УДК 621.51.012:504.7:622.691.4.053 А.А. Санатов, С.Е. Естай

УДК 621.51.012:504.7:622.691.4.053
А.А. Санатов, С.Е. Естай
ОСНОВЫ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ПРИ
ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГАЗА
Многолетние наблюдения показывают, что в результате хозяйственной деятельности
изменяется газовый состав и запыленность нижних слоев атмосферы. С распаханных земель во
время пыльных бурь поднимаются в воздух миллионы тонн частиц почвы. При разработке
полезных ископаемых, при производстве цемента, при внесении удобрений и трении
автомобильных шин о дорогу, при сжигании топлива и выбросе отходов промышленных
производств в атмосферу попадает большое количество взвешенных частиц разнообразных газов.
Определения состава воздуха показывают, что сейчас в атмосфере Земли углекислого газа стало
на 25% больше, чем 200 лет назад. Это, безусловно, результат хозяйственной деятельности
человека, а также вырубки лесов, зеленые листья которых поглощают углекислый газ.
Основной причиной глобального потепления климата является техногенная эмиссия
парниковых газов-углекислого газа СО2, метана CH4, закиси азота N2O. Согласно
правительственных документов Республики Казахстан /1,2/ необходимо разрабатывать и
осуществлять политику и меры, направленные на сокращение выбросов ПГ. В Казахстане
проводится инвентаризация выбросов парниковых газов (ПГ) на уровне предприятий.
Необходимость государственного учета и регулирования выбросов парниковых газов
определяется участием Республики Казахстан в Рамочной Конвенции ООН об изменении климата
(РКИК ООН) и Киотском протоколе.
Проведение инвентаризации ПГ на уровне предприятий будут способствовать решению
следующих государственных задач:

выполнение обязательств, принятых Республикой Казахстан в соответствии с
положениями статей 4.1(а) и 12 (1) Рамочной Конвенции ООН об изменении климата (РКИК
ООН);

подготовка Национальных Сообщений Республики Казахстан по РКИК ООН;

разработка национальной стратегии по снижению эмиссий ПГ;

подготовка условий для создания национальной системы мониторинга выбросов
парниковых газов и отчетности;

обоснование возможных количественных обязательств Казахстана по сокращению
выбросов ПГ на пост-Киото 2012-2020 гг.;

создание Национального Регистра ПГ для возможности участия в международной
торговле выбросами ПГ;

разработка сценариев выбросов ПГ на период действия первого бюджетного периода
(2008-2012 гг.), определенного Киотским Протоколом, и дальнейшую перспективу.
Природный газ генерирует меньше СО2 при том же количестве вырабатываемой для
снабжения энергии, чем уголь или нефть, поскольку он содержит больше водорода по отношению
к углероду, чем другие виды топлива. Благодаря своей химической структуре газ производит на
40% меньше диоксида углерода, чем антрацит.
В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом минерального
топлива. При сгорании его образуется значительно меньшее количество вредных веществ по
сравнению с другими видами топлива.
Газовая отрасль Республики Казахстан представляет собой взаимосвязанный комплекс,
состоящий из трех основных секторов: производство (добыча и переработка) природного газа,
осуществление транзита по магистральным газопроводам и системы газораспределения
(потребление).
Проведение инвентаризации парниковых газов на уровне предприятий должна выполняться
для всех категорий источников предприятия, связанных с основными видами деятельности.
Инвентаризация выбросов парниковых газов должна проводиться для всех предприятий,
осуществляющих свою деятельность на территории Республики Казахстан.
За норматив предельно допустимых выбросов парниковых газов (ПДВ ПГ) для
природопользователей (юридических лиц, имеющих источники выбросов парниковых газов)
принимаются общие выбросы парниковых газов в базовом 2008 году в СО2 эквиваленте.
Установление нормы по базовому 2008 году распространяется только на период действия
Киотского протокола – 2008 -2012 гг. После окончания срока действия Киотского протокола
норма по базовому году будет зависеть от обязательств Республики Казахстан, принятых в постКиотский период.
