CC BY
328
УДК 622.692.286
Методические основы определения и нормирования технологических потерь природного газа на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ
Г.С. Акопова1, В.В. Голушко1, Е.В. Дорохова1*
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. Анализ российских стандартов и инструкций в области малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа (СПГ) показал, что в настоящее время нормативно-методическое обеспечение при определении технологических потерь природного газа в данной сфере деятельности отсутствует как на отраслевом, так и на федеральном уровнях. В связи с этим проблема определения норм технологических потерь природного газа для объектов малотоннажного производства и потребления СПГ приобретает все большую актуальность.
Настоящая статья содержит результаты проведенных исследований специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по обобщению зарубежных и отечественных методических основ определения и нормирования технологических потерь природного газа при производстве и потреблении СПГ и оценке объемов утечек газа на наземном технологическом оборудовании объектов малотоннажного производства и потребления СПГ на основе полученных экспериментальных данных.
Для расчета норм потерь природного газа определены технологические процессы, при которых происходит сброс газа в атмосферу (прямые потери) и при которых газ утилизируют и/или используют на собственные технологические нужды (условные потери).
Результаты статистических, аналитических и инструментальных исследований по оценке технологических потерь газа, в том числе с утечками, являются основой для разработки стандарта ПАО «Газпром» по нормированию технологических потерь природного газа для объектов малотоннажного производства и потребления СПГ.
Ключевые слова:
малотоннажное производство и потребление СПГ, нормы
технологических потерь.
В последнее время наряду с крупнотоннажным производством сжиженного природного газа (СПГ) все большие обороты набирает средне- (до 1 млн т в год) и малотоннажное (до 100 тыс. т в год) производство СПГ.
Текущее воздействие на окружающую среду при штатных ситуациях строительства, эксплуатации и ликвидации инфраструктуры СПГ хорошо регулируется законодательством и по большей части выполняется компаниями. При этом вопросы, связанные с технологическими потерями в атмосферу в течение технологического цикла СПГ, изучены недостаточно и часто недооцениваются.
Поскольку СПГ состоит преимущественно из метана (более 95 %), одного из основных парниковых газов, особую актуальность приобретает вопрос потерь газа, сопровождающихся выбросами в атмосферу, и влияние производства, применения и транспортировки СПГ на изменение климата.
Технологические потери природного газа и СПГ определяют за отчетный период (календарные сутки/месяц/квартал/полугодие/год) отдельно для каждого технологического процесса или установки/оборудования и в целом по объекту как сумму всех потерь расчетным методом или по показаниям счетчиков/расходомеров газа.
На каждом работающем объекте малотоннажного производства и потребления СПГ в соответствии с принятой схемой и технологией составляется материальный баланс газа, который помимо технологических потерь природного газа и СПГ при регламентных операциях включает потери газа с утечками в атмосферу, расход газа на собственные технологические нужды (СТН), погрешность средств измерения и учета газа.
Для определения технологических потерь газа расчетным методом выполнен комплекс исследований: анализ действующих нормативно-технических документов;
определены технологические процессы, при которых происходит сброс газа в атмосферу (прямые потери) и при которых газ утилизируют и/или используют на СТН (условные потери); определены состав и характеристики оборудования, участвующего в технологических процессах на объекте (подготовка и сжижение ПГ, транспортировка, хранение, регазификация и потребление СПГ).
Расчет технологических потерь представляет собой упрощенный метод их оценки и его не следует рассматривать как единственный. В зависимости от ситуации допускается применять другие методы, например численное моделирование.
Исходными данными для определения технологических потерь являются: физико-химические свойства природного газа и СПГ (состав, давление, температура, плотность); паспортные характеристики оборудования (производительность/мощность, геометрические параметры и т.п.); показания счетчиков/расходомеров газа; типы, характеристики и свойства адсорбентов, металлов и изоляционных материалов.
Технологические потери природного и сжиженного газа и СПГ при малотоннажном производстве и потреблении подразделяются на две группы.
1. Условные (при работающем газопотребляющем оборудовании):
• газ после регенерации адсорбентов (при условии использования газа на СТН - газовые электростанции (электрогенераторы) или котельные);
• отпарной газ с резервуаров хранения (при условии его утилизации);
• регазификация СПГ из трубопроводов выдачи после заправки авто (ж/д) цистерн (при работающей установке - передавливание СПГ из трубопроводов выдачи в емкость хранения с дальнейшим использованием регазифициро-ванного сжиженного природного газа на СТН);
• возврат газа в газопровод;
• возврат газа на компрессорную установку для повторного сжатия или на вход комплекса по производству СПГ для повторного сжижения;
• газ на захолаживание оборудования: сепараторов, теплообменников, участков трубопроводов, арматуры, изоляции, резервуаров хранения, криогенного насоса, заправочного шланга и транспортных емкостей (нет выхода продукта, но при этом имеет место расход газа на захолаживание);
• СПГ, вытесненный из холодного блока и резервуаров при останове технологического оборудования на ремонт (при условии использования газа на СТН и пр.).
