Поиск по сайту
Авторизация
Логин:
Пароль:
Забыли свой пароль?

Практические меры по смягчению последствий эксплуатации газотранспортных систем: российский и американский опыт

International Gas Union Research Conference 2011

UNDERSTANDING METHANE EMISSIONS SOURCES
AND VIABLE MITIGATION MEASURES IN
 THE NATURAL GAS TRANSMISSION SYSTEMS:
RUSSIAN AND U.S. EXPERIENCE

A. Ishkova, G. Akopovab, M. Evansc,
G. Yulkinb, V. Roshchankac, S. Waltzerd,
K. Romanova, D. Picarde, O. Stepanenkof, D. Neretinf


Россия и Соединенные Штаты Америки (США) являются крупнейшими потребителями и производителями природного газа в мире, и, следовательно, имеют некоторые из крупнейших инфраструктуры природного газа. В данной статье сравниваются системы передачи природного газа в России и США, а также их выбросов метана и опыта в области внедрения технологий по предотвращению изменения климата метана.

Учитывая масштабы двух систем, многие международные нефтяные и газовые компании проявили интерес к лучшему пониманию объемов выбросов метана и тенденций, а также варианты смягчения метана. Эта статья сравнивает две системы и документы передачи опыта в России и США в реализации технологий и программ для смягчения метана. Системы по своей природе различны. Например, в то время как система передачи природного газа США представлена ​​многими компаниями, которые работают трубопроводы с различными характеристиками, в России преимущественно одну компанию, Газпром, управляет газотранспортной системой. Тем не менее, компании в обеих странах было установлено, что сокращение выбросов метана может быть целесообразным и выгодным. Примеры используемых технологий включают замену влажных уплотнителей на сухие, осуществление целенаправленного обследования и технического обслуживания (DI & M) программы, выполнение трубопровода откачку, применение композитного покрытия для не герметичных дефектов трубопровода и установка низко кровоточат пневматику.

Методология исследования для этой статьи был проведен обзор информации о выбросах метана тенденций и мер по предотвращению изменения климата, аналитической и статистической сбора данных; накопление и анализ эксплуатационных данных о компрессорных уплотнений и других источников выбросов; и анализ технологий, используемых в обеих странах для сокращения выбросов метана в секторе передачи.

Операторы систем передачи природного газа имеют много вариантов для снижения потерь природного газа. В зависимости от стоимости газа, простых, недорогих мер, таких как регулировка негерметичных компонентов оборудования, или более масштабных мер, таких как установка сухих уплотнителей на компрессоры (http://gk-sk.ru/kompressory/Atlas_Copco/), могут быть применены.


ВВЕДЕНИЕ

Природный газ является основным источником энергии, как в России и США, что составляет около 25% и 55% потребления первичной энергии в каждой стране, соответственно (1). В то время как природный газ является относительно чистое топливо, это также является важным источником выбросов метана, что способствует изменению климата. На самом деле, по данным Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК), способность метана, чтобы задерживать тепло в атмосфере в 25 раз сильнее, по массе, чем двуокись углерода в (CO2) в течение периода (2) в течение 100 лет. Снижение потерь метана из природного газа сектора может одновременно сократить выбросы этого мощного парникового газа и обеспечивают природного газа компании с финансовой выгоды, так как метан является ценным товаром, когда его можно транспортировать на рынок или использоваться на местном уровне.

Природные газовые системы являются важным источником антропогенных выбросов метана в глобальном масштабе. Кроме того, предполагается, что, по сравнению с уровнем 1990 года, к 2020 году глобальных выбросов метана из как нефти, так и систем природного газа увеличится на 84% (3), и, таким образом, важность выбросов метана из систем природного газа только ожидается расти.

В газовой промышленности, выбросы метана может поступать из производства, переработки, транспортировки, хранения или распространения. Они могут быть либо непреднамеренные выбросы, такие как от утечек оборудования (называемый также неорганизованных выбросов) и системных сбоев или преднамеренного, разработанных выпусков, таких как вентиляция из заканчивания скважин в процессе производства. В настоящем документе особое внимание уделяется выбросам и технологий по предотвращению изменения климата в секторе передачи.

Одной из ключевых проблем, с которыми компании в США, России и других странах сталкиваются с быстро выявления и измерения потерь метана. Некоторые из крупнейших источников выбросов в этом секторе включают уплотнения компрессора и упаковки, пневматические устройства, продувка участков трубопровода или компрессоров и утечек оборудования, такого как от блока запорной арматуры и скруббер автосамосвалов клапанов. Как правило, компрессорных станций (не линейная трубопроводы) приходится наибольший объем выбросов метана от систем передачи природного газа, поскольку компрессорные станции имеют несколько компонентов, которые могут привести к их протеканию и могут быть более частыми вентиляционными деятельности.

Выявление и устранение выбросов метана может предоставить возможность для природного газа компании увеличить корпоративный доход и поставлять весьма ценное топливо на рынок. Таким образом, меры, принимаемые для ликвидации выбросов метана может быть очень рентабельным. Например, расходы преобразования пневматического управления от использования природного газа в сжатом воздухе может быть восстановлен в течение нескольких месяцев, в зависимости от цены на природный газ. Дополнительные экономические выгоды получают, когда углеродное финансирование является одним из вариантов, а так как метан является таким мощным парниковым газом, стоимость каждой тонны метана сохраненному может быть высокой. Кроме того, в некоторых странах, как Россия, законодательство требует уплаты сборов за выбросы метана, который может быть уменьшен с успешным смягчения.

