| Данный раздел содержит подробные доклады компаний
об их опыте применения технологии сокращения эмиссии метана. Эти статьи
являются актуальным руководством по применению эффективных и экономичных
практических мероприятий по снижению эмиссии метана. В отчетах приводится
описание технологий сокращения эмиссии метана и постепенного процесса принятия
решений по применению этих технологий и практических мероприятий. Кроме
того, в них имеется информация о прогнозируемых издержках и преимуществах,
а также полезные советы и рекомендации по внедрению этих технологий и практических
мероприятий и ссылки на источники.
Сокращение эмиссии метана при отключении компрессоров
Компрессоры широко используются в газовых сетях от промысловых газосборных
сетей и сооружений подготовки газа к дальнейшему транспортированию до
систем газораспределения. При отключении компрессоров могут возникать
утечки метана в различных местах в зависимости от герметичности системы.
В отключенных от газопровода системах утечки метана происходят в результате
"продувки" - выброса в атмосферу сжатого газа, оставшегося в
компрессорах, и от продолжительных утечек из запорных клапанов. В системе
под давлением метан может просачиваться через закрытый продувочный клапан
и уплотнения штоков компрессора.
Партнеры Natural Gas STAR обнаружили, что простые изменения в методах
работы обеспечивают экономию денежных средств и значительно снижают утечки
метана. За счет поддержания герметичности компрессоров, отключенных по
производственным причинам, достигается быстрая окупаемость, т. к. для
этого не требуются дополнительные капитальные затраты, и снижаются утечки
метана после сбросов давления. Рассматриваемые далее два метода способствуют
снижению эмиссии метана. Подсоединение линий продувки к системе подачи
топливного газа при отключенном компрессоре позволяет использовать газ,
обычно выбрасываемый в атмосферу. Для устранения утечек через уплотнение
штока при отключении компрессора можно установить неподвижные сальники
на штоки компрессора. Основными преимуществами этих методов являются значительное
снижение объемов выбросов газа, интенсивности утечек, более низкие затраты
на топливо при сроке окупаемости менее года.
 Скачать файл (160 КБ)
Композитное покрытие для герметичных дефектов трубопроводов
Композитное покрытие является долговременной, экономически эффективной
технологией ремонта трубопровода, которая пригодна для герметичных дефектов
трубопровода типа вмятин, каверн, царапин и общей коррозии. Нанесение
композитного покрытия возможно без отключения действующего трубопровода.
Эта технология ремонта более оперативна и экономична относительно других
видов ремонтных работ и при правильном применении обеспечивает восстановление
несущей способности трубопровода.
Композитное покрытие может рассматриваться как альтернатива традиционным
методам ремонта трубопровода, таким, как замена его участков или установка
стальных разрезных вставок с полным оснащением. В сравнении с традиционными
методами ремонта процесс нанесения композитного покрытия значительно дешевле,
менее продолжителен и трудоемок. При замене трубопровода нанесение композитного
покрытия имеет дополнительные преимущества в виде отсутствия перерывов
в обслуживании заказчика и исключения эмиссии метана при удалении газа
из поврежденного трубопровода.
Применение композитного покрытия в качестве альтернативы замене трубопровода
обеспечивает сохранение объема газа, достаточного для немедленной окупаемости
выполненных работ. Партнер программы Natural Gas STAR сообщает о проведении
от 2 до 65 ремонтных работ за год с нанесением композитного покрытия на
трубопроводе диаметром 10 дюймов (0,25 м) и более. При этом экономия газа
составляет от 526 тыс. фут.3 (14,89 тыс. м3) до 27 500 тыс. фут.3 (778,71
тыс. м3) на каждый ремонт. За период 1993-1999 гг. этот партнер, исключив
замену трубопровода и используя нанесение композитного покрытия, получил
экономию 106 133 тыс. фут.3 (3005,35 тыс. м3) газа.
Скачать файл (238 КБ)
Замена гликолевого осушителя сиккативным
В США около 30 000 газовых скважин высокого давления производят 4 трилл.
фут.3 (112 млрд. м3) природного газа в год. Около 700 из этих скважин
используют обычные гликолевые осушители, выбрасывающие в атмосферу около
1 млрд. фут.3 (28 млн. м3) метана в год. Гликолевые осушители выбрасывают
в атмосферу метан, летучие органические соединения (ЛОС) и опасные атмосферные
загрязнители (ОАЗ) через гликолевый десорбер, кроме того происходит утечка
газа через устройства пневматического управления. Таким образом, происходит
потеря газа, увеличиваются затраты и загрязнение окружающей среды.
