Повышение эффективности сжигания попутного нефтяного газа на факельных системах

IX Международный конкурс научно-исследовательских и творческих работ учащихся
Старт в науке

Повышение эффективности сжигания попутного нефтяного газа на факельных системах

Елисеева А.К. 1Ямалов Р.Д. 1
1БГПОУ Дюртюлинский многопрофильный колледж
Рахимова Г.М. 1Газетдинова А.Г. 1
1БГПОУ Дюртюлинский многопрофильный колледж
Автор работы награжден дипломом победителя III степени
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Введение

Известно, что главным источником химического загрязнения атмосферного воздуха на разрабатываемых нефтяных месторождениях являются факельные установки для сжигания попутного газа. Опасность их для природы связана с кумулятивностью действия загрязнителей, выбрасываемых в атмосферу, и «отложенностью» биологических последствий.

Утилизация нефтяного газа является в настоящее время одной из самых актуальных экономических и экологических проблем в нефтедобывающей отрасли. Решением проблемы использования попутного нефтяного газа (ПНГ) является формирование условий, ориентированных на реализацию инновационных проектов, разработка и внедрение новых технологий утилизации ПНГ.

За годы рыночных реформ Россия вышло на первое место в мире по объёмам сжигания ПНГ. Также очень велики и экономические потери. Упущенная выгода, по оценкам некоторых учёных составляет не менее 7,5 руб. на каждый кубометр не вовлеченного в хозяйственный оборот попутного газа. Возможный суммарный эффект может составить 362 млрд.р. в год

С 2009 года в России принято решение о прекращении «выбрасывания ПНГ на ветер» путем его факельного сгорания, сопровождающегося экологическим загрязнением. Перед нефтедобытчиками поставлена задача полезной переработки и цивилизованной утилизации попутного нефтяного газа . 

Актуальность: сегодня актуальна задача разработки и реализации таких технологических схем и оборудования, которые позволят эффективно решать проблему утилизации ПНГ практически для всех нефтяных и газовых месторождений.

Цель: выявление эффективности сжигания попутного нефтяного газа

Задачи:

Изучить научную литературу

Проанализировать способы переработки ПНГ

Рассчитать эффективность переработки ПНГ на конкретном примере

Сделать выводы

Методы:

Изучение литературных источников

Анализ

Математические расчеты эффективности переработки ПНГ

Основная часть

2.1 Характеристика попутного нефтяного газа, факельной установки

Попутный нефтяной газ (ПНГ) выделяется из нефти в ходе сепарации углеводородного сырья. В отличие от природных горючих газов, состоящих в основном из метана, ПНГ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и др. предельных углеводородов, также в ПНГ присутствуют пары воды, а иногда и азот, углекислый газ, сероводород и редкие газы (гелий, аргон).

Основные выбросы нефтяного газа формируются за счет малых и средних удаленных месторождений, доля которых в мире продолжает стремительно увеличиваться. Однако, организация сбора газа с таких месторождений по схемам, предложенным для строительства крупных газоперерабатывающих заводов, является весьма капиталоемким мероприятием, требует значительного времени для реализации, не позволяет утилизировать нефтяные газы концевых ступеней сепарирования и фактически неприменима к территориально разобщенным малым и средним месторождениям.

Утилизация попутного газа с помощью методов, отличающихся от простого сжигания в факелах, заключается в обеспечении достаточно полного сгорания утилизируемых компонентов за счет увеличения турбулентности газового потока, что позволяет осуществить высокую степень разложения экологически опасных компонентов.

С целью приближения решения вышеуказанной проблемы предлагается оголовники факелов утилизации газов, работающие в режимах аварийных, периодических и постоянных сбросов оснастить подвижным газовым затвором в виде тела обтекания, который способен менять проходное сечение оголовка при изменении расхода газа и создающий газовые струи, проходы между корпусом оголовка и газовым затвором в зону горения . В результате ожидается эффективное сжигание сбрасываемых газов без применения воды или пара, устойчивое горение при изменении расхода и состава сбрасываемых газов с полным термическим обезвреживанием горючих факельных выбросов.

В результате сжигания НПГ в факелах оказывается существенное воздействие на климат. Сжигание ПНГ сопровождается тепловым загрязнением окружающей среды: вокруг факела радиус термического разрушения почв колеблется в пределах 10–25 метров, растительности — от 50 до 150 метров. При этом в атмосферу поступают как продукты сгорания ПНГ, в том числе окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода, так и различные несгоревшие углеводороды. Существенные концентрации окислов азота и серы фиксируются на расстоянии 1–3 км от факела, сероводорода — 5–10 км, а окиси углерода и аммиака — до 15 км. Что может привести к увеличению заболеваемости населения раком легких, бронхов, к поражениям печени и желудочно-кишечного тракта, нервной системы, зрения .

В результате, с лета 2007 года резко активизировались российские правительственные структуры (Минприроды, Ростехнадзор, Минпромэнерго и пр.), призывая принять решительные меры по прекращению сжигания попутного газа.

В настоящее время процессы сбора, подготовки и использования попутного газа регулируются рядом федеральных законов — «О недрах», «О газоснабжении в Российской Федерации», «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках», «Об охране окружающей природной среды», «Об охране атмосферного воздуха», и пр. Но ПНГ не рассматривается законодательством Российской Федерации в качестве самостоятельного объекта государственного регулирования .

Непрерывное факельное сжигание или рассеивание ПНГ обычно применяется на нефтепромыслах, где использование добываемого ПНГ сверх потребности промысла в энергии неэкономично (например, из-за отсутствия экономически приемлемого доступа к местному рынку или к газосборной сети), а обратная закачка газа для поддержания пластового давления также недостаточно экономически целесообразна. Тяжело найти потребителя нефтяного газа, так как отпускная цена сторонним организациям ПНГ составляет 3099 руб. за 1000 м3 газа, в то время за аналогичный объем природного газа «Газпром» просит 2723 руб.

Нефтесборный пункт (НСП) «М» предназначен для приёма, подготовки обводненной нефти с нефтепромыслов, дегазации и стабилизации нефти, откачки подготовленной нефти в ППСН и очистки пластовых вод с последующей подачей их для использования в системе ППД.

Подготовка попутного углеводородного газа в НСП происходит в несколько этапов. Принципиальная схема представлена на рис.1. в приложении 1.

Карта нефтяных месторождений НГДУ в приложении 1.

Попутный нефтяной газ, выделившийся из нефти в ТВО, поступает в газосепаратор ГС-1, где освобождается от капельной жидкости, унесенной с газом и перед подачей на топливо проходит осушку в вертикальном газосепараторе ГС-2. Далее попутный нефтяной газ после ГС-2 поступает в вертикальный газосепаратор ГС-3, где проходит дополнительную осушку. В ГС-4 также поступает попутный нефтяной газ из технологической площадки из газовой сети участка по сбору и транспортировке газа (УСТГ) НГДУ «Чекмагушнефть». Попутный нефтяной газ после ГС-4 подается как топливо на технологические печи. Излишки углеводородных газов сжигаются на стояках факельной системы.