Обе страны являются партнерами в рамках Глобальной инициативы по метану (ГМИ). GMI является международным государственно-частное партнерство, созданное, чтобы призвать к усилению международного действия по борьбе с изменением климата при разработке экологически чистой энергии и более сильной экономикой. Партнерство, ранее известное как Метан на рынки был запущен в 2004 году 14 стран-партнеров, из которых США и Россия были и партнеры-основатели. С тех пор она выросла до 38 стран-партнеров и большой сети проектами privatesector организаций, финансовых учреждений и других правительственных и неправительственных организаций, заинтересованных в захвате и использования метана проектов. Благодаря этому партнерству, России, США и другие страны-члены вместе с проектной сети сотрудничают, чтобы объединить техническую, финансовую и рыночную экспертизу, необходимую для разработки проектов по всему миру на захвате и привлечения метана на рынки. Проекты, изложенные в этой статье решительно поддерживают цели этой важной инициативы. Эта статья начинается путем сравнения ключевых характеристик систем передачи природного газа в США и России. Затем он описывает опыт в каждой стране с внедрения соответствующих технологий и методов, снижающих метана. В этом документе также включает в себя обсуждение тенденций выбросов и будущих возможностей сокращения выбросов.

 

II. СРАВНЕНИЕ СИСТЕМ Газотранспортные В РОССИИ И СОЕДИНЕННЫХ ШТАТОВ: ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМ

Россия и США имеют самые большие системы передачи природного газа в мире. Это отражает тот факт, что они также являются крупнейшими производителями и потребителями природного газа в мире. Тем не менее, существуют значительные различия между основными характеристиками систем. (Сравнительная статистика российских и патент США систем передачи приведены в таблице 1).

Для начала, в России, открытое акционерное общество Газпром, который также добывает природный газ, владеет и управляет крупнейшей газотранспортной системой, принадлежащей какой-либо одной компании в мире. Система Газпрома, которая также называется Единая система газоснабжения России (ЕСГ), осуществляет более 99% транспортируемого газа в России (4). Газпром также управляет 514,200 км (80%) распределительных линий России.

В 2010 году компания поставила российских городов с 354,9 × 109 м3 природного газа. Как видно из таблицы 1, ЕСГ протяженностью свыше 161700 км, значительная часть трубопровода, пересекающего всю территорию России и на территории других стран. Система включает в себя 283 компрессорных станций, которые предназначены для транспортировки природного газа на большие расстояния до потребителей в России и за рубежом. В 2010 году Газпром на рынок 148,1 × 109 м3 природного газа в Европе и около 70,2 × 109 м3 в СНГ и странах Балтийского (5) региона.

В противоположность этому, система передачи США эксплуатируется сотнями компаний, некоторые из которых играют только транспортные функции и другие распространять и продавать газ на местном уровне. Поскольку цены на природный газ в США являются "разделены" от стоимости транспортировки и хранения, компании по передаче природного газа конкурируют друг с другом для транспортировки и хранения газа, что требует взаимосвязанного "открытого доступа" сеть передачи данных. Таким образом, США имеет очень конкурентный рынок для природного газа, в котором производство, передача и распределение, управляемые по отдельности. Все вместе, компании США N работают 485,300 км трубопроводов, поставки в 2010 году 627,6 × 109 м3 природного газа отечественным потребителям (7). Есть 2,182 компрессорные станции, как правило, расположены через каждые 80 км вдоль (6) трубопроводов. Другой важной характеристикой США является сеть поставок сжиженного природного газа (СПГ), который находится только на экспериментальной стадии в России.

Как правило, в секторе передачи, наибольшее количество метана выделяется из компрессорных станций, поскольку они имеют больше компонентов, которые могут привести к их протеканию и могут быть более частыми вентиляционными деятельности. В ЕСГ России, компрессорные станции работают несколько типов газовых компрессоров. Преобладающие типы компрессоров в компрессоре флота Газпром центробежные компрессоры, которые составляют около 80% всех компрессорных установок на природном газе.

В противоположность этому, система передачи США в основном работает поршневые компрессоры (более 90%) (8). По логике вещей, большая часть выбросов метана в США в секторе передачи происходит от поршневых компрессоров, так как показано на рисунке 2. Другие источники выбросов метана включают в себя центробежные компрессоры, пневматические устройства и выхлопных газов двигателя.


III. РОССИЯ и США: Опыт технологий и практические методы снижения метана

И Россия, и США имеют большой опыт работы с внедрения технологий и практики предупреждения метана в секторе передачи природного газа. В США существуют некоторые правила, применимые на государственном уровне и некоторые федеральные нормативные акты в настоящее время рассматриваются для возможного расширения (смотри ниже). Тем не менее, одним из ключевых механизмов для содействия сокращению выбросов метана по нефтяной и газовой промышленности на сегодняшний день является программы Natural Gas STAR EPA. Начиная с 1993 года Программа Natural Gas STAR является добровольное партнерство с нефтяными и газовыми компаниями, чтобы разработать подробную техническую информацию о инновационных экономически эффективных способов сокращения выбросов метана, а затем облегчить обмен этой информацией во всей отрасли. В России, в отличие от этого, основной политика была прямого регулирования. Один из способов России правительство поощряет контроль выбросов за счет сборов, что нефть и природный газ компании должны платить за выбросы метана.