В соответствии с Киотским протоколом учет и регулирование осуществляется для
следующих парниковых газов: диоксид углерода (СО2), метан (СН4), закись азота (N2O), ГФУ
(гидрофторуглероды), ПФУ (перфторуглероды) и гексафторид серы (SF6), которые обладают
прямым парниковым эффектом. В расматриваемой утвержденной методике рассматриваются
первые три из шести перечисленных выше парниковых газов, а также ПФУ (CF4 и C2F6) при
производстве алюминия /4/.
Инвентаризация парниковых газов – это не разовая акция, она должна представлять
временную картину изменения объемов выбросов, поэтому важно обеспечить соизмеримость и
сопоставимость отчетов по различным годам для выявления тенденции и перспектив снижения
выбросов в компании.
Расчет эмиссии при добыче, транспортировке и переработке газа производится по
следующей методике / 4 /.
Исходные данные для расчета эмиссий метана от добычи газа можно взять из отчетов по
добыче и сдаче неочищенного газа и жидких углеводородов по предприятию за рассчитываемый
год.
A=B*C
(1)
где:
A- эмиссии ПГ;
B- данные о деятельности;
C- коэффициенты выбросов ПГ.
Для перевода выбросов CH4 в СО2 экв. необходимо полученную величину CH4 *21
СО2-экв.= CH4 *21
Плотность метана при температуре 200С составляет 0,72 кг/м3
Что касается хранения газа, то в случае произведения предприятиями мероприятий по
закачке природного газа в подземные хранилища,
выполняются расчеты исходя из объема
закаченного газа.
При этом, содержание метана в природном газе на разных месторождениях разное
(например, 70.65-71.17% для Карачаганак), необходимо использовать свои - рассчитываемого
предприятия показатели. Коэффициент эмиссии для систем хранения с низкими потерями
составляет 0.000353 - 0. 000356.
Расчет эмиссии метана при хранении газа представлен ниже.
Для того, чтобы рассчитать эмиссии метана при хранении газа, необходимо объем
природного газа обратной закачки ХХХ, умножить на выше указанный коэффициент эмиссий
метана при хранении газа. В результате чего получаем эмиссии метана при хранении газа в Гг :
ХХХ м3 * 0,000354 Гг / 106 =ХХХ Гг CH4 или ХХХ т CH4.
Используя коэффициент (21) перевода метана в СО2-эквивалент получаем, что выбросы
метана при хранении природного газа составил - ХХХ т СО2-эквивалента.
Для расчета эмиссии метана и закиси азота необходимо количество сжигаемых
углеводородов преобразовать в энергетические единицы (ТДж). Переводный коэффициент для
преобразования количества топлива в энергетические единицы (ТДж) для сырой нефти можно
взять из сборника Агентства по Статистике Республики Казахстан, который составляет 42,62
ТДж/тыс. тонн нефти или из тома ПДВ предприятия (коэффициент может быть уточнен с учетом
специфики предприятия и характеристик добываемых и используемых углеводородов).
Следующим шагом при расчетах является преобразование количества добытой нефти,
выраженное в Дж (ТДж или в ПДж).
Для получения конечного результата – значений эмиссии метана и N2О, в килограммах CH4
и N2О, количество добытой нефти, выраженное в ПДж, умножают на коэффициент эмиссии.
А= В*Q*D
(2)
где:
А- Эмиссии СH4 и N2О (Гг CH4 и N2О);
В- Деятельность, тыс.тонн (сжигание углеводородов);
Q-Переводной множитель, ТДж/тыс.тонн (по1 умолчанию 42,62 ТДж/тыс.тонн);
D- Коэффициенты эмиссии метана и N2О (кг/ТДж).
Согласно методологии /4/, эмиссии метана выражаются в Гг. Для перевода в, необходимо
величину выбросов CH4 и N2О в килограммах разделить на 106.