Партнеры программы Natural Gas STAR обнаружили, что замена гликолевого
осушителя на сиккативный сокращает эмиссию метана, ЛОС и ОАЗ на 99%, а
так же снижает расходы на эксплуатацию и обслуживание. В сиккативном осушителе
влажный газ проходит через осушающий слой, состоящий из сиккативных гранул.
Таблетки поглощают влагу и постепенно растворяются. Таким образом, эмиссия
газа происходит только при открытом осушителе, например, когда добавляют
новые гранулы.
Экономический анализ показывает, что замена гликолевого осушителя производительностью
1 млн. фут.3/день (28 тыс. м3/день) на сиккативный, может обеспечить экономию
в размере до $4 403 в год за счет уменьшения объемов потребления топливного
газа, выбросов газа, снижения затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание,
а также сокращение эмиссии метана на 564 млн. фут.3/год (15,8 тыс. м3/год).
Данный отчет посвящен тому, как партнеры могут определять области применения
сиккативных осушителей и оценить получение экономических и экологических
выгод.
Скачать файл (1 МБ)
Целенаправленное обследование и техническое обслуживание газоперерабатывающих заводов и бустерных станций
Заводы по переработке природного газа и сопутствующие им бустерные компрессорные
станции выбрасывают приблизительно 36 миллиардов кубических футов (1 млрд.
м3) метана ежегодно. Более 24 млрд. фут.3 (720 млн. м3) общих потерь метана
на газовых заводах происходит в результате утечек из компрессоров с нарушенной
герметичностью и других узлов оборудования типа клапанов, соединительных
муфт, уплотнений и патрубков. Выполнение Программы целенаправленного обследования
и технического обслуживания (ЦОТО) - это проверенный, экономически эффективный
способ, позволяющий обнаруживать, измерять, определять приоритетность
ремонтных работ и устранять утечки в оборудовании с целью уменьшения выбросов
метана.
ЦОТО начинается с исследования базовых условий для установления и определения
количества утечек. Затем выполняется ремонт только того оборудования,
устранение утечек которого является экономически обоснованным с учетом
стоимости ремонта, предполагаемого срока эксплуатации до ремонта и периода
окупаемости. Последующие проверки планируются на основе данных предыдущих
проверок, что позволяет операторам более тщательно следить за теми узлами
оборудования, которые могут давать утечки, и ремонт которых рентабелен.
Исследования базовых условий газоперерабатывающих заводов партнеров программы
Natural Gas STAR показали, что большая часть метана выделяется из относительно
небольшого числа узлов оборудования с нарушенной герметичностью. Клапаны
являются источником наибольших утечек (30%), далее следуют соединительные
муфты (24%) и уплотнения компрессора (23%). Оставшиеся 23% потерь метана
приходятся, прежде всего, на патрубки, картеры, ограничители давления
и уплотнения насосов.
Партнеры по переработке природного газа Natural Gas STAR сообщают о значительной
экономии и снижении эмиссии метана при выполнении программы ЦОТО. Исследования,
проведенные на четырех заводах Агентством охраны окружающей среды США
и Институтом технологии газа (GTI), показали, что выполнение программы
ЦОТО на газоперерабатывающих заводах позволило сократить выбросы метана
до 96% и сэкономить до $164 000 на один завод.
Скачать файл (41 КБ)
Целенаправленное обследование и техническое обслуживание компрессорных станций
Общая протяженность газопроводов США превышает 279 000 миль (449 000
км). Установленные на них компрессорные станции являются крупнейшим источником
эмиссии метана, на который приходится 50,7 млрд. фут.3 (1,43 млн. м3)
ежегодных утечек из компрессоров и других компонентов оборудования - вентилей,
фланцевых соединений, муфт и обвязки. Данные, полученные от партнеров
программы Natural Gas STAR, подтверждают, что 95 % регистрируемой эмиссии
метана на 20 % обусловлено утечками из различных узлов компрессорных станций.
