Содержание к диссертации
Введение
1 .Литературный обзор. Влияние газовой промышленности на глобальную эмиссию метана 8
1.1 Метан и его вклад в потенциал глобального изменения климата 8
1.2. Особенности газовой отрасли как источника эмиссии газа в атмосферу 19
1.3. Существующие оценки потерь газа и эмиссии метана в атмосферу от предприятий газовой промышленности 27
1.4. Источники потерь газа и метановых, эмиссий при эксплуатации газотранспортной системы 39
1.5. Количественная оценка технологической эмиссии 47
2. Методы выявления и измерения утечек природного газа 65
2.1. Косвенные методы выявления и оценки утечек 65
2.2. Прямые методы измерения интенсивности утечек 75
2.3. Методика использования ПОУ для измерения интенсивности утечек 77
2.4. Способ и устройство измерения утечек газа из свечей газотранспортных предприятий 81
3. Результаты экспериментального мониторинга интенсивности фугитивных утечек газа на компрессорных станциях 87
3.1. Описание объектов мониторинга 87
3.2. Результаты измерений и результаты статистического анализа утечек на КС «Первомайская» 90
3.2.1. Сводные результаты измерений интенсивности утечек 90
3.2.2. Результаты статистического анализа интенсивности утечек 93
3.3. Результаты измерений интенсивности утечек на Чаплыгинской КС «Мострансгаза» 99
3.4. Результаты измерений интенсивности утечек на Петровской и Сторожовской КС «Югтрансгаза» 102
3.5. Обсуждение результатов 105
4. Исследование утечек и оценка прямой эмиссии метана в процессе эксплуатации магистрального газопровода 108
4.1. Выбор метода и объектов исследования 108
4.2. Статистический анализ объемов фугитивной эмиссии метана на газопроводе 112
4.3. Обсуждение результатов 118
5. Рекомендации по оптимальному проведению мониторинга фугитивных эмиссий на объектах газовой отрасли 120
5.1. Методические рекомендации по проведению мониторинга фугитивных эмиссий на объектах газовой отрасли 120
5.2. Теоретический анализ эффективности процедуры снижения фугитивной эмиссии 129
5.3. Пример анализа эффективности ремонта по данным Первомайской КС 132
5.4. Обсуждение результатов 137
Выводы 138
Литература 140
- Метан и его вклад в потенциал глобального изменения климата
- Косвенные методы выявления и оценки утечек
- Описание объектов мониторинга
Введение к работе
В современных условиях высоких темпов развития нефтегазового сектора и роста удельного веса природного газа в мировом энергетическом балансе проблема ограничения антропогенного влияния выбросов в атмосферу метана, обусловленных производственной деятельностью газовой индустрии, на глобальные изменения климата приобрела особую остроту и актуальность.
Глобальная эмиссия этого парникового газа сейчас оценивается в 535 млн. т/год, из которых 375 млн. т/год имеют антропогенную природу, в том числе около 47 млн. т/год метана поступает в атмосферу от объектов нефтегазового сектора. Более половины эмиссии СН4 энергетического сектора связано с производством, транспортом и распределением природного газа [1].
За последние двести лет концентрация метана в земной атмосфере увеличилась вдвое, в основном за счет ее техногенных источников, и ежегодно увеличивается примерно на 1,0 % [2]. Наличие СН4 в атмосфере напрямую связывают с образованием парникового эффекта, вызывающего негативные климатические изменения. Установлено, что метановая эмиссия занимает второе место после двуокиси углерода (ССЬ). По значимости ее воздействия на парниковый эффект одна тонна СН4 за столетие оказывает влияние эквивалентное 20 тоннам С02. Метан также отрицательно воздействует на состояние озонового слоя и содействует увеличению срока химической активности токсичных газов - окиси углерода и заменителей хлорфторуглеводоро-дов в атмосфере [3].