Для перевода в тонны, необходимо величину выбросов CH4 и N2О в Гг умножить на 103
Для перевода выбросов CH4 в СО2 экв. необходимо полученную величину CH4 умножить
на коэффициент 21
СО2-экв.= CH4 *21
Для перевода выбросов N2О в СО2-экв. необходимо полученную величину умножить на
коэффициент 310
СО2-экв.= N2О *310
Методика расчета выбросов от сжигания топлива от автомобильного транспорта
подразделяется на две части: оценка эмиссий двуокиси углерода и оценка эмиссий других газов.
Оценка выбросов CO2 лучше всего рассчитывается на основе количества и типа сгораемого
топлива и содержания углерода в нем. Количество окисленного углерода практически не
варьирует в зависимости от применяемой технологии сжигания топлива. Оценка выбросов других
газов с парниковым эффектом более сложна, так как зависит от типа автомобиля, топлива,
характеристик эксплуатации транспортного средства, типа технологии контроля за выхлопными
газами.
Расчет выбросов диоксида углерода от сжигания топлива в двигателях внутреннего сгорания
рекомендуется проводить на основе учета видов топлива и типов двигателя. Выбросы углекислого
газа по этому методу оцениваются следующим образом. Сначала оценивается потребление
каждого вида топлива по типам транспорта (легковой, грузовой, автобусы, спецмашины). Затем
оцениваются общие выбросы СO2 путем умножения количества потребленного топлива на фактор
выбросы для каждого типа топлива и типа транспорта по формуле:
Е  М  К1  ТНЗ  К 2  44 12
(3)
где:
Е - годовой выброс СО2 в весовых единицах (тонн/год);
М - фактическое потребление топлива за год (тонн/год);
К1 - коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю сгоревшего углерода),
таблица 1;
ТНЗ - теплотворное нетто-значение (Дж/тонн), табл. 1;
К2 - коэффициент выбросов углерода (тонн С /Дж), табл. 1;
44/12 – коэффициент для пересчета выбросов углерода С в двуокись углерода СО2.
Коэффициенты для пересчета сожженного топлива в выбросы СО2 для автотранспорта
приведены в табл. 1.
Таблица 1. Коэффициенты для пересчета сожженного топлива в выбросы
СО2 для автотранспорта
Вид топлива
Бензин
Дизельное топливо
СНГ
Природный газ
Теплотворное нетто-значение
низшее, ТНЗ ТДж/ед.измерения
44,21
43,02
47,17
34,78
Коэффициент выбросов
углерода К2, тС/ТДж
19,13
19,98
17,91
15,04
Фракция окисленного
углерода, К1
0,995
0,995
0,99
0,995
Расчет выбросов СН4 и N2O от автотранспорта производится на основе данных об общем
количестве сожженного автомобильного топлива за год в 4 этапа:
1. Определение количества ежегодно сжигаемого автомобильного топлива для
каждого предприятия по единицам автотранспорта (Табл. 3.5) путем перевода топлива в
натуральном выражении в энергетические единицы – джоули (Дж), терра-джоули (ТДж) и т.д.;
2. Умножение на коэффициент выбросов метана или закиси азота для каждого вида
топлива;
3. Определение выбросов каждого газа;
4. Преобразование выбросов в эквивалент СО2 путем умножения на ПГП каждого газа.
5. Каждый из шагов повторяется для каждого газа (СН4, N2O).
Расчетная формула:
Е = М * ТНЗ * К3
(4)
где:
Е - годовой выброс парникового газа (тонн/год);
М - количество сжигаемого в год автомобильного топлива (тонн/год);
ТНЗ - теплотворное нетто-значение для сжигаемого вида топлива (Дж/тонн);
К3 - коэффициенты выбросов парниковых газов, СН4 или N2O, (тонн/Дж).
Перевод выбросов метана или закиси азота в СО2 эквивалент производится путем
умножения на 21 для СН4 и на 310 для N2O.
В действующей методике /4/ не рассматриваются технологические потери возникающие при
транспортировке природного газа. Согласно /5/можно рассчитать величину технологических
безвозвратных потерь природного газа при работе компрессорных станций.