2. Прямые:
• при подготовке газа (с конденсатом в процессе осушки, при регенерации адсорбента, периодическом ремонте адсорберов или замене адсорбента);
• компримировании газа на компрессорном оборудовании;
• пуске турбодетандера;
• останове комплекса на плановый ремонт и при пуске после ремонта (опорожнение оборудования (сбросе давления); продувка технологического оборудования (емкостей, трубопроводов и т.п.) инертным газом; вытеснение инертного газа после ремонта; СПГ, вытесненный из холодного блока и резервуаров;
• проверке работоспособности и срабатывании предохранительных клапанов;
• отборе проб природного газа и СПГ для аналитического контроля компонентного состава;
• дренировании (снижение давления в емкости газосбросом в атмосферу);
• регазификации СПГ (по окончании заправки автоцистерны);
• сливе несливаемого остатка СПГ из криогенной емкости (при проведении технического осмотра и ремонтных работ).
• с утечками (негерметичность сальников, фланцевых и резьбовых соединений, запорной арматуры, свечей в положении свечных кранов «закрыто» и др.);
• испарения при хранении и транспортировании СПГ;
• потери СПГ по окончании сливо-наливных операций в автоцистерну (опорожнение заправочных шлангов и подводящих трубопроводов).
Источниками прямых потерь газа (организованных газосбросов природного и отпар-ного газов в атмосферу) на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ являются свечи.
Для оценки объемов прямых потерь газа с утечками через сальники штоков компрессоров, от фланцевых и резьбовых соединений, запорной арматуры, свечей (в положении свечных кранов «закрыто») специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с представителями каждого репрезентативного
объекта были проведены инструментальные исследования на объектах малотоннажного производства и потребления газа, которые включали инструментальное измерение параметров утечек газа на наземном технологическом оборудовании и оценку объемов утечек газа на основе полученных экспериментальных данных и результатов расчетов.
В июне - августе 2016 г. на предмет обнаружения утечек газа было обследовано оборудование шести комплексов малотоннажного производства СПГ: КСПГ ГРС-4 (г. Екатеринбург), КСПГ с АГНКС (г. Калининград (ГРС-1)), КСПГ (д. Канюсята Пермского края), АГНКС № 8 (г. Петергоф), две АГНКС (г. Кингисепп и г. Первоуральск) и четырех станций приема, хранения и регазификации СПГ в Пермском крае и Свердловской области.
Подготовка и проведение инструментальных измерений параметров выбросов метана в составе природного газа и паров СПГ проводились в соответствии с корпоративными документами ПАО «Газпром».
Инструментальные исследования включали: обнаружение утечек метана в составе природного газа и паров СПГ на арматуре и свечах всех технологических площадок репрезентативных объектов; измерение параметров обнаруженных утечек метана; расчет и оценку объема утечек метана.
Для получения объективной информации и максимального объема статистических данных был выполнен большой объем измерений (табл. 1).
Результаты обнаружений и измерений утечек метана в составе природного газа и паров СПГ показали, что наибольший объем утечек приходится на свечи.
Результаты статистических, аналитических и инструментальных исследований по оценке технологических потерь газа, в том числе с утечками, являются основой для разработки стандарта ПАО «Газпром» по нормированию технологических потерь природного газа для объектов малотоннажного производства и потребления СПГ.
Стандарт разрабатывается с целью обеспечения повышения достоверности учета потерь природного газа при выполнении различных технологических операций и для применения дочерними и зависимыми обществами и организациями ПАО «Газпром», а также проектными, научными и сторонними организациями при нормировании технологических потерь природного газа и газосбросов природного газа в атмосферу на объектах малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа исходя из технологических особенностей производственного цикла.
Таблица 1
Результаты проведенных исследований по измерению параметров утечек метана на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ
Объект исследования Запорно-регулирующая арматура Свечи Кол-во измеренных утечек, всего, шт. Суммарный объем измеренных утечек метана, м3/сут
кол-во обследованных единиц, ед. кол-во обнаруженных и измеренных утечек метана, шт. рассчитанный объем утечек метана, нм3/сут кол-во обследованных единиц, ед. кол-во обнаруженных и измеренных утечек метана, шт. рассчитанный объем утечек метана, нм3/сут
КСПГ с АГНКС, г. Калининград Более 300 24 12,56 28 16 48,54 40 61,10
КСПГ с АГНКС, г. Кингисепп Более 150 13 3,28 - - - 13 3,28
АГНКС, г. Петергоф Более 150 32 21,21 10 6 160,93 38 182,14
АГНКС, г. Первоуральск Более 150 7 0,54 34 21 180,31 28 180,85
КСПГ ГРС-4, г Екатеринбург Более 200 25 28,29 6 0 - 25 28,29
КСПГ, д. Канюсята Более 150 13 12,40 20 2 0,013 15 12,41
СПХР:
• пос. Ильинский Более 50 - - 2 - - - -
• с. Нердва Более 50 - - 2 - - - -
• пос. Северный Коммунар Более 50 1 0,02 2 - - 1 0,02
• база отдыха «Озеро Глухое» Более 50 - - 2 - - - -
Необходимо отметить, что ключевой проблемой, с которой сталкиваются как разработчики новых проектов, так и производители малотоннажного СПГ, является отсутствие обоснованных и непротиворечащих политик и нормативов в этой отрасли, в том числе в части учета и нормирования потерь природного газа. Ужесточение требований к выбросам парниковых газов от потребления ископаемых топлив, выбросам загрязняющих веществ и уровню экологичности автотранспортного сектора является серьезным стимулом для стремительного развития рынка малотоннажного производства и потребления СПГ, а следовательно, устранения пробелов нормативно-правовой базы.