На протяжении двух последних десятилетий ученые многих стран серьезно заняты исследованием этой экологической проблемы. Уже в 80-х годах академическая пресса, популярные издания и газеты регулярно публикуют статьи по глобальным изменениям климата. Для ее обсуждения национальные и международные организации проводят конференции, вызывая тревогу общественности и побуждая власти, промышленников принять безотлагательные меры по ограничению причин глобального потепления. Началом
международной компании по снижению риска глобального потепления в 21-ом веке положено принятием в 1992 году Рамочной Конвенции ООН по изменению климата (РКИК), вступившей в действие с марта 1994 года и Киот-ского Протокола к ней 1997 года. Правительства стран-сторон РКИК обязались проводить ежегодную инвентаризацию эмиссии парниковых газов и разработать программы по ее снижению или стабилизации на уровне 1990 года, в нефтегазовом секторе, прежде всего, путем повышения эффективности энергопотребления и других мер, например, штрафов за повышенную эмиссию двуокиси углерода, принятых в международном масштабе.
При сжигании природный газ образует меньшее количество С02, в сравнении с другими видами ископаемого топлива. Этим аргументом газовая промышленность пользуется в продвижении своего продукта на рынке энергоносителей.
Многие специалисты уже окрестили 21-й век "эпохой" метана. Эксперты международного энергетического агентства, Мирового энергетического совета и других авторитетных организаций прогнозируют устойчивый рост доли природного газа в мировом производстве и потреблении энергоресурсов с увеличением его добычи до 3,6-4,0 трлн. м к 2020 году и более 5,5 трлн. м к середине этого века. В энергетической стратегии России увеличение доли природного газа в производстве энергоресурсов определено главным направлением новой структурной политики в области энергетики на ближайшие 10-15 лет [4].
С другой стороны, природный газ состоит до 99 % из метана, часть которого попадает в атмосферу при его утечках из негерметичных систем и оборудования, при технологических операциях, продувках, авариях и др. Поэтому одной из важнейших задач газовой промышленности является получение тщательных оценок такой метановой эмиссии, необходимых для принятия мер по ее сокращению.
Конечно, другие ископаемые топлива также образуют и испускают метан. Однако, если газовая промышленность реально выбрасывает относительно большие объемы СН4, то она не может претендовать на бесспорную роль источника с наименьшим эффектом парникового воздействия при сравнении с углем или нефтью. Это является второй причиной, по которой эта отрасль должна оценивать эмиссию метана и снижать влияние этой эмиссии на изменение климата.
Природный газ является важнейшим компонентом восстановления экономики России и играет ключевую роль в мировой экономике. Подтвержденные запасы газа в России составляют около 48 триллионов куб. м или 33 % мировых запасов. Крупнейшие месторождения расположены в Западной Сибири и арктических районах [5]. В 1990 году, в период максимальной добычи, газовая промышленность бывшего СССР давала 815 млрд. м3 природного газа, причем 80 % из них (652 млрд. м3) приходилась на российские месторождения. В последующие годы добыча газа постепенно снижалась и в 2004 году составила 540 млрд. м3.
Примерно две трети добываемого газа идет на внутренние потребности страны. С 1995 года природный газ составляет около 50 % от общего производства энергии, и в структуре топливного баланса доля газа увеличилась уже в 1998 году до 62 % [4]. Одновременно экспорт газа является одним из основных источников твердой валюты. По заявлению А. Миллера в 2001 году за экспортные поставки газа страна получила 14,5 млрд. долларов США. В то же время энергоемкость российской экономики в 90-х годах возрастает на 22 % и продолжает оставаться в 2,5-3 раза выше соответствующих показателей промышленно развитых стран мира. Свыше одной трети всех энергоресурсов в стране безвозвратно теряются или расходуется неэффективно в "самоедской" энергетике и лишь около 28 % доходит до населения в виде прямых либо косвенных энергетических услуг [4].