Факельная система НСП «М» состоит из системы трубопроводов и устройств. Факельных стояков с оголовками, дежурных горелок, систем дистанционного розжига, трех подземных емкостей, средств контроля и автоматизации, предназначенная для следующих видов сбросов горючих газов и паров:

- периодических – при освобождении установки или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой ремонтом, а также при аварийном отключении и пусконаладочных работах;

- аварийных – при сбросе от предохранительных клапанов;

- постоянных – сброс излишков газа.

Факельная система НСП «М» состоит из двух факельных стояков: Ф-1 – факел высокого давления и Ф-2 – факел низкого давления.

Розжиг факельных стояков и поддержание огня дежурных горелок производится углеводородными газами, поступающими из газосепаратора ГС-2 через конденсатосборник.

На факельном стояке высокого давления сжигаются сбросы излишков углеводородных газов с концевых сепараторов, предназначенных для сепарации углеводородных газов сырой нефти, аварийные сбросы из газосепаратора ГС-1 и узла поступления углеводородных газов из кольцевой системы УСТГ НГДУ «Чекмагушнефть».

На факельном стояке низкого давления сжигаются сбросы излишков углеводородных газов из концевых сепараторов, предназначенных для сепарации углеводородных газов подготовленной нефти через газосепаратор ГС-3 и конденсатосборник, а также сбросы из емкости, предназначенной для сбора сбросов из предохранительных клапанов сосудов работающих под давлением, емкости, предназначенной для сбора нефти при освобождении змеевиков технологических печей, шаровых емкостей, предназначенных для сепарации углеводородных газов пластовой воды, реализуемой на скважинах цеха ППД через КНС-1.

Факельные стояки представляет собой вертикальную трубу ø159мм. высотой 20м, установленные на фундаменте и закрепленные стальными растяжками. Для защиты пламени от погасания при ветре и для обеспечения полного сгорания газа верхняя часть факельного стояка оборудована оголовником.

Факел оборудован трубопроводом ø57мм для подачи газа на контрольную горелку, установленную в верхней части. Для зажигания газа факел оборудован системой дистанционного розжига пламени «Бегущий огонь» .

      Факел, который образуется при истечении топлива в среду окислителя называют - диффузионным факелом (диффузионное горение, диффузионное пламя), т.е. в случае, когда через горелку подается газ, не содержащий в себе кислорода, при его поджигании горение происходит за счет потребления кислорода окружающего воздуха, поступающего посредством диффузии. Так как в данном случае газ и воздух подаются раздельно, а горение происходит в процессе их взаимной диффузии, причем скорость горения определяется интенсивностью процесса смешения, то подобное горение называют диффузионным. В зависимости от характера движения различают ламинарное диффузионное горение и турбулентное диффузионное горение

В наипростейшем виде диффузионная горелка представляет собой трубу, по которой газ поступает под давлением в окружающую неподвижную среду, используемую в качестве окислителя. При этом возникает зона диффузионного смешения, которая после воспламенения и возникновения устойчивого фронта пламени будет представлять собой нарастающую вперед толщу продуктов сгорания, через которую навстречу друг другу будут передвигаться из газовой струи молекулы топлива, а из воздушной среды молекулы кислорода и азота. Получаемая в результате молекулярной диффузии смесь образует факел, который при круглых горелках принимает конусообразную форму, так как по мере движения газ расходуется на горение и зона горения перемещается к оси струи, доходя до нее в вершине конуса (рис. 2).

Р исунок 2 - Разрез факела пламени диффузионной горелки

Зоны факела: I- чистый газ; II- смесь газа с продуктами сгорания; III – смесь воздуха с продуктами сгорания; IV – окружающий воздух. Между зонами II и III расположена зона горения (поверхность α = 1)

Зона устойчивого горения устанавливается по поверхности, где поступающие молекулярной диффузией количества газа и кислорода находятся в стехиометрическом соотношении для полного горения. Т.е. в зоне горения не может быть ни избытка газа, ни избытка кислорода, так как в противном случае она не может занять устойчивого положения.

В зону горения изнутри поступает газовое топливо, а снаружи — кислород. Образующаяся горючая смесь воспламеняется за счет тепла, распространяющегося от фронта пламени. Химическое превращение совершается в узкой светящейся зоне фронта горения в смеси, которая значительно разбавлена горячими продуктами сгорания и тем самым сильно нагрета, но в которой концентрации горючих элементов и окис­лителя малы. В таких условиях химическое реагирование протекает наиболее интенсивно. Толщина зоны горения мала — не превышает 1 мм. Образующиеся продукты сгорания диффундируют как в окружающее пространство, так и внутрь факела .

Продукты сгорания попутного нефтяного газа, покидающие факельную установку, а также несгоревшие компоненты, являются потенциальным источником загрязнения окружающей атмосферы вредными веществами.

2.2 Практическая часть

Для оценки максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ в атмосфере, источником которых являются факельные установки НСП «М» применена «Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках», которая была разработан в соответствии с Законом Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" с целью получения данных о выбросах загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках и включена в «Перечень методических документов по расчету выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу»

Эта методика предусматривает выполнение расчетов следующих параметров:

- мощности выброса вредных веществ;

- расхода выбрасываемой в атмосферу газовой смеси;

- высоты источника выброса над уровнем земли;

- средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси;

- температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.

Качественная и количественная характеристики выбросов вредных веществ определяется типом и параметрами факельной установки и составом сжигаемого ПНГ.

Исходными данными для расчета приняты проектные характеристики факельной установки (диаметр выходного сопла, высота факельной трубы) и измеряемые характеристики (объемный расход сжигаемого на факельной установке ПНГ, скорость истечения ПНГ, состав сжигаемого ПНГ). Для упрощения расчётов в Excel была заложена программа «Расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках». (Приложения 2).

В результате расчетов были получены данные о максимальных выбросах вредных веществ. Так за год при сжигании 2 млн.м3 ПНГ в НСП в атмосферу выделяется:

Таблица 1

Наименование

Выброс

г/с

т/год

Азота диоксид

2.5

79.5

Азота оксид

1.8

56.2

Сажа

47.8

1490.2

Серы диоксид

39.2

1223.9

Углерода оксид

398.2

12418.0

Метан

110.8

3455.7

Бенз(а)пирен

0.0

0.000004

Расчет платежей за выбросы в атмосферу произвели на основании Постановления Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344 "О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления" (с изменениями от 1 июля 2005 г., 8 января 2009 г.) и "Инструктивно-методическим указаниям по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды" разработанным на основании Закона Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды"(приложение 3).