В отчете Международного газового союза «Малотоннажное СПГ» 2015 г. [1] рекомендуется менее развитым рынкам малотоннажного СПГ при разработке новых проектов руководствоваться существующим и доступным в настоящее время международным набором стандартов и инструкций.
Анализ действующих на международном уровне отраслевых стандартов и инструкций в области малотоннажного производства СПГ показал, что наряду с достаточно хорошо проработанной нормативно-методической базой в области проектирования, безопасности производства, управления рисками и обучения
персонала в мире существует острая нехватка стандартов и методик, касающихся нормирования выбросов природного газа (метана) в атмосферу для объектов малотоннажного производства и потребления СПГ (табл. 2).
В Германии стандарты и нормативы по предотвращению выбросов газа в основном направлены на требования к герметичности. Уплотнительные элементы на фланцах и запорной арматуре должны быть сертифицированы (с соответствующим доказательством обеспечения достаточной степени герметичности). Герметичность фланцевых соединений и запорных кранов должна проверяться в соответствии с требованиями VDI RL2440. Обычно при этом используется метод перепада давления по DIN 28090-2, а метод испытания на утечку гелия - согласно DIN 2440. Стандарт EN 1770 «Проверка герметичности» содержит в себе описание многих методов контроля герметичности.
В большей степени в решении этой проблемы продвинулись США. Вопрос оценки и учета выбросов метана при операциях с СПГ в этой стране серьезно встал в 2006 г., тогда правительство Соединенных Штатов поручило Агентству по защите окружающей среды (EPA) США заняться исследованием данной проблемы.
Потребность иметь более полные знания об источниках и величине выбросов
Таблица 2
Международные отраслевые стандарты и инструкции по учету технологических потерь в области малотоннажного производства СПГ
Наименование документа Краткое описание
Руководство API «Операции с СПГ. Последовательная методология оценки выбросов парниковых газов», версия 1.0, май 2015 г. Руководство содержит подходы, принятые на международном уровне, по оценке выбросов парниковых газов (метана и диоксида углерода) от операций с СПГ с учетом специализированного оборудования, технологий сжижения и взаимосвязанной производственной инфраструктуры СПГ
Справочник API, Версия 3.0, август 2009 г (The API Compendium, Version 3.0, August 2009) Справочник содержит более подробное описание методов оценки выбросов для твердых дегидраторов осушителя пласта или альтернативных дегидраторов
Агентство по охране окружающей среды США, Федеральный реестр. Том 76. 23 декабря 2011 г В томе 76 приведен ряд типовых коэффициентов выбросов природного газа, которые могут использоваться для оценки фугитив-ных выбросов на заводах по переработке природного газа, включая сжижение и регазификацию СПГ, а также могут быть применены для узлов в собирающих трубопроводах и пароулавливающих компрессорах
Агентство по охране окружающей среды США, Федеральный реестр. Том 77. 24 августа 2012 г Исправленная версия тома 76
GRI/EPA: выбросы метана в газовой промышленности. Том 8. Утечки на оборудовании, 1996 г. В документе представлена система учета выбросов метана в газовой отрасли на основе исследований ОЫ/ЕРА
парниковых газов от различных операций на протяжении всей технологической цепи СПГ была очевидна, поскольку уже тогда проекты по производству и использованию СПГ, в том числе малотоннажного, получали все большее распространение в мире. А разработка надежных методов оценки выбросов для различных операционных сегментов сектора СПГ способствовала бы получению непротиворечивых данных по выбросам и корректному учету потерь при операциях с СПГ.
Исследования, выполненные EPA по вопросу оценки вклада выбросов метана от операций с СПГ, показали, что существующие на тот момент методы оценки выбросов парниковых газов от операций с СПГ слишком завышают их реальные величины [2].