Исследования по снижению содержания метана в России и США показали, что возможности сокращения выбросов метана в нефтегазовом секторе многочисленны в обеих странах. Например, исследование российской газовой отрасли показал, что среди возможностей для сокращения выбросов, до 60% находятся в пределах системы передачи, особенно на компрессорных станциях (9). Для снижения потерь метана, в настоящее время Газпром реализует ряд технологий, в том числе мобильных компрессоров для трубопроводов откачки, электрического пуска компрессоров и низкой потери пневматики. Инвентаризация США N выбросов и стоков парниковых газов приводятся оценки источников выбросов метана в нефтяной и газовой промышленности (8). На рисунке 2 показано, что сектор передачи США представляет значительные возможности для снижения потерь метана (8). Как будет обсуждаться далее, также важно отметить, что недавно принятый Подчасти W из парниковых газов отчетности Правило требует нефтяных и газовых компаний, чтобы отслеживать и сообщать о своих выбросов парниковых газов, которые обеспечат более полные данные и информацию о местоположении и размере выбросов источники в нефтяной и газовой отрасли. Кроме того, как уже отмечалось выше, программа Natural Gas STAR определил и разработал подробную информацию о рентабельных возможностей для снижения этих выбросов, в том числе их экологических, операционных и финансовых выгод.

Рассмотрим в общих чертах некоторые из основных технологий и методов, используемых как в США и России с целью сокращения выбросов метана. Меры, покрытые включать в себя замену влажных уплотнителей на сухие на центробежных компрессорах, постоянный осмотр и техническое обслуживание (DI & M) на компрессорных станциях, в трубопроводе откачки, композитного покрытия для ремонта дефектов герметичных трубопроводов и низким утечками пневматики. В таблице представлена ​​информация о средней стоимости и расчетную окупаемость за реализацию намеченных технологий, основанных на опыте компаний США N участвующих в программе Natural Gas STAR. Для того, чтобы оценить период окупаемости для России, предполагалось, что стоимость внедрения для технологий / практик такая же, как в США, стоимость газа в России составляет $ 70 / тыс м3 и что компании в России взимается плата за выбросы метана. Следует отметить, что экономические оценки ниже, основаны на опыте конкретных компаний, а также, что фактические затраты на реализацию и сроки окупаемости могут варьироваться в зависимости от индивидуальных условий эксплуатации. 

Сухие уплотнения (Замена влажных уплотнителей) Центробежные компрессоры имеют уплотнения вдоль их оси, чтобы держать газ от побега. Влажные или масляной смазкой, уплотнения являются общими и конструкции в результате утечек метана, иногда существенные из них. Сухие уплотнения работают механически без уплотнительного кольца смазки, что в свою очередь уменьшает утечку газа. 

Направленный осмотр и техническое обслуживание (DI & M) Техника для поиска, количественной оценки и снижения утечек на объекте по запланированному графику на основе частоты утечек и экономической эффективности. Количественное утечек позволяет компаниям определить приоритетность ремонтных работ и оценить экономическую эффективность.

Трубопровод Откачка Вместо выпуска газа из участка трубопровода, который будучи сброшенным для технического обслуживания, эта технология использует портативный компрессор, чтобы накачать большую часть газа в смежном сегменте операционного трубопровода.

Композитный Wrap для non- Утечки трубопроводов Дефект Композитный завернуть постоянно ремонт герметичных дефектов трубопровода. Это очень экономически эффективным, так как позволяет для ремонта трубопроводов в процессе эксплуатации трубопровода, так что газ не должен быть отведены. 

Low-Bleed пневматики Горелки пневматические устройства, такие как контроллеры вентиляции метана в соответствии с проектом. Из-за большого количества пневматических устройств на компрессорных станциях, общий объем выбросов из таких устройств может быть существенным на объекте. Низко-проводная пневматика может значительно уменьшить эти утечки, либо через замену устройств с высоким отбираемого с низким кровоизлияний или модернизации существующих высоких обрез устройств.

Источники: (10), (11), (12), (13), (14). 

Время окупаемости инвестиций в вышеупомянутых вариантов смягчения изменяется, и эти различия будут влиять на стратегии снижения корпоративного метана. Затраты на реализацию технологии, показанные в этой таблице, основаны на оценках в США. Эти затраты могут быть ниже в России, особенно если труд является одним из основных компонентов стоимости реализации. В то же время, экономическая эффективность может быть выше, в США из-за более высоких цен на природный газ. В следующем разделе мы рассмотрим конкретный опыт с этими технологиями в России и США

 

Сухие уплотнения центробежных компрессоров

В России опыт Газпрома показал, что надежность компрессорных агрегатов в основном определяется их техническими характеристиками, в частности их уплотнений компрессора. Как правило, газовые компрессоры оснащены вращающимися валами, которые требуют изолирующие прокладки, чтобы предотвратить газ высокого давления от утечки, где вал выходит из корпуса.

России Газпром эксплуатирует следующие типы уплотнений:

а) Один конструкция уплотнения подходит для применений, где уплотнение газа, не является ни воспламеняется и не вредны для окружающей среды, например, когда воздух, азот или диоксид углерода используют в качестве уплотняющего газа. Лабиринтное уплотнение может быть интегрирован, чтобы уменьшить количество утечек в случае выхода из строя;

б) Двойная конфигурация противоположна уплотнение требует давления защитного газа выше, чем давление технологического газа герметизировать. Эта конфигурация может быть использована где-либо утечки технологического газа не допускается, и где потребление фильтрованного буферного газа должно быть сведено к минимуму;

с) Тандем уплотнение обеспечивает полное пробой давления на первичных поверхностей уплотнения. Лица вторичного уплотнения обычно работают при низком давлении. В случае отказа основного уплотнения, вторичное уплотнение действует как запасной установленной. Газовый процесс контролирует утечку через оба набора уплотнительных поверхностей. Тандем уплотнение стал промышленным стандартом для углеводорода или критически важных приложений.