Программа целенаправленного обследования и технического обслуживания (ЦОТО)
компрессорных станций является надежным, эффективным методом обнаружения,
измерения, определения приоритетности действий по устранению утечек и
снижению эмиссии метана. Программа ЦОТО начинается с изучения базовых
условий для выявления мест и объемов утечек. Технологии, определенные
как наиболее эффективные, впоследствии используются для ремонта узлов
с нарушенной герметичностью. При последующем инспектировании используются
данные первичного обследования, что позволяет операторам уделять особое
внимание наиболее подверженным разгерметизации узлам, ремонт которых рентабелен.
Исследования базового состояния газоперекачивающих компрессорных станций
позволили установить, что основной объем эмиссии приходится на сравнительно
небольшое количество узлов с нарушенной герметичностью
Партнеры программы Natural Gas STAR по транспортировке газа сообщают о
значительном снижении затрат и эмиссии метана в результате перехода на
программу ЦОТО. При исследовании 13 компрессорных станций в 1999 году
было установлено, что средняя стоимость потенциально возможной экономии
газа по программе ЦОТО на каждой компрессорной станции составляет $88
239 при усредненной стоимости затрат на выполнение работ для каждой станции
$26 248.
Скачать файл (183 КБ)
Целенаправленное обследование и техническое обслуживание запорных станций и наземных установок
В 2001 году общая эмиссия метана в результате утечек через измерительные
приборы и стабилизирующие устройства запорных станций и наземных установок
в США составила около 27 млн. фут.3 (764 555 м3). Выполнение программы
целенаправленного обследования и технического обслуживания (ЦОТО) является
надежным, эффективным методом обнаружения, измерения, определения приоритетности
и выполнения ремонтных работ по устранению утечек в целях снижения эмиссии
метана.
Программа ЦОТО начинается с изучения базовых условий для выявления мест
и объемов утечек. Технологии, определенные как наиболее экономически эффективные,
впоследствии используются для ремонта узлов с нарушенной герметичностью.
В дальнейшем используются данные первичных обследований, что позволяет
операторам уделять основное внимание узлам, наиболее подверженным утечкам
и ремонт которых выгоден. Предлагаемое исследование по разделу Опыт применения
посвящено вопросам получения максимальной экономии через выполнение программ
целенаправленного обследования и технического обслуживания на запорных
станциях и наземных установках.
Партеры программы Natural Gas STAR по сетям распределения газа сообщили
о его значительной экономии и снижения эмиссии метана в результате выполнения
программы ЦОТО. По данным партнеров, выполнение указанной программы на
запорных станциях и наземных установках может обеспечить ежегодно экономию
газа на сумму до $1 800 при стоимости затрат от $20 до $1 200.
Скачать файл (239 КБ)
Установка конденсаторов для складских резервуаров сырой нефти
В Соединенных Штатах существует около 573 000 резервуаров для хранения
сырой нефти. Эти резервуары используются для хранения нефти в течение
короткого периода времени для стабилизации ее потока между эксплуатационной
скважиной и трубопроводом или погрузочным пунктом. Во время хранения легкие
углеводороды, растворенные в сырой нефти, включая метан и другие летучие
органические соединения (ЛОС), газоконденсатные жидкости (ГЖ), опасные
загрязнители воздуха (ОЗВ) и другие инертные газы, испаряются или "мгновенно
испаряются" и собираются в свободном пространстве между жидкостью
и закрытой крышкой резервуара. Поскольку уровень жидкости в резервуаре
изменяется, эти пары часто выходят в атмосферу.
Единственным способом предотвращения эмиссии легких паров углеводородов
и получения значительной экономии является установка конденсаторов на
нефтехранилищах. Конденсаторы представляют собой относительно простые
системы, в которых конденсируется около 95 процентов паров с высокой теплотворной
способностью. Эти объемы пара можно продать или использовать на производственных
участках в качестве топлива. В настоящее время в нефтедобывающей отрасли
установлено примерно 8 000 - 10 000 конденсаторов, к которым подсоединено
в среднем четыре резервуара.
Партнеры программы Natural Gas STAR получили существенную экономию от
конденсации и продажи пара и в то же время существенно сократили эмиссию
метана и опасных загрязнителей воздуха. По оценкам партнеров, при достаточном
объеме пара, установка конденсатора на один или несколько резервуаров
хранения сырой нефти поможет сэкономить до $260 060 в год и окупится через
три месяца. В этом отчете серии "Опыт применения" сообщается
о том, как партнеры могут правильно определить место и время установки
конденсаторов для получения экономических и экологических выгод.