Действующие нормативы списания с баланса предприятия некоторых объемов газа на
технологические нужды к настоящему времени устарели, так как не учитывают современные
мероприятия, направленные на сокращение отдельных видов технологических затрат и потерь
газа. В частности, указанные нормативы совсем не учитывают составной части потерь,
возникающих непосредственно в процессе длительного хранения газа. Поэтому настоящая статья,
являясь логическим продолжением действующих нормативов, имеет целью уточнить размеры
фактических технологических затрат и потерь газа по разным типам газохранилищ и
соответствующим им * горногеологическим, техническим и технологическим условиям.
Данная работа также направлена на более точный учет технологических затрат и
геологических потерь газа в связи с ростом стоимости энергоносителей, что в настоящее время
имеет большое значение, а также для более полного учета индивидуальности каждого хранилища.
Если технологические затраты по их структуре носят практически одинаковый характер и могут
отличаться объемами, то геологические потери являются более сложными и требуют
дополнительных исследований по их оценке.
Методические указания не охватывают разовых потерь газа, возникающих на скважинах,
промысловых коммуникациях и основных узлах газохранилища по причине их аварийного
состояния и выбросов. Эти виды потерь должны актироваться отдельно и списываться с баланса
транспортируемого газа в установленном порядке.
В период закачки газа на подземное хранилище газа (ПХГ) затраты газа на технологические
операции обусловлены следующими работами:
- стравливанием газа из газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и их коммуникаций для
разгрузки при профилактических осмотрах;
- стравливанием газа из пылеуловителей, соединительных газопроводов и продувкой их
газом с целью очистки от осажденных твердых частиц и жидкости, а также для монтажа заглушек
перед оборудованием, которое не будет использовано в период отбора газа из ПХГ;
- стравливанием газа после периода закачки из шлейфов с целью демонтажа заглушек перед
сепараторами на ГРП, которые не использовались при закачке газа в хранилище;
- стравливанием газа из газопровода-отвода и соединительного газопровода
до
газораспределительного пункта (ГРП) с целью ревизии смонтированных на них запорной
арматуры и диафрагм;
а) Величина потерь газа при остановке и загрузке ГПА
Для оценки указанных затрат газа используются фактические данные работы
компрессорного цеха, а именно: среднемесячное суммарное количество остановок ГПА; средняя
величина давления на приеме и выкиде компрессорной станции (КС) и средняя величина
температуры газа на приеме КС - Твх = 293 К и выкиде - Тв = 313 К.
б) Потери газа при стравливании пылеуловителей
Величина потерь газа на технологические операции при отборе газа из хранилища:
а) стравливанием газа из пылеуловителей и сепараторов;
б) стравливанием газа из шлейфов, соединительных газопроводов и газопровода-отвода;
в) продувкой газом пылеуловителей:
г) продувкой газом сепараторов;
д) при продувке скважин, вышедших из ремонта и газопровода-отвода после периода
отбора.
1. Расчет годовых потерь газа при остановках компрессоров. Исходные данные:
Таблица 2.
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Потери КС (атм) - на входе
49,7
50.2
49,3
49.7
- на выходе
76,5
87,6
95,8
99,7
103.0
Объем обвязки и цилиндров
КС (мЗ) - на входе
- на выходе
1
1
1
1
1
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
Число остановок (шт)
20
25
23
18
9
Потери за месяц составляют по формуле :
(5)
где:
Qк - затраты газа при стравливании его из цилиндров и коммуникаций ГПА в период
остановки компрессоров, н.мЗ;
Рв, Рвх - средняя величина давления на приеме и выкиде КС, кгс/см2;
Zв, Zвx, - средняя величина коэффициента сверхсжимаемости газа на приеме и выкиде
КС,соответствующая Рвх и Рв, Твх и Тв
Твх, Тв - средняя величина абсолютной температуры газа на приеме и выкиде КС, К;
Vвx, V в - общий геометрический объем цилиндров с коллекторами на приеме и выкиде КС,
мЗ;
п - количество остановок компрессоров;
Тст,Рст - стандартная величина температуры и давления, соответственно в К и кгс/см2.