Масштабность и другие характерные особенности российской газовой индустрии дают основание считать, что метановая эмиссия этой отрасли составляет значимую величину общемировой эмиссии метана. Однако в конкретных оценках имеются пока значительные расхождения.
Точное измерение прямых газовых эмиссий затрудняется из-за их малой массы. Объемы утечек из негерметичной газовой сети слишком малы для определения простым расчетом разности между объемами на входе и выходе, т. е. по материальному балансу [6]. Поэтому некоторые статьи дают совершенно нереалистичные цифры объемов утечек газа, однако, и газовые предприятия не в состоянии дать цифры, которые, по общему мнению, были бы в достаточной степени достоверны.
В этой ситуации становится весьма актуальным и приоритетным решение задачи более достоверной оценки метановых эмиссий при эксплуатации газотранспортной системы страны и изучение на этой основе экономичных и эффективных путей ограничения негативного воздействия российской газовой промышленности на глобальные изменения климата.
Необходимо также отметить, что газовая отрасль представляет собой хороший предмет экономичного решения климатической проблемы, поскольку сокращение эмиссии метана является одновременным и равновеликим увеличением ее товарной продукции на рынке энергоносителей при постоянных объемах добычи природного газа.
Исходя из этого, целью настоящего исследования является разработка методического обеспечения количественной оценки прямой атмосферной эмиссии метана в процессе эксплуатации российской газотранспортной системы природного газа.
Метан и его вклад в потенциал глобального изменения климата
Метан (СН4) сравнительно недавно был включен в состав парниковых газов. Долгое время климатические изменения связывали с все возрастающими выбросами углекислого газа (С02), непосредственно определяемыми высокими темпами развития в XX веке топливно-энергетического сектора промышленности.
В настоящее время двуокись углерода на 63,5 % ответственна за "усиление" парникового эффекта, который обуславливает изменение климата. До начала промышленной революции в течение 10 000 лет уровень содержания С02 в атмосфере изменился менее чем на 10 %. Однако за последние 200 лет, начиная с 1800 года, ее содержание увеличилось почти на 30 % и уровень ее концентрации в атмосфере продолжает подниматься более чем на 10 % каждые 20 лет.
В начале 80-х годов 20-го века стало ясно, что одновременно в парниковом эффекте играют заметную роль также возрастающие выбросы в земную атмосферу и других газов, связанных с производственной деятельностью человека (табл. 1.1). В этот период были проведены научные международные конференции защитников окружающей среды: Вилли (октябрь 1985 года), Торонто (июнь 1988 года), Оттава (февраль 1989 года), Гаага (март 1989 года), Ноордвик (ноябрь 1989 года) и Берген (май 1990 года). Возрастающее количество научных данных этих конференций помогли привлечь внимание международного сообщества к вопросу о роли парниковых газов.
В соответствии с Приложением А к Киотскому Протоколу в состав основных парниковых газов, кроме С02, входят метан - СН4, закись азота -N20, гексафторид серы - SF6, гидрофторуглероды - HFCs и иерфторуглеро-ды - PFCs.
Каждый из этих газов в отдельности не сравнимы с диоксидом углерода по эффекту негативного воздействия на атмосферу, однако суммарный вклад их в потенциал глобального изменения климата сопоставим с СОг [7-9]
Относительный вклад ПГ в изменение климата характеризуется потенциалом глобального потепления (ПГП - GWP), который определяет относительный (по отношению к С02), удельный (в расчете на одну молекулу) вклад индивидуального вещества в парниковый эффект.
Метан по удельному вкладу в парниковый эффект в расчете на 100-летний период воздействия в двадцать один раз превосходит углекислый газ, закись азота - в 310 раз (см. табл. 1.2) [10]. При существующем росте содержания метана на 1 % в год он может стать основным фактором парникового эффекта [11].