В области нефтегазовой отрасли США действует система стандартов API, разработанная некоммерческой организацией - Американским институтом нефти (American Petroleum Institute - API). На сегодня API поддерживает около 500 стандартов для всех сегментов нефтегазовой промышленности и активно взаимодействует с международной системой стандартизации ISO и другими организациями. Также институт имеет большой опыт в разработке методологий оценки выбросов парниковых газов для нефтегазовой отрасли, которые используются во всем мире, на них ссылаются в многочисленных правительственных и неправительственных протоколах и процедурах при расчетах и подготовке отчетов о выбросах парниковых газов.
В мае 2015 г. по проблеме оценки выбросов при производстве и потреблении сжиженного природного газа API подготовлено руководство «Операции с СПГ. Последовательная методология для оценки выбросов парниковых газов» (далее - Руководство). Руководство разработано с целью создания непротиворечивых и всесторонне принятых на международном уровне подходов по оценке выбросов парниковых газов, а именно метана и диоксида углерода, от операций со сжиженным природным газом с учетом специализированного оборудования, технологий сжижения и взаимосвязанной производственной инфраструктуры СПГ.
В документе рассматриваются источники выбросов крупнотоннажного производства СПГ. Но принимая в расчет, что такие операции,
как очистка и осушка газа, сжижение, хранение, перевозка и регазификация малотоннажного СПГ, не сильно отличаются от традиционной СПГ-индустрии, за исключением объемов, данное Руководство по этим сегментам представляет интерес для исследования.
В Руководстве базовый уровень учета выбросов метана от операций с СПГ состоит из величин выбросов от отдельных источников, полученных в результате расчетов и оценок, и агрегированных для занесения в Инвентаризацию (кадастр) выбросов парниковых газов, т.е. в СО2 эквиваленте (СО2-экв). Результаты по выбросам могут быть получены либо посредством их прямого измерения на объектах эксплуатации, либо вычисления с использованием коэффициента выбросов и некоторой меры деятельности, приводящей к выбросу, называемой фактором деятельности. Коэффициенты выбросов характеризуют уровень выброса от конкретного источника и могут быть получены на основе специфичных для конкретной страны измерений или принимаются по опубликованным данным. Фактором деятельности является измеряемое количество, например количество оборудования или количество потребляемого топлива.
При выборе метода расчета количества выбросов метана и диоксида углерода используются четыре уровня, выбираемые исходя из требуемой достоверности получаемых результатов и доступности исходных данных: 1 - прямые измерения; 2 - массовый баланс; 3 - коэффициенты выбросов; 4 - инженерные вычисления. Метод 1 (с использованием прямых измерений) является самым достоверным, а метод 4, соответственно, имеет наибольшую неопределенность.
Представленная в Руководстве информация по выбросам и их источникам может служить инструментом для усовершенствования существующих методических компиляций сектора СПГ и выделения потенциальных источников выбросов в производственной цепи операций СПГ.
Типовые нормы потерь при хранении, загрузке и отгрузке СПГ, приведенные в табл. 3, рекомендуется использовать для оценки потенциальных выбросов метана в случае, если технологией не предусмотрено их улавливание или сжигание на факеле.
Таблица 3
Типовые нормы потерь при хранении, загрузке и разгрузке СПГ
Источник Норма потерь от типового выброса, %
Отпарной газ от резервуаров хранения, от общего объема резервуара в день [3] 0,050
Отпарной газ от судов во время отгрузки, от общего объема хранения на судне в день [4] 0,15
Потери от СПГ-транспортной трубы - пенно-полимерная изоляция [5], на км СПГ-транспортной трубы 0,0012
Потери от СПГ-транспортной трубы - порошковая изоляция [5], на км СПГ-транспортной трубы* 0,0006
Потери от СПГ-транспортной трубы - вакуумная изоляция [5], на км СПГ-транспортной трубы* 0,00012
* На основе показателя скорости передачи СПГ 228 м3/мин и коэффициента теплопередачи изоляции стенки трубы и (Вт/(м2К)) = 0,26 (пена), 0,13 (порошок) и 0,026 (вакуум).
Фугитивные (диффузные) выбросы
Под фугитивными (диффузными) выбросами в Руководстве понимаются неорганизованные выбросы, которые попадают в атмосферу в виде утечек. Любое оборудование с герметизацией в области стыка двух поверхностей имеет потенциал для утечки. Утечки образуются, как правило, через штоки кранов, фланцев, резьбовые соединения, уплотнения вала компрессора. Диффузные выбросы также происходят от испаряющих источников. В разделе 6.0 Справочника API (версия 3.0; август 2009 г.) представлено подробное обсуждение различных методов, доступных для определения количества диффузных выбросов. Системы обращения с СПГ, по большей части, требуют сварных, а не фланцевых или резьбовых соединений, минимизируя, таким образом, диффузные выбросы.
Варианты для оценки диффузных выбросов включают:
• расчет по количеству оборудования (арматуры) и коэффициентам выбросов;
• мониторинг обнаружения утечек и инженерные вычисления с использованием модели.