Скачать файл (169 КБ)
Оптимизация циркуляции гликоля и применение сепараторов-расширителей при гликолевой дегидратации
В секторе добычи природного газа применяется около 38 000 систем гликолевых
влагоотделителей, из которых ежегодно в атмосферу выбрасывается 22 млрд.
фут.3 (0,6 млрд. м3) метана. В большинстве систем дегидратации в качестве
абсорбента жидкости для удаления воды из природного газа используется
триэтиленгликоль (TЭГ). Кроме воды, триэтиленгликоль поглощает другие
летучие органические соединения (ЛОС) и опасные атмосферные загрязнители
(ОАЗ). В процессе регенерации триэтиленгликоля путем нагревания в ребойлере,
абсорбированный метан, ЛОС и ОАЗ выбрасываются в атмосферу с водой, и,
таким образом, происходит потеря газа и денежных средств.
Количество абсорбированного и выброшенного метана прямо пропорционально
скорости циркуляции триэтиленгликоля. Многие скважины производят газ в
объеме, который намного меньше исходной проектной производительности,
но продолжают циркуляцию триэтиленгликоля со скоростью в два, в три раза
превышающую необходимый уровень, что приводит к незначительному снижению
влажности газа, но одновременно, и к более интенсивной эмиссии метана
и росту потребления топлива. Снижение скорости циркуляции обеспечивает
сокращение эмиссии метана при незначительных дополнительных затратах.
Установка емкостей сепараторов-расширителей при гликолевой дегидратации
способствует дальнейшему снижению эмиссии метана, ЛОС, ОАЗ и обеспечивает
большую экономию денежных средств. Регенерированный газ может подаваться
в компрессор и/или использоваться в качестве топлива на ребойлерах триэтиленгликоля
или в двигателях компрессора. Экономический анализ показывает, что период
окупаемости сепараторов-расширителей при гликолевой дегидратации составляет
от 4 до 17 месяцев.
Скачать файл (175 КБ)
Замена гликолевых насосов с газовым двигателем на насосы с электродвигателем
Приблизительно 38 000 установок используются для осушки газа в газодобывающей
отрасли. В большинстве таких установок применяется триэтиленгликоль (ТЭГ)
в качестве абсорбирующей жидкости, которая прокачивается насосами через
систему осушки. Операторы используют два типа циркуляционных насосов:
гликолевые насосы с газовым двигателем, также называемые "насосами
энергообмена", и насосы с электродвигателем.
Насосы с газовым двигателем - это обычные циркуляционные насосы, применяемые
в отдаленных районах, где отсутствует электроснабжение. В основном, это
пневматические насосы с газовым двигателем, специально разработанные для
использования энергии природного газа высокого давления, который вместе
с насыщенным (влажным) ТЭГ движется через абсорбер. Влажный дополнительный
газ высокого давления необходим для увеличения механического сопротивления,
и поэтому больше газовой метановой смеси подается к ТЭГ десорберу, где
газ освобождается из насыщенного ТЭГ при испарении воды. Механическая
конструкция таких насосов предусматривает, что влажный газ с ТЭГ высокого
давления разделен с восстановленным ТЭГ низкого давления только резиновыми
уплотнениями. Изношенные уплотнения приводят к загрязнению восстановленного
ТЭГ и снижают эффективность осушки газа, при этом требуется более высокая
скорость циркуляции гликоля. Обычные выбросы метана составляют приблизительно
1 000 фут.3 (28,3 м3) на каждый миллион фут.3 (28,3 тыс. м3) очищенного
газа.
Замена насосов с газовым двигателем на насосы с электродвигателем повышает
кпд установки и значительно снижает эмиссию. Например, установка осушки
газа производительностью 10 млн. фут.3 в сутки (0,3 млн. м3) позволяет
сэкономить до 3 000 тыс. фут.3 (85 тыс. м3) газа в год, стоимость которого
составляет $9 000.