Фактические выбросы в атмосферу вредных веществ НСП «М» представлены в таблице 1. Коэффициент, учитывающий экологический фактор в этой местности, равен 2. Нормативы 2011 года предельно допустимых выбросов в атмосферу установлены в размере, т/год:

Азота диоксид

199,9

Азота оксид

32,4

Сажа

122,7

Серы диоксид

78,2

Углерода оксид

1361

Метан

944,8

Бенз(а)пирен

0,00004

Ставка платы в пределах норматива (руб./т) равна нормативу платы, установленного в 2003 году умноженного на коэффициент инфляции 1,93.

наименование

2003

2011

Азота диоксид

52

100,36

Азота оксид

35

67,55

Сажа

80

154,4

Серы диоксид

21

40,53

Углерода оксид

0,6

1,158

Метан

50

96,5

Бенз(а)пирен

2049801

3956116

Ставка платы в пределах установленных лимитов выбросов (руб./т) равна нормативу платы, установленного в 2003 году умноженного на коэффициент инфляции 1,93.

наименование

2003

2011

Азота диоксид

260

501,8

Азота оксид

175

337,75

Сажа

400

772

Серы диоксид

105

202,65

Углерода оксид

3

5,79

Метан

250

482,5

Бенз(а)пирен

10249005

19780580

Дифференцированную ставку платы в пределах нормативов (ДСн) с учетом коэффициента (руб./т) рассчитывают так: норматив платы, умноженный на коэффициент, учитывающий экологический фактор, равный 2.

Азота диоксид

200,72

Азота оксид

135,1

Сажа

308,8

Серы диоксид

81,06

Углерода оксид

2,316

Метан

193

Бенз(а)пирен

7912232

Дифференцированную ставку платы в пределах лимитов выбросов (ДСл) с учетом коэффициента (руб./т) рассчитывают так: норматив платы, умноженный на коэффициент, учитывающий экологический фактор, равный 2.

Азота диоксид

1003,6

Азота оксид

675,5

Сажа

1544

Серы диоксид

405,3

Углерода оксид

11,58

Метан

965

Бенз(а)пирен

39561159

Расчет массы выброса в атмосферу в пределах норматива ПДВ (т)для каждого загрязняющего вещества

Азота диоксид

79,5

Азота оксид

32,4

Сажа

122,7

Серы диоксид

78,2

Углерода оксид

1361

Метан

944,8

Бенз(а)пирен

0,000004

Пределы лимита выбросов в атмосферу ВСВ (т) не были установлены.

Расчет массы выброса в атмосферу сверх установленного лимита ВСЛ (т) для каждого загрязняющего вещества

Азота диоксид

0

Азота оксид

23,8

Сажа

1376,5

Серы диоксид

1145,7

Углерода оксид

11057

Метан

2510,9

Бенз(а)пирен

0

Платеж за выбросы в атмосферу каждого загрязняющего вещества в пределах установленного норматива (по базовым ставкам платы) (руб.) составит:

Азота диоксид

15957,2

Азота оксид

4377,2

Сажа

37889,8

Серы диоксид

6338,9

Углерода оксид

3152,1

Метан

182346,4

Бенз(а)пирен

31,4

Платеж за выбросы в атмосферу каждого загрязняющего вещества сверх установленного лимита (по базовым ставкам платы) (руб.) составит:

Азота диоксид

0

Азота оксид

80384,5

Сажа

10626580

Серы диоксид

2321761,1

Углерода оксид

640200,3

Метан

12115093

Бенз(а)пирен

0

Сумма платежей за выбросы в атмосферу каждого загрязняющего вещества (по базовым ставкам платы) (руб.) составит

Азота диоксид

15957,2

Азота оксид

84761,7

Сажа

10664469,8

Серы диоксид

2328099,9

Углерода оксид

643352,4

Метан

12297438,9

Бенз(а)пирен

31,4

итого

26034111,4

Ожидаемая сумма платежа за выбросы в атмосферу составит около 26 млн.руб. В связи с этим, следует еще раз отметить особенность диффузионного вида горения, связанную с наличием химической неполноты горения. В диффузионном ламинарном пламени температура достигает максимального значения в зоне горения. Вытекающий из горелки газ до поступления в зону горения нагревается за счет тепла, распространяющегося от пламени, как теплопроводностью, так и посредством диффузии горячих продуктов сгорания. Некоторые газы, как, например, водород и окись углерода являются теплостойкими и при нагреве до температур 2500—3000 К сохраняют свою молекулярную структуру. Газы, содержащие углеводородные соединения, являются тепло нестойкими. В случае сжигания этих газов нагрев в восстановительной зоне в отсутствие кислорода вызывает их разложение с образованием сажи и водорода. Разложение углеводородсодержащих газов протекает тем интенсивнее, чем выше температура, при этом одновременно возрастает доля образующихся тяжелых, сложных, трудно сжигаемых углеводородов. Например, разложение метана, начинается при температуре около 700°С. При нагреве без доступа воздуха до 950°С разлагается 26% метана, а при нагреве до 1150°С — 90%. Диффузионное горение частиц протекает сравнительно медленно, в результате чего часть свободного углерода и тяжелых углеводородов не успевает сгорать и в виде сажи покидает факел. Интенсивность диффузионного сжигания зависит от интенсивности смесеобразования. Так как массообмен при турбулентном течении происходит во много раз интенсивнее, чем при ламинарном режиме, во фронте пламени развиваются столь высокие температуры, что сама химическая реакция начинает протекать практически мгновенно и не задерживает горения: сколько горючей смеси успевает образовываться, столько ее практически немедленно и выгорает.

Чтобы предотвратить образование сажи, необходимо подвести к пламени достаточное количество кислорода, либо увеличить турбулентность газового потока.

Для решения данной проблемы распространены конструкции оголовков факельных установок, представляющие собой обрез круглой факельной трубы, по окружности которой размещены дежурные горелки. На оголовках могут быть устройства для подачи пара и/или воздуха, и/или воды. Недостатком конструкции является то, что для получения бездымного сгорания сбросного газа к факельной горелке должны принудительно подавать в большом количестве воздух или/и водяной пар, или/и воду. Однако водяной пар или вода, испаряющаяся в пламени, подавляют горение (являются инертными как азот, гелий, углекислый газ и т.п.), снижают температуру в факеле пламени ниже температуры крекинга, что прекращает образование сажи, но факельные газы уже не сгорают. Принудительная подача воздуха в зону горения также энергетически неэкономична, но еще и требует значительных капитальных затрат на строительство воздуходувок и комбинированных факельных стволов, ресурсов энергообеспечения, затрат на поддержание работоспособности сложного оборудования. Отсутствие резерва пара на многих предприятиях и вышеуказанные причины приводят к тому, что выполнение требований законов по охране природы (в части бездымного обезвреживания газовых факельных сбросов) на большинстве предприятий на основе традиционных технических решений невозможно.

«Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем (ПБ 03-591-03) разрешают сжигание факельных газов без подачи пара или воздуха в зону горения при скорости истечения легких газов из оголовка от 0,2 до 0,5 скорости звука, а для тяжелых газов — от 0,2 скорости звука до 120 м/с. В соответствии с этими требованиями разработаны различные технологии кинетического бездымного сжигания газов без подачи пара и воздуха, которая отличается тем, что требуемая расчетная скорость истечения газов выдерживается в очень широком диапазоне расходов путем использования газовых затворов, позволяющих увеличить удельную поверхности контакта с окружающим воздухом газа и достижения их смешения (до стехиометрического коэффициента и более), что обеспечивает полноту сгорания с меньшими затратами .

Для сокращения количества выбросов загрязняющих веществ в атмосферу предлагаю оголовники факелов нефтепарка оснастить подвижным газовым затвором в виде тела обтекания, который способен менять проходное сечение оголовка при изменении расхода газа и создающий газовые струи, проходы между корпусом оголовка и газовым затвором в зону горения. Основой является «Факельная установка Парфенова» (патент RU 2289755) .

Согласно изобретению, газовый(вые) затвор(ы) выполнен подъемным(и) и/или поворотным(и) в количестве от 1+n (где n от 0 и более), имеет(ют) форму(ы) в виде или стержня, или пластины, или конуса, или призмы, или тела обтекания с длиной, превышающей ширину, или сферы, с возможностью поддержания расчетной(ых) скорости(ей) истечения факельных газов из оголовков, и создания газовых струй, в том числе или плоских, и/или разомкнутых, и/или расходящихся в разных направлениях и контактирующих с воздухом с двух сторон/, что увеличивает сечение захвата окружающего воздуха и обеспечивает полноту сгорания.

Незначительные расходы газов (постоянные затворные, технологические продувки и т.д.) могут выходить в зону горения через конструктивные зазоры между корпусом оголовка и газовым затвором. Струи газов с низкими скоростями, но тонкие или плоские, с высокой удельной поверхностью хорошо смешиваются с воздухом и сгорают бездымно.

Каждая конфигурация сочетания затворов предназначена для своего диапазона расходов и давлений газов. На предприятии может быть десятки предохранительных клапанов (ПК) от различных технологических установок, имеющих выхлопы в одну факельную систему. При срабатывании одного или нескольких ПК давление в факельной системе должно увеличиваться незначительно, что обеспечивается открытием на оголовке одного или нескольких затворов минимальной пропускной способности (стержневые и/или сферические, и/или конические). С увеличением расходов газов и увеличением давления в факельной системе, на оголовке открываются затворы (пластинчатые, и/или призматические, и/или тела обтекания и т.д.), рассчитанные на большие: пропускные способности и давления.

Приводы затворов могут быть пневматические, пружинные, гравитационные и любые известные, включая их сочетания.

На чертеже (рис.3) показана работа факельной установки, на которой осуществляется способ бездымного сжигания газов переменных составов, расходов и давлений факельных систем различных давлений без принудительной подачи воздуха или пара в зону сжигания газов.

Рис. 3- Газовый затвор

Таким образом, поставленная задача бездымного сжигания газов без применения пара, воздуха или воды обеспечивается тем, что конус подвижного газового затвора создаёт своим весом под собой подпор давления, который при практически любом расходе создаёт скорость истечения газов из оголовков в диапазоне от 0,2 до 0,5 скорости звука. С увеличением расхода газов конус подвижного газового затвора поднимается, увеличивая проходное сечение оголовка и пропуская газы, а с уменьшением расхода газов конус подвижного газового затвора опускается, уменьшая проходное сечение. Скорость обтекания газами конуса подвижного газового затвора остается в требуемом расчетном диапазоне. Проходное сечение оголовка газовым затвором может меняться от максимального 100% до минимального 5%.

При уменьшении проходного сечения оголовника с 100 % до 20% выбросы уменьшаются в 25 раз и как следствие, уменьшаются ежегодные платежи с 26 млн.рублей до 0,1 млн.рублей. На рисунке 4 видно, что зависимость носит линейный характер с достаточно высокой степенью аппроксимации .

Рис. 4

Т.е. при снижении расхода газового потока на факел режим горения ПНГ не будет переходить в ламинарный за счет уменьшения проходного сечения факельного оголовка. И будет всегда сохраняться условие бессажевого горения.

3. Заключение

В целях предотвращения загрязнения атмосферного воздуха выбросами вредных (загрязняющих) веществ и сокращения эмиссии парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках, было принято Постановление Правительства РФ от 08.01.2009 № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», где указывается, что Правительство Российской Федерации постановляет установить целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках на 2012 год и последующие годы в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа (далее — целевой показатель), установить, что с 1 января 2012 г. плата за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках рассчитываются отдельно за объемы соответствующие значению целевого показателя и объемы, превышающие значение целевого показателя.

Во втором случае при расчете к нормативам платы применяется дополнительный коэффициент, стимулирующий хозяйствующих субъектов к сокращению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках, равный 4,5. Показательно, что в декабре 2008 г. Минприроды и Министерство энергетики, очевидно, под давлением нефтяных компаний предложили отложить введение обязательной нормы для нефтяных компаний по утилизации 95 % объема добычи попутного газа с 2012 года до 2014 года.

Несмотря на отсрочку проблемы высоких платежей не должна отходить на второй план. Ориентировочная стоимость модифицированной факельной установки с затвором высотой 20 м и диаметром оголовка 150 мм составляет 1,2 млн. рублей. Уменьшение в среднем проходного сечения на 20% позволит уменьшить количество выбросов на 36% и уровень платежей на 44% ( на 11млн.рублей).

В связи с этим, помимо постепенного сокращения сжигания попутного нефтяного газа необходимо сегодня стремиться к полному термическому обезвреживанию горючих факельных выбросов, что значительно улучшит как экологическое, так и экономическое положение предприятия.

Вывод

Попутный нефтяной газ наносит ущерб окружающей среде и здоровью человека.