1. Расчет по количеству оборудования (арматуры) и коэффициентам выбросов. Данный метод, называемый методом VDI (VDI - союз немецких инженеров), основан на подсчете количества различных типов оборудования, арматуры (например, кранов, резьбовых соединений, клапанов и т.д.) и применении к ним соответствующих коэффициентов выбросов (без разграничения арматуры на герметичную или негерметичную) для получения общих выбросов. Оценка выбросов с использованием коэффициентов для природного газа в целом может быть выполнена на основе
знания количества сжигаемого природного газа (СО2) и фугитивных выбросов (СН4).
Для оценки суммарных фугитивных выбросов от одного типа оборудования применяется формула
Е = Х ( н>еа )t,
где Е - суммарные фугитивные выбросы от определенного типа оборудования, кг/год; N - количество определенного типа оборудования, ед.; Ер - удельные выбросы от определенного типа оборудования, кг/ч; t - количество часов работы оборудования в год, ч/год.
Этот метод прост в применении, поскольку требует только знания количества клапанов, резьбовых соединителей и т.д. Недостатком является то, что использование коэффициентов обеспечивает оценку лишь потенциальных, а не фактических выбросов. К тому же этот подход не позволяет оценить тенденции в изменении величины выбросов, так как единственной переменной является количество оборудования/арматуры, которое в большинстве операций значительно не меняется.
В табл. 4 представлен ряд коэффициентов выбросов метана по умолчанию для оборудования и арматуры, характерных для хранения, отгрузки/разгрузки СПГ в терминалах. Коэффициенты характеризуют средние выбросы в час на тип оборудования/арматуры. Для определения количества общих диффузных выбросов метана для этих операций необходимо знать количество оборудования/арматуры в каждой из указанных категорий и часы их работы. Отдельно в табл. 5 представлены коэффициенты выбросов для паровозвратных компрессоров на основе
Таблица 4
Коэффициенты выбросов метана по умолчанию на тип узла для терминалов хранения
и загрузки/отгрузки СПГ [6]
Оборудование/арматура Коэффициент выбросов [7]*
ст. фут3/час/оборудование ст. м3/час/оборудование
Кран,клапан 1,19 0,0337
Уплотнение насоса 4,00 0,1133
Соединители (фланцы и резьбовые фитинги) 0,34 0,009628
Другое** 1,77 0,05012
Компрессоры пароуловителей** 4,17 0,1181
* См. табл. W-5, W-6 [6]; основаны на принятой доле метана в составе природного газа 93,4 %. ** Коэффициент выбросов, в ед.: стандартный кубический фут/час/компрессор.
Таблица 5
Общие коэффициенты выбросов углеводородов по умолчанию для обнаруженных утечек в расчете на единицу оборудования для сектора «переработка газа» [7, см. табл. W-2]
Оборудование/арматура Коэффициент выбросов природного газа
ст. фут3/ч/оборудование ст. м3/ч/оборудование
Разгерметизированное оборудование компрессоров
Кран* 14,84 0,42
Соединители (фланцы и резьбовые фитинги) 5,59 0,16
Разомкнутая на конце линия 17,27 0,49
Клапан для стравливания давления 39,66 1,12
Измерительный прибор 19,33 0,55
Разгерметизированное оборудование некомпрессорное
Кран* 6,42 0,18
Соединители (фланцы и резьбовые фитинги) 5,71 0,16
Разомкнутая на конце линия 11,27 0,32
Клапан для стравливания давления 2,01 0,06
Измерительный прибор 2,93 0,08
Собирающий газопровод 2,81** 0,13***
* Включают регулирующие краны, клиновые задвижки и перепускные краны.
** Стандартный кубический фут/час/миля.
*** Стандартный кубический метр/час/километр.
количества компрессоров, а не оборудования/арматуры.
2. Мониторинг обнаружения утечек. Выбросы метана могут быть оценены путем проведения обследования по идентификации разгерметизированного оборудования и получения коэффициентов выбросов применительно к тем источникам, от которых исходят утечки природного газа. Такая оценка более точна, чем с использованием коэффициентов по умолчанию, поскольку здесь коэффициенты применены к фактическим обнаруженным утечкам.
Для применения этого метода объектами СПГ диффузные выбросы рассчитываются упрощенным способом, приведенным в Федеральном реестре Агентства по охране окружающей среды США [7]:
• все эксплуатируемое оборудование должно быть проверено, по крайней мере, один
раз, например во время проведения планово-предупредительного ремонта;
• по каждому типу оборудования, классифицированного как негерметичное (> 10,000 ррт), должны быть посчитаны выбросы с учетом соответствующих коэффициентов, полученных по результатам измерений выброса, и часов работы для получения общих выбросов;
• дополнительные выбросы от компрессоров пароуловителей должны определяться путем применения коэффициента выбросов к общему количеству компрессоров.