Логическим завершением столь широкой научной компании стало создание Межправительственной Группы Экспертов по вопросам Изменения климата (МГЭИК) и подписание в июле 1992 г. (Рио-де-Жанейро) рамочной Конвенции ООН об изменении климата, определившей конечную цель и принципы усилий стран мирового содружества, направленных на борьбу с глобальным потеплением [9,12]. Конечной целью этих усилий сформулирована "стабилизация концентрации в атмосфере парниковых газов на уровне, предотвращающем вредное антропогенное (техногенное) воздействие на климатическую систему. Такой уровень должен быть достигнут в сроки, достаточные для естественной адаптации экосистем к изменению климата, позволяющие не ставить под угрозу производство продовольствия и обеспечивающих устойчивое экономическое развитие" (ст.2) [12].
Конвенцию подписали 165 стран мира, и после соответствующей процедуры ее ратификации большинством стран-участниц она вступила в силу 21 марта 1994 года. Развитые страны, согласно этому соглашению, обязались принять меры для возврата к 2000 г. к уровню эмиссии 1990 г. (п.п.2а и 2в, ст. 4) [12]. Кроме того, промышленно развитые страны должны оказать финансовую и техническую помощь развивающимся странам для предотвращения изменения климата, включая содействие и сотрудничество в проведении научных и других исследований, систематических наблюдений и создании банков данных результатов инвентаризации парниковых газов.
Косвенные методы выявления и оценки утечек
Одной из важнейших задач эксплуатационных служб является выявление утечек природного газа на предприятиях газовой отрасли. На начальных этапах развития транспорта газа работники этих служб - «газовые обходчики» проезжали вдоль отведенных им участков на трассе газопровода и выявляли утечки газа по запаху («органолептический метод»), звуку и изменениям цвета растительности. Однако в последующие годы в связи с быстрым ростом протяженности газопроводов и повышением требований к качеству контроля такой метод стал неэффективным, и от него повсеместно отказались [84].
Тепловидение или инфракрасная (ИК) радиометрия. Обнаружение утечки основано на визуализации или установлении температурной аномалии почвы над местом неплотностей или свища. Градиент температуры возникает за счет локального охлаждения почвы струей истекающего газа. Газ же охлаждается в результате эффекта Джоуля-Томпсона при его дросселировании. Поскольку газ нагревается при его компримировании на компрессорной станции, сам трубопровод, как правило, имеет температуру выше температуры окружающего грунта.
Это явление позволяет также производить картографирование газопроводов и осуществлять пространственную привязку координат утечки метана.
Характерным примером использования пассивных средств является поиск утечек из газопроводов, проводимый с середины 80-х годов за рубежом американской компанией «Floridaechnology Network». При этом скорость обследования газопровода на вертолете составляла до 160 км/ч [85].
Подобные работы осуществлялись и в нашей стране [86]. Ряд работ по газопроводам и подземным хранилищам газа был проведен в Московском регионе с использованием тепловизоров шведских фирм «AGA» и «AGEMA». Результаты, полученные в ходе этих работ, позволяют сделать вывод о том, что при определенных природных и технологических условиях тепловизионная съемка дает возможность обнаружить утечки метана, однако гарантированного обнаружения утечек получить не удается. Для успешного поиска утечек, по сложившемуся мнению, требуется на порядок большая чувствительность и достоверность обнаружения.
Недостатки таких приборов обусловлены неявностью признаков небольших утечек и неравномерностью температурного рельефа поверхности Земли в естественных условиях. Но, в любом случае, эту аппаратуру можно считать эффективным вспомогательным средством для поиска утечек метана.
Акустическая эмиссия. В этом случае дистанционное обнаружение утечки основано на регистрации акустического шума (акустической эмиссии), возникающего при истечении газа через сквозной дефект (свищ) при наличии в трубе высокого избыточного давления и распространяющегося по газопроводу [87, 88].