Скачать файл (279 КБ)
Применение метода горячей врезки при обслуживании действующих газопроводов
Газоперекачивающим компаниям достаточно часто в течение года для расширения
или усовершенствования своей транспортной системы необходимо строить новые
отводы на трубопроводах. Еще недавно, для обеспечение безопасной врезки
требовало перекрытия участка системы и сброса газа в атмосферу. Такая
процедура, называемая врезкой с перекрытием, связана с эмиссией метана,
потерей товарного газа, сокращением его продаж, неудобствами для потребителя,
расходами на эвакуацию старых частей трубопровода.
Горячая врезка (врезка под давлением)- это альтернатива, позволяющая подсоединять
отводы без остановки транспортировки природного газа по трубопроводу.
Процедура горячей врезки включает установку отвода и задвижки снаружи
действующего трубопровода, вырезание отверстия в стенке трубы внутри отвода
и удаление фрагмента стенки через задвижку. Горячая врезка предотвращает
потерю товарного газа, эмиссию метана и устраняет перерывы в снабжении
потребителя газом.
Врезка под давлением - достаточно распространенный метод, а последние
усовершенствования его технологии позволяют преодолеть сложности и неопределенности,
которые операторы, возможно, испытывали раньше. Ряд газоперекачивающих
компаний - партнеров Natural Gas STAR - сообщают о частом применении горячей
врезки: небольшие работы проводятся почти каждый день, крупные (более
12 дюймов (0,3 м)) - два - три раза в год.
Применяя метод горячей врезки, партнеры Natural Gas STAR добились сокращения
эмиссии метана и увеличения прибыли. Экономия газа в целом такова, что
полученная от нее прибыль достаточна для покрытия расходов на все новые
отводы действующих газопроводов. Срок окупаемости горячих врезок часто
очень короток.
Скачать файл (200 КБ)
Преобразование газовых пневматических систем управления для использования технологического воздуха
Пневматические системы, работающие на природном газе высокого давления,
широко используются при управлении технологическими процессами в нефтяной
и газовой отраслях. Типичными процессами являются регулирование давления,
температуры, уровня жидкости и потока газа. Постоянные утечки из регулирующих
устройств в совокупности представляют собой крупнейший источник эмиссии
метана в газовой отрасли, на который ежегодно приходится 24 млрд. фут.3
(680 млн. м3) при добыче, 16 млрд. фут.3 (453 млн. м3) при переработке
и 14 млрд. фут.3 (396 млн. м3) при транспортировке газа.
Компании могут получить значительную экономию средств и снижение эмиссии
метана путем перевода газовых пневматических регулирующих систем на использование
очищенного атмосферного (технологического) воздуха. При этом природный
газ высокого давления замещается технологическим воздухом, что исключает
эмиссию метана и повышает безопасность. Однако экономически эффективное
применение таких систем возможно лишь на участках с централизованным или
автономным электроснабжением.
Партнеры программы Natural Gas STAR сообщают о ежегодной экономии до 70
000 тысяч кубических футов (1 982 тыс. м3) газа на одну установку в результате
преобразования газовых пневматических регулирующих систем на использование
технологического воздуха, что в денежном выражении составляет до $210
000 в год. Конкретная экономия для каждого участка зависит от модели,
технического состояния и особенности рабочего режима регуляторов.
Скачать файл (189 КБ)
Установка плунжерных подъемных систем в газовых скважинах
В скважинах с установившимся дебитом накопление жидкости может ограничивать,
а иногда приостанавливать поступление газа. Дебит газа поддерживается
путем откачки скопившейся жидкости балансирными насосными установками
или корректирующими мерами типа свабирования, закачивания пены или подвода
воздуха до установления в скважине атмосферного давления ("продувка"
скважины). Меры по удалению жидкости, в особенности продувка скважины,
могут вызвать значительную эмиссию метана в атмосферу.
Установка плунжерной подъемной системы является экономически эффективным
вариантом удаления жидкости. Использование плунжерных подъемных систем
может обеспечить дополнительные выгоды в виде увеличения объемов добычи
газа и снижения эмиссии метана, связанной с продувочными операциями. Плунжерный
подъем осуществляется путем повышения давления газа в скважине для подъема
столба накопившейся жидкости. Данные системы поддерживают процесс добычи
газа и могут уменьшить потребность в проведении других ремонтных работ.
Партнеры программы Natural Gas STAR сообщают о получении значительных
экономических выгод и сокращении эмиссии метана после установки плунжерных
подъемных систем в газовых скважинах. Компании отмечают, что отказ от
практики продувки скважины обеспечивает в среднем 600 тыс. фут.3 (17 тыс.