В табл. 5 приведен ряд типовых коэффициентов выбросов, которые могут использоваться для оценки диффузных выбросов на заводах по переработке природного газа, включая сжижение и регазификацию СПГ, а также могут быть применены для узлов в собирающих трубопроводах и пароулавливающих
компрессорах. Коэффициенты выбросов представлены с точки зрения всего природного газа, и требуется дополнительное преобразование в CH4 на основе специфичных для места данных о составе газа.
Руководство EMEP/EEA (Европейское агентство по окружающей среде) 2016 г. по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ и Руководящие принципы национальных инвентаризаций парниковых газов Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК-2006) содержат рекомендации по методам оценки выбросов от 1-го уровня детализации (метод по умолчанию) до 3-го уровня (наиболее подробный метод). Рекомендации содержат информацию по коэффициентам выбросов или другим параметрам, математические расчеты, используемые при составлении оценок, а также источники данных о деятельности для оценки общего уровня выбросов.
Инструкции по предотвращению и сокращению выбросов из диффузных источников включены также в BREF «Refining of Mineral Oil and Gas» 2015 г. Европейского бюро комплексного предотвращения и контроля загрязнений (EIPPCB).
Документ Европейского союза по осуществлению и применению природоохранного законодательства (IMPEL) «Диффузные выбросы ЛОС. Методы оценки, меры по снижению. Лицензирование и правоприменительная практика, 2000 г.» включает обзор методов для идентификации утечек и оценки ежегодного выброса. Некоторые подходят для обнаружения утечки, другие - для оценки ежегодного
выброса или являются универсальными. Приводятся методики ЕРА, а также другие методы, основанные на разработках EPA и API. Кроме того, приведены рекомендации по сокращению и ликвидации выбросов из диффузных источников.
Технические комитеты Европейского комитета по стандартизации (CEN) осуществляют стандартизацию процедуры оценки утечек и разработку общих принципов мониторинга производственного оборудования. Издан протокол по определению эмиссии летучих соединений на основе разработок Американского агентства по охране окружающей среды EPA.
Европейский союз федераций химической промышленности (CEFIC) обеспечивает обзор наилучших имеющихся методов для контроля утечек летучих соединений в химических и нефтехимических производствах (утечка газа в клапанах, фланцах, предохранительных клапанах, насосах и уплотнениях компрессоров, точках отбора проб, люках и др.).
Техническая ассоциация Европейской индустрии природного газа (Marcogaz) в 2007 г. опубликовала Методологию для оценки выбросов метана на основе коэффициентов выбросов с перечнем практик и технологий, используемых для снижения выбросов метана на объектах газовой инфраструктуры. Используется трехуровневый подход для оценки выбросов.
Перечень действующих в настоящее время национальных и корпоративных стандартов, инструкций и методик по определению норм технологических потерь на объектах газовой отрасли приведен в табл. 6.
Таблица 6
Национальные и корпоративные стандарты, методики по учету технологических потерь природного газа
Наименование документа Краткое описание
Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на газонаполнительных станциях, газонаполнительных пунктах и автогазозаправочных станциях. Разработана ОАО «Гипрониигаз» Предназначена для определения технологических потерь в процессе проведения операций слива-налива сжиженных углеводородных газов (СУГ), технического обслуживания и ремонта технологического оборудования данных объектов (независимо от их организационно-правовой формы собственности), предназначенных для обеспечения СУГ потребителей, использующих эти газы в качестве топлива, в том числе автомобильного
РД 153-39.4-079-01. Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа Предназначен для эксплуатационных организаций газового хозяйства (газораспределительных организаций) ТЭК РФ независимо от форм собственности. Позволит организовать объективный учет расходов природного газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечение рационального и экономного использования газа самими газораспределительными организациями, снижение потерь газа
Наименование документа Краткое описание
ОСТ 153-39.2-046-200.3. Методика определения нормативов технологических потерь газообразного и жидкого углеводородного сырья при его компримировании и переработке Предназначен для контроля за фактическим уровнем потерь газообразного и жидкого углеводородного сырья на КС и газоперерабатывающих предприятиях в условиях стабильной эксплуатации объектов при фактических режимах работы оборудования, а также для разработки системы мер по сокращению потерь углеводородного сырья в рамках программы энерго- и ресурсосбережения
СТО Газпром 3.2-3-016-2011. Методика определения нормативных технологических потерь природного газа, газового конденсата, нефти на перерабатывающих объектах ОАО «Газпром» (основан на ОСТ 153-39.2-046-2003). Разработан ООО «Газпром развитие» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для использования дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром» при контроле проведения работ, нормировании и планировании расхода ресурсов на перерабатывающих объектах, имеющих в своем составе мощности по переработке природного газа, газового конденсата, нефти
СТО Газпром 11-2005. Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для определения валовых выбросов углеводородов в атмосферу при бурении скважин, добыче углеводородного сырья, промысловой и заводской обработке, транспорте, хранении и использовании природного газа и газового конденсата. Применим для использования экологическими службами дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром», осуществляющих бурение скважин, добычу, переработку, транспорт и хранение газа, а также научно-исследовательскими и проектными организациями газовой и смежных отраслей топливно-энергетического комплекса
СТО Газпром 2-1.19-128-2007. Технические нормы выбросов и утечек природного газа от технологического оборудования. Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для расчета технических норм выбросов и утечек природного газа от технологического оборудования при подготовке инвентаризации по выбросам природного газа (метана) от организованных и неорганизованных источников выделения; установлении нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) метана и расчета платежей за выбросы метана в атмосферу; обосновании квотируемых объемов выбросов и утечек природного газа (метана) в атмосферу