В настоящее время традиционные компрессоры, управляемые Газпромом могут иметь влажные или сухие уплотнения уплотнения. Понимая очевидные преимущества сухих уплотнений, Газпром реализует технологию в рамках корпоративной программы реконструкции и модернизации своего флота компрессора. В ответ на современный рыночный спрос, ведущие мировые производители газовых компрессоров начали поставки сухого уплотнения компрессоров в качестве опции по умолчанию.

Газпром накоплен большой опыт в области разработки, внедрения и эксплуатации систем сухого уплотнения для 4-х до 25 компрессоров МВт (на более чем 250 компрессоров). Опыт привел к экологическим преимуществам, которые включали сокращение выбросов метана, значительное снижение эксплуатационных расходов и увеличенных пропускную способность компрессора.

Основные преимущества сухих уплотнителей включают в себя:

- Снижение потерь мощности блока путем удаления сопротивления в уплотнениях. Уменьшение сопротивления 1% сокращает расход топлива на несколько%;

- Срок службы пролонгации, сокращает расходы на содержание (один раз в 1 до 3-х лет), нижний компрессор вниз время и повышает надежность системы;

- Сокращение выбросов метана и устранение выбросов вспышки газа из тюленьего жира. По данным международных источников данных, выбросы мокрой печатью составляет от 20 до 100 раз больше, чем сухих выбросов тюленей, хотя фактические показатели выбросов могут быть очень конкретным участкам, а также некоторые недавние исследования показали, что многие факторы могут определять скорость фактические выбросы влажных уплотнителей.

- Энергоэффективность. По мере того как сухая система уплотнения не требует никаких вспомогательных циркуляционных насосов и систем, экономия энергии эффект, который в результате исключения «паразитической» потребления энергии также заслуживает внимания. Системы нефти требуют от 50 до 100 кВт, в то время как сухие системы уплотнения имеют нагрузку мощность только 5 кВт, что составляет от 10 до 20 раз эффективнее (15).

Одним из основных факторов, влияющих на экономическую целесообразность развертывания сухих уплотнений для компрессоров Газпрома определяется за счет экономии природного газа из компрессоров с сухими уплотнениями по сравнению с теми, с мокрыми печатями. Исследование 2005 оценивается потенциал экономии газа и окупаемости для замены сухих уплотнителей на компрессорных станциях с одним и тремя компрессорными установками (рисунок 5). Результаты исследования показали, что экономия газа может быть существенным, со сроком окупаемости от 8 до 12 месяцев для компрессорной станции, работающей в течение примерно 8000 часов в год (16).

В то время как несколько компаний на международном уровне сообщили значительные выгоды от сухих уплотнений, как описано выше, некоторые недавние исследования показали, что выбросы от влажных уплотнителей не может быть универсально высоким. ВНИИГАЗ нашел это в измерениях уплотнения компрессора вентиляционных отверстий в рамках исследования, проведенного совместно с EPA, Тихоокеанской северо-западной национальной лаборатории (PNNL) и Clearstone Engineering. В данном исследовании, описана более подробно ниже в разделе DI & M, показали, что уровень выбросов метана от компрессоров с сухими уплотнениями были лишь немного ниже, чем у компрессоров с влажными пломб. Этот результат может свидетельствовать о том, что нефть нагруженные вспышки газа входит в трубопровод или газ мигающих сигналов в других, самых неожиданных местах. Предварительные результаты указывают на печать и работы компрессора и техническое обслуживание практика может играть решающую роль в интенсивности выбросов метана. С другой стороны, несколько других компаний имеют системы, перенаправлять уплотнение отходящего газа в компрессор линии подачи топлива, интегрированные в их конструкции уплотнения компрессора. Это может значительно сократить выбросы. производители и операторы оборудования отметили, что эта практика может обеспечить очень рентабельный вариант для сокращения выбросов метана, связанных с мокрыми печатями.

Несколько партнеров EPA США Natural Gas STAR также отметили преимущества от внедрения сухих уплотнений по сравнению с мокрыми печатями. Например, одна компания США сообщила, влажные выбросы печатью 2123 м3 / сут. Другой партнер обнаружил, что установка сухого уплотнения на существующем компрессоре сократили выбросы на 97%, экономия почти $ 187000 в одном только природном газе (10). Другие партнеры обнаружили, что сухие уплотнения могут сэкономить до $ 315000 в год, в зависимости от мокрых выбросов печатью существующих компрессоров перед дооснащением (10). Pemex обнаружил, что перед установкой сухих уплотнителей, компрессоры имели коэффициент выбросов 641,3 × 103 м3 в год; После модернизации этот коэффициент упал до 0,3 м3 в год (17). Тем не менее, компании США N тоже отметили, что измерение и анализ необходимы, чтобы подтвердить экономику проекта, прежде чем инвестиции, поскольку выбросы мокрой печатью различаются (10).

 

Направленный осмотр и техническое обслуживание (DI & M)