м3) ежегодной экономии газа на скважину. При установке плунжерных подъемных
систем объемы добычи газа дополнительно повышаются в целом до 18 250 тыс.
фут.3 (516,8 тыс. м3) на скважину, что в денежном выражении оценивается
в $54 750. Выгоды от повышения объемов газа и снижения эмиссии метана
зависят от характеристики скважины и свойств газового коллектора и могут
значительно варьироваться.
Скачать файл (192 КБ)
http://www.gasstar.uglemetan.ru/module/download/gasstar/methods/instrument.pdf (189 КБ)
Варианты сокращения эмиссии метана из пневматических устройств в газовой промышленности
Пневматические устройства, работающие на сжатом природном газе, используются
широко в газовой отрасли и включают регуляторы уровня жидкости, регуляторы
давления и регуляторы управления. Пневматические устройства, ежегодная
эмиссия метана из которых оценивается в 31 млрд. фут.3 (0,9 млрд. м3)
в секторе газодобычи, 16 млрд. фут.3 (0,45 млрд. м3) в секторе переработки
и 14 млрд. фут.3 (0,4 млрд. м3) в секторе транспортировки, являются основным
источником утечек метана в газовой промышленности. Сокращение этих утечек
путем замены устройств с высокой степенью утечек на устройства с низкой
степенью утечек, модернизация устройств с высокой степенью утечек и совершенствование
методов технического обслуживания помогут получить значительную прибыль.
Партнеры программы Natural Gas STAR достигли существенной экономии средств
и сократили эмиссию метана за счет замены, модернизации и совершенствования
обслуживания пневматических устройств с высокими утечками. Партнеры пришли
к выводу, что большинство инвестиций на модернизацию окупаются менее чем
через год, а замена - менее чем за полгода. К настоящему моменту партнеры
программы Natural Gas STAR достигли экономии 20,4 млрд. фут.3 (0,57 млрд.
м3) газа путем переоснащения или замены пневматических устройств с высокими
утечками на устройства с низкими утечками, что в денежном выражении составило
61,2 миллиона долларов. Индивидуальные сбережения каждой компании зависят
от конструкции и специфики эксплуатационных условий регулятора.
Скачать файл (171 КБ)
http://www.gasstar.uglemetan.ru/module/download/gasstar/methods/instrument.pdf (189 КБ)
Замена влажных уплотнителей на сухие в центробежных компрессорах
Центробежные компрессоры широко используются при добыче и транспортировке
природного газа. Сальниковые уплотнения на вращающихся валах предотвращают
утечки природного газа, находящегося под высоким давлением, из корпуса
компрессора. Традиционно в уплотнителях в качестве барьера, преграждающего
утечку газа, использовалось масло, нагнетаемое под высоким давлением.
Партнеры программы Natural Gas STAR обнаружили, что замена этих "влажных"
(масляных) уплотнителей на сухие значительно снижает эмиссию метана и
эксплуатационные расходы.
Эмиссия метана через влажные уплотнители обычно изменяется от 40 до 200
фут.3/мин. (от 1,13 до 5,6 м3/мин.). Большая часть выбросов приходится
на время освобождения циркулирующего масла от газа, абсорбированного под
высоким давлением на поверхности уплотнителей. Сухие уплотнители, использующие
газ высокого давления для герметизации компрессоров, пропускают меньше
метана (до 6 фут.3/мин. (0,16 м3/мин.)), имеют более низкое энергопотребление,
улучшают работу и эффективность эксплуатации компрессоров и трубопроводов,
повышают надежность компрессора и требуют значительно меньшего объема
технического обслуживания.
Хотя сухие уплотнители невозможно установить на некоторых компрессорах
ввиду конструкции корпуса или эксплуатационных требований, партнеры должны
отдавать предпочтение сухим уплотнителям перед "влажными" всякий
раз при замене или установке центробежных компрессоров там, где это возможно.
Сухие уплотнители могут обеспечить экономию до $135 000 в год и окупиться
за 14 месяцев. Один из партнеров программы Natural Gas STAR, установивший
сухой уплотнитель на действующий компрессор, сообщает об уменьшении суточной
эмиссии на 97 процентов, т.е. от 75 до 2 тыс. фут.3 (от 2 123 м3 до 56,6
м3) и экономии почти $80 000 в год на одном газе.