Есть способы уменьшения воздействия ПНГ:

совершенствование системы факельных установок

выработка электрической энергии. С помощью, установленного на нефтяных месторождениях оборудования (сепараторов, компрессоров, ректификационных колонок, насосов) осуществляется осушка, сепарирование поступившей из скважин газовой смеси. Уже после первичного сепарирования ПНГ готов для использования в качестве топлива на электростанциях, а также в газотурбинных установках;

использование сайклинг-процесса для повторной закачки газовой смеси в так называемую «шапку» месторождения для поднятия давления внутри пласта;

подача нефтегазовой смеси на переработку в газоперерабатывающих заводах или в сооруженные непосредственно на месторождениях мини-ГПЗ;

после установки специального оборудования, включающего кроме сепараторов и компрессоров, каталитические реакторы, теплообменники проводится химическая переработка ПНГ с получением синтетических углеводородов.

Мы рассмотрел только один способ, наиболее приемлемый для месторождений НГДУ. «Это совершенствование системы факельных установок. Использование ПНГ на месторождениях НГДУ для получения, например, электроэнергии оказалось не выгодно. Поскольку ПНГ этого месторождения содержит сероводород. Однако широко применяется система обогрева с ПНГ аднимистративно-хозяйственных, также использования тепла от сжигания ПНГ при подготовке нефти в НСП. Но это уже другая работа.

В перспективе планируем изучить и другие способы использования ПНГ на месторождении «М». Продолжить свою деятельность в качестве курсовой и возможно дипломной работы.

Данную работу можно использовать как методическое пособие на занятиях экологических дисциплин, химии, спец.дисциплин.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Карта месторождения «М»

Рисунок 1- Принципиальная схема подготовки попутного нефтяного газа в НСП

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках

1. Исходные данные

1.1. Проектные характеристики факельной установки

d0- диаметр выходного сопла, м;

hВ - высота факельной трубы (для высотных факельных установок), м;

hГ - расстояние от выходного сопла до уровня земли (для горизонтальных факельных установок), м;

(hГ> 0 для труб, проложенных выше уровня земли и hГ< 0 в противном случае);

lа - расстояние от выгодного сопла до противоположной стены амбара (для горизонтальных факельных установок), м.

1.2. Измеряемые характеристики

1.2.1. Объемный расход Wv3/с) сжигаемого на факельной установке ПНГ;

1.2.2. Скорость истечения ПНГ U, м/с.

1.2.3. Состав сжигаемого ПНГ V1 (% об):

метан СН4; этан С2Н6; пропан С3Н8; бутан С4Н10; пентан С5Н12; гексан С6Н14; азот N2; диоксид углерода СО2; сероводород Н2S(и/или меркаптаны).

2. Оценка производительности факельной установки

2.1. Объемный расход Wv3/с) и скорость истечения U(м/с), сжигаемого на факельной установке попутного нефтяного газа измеряется экспериментально, либо, при отсутствии прямых измерений, Wv рассчитывается по формуле:

Wv=0.785·U·d02                                                    (5.1.1)

где U -скорость истечения ПНГ из выходного сопла факельной установки, м/с (по результатам измерений);

d0 – диаметр выходного сопла, м (по проектным данным факельной установки).

При отсутствии прямых измерений скорость истечения U принимается в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем" 1992 г. равной

при постоянных сбросах:

U=0.2·UзВ                                                      (5.1.2)

при периодических и аварийных сбросах:

U=0.5·UЗВ,                                                     (5.1.3)

где UЗВ - скорость распространения звука в ПНГ, рассчитываемая согласно Приложению Г.

2.2. Массовый расход Wg (кг/ч) сбрасываемого на факельной установке газа рассчитывается по формуле:

Wg=2826·U·d02·rГ,                                                  (5.2)

где rГ - плотность ПНГ, кг/м3,(измеряется экспериментально, либо рассчитывается по объемным долям Vi (% об) и плотностям Pi(кг/м3) компонентов).

2.3. Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную установку, Wпp 3/с):

,                                         (5.3)

где Wv – объемный расход (м3/с) сжигаемого на факельной установке ПНГ, рассчитываемой по формуле (5.1.1);

Vпс - объем продуктов сгорания (м33)

ТГ – температура горения, рассчитываемая согласно "Правилам устройства и безопасной эксплуатации факельных систем", утв. Госгортехнадзором РФ от 21.04.92 следующего условия: скорость истечения сжигаемого газа должна превышать 0.2 от скорости распространения звука в газе.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.1

Расчет мощности выбросов вредных веществ в атмосферу

Расчет физико-химических характеристик попутного нефтяного газа

1. Расчет плотности rГ (кг/м3) ПНГ по объемным долям Vi (% об.) и плотности ri (кг/м3) компонентов:

.                                                       (1)

2. Расчет условной молекулярной массы ПНГ mГ, кг/моль:

                                                         (2)

где mi - молекулярная масса i-го компонента ПНГ.

3. Расчет массового содержания химических элементов в попутном газе:

Массовое содержание j-го химического элемента в ПНГ бj (% масс.) рассчитывается по формуле:

,                                                                (3)

где бij - содержание (% масс.) химического элемента j в i-том компоненте ПНГ;

бi - массовая доля i-го компонента в ПНГ; 6i рассчитывается по формуле:

бi=0.01 Vi·ri/rГ                                                   (4)

Примечание: если выбросы углеводородов определяются в пересчете на метан, вычисляется также массовая доля углеводородов, пересчитанных на метан:

б(SсН4)i=Sбi·mi/mcH4

При этом суммирование осуществляется только по углеводородам, не содержащим серу.

4. Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного газа:

Количество атомов j-го элемента Kj рассчитывается по формуле:

.                                                          (5)

Условная молекулярная формула попутного нефтяного газа записывается в виде:

CCHhSSNnOO                                                                                                   (6)

где с=Кc, h=Кh, s= Ks, n= Кn, o=Кo, рассчитываются по формуле (5).

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.2

Справочные данные, необходимые для расчетов физико-химических характеристик попутного нефтяного газа

1. Атомные массы химических элементов, входящих в состав попутного газа.

Таблица 1.

Химический элемент

Углерод С

Водород Н

Сера S

Азот N

Кислород O

Атомная масса

12.011

1.008

32.066

14.008

16.000

2. Молекулярные массы основных компонентов ПНГ и коэффициенты Гi пересчета углеводородов на метан

Таблица 2.

Компонент

Метан СН4

Этан С2Н6

Пропан С3Н8

n-, i-бутан С4Н10

Пентан C5H12

Гексан C6H14

Гептан C7H16

Сероводород Н2S

Диоксид углерода СО

Азот N2

Молекулярная масса mi кг/моль

16.043

30.07

44.097

58.124

72.151

86.066

100.077

34.082

44.011

28.016

Гi mi/mCH4

1.00

1.87

2.75

3.62

4.50

5.36

6.24

 

3. Плотность ri (кг/м3) основных компонентов ПНГ

Таблица 3.