Компании в обеих странах имеют хорошо развитые программы DI & M. Эти программы могут значительно снизить потери от неорганизованных оборудования. Эти программы включают выявления, количественной оценки и устранения утечек, которые являются экономически эффективными для ремонта. Как правило, программа DI & M включает в себя основную съемку объекта примерно раз в год и более целенаправленных обследований компонентов, известных нуждаются в более частом внимания. Ряд скрининга существуют технологии, в том числе тест с использованием мыльного раствора, электронные анализаторы, анализаторы токсичных паров, ультразвуковые детекторы утечки, детекторы на основе лазера дистанционного утечки и инфракрасные камеры для обнаружения утечек. Есть также целый ряд технологий для измерения / количественной оценке выбросов были обнаружены такие, как High Volume Samplers, паров органических веществ Анализаторы (OVAs) и токсический Vapor Анализаторы (TVAs), калиброванные мешки и Ротаметры. Стоимость, простота в использовании и точность этих технологий различаются. Например, пузырь тесты очень легко выполнить и экономически эффективным для обнаружения утечек, но требует времени персонала, чтобы применить к каждому компоненту и не являются эффективными на некоторых компонентах, таких как с открытыми концами линий. Инфракрасные камеры для обнаружения утечек может стоить до $ 100000, но может быстро сканировать большие участки на наличие утечек, в том числе те, которые находятся в неподозреваемые местах или труднодоступных труднодоступных районах. Калиброванные мешки простой недорогой метод для точного определения объема выбросов; Тем не менее, они могут быть трудоемким особенно при измерении большого количества утечек. В то время как Высокие Пробоотборники громкости являются одним из наиболее дорогих измерительных технологий, они могут непосредственно измерить скорость утечки больших источников выбросов более быстрыми темпами. ОВА / TVAs могут быть использованы для оценки массового секундного утечки на основании корреляции уравнений.

В России Газпром регулярно проводит инструментальные исследования для оценки количества потерь метана и выполняет статистический анализ исследований по выбросам парниковых газов на представительных участках дочерних предприятий. Измерения имеют широкий географический охват, охватывающий территории Центральной России и Западной Сибири, где объекты Газпрома расположены. Целевые объекты включают в себя от добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения. На сегодняшний день, измерительное поле предоставил Газпрому солидных и важных данных о выбросах метана. В целом, проведенные измерения и расчеты показали, что выбросы метана из газотранспортной системы России составляет менее 1% от объема добычи газа. Исследовательские инструменты включают в себя современные системы обнаружения утечек и технологии измерения (дистанционные и контактные), предоставленные российскими, немецкими и японскими производителями.

В 2010 году совместно со специалистами по охране окружающей среды, PNNL и Clearstone, Газпром / ВНИИГАЗ провели полномасштабное исследование для оценки выбросов метана на компрессорных станциях в участке трубопровода Сызрань Газпром трансгаз Самара. Объем исследования охватывает все активное или под давлением технологического оборудования, установленного в двух мастерских. Команда совместно провели обнаружения и измерения деятельности, в которых воплощены клапан и вентиль штабеля компрессорной станции, в то время как Газпром также рассмотрел линейную часть трубопровода. В общей сложности более чем 5,550 местах с возможной утечки точек были исследованы, из которых 3350 были на компрессорных станциях и 2200 были вдоль трубопроводов. В общей сложности было обнаружено 116 утечки, которые включали 89 утечек из компрессорных станций и 27 утечек из линейных участков трубопроводов.

Команда исследовали 123 вентиляционных стеки, в том числе 95 на двух компрессорных станций и 28 вдоль линейных участков трубопроводов. В общей сложности 18 утечки были найдены из вентиляционных стеки, из которых 15 находились на компрессорных станциях и 3 вдоль линейных участков трубопроводов, которые были измерены Газпромом /

ВНИИГАЗ. Поскольку утечки вдоль линейного участка трубопровода были больше, они производят больше выбросов по объему. Таким образом, из измеренной суточной потери метана 2,460 м3, 70% было вдоль линейных участков трубопроводов, 17% было на компрессорной станции № 10 с сухими уплотнениями и 13% было на компрессорной станции № 23 с мокрыми печатями (рисунок 6).

Исследование также включало сравнительную оценку методик обнаружения и измерения, проведенные на две группы: Газпром / ВНИИГАЗ и PNNL / Clearstone. Полученные суммарные измерения выбросов метана были довольно похожи: 0,49 × 103 м3 на 109 м3 транспортируемого газа (Газпром / ВНИИГАЗ) и 0,43 × 103 м3 на 109 м3 транспортируемого газа (PNNL). В то время как Газпром / ВНИИГАЗа и измерения PNNL в на компрессорной станции с мокрыми печатями были сопоставимы, измерения на компрессорной станции с сухими уплотнениями были расходящиеся. Хотя в обоих случаях сухие уплотнения показали низкий уровень выбросов, чем при мокрых пломбах, согласно Газпром / ВНИИГАЗа.

измерения, сухие выбросы тюленей были лишь немного ниже, чем от влажных уплотнителей. Потенциальные причины этой находки описаны выше; Тем не менее, необходимы дальнейшие исследования, чтобы сделать окончательные выводы.

В целом, исследование показало, потери метана от технологического оборудования компрессорных станций и линейных участков трубопровода (клапанов и вентиляционных стеки) были 0,0002% от транспортируемого газа дочерней компанией Сызрань Газпром трансгаз Самара.

В Соединенных Штатах, многие компании передачи имеют опыт работы с программами DI & M, с этой услугой также предоставляются специализированными компаниями. Один партнер EPA Natural Gas STAR, Northern Natural Gas, сообщили значительной экономии за счет своей программы DI & M. В 2006 году он скринингу 659

штоков поршневых компрессоров. Благодаря этой первоначальной проверки и ремонта, а также регулярный мониторинг утечек, он был в состоянии уменьшить потери газа из этих упаковок на 2 × 106 м3 в год. Северный Природный газ также нанимает специализированную компанию для проведения аэрофотосъемки утечки с помощью лазерной технологии на основе дистанционного зондирования (LIDAR). Это позволило Северная найти и ремонт

многочисленные утечки вдоль ее трубопроводов (19). EnCana, производитель природного газа в США, также развернута программа общекорпоративной DI & M, включая разработку корпоративного документа для содействия DI & M, программы обучения, а также интеграции в систему экологического здоровья и управления безопасностью компании. EnCana экономит $ 2,5 млн в год с этой программой (20).

