охлаж­дения. Кроме того, утечки могут происходить по многочисленным флан­цам, небольшим сварным и резьбовым соединениям труб, которые есть на всех узлах станции. Все эти узлы, как правило, необходимо осматри­вать при проведении обследования компрессорной станции не только визуальными методами, но и портативными газоанализаторами метана в атмосферном воздухе.

Работы по устранению и сокращению величины фугитивных потерь газа наиболее выгодно выполнять после вычисления доли утечки для каждого вида оборудования КС, что позволяет определить, где и какие мероприятия следует провести в первую очередь, чтобы оптимально сни­зить потери природного газа при его транспорте.

г) Аварийные выбросы, то есть потери природного газа при ава­рийных разрывах и других нарушениях герметичности оборудования КС. Величина'этих потерь оценивается на основе статических данных по каждому индивидуальному случаю в отдельности.

Работа газопроводных систем иногда сопровождаеться непредвиден­ными аварийными выбросами газа при полном или частичном разрыве газопроводов и разгерметизации оборудования КС. Под аварией пони­мается повреждение системы, приводящее к частичной разгерметизации или полному разрыву с выбросом под большим давлением вредных ве-


425

Охрана окружающей среды

глава 9

424

 


 


ществ в атмосферу в количествах, которые могут вызвать массовое по­ражение людей и окружающей среды. В среднем за год при авариях выбрасывается более 200 млн.м3 природного газа.

Практика эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что наибольшее число нарушений их герметичности связано с коррози­онным разрушением материала трубы под воздействием окружающей среды. Второе место занимают аварии из-за разрушения сварных швов, в связи с их некачественным выполнением при монтаже, третье - из-за механических повреждений газопроводов (табл. 9.2).

Таблица 9.2 Основные причины аварий на магистральных газопроводах


Выбросы в составе выхлопных газов

Кроме выбросов природного газа (метана), на КС присутствуют еще и выбросы вредных веществ, образующихся в результате сгорания топ­лива на ГПА и котельных. К их числу относятся:

• продукты сгорания - азот, водяные пары, углекислый газ;

• окислы азота;

• двуокись углерода;

• окислы серы;

углеводороды (в том числе не полностью сгоревший метан);


Причина   Доля общего количества аварий, %  
Подземная коррозия металла труб   39,78  
Брак строительно-монтажных работ   19,77  
Механические повреждения газопроводов   14,13  
Дефекты труб, соединительных деталей   13,65  
Нарушения правил эксплуатации   9,03  

сажа.

При сжигании сероводородсодержащих газов (Оренбургское, Аст­раханское месторождения) в атмосферу выбрасывается также серный и сернистый ангидриды, не сгоревший сероводород. Количество выбро­сов вредных веществ зависит и от типа газоперекачивающих агрегатов

(табл. 9.3).

Таблица 9.3

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.