Компонент

Метан СН4

Этан С2Н6

Пропан С3Н8

n-, i-бутан С4Н10

Пентан C5H12

Гексан C6H14

Гептан C7H16

Сероводород Н2S

Диоксид углерода СО2

Азот N2

Плотность ri, кг/м3

0.716

1.342

1.969

2.595

3.221

3.842

4.468

1.522

1.965

1.251

4. Содержание (% масс.) химических элементов в основных компонентах ПНГ.

Таблица 4.

Компонент

Содержание химических элементов в компонентах (% масс)

 

С

Н

S

O

N

СН4

74.87

25.13

-

-

-

С2Н6

79.89

20.11

-

-

-

С3Н8

81.71

18.29

-

-

-

С4Н10

82.66

17.34

-

-

-

C5H12

83.24

16.76

-

-

-

C6H14

83.73

16.27

-

-

-

C7H16

84.01

15.99

-

-

-

Н2S

-

5.92

94.08

-

-

СО2

27.29

-

-

72.71

-

n2

-

-

-

-

100

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.3

                       

Расчет физико-химических характеристик сжигаемого газа

           
                       

Расчет плотности рг, кг/м3

                   
                       

компонент

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

C7H16

N2

CO2

H2S

Сумма

pi

0,716

1,342

1,969

2,595

3,221

3,842

4,468

1,251

1,965

1,522

 

 

0,379

0,020

0,236

0,519

0,232

0,038

0,000

0,025

0,039

0,020

1,509

                       
                       

Расчет условной молекулярной массы мг, кг/моль

             
                       

компонент

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

C7H16

N2

CO2

H2S

Сумма

Mi

16,043

30,07

44,097

58,124

72,151

86,066

100,077

28,016

44,011

34,082

 

 

8,503

0,451

5,292

11,625

5,195

0,861

0,000

0,560

0,880

0,443

33,809

                       

Расчет массового содержания химических элементов (% масс.) в попутном газе.

       
                   

Рассчитывается по формуле:

               

где, бij - содержание (% масс.) химического элемента j в i-том компоненте ПНГ

               

бi - массовая доля i-го компонента в ПНГ

               

компонент

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

C7H16

N2

CO2

H2S

Сумма

бi=0.01 Vi·ri/rГ

0,251423

0,013337

0,156546

0,343862

0,153652

0,025455

0

0,016577

0,026038

0,013109

1,00

                       

компонент

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

C7H16

N2

CO2

H2S

Сумма

бij С

74,87

79,89

81,71

82,66

83,24

83,73

84,01

 

27,29

 

 

бij H

25,13

20,11

18,29

17,34

16,76

16,27

15,99

 

 

5,92

 

бij N

 

 

 

 

 

 

 

100

 

 

 

бij O

 

 

 

 

 

 

 

 

72,71

 

 

бij S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

94,08

 

                       

компонент

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

C7H16

N2

CO2

H2S

Сумма

бj С

18,824

1,065

12,791

28,424

12,790

2,131

0,000

0,000

0,711

0,000

76,737

бj H

6,318

0,268

2,863

5,963

2,575

0,414

0,000

0,000

0,000

0,078

18,479

бj N

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

1,658

0,000

0,000

1,658

бj O

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

1,893

0,000

1,893

бj S

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

1,233

1,233

                       

Расчет числа атомов элементов в условной молекулярной формуле попутного газа:

     
           
 
         

Количество атомов j-го элемента Kj рассчитывается по формуле:

                       

Химический элемент

Углерод С

Водород Н

Сера S

Азот N

Кислород O

           

Атомная масса

12,011

1,008

32,066

14,008

16

           
                       

Kj

2,160

6,198

0,013

0,040

0,040

           
                       

Уточнение условной молекулярной массы:

33,809

кг/моль

           

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.4

                                 

Расчет физико-химических характеристик влажного воздуха для заданных метеоусловий:

       
                                 

20

град.С. - температура воздуха;

                         

760

мм.рт.ст. - атмосферное давление;

                         

60

%. - относительная влажность воздуха.

                       

0,009

кг/кг - массовое влагосодержание влажного воздуха d для данной относительной влажности и температуры воздуха

 

11

мм.рт.ст. - парциальное давление паров воды в воздухе.

                 

28.96

кг/моль. - условная молекулярная масса сухого воздуха

                 

1,293

кг/м3. - плотность сухого газа

                         
                                 

Расчет количества атомов химических элементов в условной молекулярной формуле влажного воздуха:
0.421 > l.607d

           
 
 
 
                 
                     
                     
                     

Элемент

O

N

H

                         

Kj

0,435

1,572

0,029

                         
                                 

Условная молекулярная формула влажного воздуха

O

0,44

N

1,57

H

0,03

           
     
 
                         

Плотность влажного воздуха:

                           
                                 

Р в.в.=

1,198

кг/м3

                           
                                 
                                 

Расчет стехиометрического реакции горения попутного газа в атмосферы влажного воздуха.

       
                                 

Расчет мольного стехиометрического коэффициента М по условию полного насыщения валентности (полностью завершенной реакции окисления):

                                 
                                 
   

=

17,495

                         
                                 

Теоретическое количество влажного воздуха, необходимого для полного сгорания 1м3 газа, составляет

17,495

м3.

   
                                 

Объем продуктов сгорания в стехиометрическом горении равен:

VПС=с + s + 0.5[h + n + М(kh + kn)],

     

где с, s, h, n и kh, kn соответствуют условным молекулярным формулам ПНГ и влажного воздуха соответственно.

     
                                 

VПС=

22,850

м33

                           

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.5

                                 

Расчет температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.

                     
                             

Расчет низшей теплоты сгорания попутного газа Qн (ккал/м3) производится по формуле:

             

где Vi - содержание i-го горючего компонента (% об.) в ПНГ;

                 

QHi - низшая теплота сгорания i-го горючего компонента или по формуле:

                     

QH=85.5[CH4]o + 152[C2H6]o + 218[C3H8]o + 283[C4H10]o + 349[C5H12]o + 56[H2S]o

                   
                                 

Низшая теплота сгорания горючих компонентов ПНГ QHi, ккал/м3

                       
                                 

Компонент

СН4

С2Н6

С3Н8

4Н10

nC5H12

iC6H14

nC7H16

H2S

               

QHi, ккал/м3

8555

15226

21795

28338

34890

44700

51300

5585

               
                                 

Расчетная величина:

                             
                                 

Компонент

СН4

С2Н6

С3Н8

4Н10

nC5H12

iC6H14

nC7H16

H2S

Сумма

             
 

453415

22839

261540

566760

251208

44700

0

7260,5

16077,23

             
                                 
                                 

Расчет доли энергии, теряемой за счет радиации факела Δ:

                       
                                 

Расчетная формула

Δ = 0.048mГ0.5 , =

0,2791002

                         
                                 

Расчет количества теплоты в продуктах сгорания попутного газа лоя трех значений температуры горения T град. К. Qпc (ккал):