 

Трубопроводный насос откачки

Трубопровод откачки позволяет операторам газопроводов сократить выбросы метана в вентилируемых, когда они берут участок трубопровода в автономном режиме для ремонта. Как правило, по соображениям безопасности, оператор должен отдушина газа перед началом ремонтных работ. Это может привести к потере значительных объемов газа и денег, а также значительным выбросам метана. Вместо того, чтобы, с трубопроводной отêачивании, оператор может использовать либо портативный компрессор, в сочетании с компрессорами в линию, чтобы переместить большую часть газа к следующему сегменту трубопровода перед тем разгерметизации. Расчеты, приведенные в таблице 3, отражают затраты и экономию средств при использовании портативного компрессора. Портативный компрессор может откачивание больший процент газа (до 90%) и может провести операцию быстрее, чем в линии компрессоров. Однако использование в линии компрессоров требует меньше капитальных затрат.

В России, Газпром разработал и проверил проекта совместного внедрения "Использование мобильных компрессорных станций для перекачки природного газа из газопровода Раздел" (21). Газпром планирует реализовать проект в ЕСГ России, применимый для существующих и проектируемых трубопроводов диаметром от 700 до 1420 мм. проект позволяет газу быть накачан вперед из участков газопроводов, запланированных на ремонт. в 2010 году пилот (квалификация) испытания на передвижных компрессорных станций были сделаны в области магистральной линии Усть-Buzuluksk . Газпром трансгаз Волгоград испытания состояли из экспериментальной прокачки газа с помощью мобильного компрессора сделано в России компанией ООО Gazag .

В США несколько партнеров EPA Gas STAR успешно использовали трубопроводную откачку. Одним из примеров является Южная Natural Gas Company, которая сообщила, что она использовала Передвижные компрессоры три раза в одном месте в течение года, чтобы сэкономить $ 228000 в извлеченного газа на сумму около $ 68000. Усилия окупились в течение четырех месяцев; другие компании сообщили, даже быстрее окупаемости раза (12).

 

Композитный Wrap

Композитное покрытие может служить в качестве альтернативы резки и замены сегмента трубопровода или дефектного покрытия из стальной гильзы, оба из которых являются дорогими и отнимает много времени. Композитное покрытие может, таким образом, постоянно ремонт герметичных трубопроводов в экономически эффективным образом; ремонтные работы могут проводиться без остановки операций. Это также означает, что природный газ в трубопроводе не вентилируется, что приводит к значительной экономии средств и сокращения выбросов. Многие композитные продукты обруча доступны на рынке, используя ряд оберткой и клеевых материалов.

Для экономии газа, российский Газпром применяет композитные обручи на трубопроводах и других надежных уплотнительных материалов в других частях системы передачи и распределения электроэнергии. Применение композитных оберток и уплотнительных материалов в объектах Газпрома ежегодно 3 × 106 м3 природного газа спасает.

В США, правила техники безопасности позволили композитные оберток для ремонта с 2000 года партнер One Gas STAR сообщила, что она успешно установлена ​​на композитную пленку более 300 участков трубопровода. Еще одна компания сообщила о завершении до 65 ремонтов в год и экономии 14,9 × 103 м3 до 778,5 × 103 м3 природного газа в год, на общую сумму в более чем 3 × 106 м3 в сохраненным метана (13). Партнеры Natural Gas STAR, как правило, считают, что наиболее убедительные преимущества непрерывность эксплуатации трубопроводов, быстрое время ремонта и снижение рисков безопасности, связанные с ремонтом. Примеры композитных поставщиков обертки в США, включают Armor Plate, Inc.; the Clock Spring® Company L.P.; the StrongBack Corporation and WrapMaster, Inc. Все эти компании имеют операторов трубопроводов, таких как Duke Energy, в качестве клиентов.


Пневматические контроллеры приборов и другие пневматические устройства

Услуги передачи используют природный газ с питанием от пневматических устройств для широкого круга задач, включая регуляторы давления, регуляторы клапанов и регуляторов уровня жидкости. Тем не менее, эти устройства, с помощью конструкции, вентиляционная некоторые природного газа, как они действуют. Некоторые отдушина большие объемы газа, несколько ниже. Кроме того, с возрастом или плохой установкой, пневматика могут выделять больше газа, чем они предназначены для (на самом деле, идентификация этих высоких утечками устройств, как правило, первым шагом в уменьшении выбросов). В то время как вентилируемые газ из каждого отдельного устройства, могут не отображаться существенным, общая сумма может быть существенным из-за большого количества устройств, на компрессорных станций или других объектов, а также потому, что некоторые устройства могут иметь большие скорости спуска воздуха. Переоборудование ключевых компонентов или замена высоко- кровоточат устройств с низкими утечками из них может значительно сократить выбросы и потраченное впустую газа. В таблице 2 приведены возможные сроки окупаемости с компонентными переоснащения и замены устройства, соответственно. Дополнительным преимуществом является то, что модернизации или замены изношенных узлов может улучшить эксплуатационные характеристики и надежность всей системы.

В целях сокращения выбросов метана, связанных с попытками запуска компрессора, Газпром начал установку электротележки гидравлических стартеры вместо пневматических стартеров на компрессорных агрегатов. Кроме того, Газпром наращивает использование гидравлическим управлением вместо pneumatically- управлением блока клапанов. Расход газа от 50 до 1420 мм с пневмоприводом блок клапанов в диапазоне от 0,034 до 15,500 события м3 / активации. Сокращения выбросов, которые являются результатом избегать использования этих пневматических устройств рассчитываются в каждом отдельном случае, принимая во внимание соответствующие ставки активности и спецификации проекта. Это отказ от пневматических стартеров и запорной арматуры с помощью электротележки гидравлических систем недорогую и реализуется во всех новых строительных объектов.