QKC=20(293: 1,033) [(52,4:293) 1+(103:313) 1,2] = 3254,6 мЗ
Аналогичные расчеты проводятся для остальных месяцев.
Этот вид потерь связан с остановкой КС по техническим причинам и ремонтом агрегатов, а
также изменением объемов закачки газа.
Потери при стравливании пылеуловителей, сепараторов, газопровода на КС, газопроводаотвода, соединительных газопроводов, шлейфов эксплуатационных скважин связаны с переходом
на разные режимы эксплуатации ПХГ (закачка-отбор газа), причем стравливание шлейфов
эксплуатационных скважин также возможно при ремонте.
Результаты расчета представлены в табл. 3
Таблица 3
Объем, мЗ
Величина потерь, мЗ
Пылеуловители
100
12374,7
Сепараторы
32,5
1656,4
Шлейфы
Соединительный водопровод - низкого давления
- высокого давления
210
45
37
31367,8
4792,3
3767,4
ГРП1-ГРП2
Газопровод-отвод
339
92
34743.1
9782.1
Итого
98483,8
Итого общие потери от стравливания газа составят 106374,1 мЗ.
Потери газа при продувке пылеуловителей и сепараторов оцениваются по формуле:
(6)
где: Qnp - расход газа при продувке скважин или шлейфов, нмЗ;
D - диаметр " свечи ", через которую происходит .продувка скважины или шлейфа, мм;
Р - средняя величина давления газа перед пропускным отверстием "свечи " за период
продувки, . кгс/см2;
р - относительный удельный вес газа;
Т - абсолютная температура газа, К;
t - время продувки, сутки;
п - число продувок.
Продувки пылеуловителей проводятся в период закачки раз в неделю, что соответственно
составит 12 раз в сезон, число пылеуловителей 5, время 2 минуты, в период отбора раз в сутки,
т.е. 80 раз, время 2 мин.
Объем газа при продувках пылеуловителей в период закачки газа по формуле (6):
Qпр = 62526,36 м3
в период отбора газа:
Qпр = 416842,4 м3
Потери газа при продувках сепараторов происходит только в период отбора:
- число сепараторов -14 шт,
- продувки 290 раз,
- время продувок -15с,
- среднее давление - 85 атм.
Qпр = 256876,2 м3
Потери при продувках скважин после ремонта оцениваются как при исследованиях скважин
на различных режимах. На каждое освоение скважины после ремонта расходуется около 10
тыс.мЗ, число ремонтов в год - 30 шт. Итого на освоение скважин тратится около 300000 мЗ.
Потери газа на технологические операции за цикл эксплуатации ПХГ
Таблица 4
Виды потерь газа, н.мЗ
1.
2.
-
Потери газа при остановке и разгрузке ГПА
Потери газа при стравливании:
пылеуловителей
сепараторов
шлейфов скважин в нейтральный период
соединительных газопроводов низкого давления
соединительного газопровода между ГРП1 иГРП2
газопровода-отвода
- шлейфов при ремонте скважин
Потери газа при продувке:
- пылеуловителей
- сепараторов
Освоение скважин
Итого
Величина потерь
21756,4
12374,7
1656,4
31367,8
4792,3
3767,4
9782.1
7901,3
479368,76
256876,2
300000
1119861,26
Таблица 5
Результаты расчетов выбросов парниковых газов произведенной по
методике /4/
методике /5/
СО2
т/год
97438,3446
97438,3446
СН4
т/год
1,79550294
766,4717
N2O
т/год
0,17757734
0,17757734
Расчеты показывают, что выбросы метана наиболее значительные при различных
технологических режимах работы оборудования магистральных газопроводов. С целью
уменьшения выбросов ПГ необходимо:
 Внедрение безотходной схемы продувок аппаратов;
 Установка диафрагм по источникам выброса газа;
 Уменьшение (ликвидация) залповых выбросов;
 Снижение выбросов продуктов сгорания;
 Установка современных фильтров на пылеуловители;
 Использование каталитических методов очистки газов;
 Перевод газоперекачивающих агрегатов на воздушный пуск.