           
                                 
                                 
                                 

где q1(кг) - масса i-го компонента продуктов сгорания 1 м3 ПНГ

                       

Ср(Т) - средние массовые изобарные теплоемкости составляющих продуктов сгорания

                   
                                 

Компонент

Метан СН4

Этан С2Н6

Пропан С3Н8

n-, i-бутан С4Н10

Пентан C5H12

Гексан C6H14

Гептан C7H16

Сероводород Н2S

Диоксид углерода СО

Азот N2

               

Молекулярная масса mi кг/моль

16,04

30,07

44,10

58,12

72,15

86,07

100,08

34,08

44,01

28,02

           
                                 
                           
                         

Удельный выброс диоксида углерода рассчитывается по формуле:

2,267383

кг/кг

           
                 

0

удельный выброс серы

             
                         
 

qcн4 =

0,055262

                           
 

qco =

0,25

                           
                                 

Удельный выброс водяного пара H2O:

         

1,75362567

кг/кг

             
                                 
                                 

Удельный выброс азота N2:

           

11,4093831

кг/кг

             
                                 
                   

Удельный выброс кислорода O2:

0,276591

кг/кг

         
                 
                 
                                 

Компонент

CO2

H2O

CO

NO

N2

O2

CH4

Qпс

               

qi

2,516925

2,209688

0,275

0,0022

13,29867

0,307484

0,060789

 

               

qi * Cр(Т)*(Т-293) для Т=1100 гр.К

534,194679

891,6091

59,03205

0,4509516

2822,523

60,54606

41,40387

4409,75974

               

qi * Cр(Т)*(Т-293) для Т=1500 гр.К

847,582045

1448,232

91,6113

0,6983702

4382,058

93,52556

70,95104

6934,65809

               

qi * Cр(Т)*(Т-293) для Т=1900 гр.К

1168,91786

1999,195

125,06478

0,9510226

5983,87

127,4847

103,5492

9509,03245

               

qi * Cр(Т)*(Т-293) для Т=2300 гр.К

1500,28614

2612,123

158,9544

1,2098196

7606,773

162,3027

138,108

12179,7568

               
                                 
                                 

Средние массовые изобарные теплоемкости составляющих продуктов сгорания, определяемые в интервале от 293 °К до Т 0К (ккал/кг•град).

               
                                 

Компонент

CO2

Н2О

СО

NO

n2

О2

СН4

H2S

             

Температура

1100

0,26

0,50

0,27

0,25

0,26

0,24

0,84

0,28

             

Т0 К

1500

0,28

0,54

0,28

0,26

0,27

0,25

0,97

0,30

             

 

1900

0,29

0,56

0,28

0,27

0,28

0,26

1,06

0,32

             

 

2300

0,30

0,59

0,29

0,27

0,29

0,26

1,13

0,35

             
                                 
                                 

Определение Qпс(Т)

.= Qн*(1-^) =

11590,07

ккал

                         
                                 

По рассчитанным значениям Qпс определяем температуру Т гр.К для Qпс(T) =

 

11590,07

ккал

               
                                 

Компонент

4409,759742

6934,6581

9509,03245

12179,7568

11590,069

                     

T

1100

1500

1900

2300

1932,325

                     
                                 

Таким образом, температура продуктов сгорания попутного газа составляет:

Тгс =

1659,325

град. С.

               
                               

Расчет удельных выбросов вредных веществ в атмосферу.

                     
                               

Для оценок мощности выбросов метана, оксида углерода и оксида азота (в пересчете на диоксид азота)

             

при сжигании попутного нефтяного газа используются опытные значения удельных выбросов на единицу

             

массы сжигаемого газа:

                           
                               

Удельные выбросы (кг/кг)

Бессажевое сжигание

Сжигание с выделением сажи

                         

 

1

2

                         

qсо

0,02

0,25

                         

qNOX

0,003

0,002

                         

qсажи

0

0,03

                         

бенз(а)пирен

2,00E-11

8,00E-11

                         
                               

В случае сжигания серосодержащих попутного нефтяного газа удельный выброс диоксида серы рассчитывается

                 

по формуле:

                             
                               
                               

где mSO2 - молекулярная масса SO2. mГ - условная молекулярная масса горючего;

                 

S -количество атомов серы в условной молекулярной формуле попутного нефтяного газа.

               

qSO2 =

0,0246404

                           

Вредные вещества при сжигании попутного нефтяного газа попадают в атмосферу

               

также за счет недожога газа. Коэффициент недожога определяется или

                 

экспериментально для факельных установок определенной конструкции, или

                 

полагается равным 0.0006 при бессажевом сжигании и 0.035 в противном случае

               
                               

Удельные выбросы углеводородов (в пересчете на метан), а также содержащихся в

               

газе сернистых соединений, таких как сероводород и меркаптаны, определяются по

               

общей формуле:

(Уд. выброс)=0.01 * (коэф. недожога) * (массовая доля в %)

                 
                               

Определяем массовую долю углеводородов в пересчете на метан

                   
                               

Компонент

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

C7H16

Сумма

             

0,01*Vi*pi

0,37948

0,02013

0,23628

0,519

0,231912

0,03842

0

1,425222

             
                               

Массовая доля У-В

198,775732

                           
                               

Удельные выбросы:

             

1

 

1,00

сжигание происходит

с выделением сажи

               

0,035

 

коэффициент недожога

     

Компонент

CO

Nox

Сажа

Бенз(а)пирен

Метан

SO2

                 

q, кг/кг

0,25

0,002

0,03

8E-11

0,069572

0,02464

                 

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Платежи за выбросы в атмосферу

Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 августа 1992 года N 632 «Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия» (с изменениями от 27 декабря 1994 г., 14 июня 2001 г.) предусмотрено два вида нормативов платежей (ставок платы) за загрязнение окружающей среды и размещение отходов: базовые нормативы платы и дифференцированные нормативы платы, учитывающие экологическую ситуацию в соответствующем регионе.

Базовые нормативы платы устанавливаются по каждому ингредиенту загрязняющего вещества, виду вредного воздействия с учетом степени опасности их для окружающей природной среды и здоровья населения и уровня цен, действующих на момент установки базовых нормативов.

Под базовыми нормативами платы за загрязнение атмосферы понимаются ставки платежей, определенные для каждого из загрязняющих веществ на основе их показателей относительной агрессивности и удельных ущербов от загрязнения окружающей среды

Действующие в настоящее время базовые нормативы платы (ставки платежей) за загрязнение окружающей среды и размещение отходов содержатся в Постановлении Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» (с изменениями от 1 июля 2005 г., 8 января 2009 г.).