Программа Natural Gas STAR ЕРА считает любое пневматическое устройство, как высокой кровоточить, если отверстия более 1,4 × 103 м3 природного газа в год (14). Несколько партнеров программы Natural Gas STAR сообщили экономии с мерами по установке низко кровоточат пневматику. Два примера Marathon Oil Company и Union Pacific Resources. Marathon обследовали более 150 устройств на 50 объектах с высокой текучестью Sampler; он обнаружил, что одна четверть имела высокие показатели обрез (13). Union Pacific Resources, после модернизации 330 высокомолекулярные отбираемого пневматические устройства и замена 70 утечками низкие пневматические устройства, сообщили о сокращении выбросов метана 1,4 × 106 м3 в год (13). ЕРА США подсчитали, что высокие утечками пневматические устройства вызывают потерю 340 × 106 м3 природного газа в системах передачи США (14).


Возможности для сокращения будущих выбросов метана

За последние 10 лет в США, выбросы метана остаются относительно стабильными в секторе природного газа в целом, так и для систем передачи, в частности, в то время как в России выбросы метана следовали тенденцию к росту с основными источниками, сосредоточенных на объектах транспортировки природного газа. В то же время, смягчение метана в газовой промышленности, оказалось, представляется возможным для природного газа компании, обеспечивая окупаемость за счет снижения эксплуатационных расходов, снижение сборов метана или углеродных кредитов.

Последние исследования на текущей и будущей ситуации в российской газовой отрасли показывает, что сектор природного газа представляет передача большой потенциал для сокращения выбросов метана. Прогнозы для смягчения метана зависит от будущей тенденции в добыче природного газа и спроса в России и Европе, а также развитие передовых технологий и общей эволюции международной системы газоснабжения.

Как компании в США, Газпром реализует инновационные технологии для сокращения выбросов метана в рамках своей корпоративной программы энергосбережения. Компания оценила свой инвестиционный потенциал и определили важнейшие инвестиционные проекты. Это включает в себя применение передвижных компрессорных станций для трубопроводов откачки, оптимизации производительности системы передачи с использованием автоматизированных систем, электрического пуска компрессоров и других технологий. К 2020 году Газпром намерен сократить выбросы парниковых газов на 40%. смягчение метана с помощью инновационных технологических решений может быть выгодным для компаний, таких как Газпром. Вложение средств в такие технологии позволит повысить энергию и эффективность использования ресурсов в секторе природного газа в России.

Поскольку система передачи природного газа США включает в себя множество различных операторов, более полезно говорить о тенденциях, влияющих на инвестиции и возможности, а не конкретных инвестиционных направлений. Как природный газ подорожал в последнее десятилетие, по крайней мере косвенно, компании видели растущее давление, чтобы уменьшить потери газа. В то же время, на рынке привело к ряду поддержки сервисных компаний, которые могут осуществлять программы по предотвращению изменения климата метана в сотрудничестве с операторами трубопроводов. Это позволяет быстрее и проще обучения реализации проектов во многих случаях. Аналогичным образом, ряд новых технологий по предотвращению изменения климата метана, доступных на рынке продолжает расти в ответ на этот основной рыночный спрос. Например, есть много новых технологий, доступных для выявления и утечек мера. Есть также новые возможности для смягчения утечек, включая создание новых композиционных материалов, оберточных усовершенствованных технологий уплотнений и новых вариантов сокращения природного газа на продувку пневматических устройств.

Глядя вперед, существует несколько новых нормативных инициатив в США, которые окажут влияние как информацию, сообщенную и требования потенциального контроля выбросов. Новый Подраздел W парникового газа Правило отчетности в США требует нефтяных и газовых компаний, чтобы отслеживать и сообщать о своих выбросов парниковых газов. Это правило будет предоставлять важные данные и информацию о местоположении и размере источников выбросов в нефтяной и газовой отрасли. Кроме того, США проводит необходимый обзор нефти и газа новые стандарты производительности источника (NSP), которая в настоящее время требует обнаружения утечек и ремонта на только перерабатывающих заводах. Настоящий обзор оценки полного объема нефтегазовых операций и планируется к предложению летом 2011 года.


V. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Природный газ компании в России, США и других странах, показали, что сокращение выбросов метана может быть прибыльным и осуществимо. Операторы систем передачи природного газа имеют много вариантов технологий с целью уменьшения потерь природного газа при этом, что они сократить выбросы метана. Они варьируются от простых, недорогостоящих мер, таких как регулировка негерметичных компонентов оборудования, более масштабных мер, таких как установка сухих уплотнителей на компрессоры. Значение природного газа, как правило, сохраненного, что делает эти меры прибыльные для компании. Тем не менее, дополнительные преимущества также могут быть значительными. Например, в случае сухих уплотнений, снижение "собственных потерь" и в потреблении энергии в вспомогательного оборудования сыграли большую роль в стратегии Газпрома по установке сухих уплотнений на своих компрессоров. Кроме того, композитная пленка может сократить время и затраты на рабочую силу.

Обмен информацией о новых технологиях по предотвращению изменения климата метана может помочь ускорить их принятие и предоставляют операторам больше возможностей для сокращения их потерь газа. И Россия, и США имеют опыт в уменьшении выбросов метана и на основе сотрудничества, таких как через Глобальной инициативы по метану, могут продолжать учиться друг у друга относительно новых возможностей сокращения выбросов и преимущества внедрения таких технологий и методов. Таким образом, операторы в обеих странах стоят, чтобы получить прибыль в то время как улучшение состояния окружающей среды.