СТО Газпром 031-2007. Методика проведения измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для применения при проведении работ по инструментальному обследованию технологического оборудования, коммуникаций и арматуры объектов добычи, транспортировки, хранения, переработки и распределения природного газа с целью обнаружения, измерения параметров и определения фактических объемов неорганизованных эмиссий метана с утечками природного газа и его организованных выбросов в атмосферу
РД 39.142-00. Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования. Разработан ОАО «НИПИгазпереработка» (г. Краснодар) Предназначен для расчета неорганизованных выбросов, обусловленных утечками перерабатываемого углеводородного сырья и продуктов его переработки из технологических аппаратов, агрегатов и запорно-регулирующей арматуры установок и товарно-сырьевых парков (НПЗ и ГПЗ, КС) промысловых установок подготовки и переработки нефти и газа и др. объектов нефтегазовой промышленности при работе их в регламентном режиме
СТО Газпром 2-1.19-060-2006. Инструкция по расчету и нормированию выбросов газонаполнительных станций (ГНС). Разработан ОАО «Промгаз» Предназначен для обеспечения единого подхода при определении параметров выбросов ГНС для разработки и оформления проектов нормативов ПДВ
СТО Газпром 2-1.19-058-2006. Инструкция по расчету и нормированию выбросов ГРС (АГРС, ГРП), ГИС. Разработан ОАО «Газпром промгаз» Предназначен для обеспечения единого подхода и унификации работ при определении параметров выбросов ГРС (ГРП, ГРУ), ГИС, а также для разработки и оформления проектов нормативов ПДВ
СТО Газпром 2-1.19-307-2009. Инструкция по расчету объемов выбросов, сбросов и промышленных отходов на объектах транспорта и хранения газа. Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Устанавливает порядок и методику проведения расчетов объемов выбросов, сбросов загрязняющих веществ и промышленных отходов на объектах транспорта и хранения газа
СТО Газпром 2-1.19-540-2011. Нормирование выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при добыче, транспорте и хранении газа. Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Применяется для определения параметров выбросов от производственных объектов добычи, транспорта и хранения газа
Наименование документа Краткое описание
СТО Газпром 3.1-2-002-2008. Методика определения нормативов потерь газа горючего природного при добыче в организациях ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для постатейного расчета нормативных потерь горючего природного газа при добыче добывающими организациями ПАО «Газпром». Применим для расчета фактических потерь природного газа по всем статьям потерь для осуществления анализа и контроля за потерями и для составления плана организационно-технических мероприятий по сокращению потерь природного газа при добыче добывающей организацией
СТО Газпром 3.1-2-004-2008. Методика определения нормативов потерь конденсата газового при добыче в организациях ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для постатейного расчета нормативных потерь конденсата газового при добыче добывающими организациями ПАО «Газпром». Применим для расчета фактических потерь конденсата газового по всем статьям потерь для осуществления анализа и контроля за потерями и для составления плана организационно-технических мероприятий по сокращению потерь конденсата газового при добыче добывающей организацией
СТО Газпром 3.2-3-016-2011. Методика определения нормативных технологических потерь природного газа, газового конденсата, нефти на перерабатывающих объектах ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для использования дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при контроле проведения работ, нормировании и планировании расхода ресурсов на перерабатывающих объектах, имеющих в своем составе мощности по переработке природного газа, газового конденсата, нефти
СТО Газпром 3.2-3-017-2011. Методика определения норм расхода и нормативной потребности природного газа на собственные технологические нужды перерабатывающих объектов ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Предназначен для целей обеспечения эффективного использования и нормирования расхода топливно-энергетических и материальных ресурсов, а также стимулирования газо- и энергосбережения на перерабатывающих объектах
СТО Газпром 3.3-2-024-2011. Методика нормирования расхода природного газа на собственные технологические нужды и технологические потери магистрального транспорта газа. Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Применим для постатейного расчета фактического расхода газа на СТН, не имеющего приборного учета
СТО Газпром 2-1.19-628-2012. Контроль и инвентаризация выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для производственных объектов ОАО «Газпром». Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Распространяется на различные типы источников выделений и выбросов загрязняющих веществ эксплуатируемого парка технологического оборудования производственных объектов ПАО «Газпром». Устанавливает: методологию инвентаризации, порядок контроля, выбросов загрязняющих веществ; методические положения по определению параметров и характеристик выбросов загрязняющих веществ от оборудования, агрегатов, установок и при выполнении технологических операций
СТО Газпром 2-1.22-175-2007. Нормы эксплуатационных расходов на производство компри-мированного природного газа. Разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Устанавливает нормы и методы расчета эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа для всех типов АГНКС. Нормы и методы расчета применимы для определения эксплуатационных расходов на компримирование природного газа по статьям затрат: материалы, газ на собственные нужды и технологические потери, электроэнергия
***
Результаты анализа российских стандартов и инструкций в области малотоннажного СПГ показали, что в настоящий момент нормативно-методическое обеспечение в области определения потерь природного газа на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ отсутствует как на отраслевом, так и на федеральном уровнях.