Такая аппаратура может работать как в составе АСУ трубопроводного транспорта, так и автономно.
Примером современного диагностического комплекса может служить система, разработанная в РКК «Энергия», первоначально предложенная для оперативного выявления места пробоя микрометеорными частицами корпуса станции «Альфа».
Минимальная величина определяемой утечки - 1 г/с, при шаге установки датчиков 200 м - 30 г/с; один контролер контролирует до 200 датчиков; датчики могут быть установлены на системе газопроводов, включающей в себя до 10 объектов контроля с общей длиной до 20 км; система включает в себя резервные элементы, что обеспечивает надежную работу в течении заданного ресурса; предусмотрена корректировка алгоритмов контроля в соответствии с изменением внешних условий.
В 1996 году на объектах РАО «Газпром» были выполнены работы по организации опытного участка длиной 20 км для проведения экспериментальных исследований, отработки метода определения неисправностей и отладки алгоритмов контроля утечек газа [87].
Надо отметить, что необходимость расположения на газопроводе большого количества датчиков приведет к повышению стоимости системы, а уменьшение их количества - к снижению чувствительности диагностического комплекса.
Общим и существенным недостатком всех выше приведенных методов является низкая достоверность обнаружения малых утечек, что связано с неявностью их признаков.
Методы прямого обнаружения истекающего метана в атмосферном воздухе дают более достоверную информацию о наличии утечки. Поскольку состав утечки известен, возможно применение активной и пассивной спектроскопии. Наиболее приемлемы для оперативного дистанционного обнаружения утечек метана резонансная абсорбция (поглощение) и флуоресценция.
Спектроскопия. Известно о разработке в России спектрометрической системы для обнаружения широкой фракции легких углеводородов на основе эффекта флуоресценции (система производит возбуждение молекул метана в зоне утечки когерентным излучением импульсного лазера) использовании этого эффекта для экологического и биологического мониторинга [89]. Но в первом случае нет информации о практическом применении, а реализация второго проекта затруднена из-за сложности выделения излучения флуоресценции из отраженного земной поверхностью солнечного излучения. Измерения проводятся предпочтительно в сумерках или ночью, что значительно осложняет задачу и сужает область применения. Кроме того, активная флуоресценция растительного покрова земной поверхности может создавать значительные помехи.
Абсорбция. Пассивные методы. Метод резонансной абсорбции обладает высокой чувствительностью и простотой реализации. Это обусловлено максимальным сечением взаимодействия по сравнению с другими спектроскопическими эффектами.
Необходимо учитывать, что при применении дистанционных методов результаты являются интегральными, поскольку взаимодействие с молекулами обнаруживаемого продукта происходит по всей трассе распространения излучения в нем. Кроме того, ввиду значительной изменчивости условий распространения и отражения зондирующего излучения достоверные данные можно получить только с использованием дифференциальной схемы.
Поскольку диагностика газопроводов производится в дневное время, возможно, с помощью тепловидения или радиометрии с дифференциальными схемами, получить в спектральной области 3-кЗ,5 мкм, где сосредоточены сильные линии поглощения углеводородов, изображения зон поглощения углеводородами части спектра солнечного излучения в атмосфере над трубопроводом.
Описание объектов мониторинга
Экспериментальные и опытно-промышленные исследования прямой эмиссии метана на российских КС магистральных газопроводов проводились в 1995-96 годах в рамках программы научно-экологического сотрудничества «Газпром» и Агентства охраны окружающей среды США (АООС). Обнаружение источников и измерение интенсивности фугитивных утечек газа в атмосферу методом ПОУ было организовано на четырех объектах: Первомайская и Чаплыгинская КС «Мострансгаза», Петровская и Сторожовская КС «Югтрансгаза». Некоторые характеристики компрессорных станций приведены в таблице 3. 1.
