9.2. 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%

2. При пусках и остановках ГПА (турбодетандер, контур нагнетателя) - 73%

3. Утечки (фугитивные выбросы) - 17%

- уплотнения запорной арматуры по штоку - 1,86%

- фланцевые и резьбовые соединения - 0,47%

- предохранительные клапаны - 2,9%

- уплотнения затвора свечной запорной арматуры - 7,67%

- уплотнения компрессоров - 2,81%

- другое технологическое оборудование - 1,29%

4. Ремонтные работы, аварийные ситуации и др. - 6%

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 следующим категориям:

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.

Таблица 9.1

Расход газа по составляющим операции пуска-останова гпа

#G0№ п/п	Наименование	Среднее значение расхода газа
		нм	%
1	Расход газа на пуск-останов	5264,3	100,0%
2	Расход газа на работу турбодетандера	4100	77,9%
3	Расход газа на продувку контура нагнетателя	61	1,2%
4	Объем газа, сбрасываемого из контура нагнетателя	1053	20,0%
5	Расход импульсного газа в режиме пуска, останова	50	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.

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.нм .

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 (нм ) при продувках рекомендуется определять по следующей эмпирической формуле:

, (9.1)

где - газовый фактор сырого конденсата, нм /м ; - общее количество стабильного конденсата, собранного при продувках пылеуловителей, м ; - число пылеуловителей; - 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 сопровождается 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 веществ в атмосферу в количествах, которые могут вызвать массовое поражение людей и окружающей среды. В среднем за год при авариях выбрасывается более 200 млн.м 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