В то же время разработаны и действуют отраслевые нормы и методики определения
потерь природного газа на предприятиях газового хозяйства, газораспределительных и газоизмерительных станциях, объектах транспорта и хранения газа, добычи и переработки газа, газового конденсата, нефти, а также сжиженных углеводородных газов на газонаполнительных и автогазозаправочных станциях, технологическое оборудование которых также может использоваться на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ.
Приведенные данные по зарубежному и национальному опыту в формировании подходов в области определения и нормирования потерь природного газа при выполнении различных технологических операций на объектах
Список литературы
1. Liquefied Natural Gas (LNG) operations. Consistent methodology for estimating greenhouse gas emissions. Version 1.0. May 2015.
2. Methane emissions from LNG operations: Discussion paper. Virginia, USA. November 2006.
3. Feger D. An innovative way of reducing BOG on existing or «new built» LNG storage tanks /
D. Feger // Proceedings LNG16 Congress. Algeria, April 2010.
производства и использования СПГ должны стать основой для разработки отечественных технических нормативов выбросов природного газа в атмосферу для объектов малотоннажного производства и потребления СПГ.
4. Sempra LNG&Midstream. GHG life-cycle emissions study: U.S. natural gas supplies and international LNG. November 2008.
5. Kitzel B. Choosing the right insulation / B. Kitzel // LNG Industry, Spring 2008.
6. The API Compendium. Version 1.0. May 2015 .
7. US Environmental Protection Agency, Federal Register. December 23, 2011. V. 76. - P. 80594; amended at August 24, 2012. V. 77. - P. 51495.
Methodological principals for defining and standardizing technological losses of natural gas at the LNG low-tonnage production and consumption facilities
G.S. Akopova1, V.V. Golushko1, Ye.V. Dorokhova1*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Keywords: liquefied natural gas (LNG), low-tonnage LNG production, LNG consumption, standards for technological losses.
Abstract. Analysis of Russian standards and instructions regarding the low-tonnage production and consumption of the liquefied natural gas (LNG) showed that nowadays there are neither federal nor branch directives on determination of the correspondent technological losses. So, standardization of technological losses of natural gas for the low-tonnage facilities aimed at LNG production and processing is quite actual.
This paper presents results of work carried out by the specialists from Gazprom VNIIGAZ LLC on summarizing of foreign and domestic principals of determination and rationing losses of natural gas in course of LNG production and consumption. Also the amounts of gas seepage from the above-ground equipment at low-tonnage LNG facilities are estimated using experimental data.
To calculate rates of natural gas loss some manufacturing processes are singled out. These are the particular processes when the atmospheric vent of gas occurs (direct losses) and gas is being utilized and/or applied to own technological purposes (conditional losses).
Results of statistical, analytical and instrumental researches on estimation of gas in-process losses including leakages form a base for elaboration of the Gazprom standard on rationing of the technological losses of natural gas regarding the low-tonnage LNG production and consumption facilities.
References
1. Liquefied Natural Gas (LNG) operations. Consistent methodology for estimating greenhouse gas emissions. Version 1.0. May 2015.
2. Methane emissions from LNG operations: discussion paper. Virginia, USA. November 2006.
3. FEGER, D. An innovative way of reducing BOG on existing or «new built» LNG storage tanks. In: Proc. of LNG16 Congress. Algeria, April 2010.
4. SEMPRA LNG&MIDSTREAM. GHG life-cycle emissions study: U.S. natural gas supplies and international LNG. SAN DIEGO, November 2008.
5. KITZEL, B. Choosing the right insulation. LNG Industry. Spring 2008. ISSN 1747-1826.
6. The API Compendium. Version 1.0. May 2015.
7. US ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY. Federal Register. December 23, 2011, vol. 76, pp. 80594; and amended at August 24, 2012, vol. 77, pp. 51495.