Наиболее полные измерения были выполнены с непосредственным участием автора работы на Первомайской КС («Мострансгаз»), которая расположена на границе Тамбовской и Липецкой областей. Первомайская КС эксплуатируется с 1984 года и обеспечивает газопоток на 5 нитках газопроводов - Уренгой, Ужгород, Уренгой-Центр I и II, Ямбург-Елец I и II. Схема газопроводов на участке Первомайского УМГ приведена.
В цехе Первомайской КС, обслуживающем экспортный газопровод Уренгой-Ужгород, установлен 3 агрегата с газотурбинным приводом типа ГТК-25И суммарной мощностью 75 кВт, два агрегата из трех постоянно находятся в эксплуатации 11 месяцев в году, т. е. 92 % всего периода.
Газ поступает на компрессорную станцию через узел подключения из газопроводов большого диаметра (1400 мм). В начале газ проходит через ряд газоочистных сооружений, где удаляется конденсат и другие примеси. После очистки газ передается в распределительное отделение станции, где расположено большое количество узлов различного типа - кранов, клапанов и трубопроводов и происходит распределение газа между компрессорами. Система кранов станции позволяет диспетчеру в случае необходимости менять направление газового потока. Например, можно обойти компрессоры, поставленные на профилактический ремонт, закрыв определенные краны. Часть газа направляется для использования в качестве топлива для компрессоров, работающих с газовым приводом.
После перераспределения газ подается в компрессоры. Здесь давление газа повышается в соответствии с необходимым для данного газопровода уровнем. Сами компрессоры располагаются в больших зданиях типа ангаров, выполняющих противошумовую функцию и защищающих компрессоры от загрязнения. Сжатый газ возвращается в распределительное отделение станции и затем пропускается через систему охлаждения (АВО) для того, чтобы удалить чрезмерное нагревание, вызванное компрессией. Охлажденный газ закачивается в магистральный трубопровод, теперь уже под более высоким выходным давлением.
Первый этап мониторинга состоял в обследовании всех узлов цеха с целью поиска источников эмиссии природного газа. Для этого использовался аудиоанализ, обмыливание и замер портативными газоанализаторами концентрации метана в атмосферном воздухе около обследуемых узлов. После нахождения источника эмиссии объемный расход газа измерялся методом ПОУ.
На нагнетателях есть несколько кранов, которые могут быть источником крупных потерь газа. Газ также выбрасывается в атмосферу через свечи топливного и пускового контуров двигателя и нагнетателя при запуске и остановке ГПА (при этих операциях обязательно проводится его продувка). Продувочный контур ГТУ состоит из пары узловых кранов, небольшого запорного («свечного») крана и открытого с одного конца трубопровода -свечи, расположенной на территории станции. Во время работы нагнетателя узловой кран открыт, а продувочный - закрыт. Во время простоя нагнетателя, наоборот, продувочный кран открыт, а узловой - закрыт. На любом из этих кранов может происходить утечка газа по штоку.
Также источниками выброса 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 охлаждающих установок. Кроме того, утечки могут происходить по многочисленным фланцам, небольшим сварным и резьбовым соединениям труб, которые есть на всех узлах станции.
Кроме данных, полученных при обследовании КС «Первомайская», в дальнейшем анализе будут учтены результаты мониторинга утечек тем же методом, проведенного с участием американских специалистов Т. Ховарда и М. Вебба (Т. Howard, М. Webb) компания «Indaco Air Quality Services, Inc.") в ноябре 1995 г. Измерения проводились на свечах КС «Чаплыгин», а также на компрессорных станциях Петровская и Сторожовская «Юггрансгаза». КС «Чаплыгин» находится также, как и КС «Первомайская», в Первомайском УМГ (см. рис 3.1), эксплуатируется с 1983 года и имеет два цеха, оборудованных газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-ц-6.3 и ГПА-ц-16 суммарной мощностью 50,4 и 32 МВт соответственно. Далее будут приведены результаты обследования четырех компрессорных станций.