ЛИТЕРАТУРА
1. Рединг Д. Обзор истории и положений Киотского протокола. Нефть, газ и бизнес. – 2005, №5, с. 811.
2. ПП РК «Об утверждении Правил государственного учета источников выбросов парниковых газов
в атмосферу и потребления озоноразрушающих веществ» от 8 февраля 2008 года N 124;
3. Приказ Министра «Об утверждении правил инвентаризации выбросов парниковых газов и
озоноразрушающих веществ» от 13 декабря 2007 г. № 348-п;
4. Методика расчета выбросов парниковых газов для предприятий республики Казахстан по
производству энергии, добыче, обработке, хранению и транспортировки нефти, газа и угля, металлургии и
цементному производству, 2009г.;
5. Методические указания по определению технологически необходимых безвозвратных потерь газа
при создании и эксплуатации газохранилищ в пористых пластах, 2009;
6. Экологическая оценка воздействия работы объектов транспорта газа на окружающую среду //
Транспорт и подземное хранение газа - М.: ИРЦ Газпром. №5. 1997.
7. Трансформация в приземной атмосфере загрязняющих веществ, поступающих от объектов
транспорта газа // Рациональное природопользование в условиях техногенеза. Науч н. тр., вып. 1 - ГУЗ, 1998
8. Экологическая химия: Пер. с нем. / Под ред. Ф. Корте. — М.: Мир, 1996.— 396 с., ил.
9. Экологические проблемы: что происходит, кто виноват и что делать?: Учебное пособие / Под
ред. Проф. В. И. Данилова - Даниляна. — М.: Изд-во МНЭПУ, 1997. — 332 с.
Загрязнение атмосферы и способы борьбы с ним зарубежом. Бобылев А. П., Айруни А. А. — М.:
ЦНИЭИуголь, 1978, 28 с
Резюме
Ауа райының глобалдi жылынуының негiзгi себептерi N2O-шi СО2, CH4тiң метаны, азоттың шала
тотығының көмiрқышқыл газдың парникте өскен газдарының техногендi эмиссиясы болып табылады. /1, 2/шi Қазақстанның республиканың үкiмет құжаттарына сәйкес саясатты және парниктi газдардың
лақтыруларын қысқарту бағытталған шаралар өндеп жүзеге асыруға керек. Қазақстанда парниктi газдардың
лақтыруларының кәсiпорындардың деңгейдесiнiң түгендеу /4/ әдiстеме бойынша жүргiзiледi. Жұмыста
магистралдi мұнай құбырларының технологиялық жабдықты пайдалануының жанында парниктi газдардың
лақтыруларын салыстырмалы талдауды тура келедi. Парниктi газдардың лақтыруларын кiшiрейту бойынша
ұсыныс келтiрiлген.
Summary
Basic cause of global warming of a climate is technogenic emission of hotbed gases of carbonic gas СО2,
methane CH4, nitrous oxide N2O. According to the governmental documents of the Republic of Kazakhstan/1,2/ it
is necessary to develop and carry out a policy and the measures directed on cutting-down of hotbed gases blowouts.
There is spent inventory of hotbed gases blowouts at level of the enterprises of technique/4/ In Kazakhstan . There
is resulted a comparative analysis of blowouts the hotbed gases at the operation of the technological equipment of
main gas pipelines in work. Recommendations about reduction of blowouts the hotbed gases are resulted.
Theme: Bases of technique of emissions calculation the hotbed gases at transportation. Key words:
technological equipment, carbonic gas, methane, nitrous oxide.
Алматинский институт
энергетики и связи
АО «Интергаз Центральная Азия»
Поступила 3.03.2010 г.