Использование источники

1.        International Energy Agency (IEA), (2008) Natural Gas Information. Available at: iea.org/stats/prodresult.asp?PRODUCT=natural%20gas. Accessed: June 29, 2011.

2.        IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), (2007). IPCC Fourth Assessment Report: Climate  Change  2007   (AR4).  Available            at: ipcc.ch/publications_and_data/ar4/wg1/en/ch2s2-10-2.html#table-2-14 Accessed: June 29, 2011.

3.        U.S. Environmental Protection Agency (U.S.EPA), (2006). Global Anthropogenic Non-CO2 Greenhouse Gas Emissions: 1990-2020. Office of Atmospheric Programs, Climate Change Division.

4.        OAO  Gazprom,  (2010).  Gazprom    in  Figures  2006-2010.  Factbook.  Available  at: gazprom.com/f/posts/64/119881/gazprom-reference-figures-2006-2010-en.pdf. Accessed: June 29, 2011.

5.        OAO Gazprom, (2011). Main Technical and Economic Indicators for Gas Transmission and Underground Storage. (In Russian).

6.        American Gas Association (AGA), (2005). How Does the Natural Gas Delivery System Work? Available  at: 

aga.org/Kc/aboutnaturalgas/consumerinfo/Pages/NGDeliverySystem.aspx. Accessed: June 29, 2011.

7.        U.S. Energy Information Administration (EIA), (2010). Natural Gas Data. Available at: eia.gov/naturalgas/data.cfm. Accessed: June 29, 2011.

8.        U.S. Environmental Protection Agency (U.S.EPA), (2011). Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions  and  Sinks: 1990-2009. Available at: epa.gov/climatechange/emissions/usinventoryreport.html. Accessed: June 29, 2011.

9.        Akopova, G, Lechtenbohmer, S, Budzulyak, B, Samsonov, R., (2008). Methane Emission in the Gazprom System. International Gas Union Research Conference 2008, Paris.

10.     U.S. EPA, Natural Gas STAR Program, (2006). Lessons Learned From Natural Gas STAR Partners. Replacing Wet Seals with Dry Seals in Centrifugal Compressors. Available at: epa.gov/gasstar/documents/ll_wetseals.pdf. Accessed: June 29, 2011.

11.     U.S. EPA, Natural Gas STAR Program, (2003). Lessons Learned from the Natural Gas STAR Program. Directed Inspection and Maintenance at Compressor Stations. Available at epa.gov/gasstar/documents/ll_dimcompstat.pdf. Accessed: June 29, 2011.

 12.     U.S. EPA, Natural Gas STAR Program, (2006). Lessons Learned From Natural Gas STAR Partners. Using Pipeline Pump-Down Techniques to Lower Gas Line Pressure Before Maintenance. Available at: epa.gov/gasstar/documents/ll_pipeline.pdf. Accessed: June 29, 2011.

 13.     U.S. EPA, Natural Gas STAR Program, (2006). Lessons Learned From Natural Gas STAR Partners. Composite Wrap for Non-Leaking Pipeline Defects. Available at: epa.gov/gasstar/documents/ll_compwrap.pdf. Accessed: June 29, 2011.

14.     U.S. EPA, Natural Gas STAR Program, (2006). Lessons Learned From Natural Gas STAR Partners. Options for Reducing Methane Emissions from Pneumatic Devices in the Natural Gas Industry. Available at: epa.gov/gasstar/documents/ll_pneumatics.pdf. Accessed: June 29, 2011.

15.     Wilhelm H. Kaydon Corp. (2004) United States Patent # US 6789804 B2. Dry Gas Shutdown Seal.

16.     Stepovnikov, S. (2005). Main Principles, Standards and Requirements for Gas Compressor Dry Seals Design and Operation. Neftegazovoe Delo, ogbus.ru (in Russian).

17.     Methane to Markets Partnership Expo, 2-5 March 2010. New Delhi, India. Oil and Gas Conference Proceedings. A Methane Emissions Inventory and Analysis of Emissions Abatement Measures for a Large State-Owned Oil and Gas Corporation: The Example of PEMEX. Available at: globalmethane.org/expo/docs/postexpo/oil_betancourt_2.pdf. Accessed: June 29, 2011.

18.     VNIIGAZ, (2009). Measurement of Methane Emission Volumes Using Technical Equipment of Gazprom Transgas Samara. Contract #127767.

19.     U.S. EPA. Transmission Technology Transfer Webcast. October 16, 2008. Natural Gas STAR: Methane Emission Reduction Opportunities for Natural Gas Transmission Companies. Available   at:  epa.gov/gasstar/documents/workshops/2008-tech- transfer/tt_webcast_oct08.pdf. Accessed: June 29, 2011.

20.     U.S. EPA. Presentation “Lessons Learned from the Natural Gas STAR Program. Directed Inspection and Maintenance and Infrared Leak Detection.” Producers Technology Transfer Workshop,  March 23,   2010. Vernal, UT. Available  at epa.gov/gasstar/documents/workshops/vernal-2010/04_vernal.pdf. Accessed: June 29, 2011.

21.     OAO Gazprom Project, (2009). Joint implementation project “Use of Mobile Compressor Stations (MCS) for Pumping Natural Gas from the Gas Pipeline Section”.

22.     United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC), (2011). 2011 Annex I Party GHG Inventory Submissions. Available  at: unfccc.int/national_reports/annex_i_ghg_inventories/national_inventories_submissions/items/5888.php. Accessed: June 29, 2011.