Скачать файл (280 КБ)
http://www.gasstar.uglemetan.ru/module/download/gasstar/methods/instrument.pdf (189 КБ)
Сокращение эмиссии метана через системы уплотнений штока компрессора
В газовой отрасли США используется более 29 000 поршневых компрессоров,
в каждом из которых в среднем находится четыре цилиндра, что означает
использование около 160 000 систем уплотнения поршневых штоков. Через
эти системы ежегодно в атмосферу выбрасывается 43,8 млрд. фут.3 (1 226
млрд. м3) метана, что позволяет рассматривать их как один из основных
источников эмиссии на компрессорных установках при добыче природного газа.
Все системы уплотнения в нормальных условиях дают утечку, объем которой
зависит от давления в цилиндре, подгонки и регулировки уплотнительных
элементов и степени износа колец и штока. Новая система уплотнения, правильно
настроенная и подогнанная, может пропускать примерно 11-12 фут.3/ч (0,3-0,3
м3/ч). Однако по мере старения системы уровень утечки повышается из-за
износа уплотнительных колец и поршневого штока. Один из партнеров программы
Natural Gas STAR сообщил о регистрации уровня эмиссии в объеме 900 фут.3/ч
(25,2 м3/ч) на одном компрессорном штоке.
С учетом финансовых задач предприятий и данных мониторинга партнеры программы
могут определять уровни эмиссии, при которых замена колец и штоков становится
экономически выгодной. Выгоды от оценки и последующего применения метода,
определяющего "порог рентабельности замены", включают сокращение
эмиссии метана и уменьшение затрат. При таком подходе партнер программы
Natural Gas STAR экономит более $100 000 в год. Метод определения "порога
рентабельности замены" позволяет получить и производственные выгоды:
продлевается срок эксплуатации существующего оборудования, увеличивается
эффективность производства, сокращаются расходы в долгосрочной перспективе.
Скачать файл (188 КБ)
http://www.gasstar.uglemetan.ru/module/download/gasstar/methods/instrument.pdf (189 КБ)
Применение технологии прокачки трубопровода для сброса давления газа до проведения техобслуживания
Операторы газопроводных систем регулярно сбрасывают давление в газопроводе
и выпускают газ для обеспечения безопасных условий проведения техобслуживания
и ремонтных работ. Обычно для этих целей перекрывают самые мелкие прямолинейные
участки трубопровода и производят сброс давления, выпуская газ в атмосферу.
По оценкам, в 1998 году 255 млн. м3 (9 млрд. фут.3) метана было выпущено
в атмосферу за весь период проведения текущего ремонта и остановок газопровода.
Применение технологии прокачки для сброса давления газа в трубопроводе
до начала техобслуживания или ремонтных работ обеспечивает значительную
экономию финансовых средств и сокращение эмиссии метана. Технология прокачки
предполагает использование стационарных компрессорных установок в отдельности
или совместно с мобильными установками. Работа стационарных компрессоров
всегда оправдана ввиду отсутствия капитальных затрат и немедленного наступления
периода окупаемости. А эффективность использования мобильных компрессорных
установок в целях повышения объемов добычи газа в большой степени определяется
техническими особенностями участка и эксплуатационными затратами.
Независимо от выбранной технологии прокачки сокращение эмиссии метана
прямо пропорционально величине снижения давления на момент, предшествующий
выпуску газа. В среднем можно получить до 90% товарного газа из объема,
предполагаемого для выпуска в атмосферу из газопровода. Технологии прокачки
газопроводов наиболее экономичны при больших объемах газодобычи, при высоком
давлении в газопроводных линиях, при планировании графика текущих ремонтных
работ и в тех случаях, когда необходимо подсоединение обширной сети трубопроводов
к передвижной компрессорной установке.
Многие партнеры программы Natural Gas STAR уже получили реальную экономию
средств от применения технологий прокачки. В 1998 г. компания-партнер
по транспортировке газа сэкономила в целом 1,1 млрд. фут.3 (32 млн. м3)
в результате применения технологии прокачки, что в денежном выражении
при цене газа $3,00/тыс. фут.3 ($106/тыс. м3) составило более $3 миллионов.
Скачать файл (205 КБ)
|