В этом Постановлении содержатся два вида базовых нормативов платы по каждому веществу и отходам каждого класса опасности:

нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, другие  виды вредного воздействия в пределах (допустимых) установленных нормативов, Плнi баз.;

нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов и другие виды вредного воздействия в пределах установленных лимитов (временно согласованных нормативов), Пллi баз. .

В связи с изменением уровня цен на природоохранное строительство  и по другим направлениям природоохранной деятельности к нормативам платы за загрязнение окружающей природной среды применяются коэффициенты индексации платы. Ставки экологических платежей будут изменяться ежегодно путем последовательного умножения базовых ставок 2003 года на коэффициенты инфляции, установленные Законами о государственном бюджете.

Например, Законом о государственном бюджете на 2004 год установлена инфляция 12%, значит,  базовую ставку следует умножать на коэффициент инфляции равный 1,12. А в 2005 году базовую ставку платежей необходимо будет умножить на 1,12 и на коэффициент инфляции, который  установлен соответствующим федеральным законом на 2005 год. И так далее для последующих годов, коэффициенты инфляции которых представлены в таблице 1.

Таблица1 - Коэффициенты инфляции к нормативам платы

Федеральный закон

«О бюджете…..»

Год

Коэффициент инфляции к
нормативу платы, установленного в 2003 году

Коэффициент инфляции к
нормативу платы, установленного в 2005 году

От 26.12.2005 г. № 189-ФЗ

2006

1,3

1,08

От 19.12.2006 г. № 238-ФЗ

2007

1,4

1,15

От 24.07.2007 г. № 198-ФЗ

2008

1,48

1,21

От 24.11.2008 г. 204-ФЗ

2009

1,62

1,32

От 02.12.2009 г. № 308-ФЗ

2010

1,79

1,46

От 13.12.2010 г. № 357-ФЗ

2011

1,93

1,58

Дифференцированные ставки платы за загрязнение определяются умножением базовых нормативов платы на коэффициенты, учитывающие экологические факторы по территориям - Плi = Плiдиф = Плi баз * Кэс

При определении размеров платежей за загрязнение атмосферы стационарными источниками:

в качестве нормативов выбросов выступают нормативы предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по каждому веществу по предприятию в целом (ПДВi) в т/г;

в качестве лимитов выбросов выступают временно согласованные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу по каждому веществу по предприятию в целом (ВСВi) в т/г.

Постановлением N 344 установлены базовые нормативы платы за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ стационарными источниками. Плата зависит от количества выбрасываемых вредных веществ. В связи с этим введены ставки платы по выбросам, превышающим предельно допустимый норматив (БНн) и не превышающим временно согласованные выбросы, то есть находящимся в пределах установленных лимитов (БНл).

Плата за загрязнение атмосферного воздуха стационарными источниками выброса складывается из:

платы за допустимые выбросы в атмосферу,

платы за выбросы в пределах лимита и

платы (санкции) за выбросы, превышающие лимиты.

Процедура расчета платежей за загрязнение атмосферного воздуха стационарными источниками выброса состоит из следующих основных этапов:

1) Расчет норматива предельно допустимого выброса в атмосферу по предприятию в целом ПДВi для каждого i-го загрязняющего вещества

где ПДВij – норматив предельно допустимого выброса i-го загрязняющего вещества в атмосферу j-м источником выброса (j = 1, 2, …n ).

2) Расчет временно согласованного выброса (лимита выброса) в атмосферу по предприятию в целом ВСВi для каждого i-го загрязняющего вещества

где ВСВij – временно согласованный выброс i-го загрязняющего вещества в атмосферу j-м источником выброса.

3) Расчет массы выброса в атмосферу по предприятию в целом mi для каждого i-го загрязняющего вещества

где mij – масса выброса i-го загрязняющего вещества в атмосферу j-м источником выброса.

4) Расчет массы выброса в атмосферу в пределах норматива mнi для каждого i-го загрязняющего вещества для следующих основных случаев:

а) если mi ≤ ПДВi , то mнi= mi ;

б) если mi>ПДВi , то mнi= ПДВi ;

в) если ПДВi = 0 (т.е. не был установлен),то mнi= 0.

5) Расчет массы выброса в атмосферу в пределах лимита mлi для каждого i-го загрязняющего вещества для следующих основных случаев:

а) если mi ≤ ПДВi , то mлi= 0;

б) если ПДВi<mi ≤ ВСВi, то mлi= mi - ПДВi ;

в) если ПДВi<mi , а ВСВiне был установлен, то mлi= 0 ;

г) если ВСВi<mi, то mлi= ВСВi- ПДВi;

д) если ПДВi = 0 и ВСВi = 0 (т.е. не были установлены),то mнi= 0.

6) Расчет массы выброса в атмосферу сверх установленного лимита mслi для каждого i-го загрязняющего вещества для следующих основных случаев:

а) если mi ≤ ПДВi , то mслi= 0;

б) если ПДВi<mi ≤ ВСВi, то mслi= 0;

в) если ПДВi<mi , а ВСВiне был установлен, то mслi= mi - ПДВi ;

г) если ВСВi<mi, то mслi= mi- ВСВi;

д) если ПДВi = 0 и ВСВi = 0 (т.е. не были установлены),то mслi= mi.

7) Расчет платежей за выбросы в атмосферу каждого i-го загрязняющего вещества в пределах установленного норматива (по базовым ставкам платы) Плнi  баз

Плнiбаэ= Плнi  баз * mнi.

8) Расчет платежей за выбросы в атмосферу каждого i-го загрязняющего вещества в пределах установленного лимита (по базовым ставкам платы) Пллi  баз

Пллi баз = Пллi  баз * mлi.

9) Расчет платежей за выбросы в атмосферу каждого i-го загрязняющего вещества сверх установленного лимита (по базовым ставкам платы)

Плслi баз = 5 * Пллi  баз * mслi.

10) Расчет суммы платежей за выбросы в атмосферу каждого i-го загрязняющего вещества (по базовым ставкам платы)

11) Расчет суммарных платежей за выбросы в атмосферу в пределах норматива (по базовым и дифференцированным ставкам платы)

где Iинф– произведение коэффициентов, начиная с года, следующего за годом установления действующих базовых ставок платы, до текущего года;

Кэс– коэффициент экологической ситуации и экологической значимости для загрязнения атмосферного воздуха в месте размещения природопользователя с учетом повышающего коэффициента.

12) Расчет суммарных платежей за выбросы в атмосферу в пределах установленного лимита (по базовым и дифференцированным ставкам платы)

13) Расчет суммарных платежей за выбросы в атмосферу сверх установленного лимита (по базовым и дифференцированным ставкам платы)

14) Расчет суммарных платежей предприятия за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу (по базовым и дифференцированным ставкам платы)

Базовые ставки платы за загрязнение в пределах установленных лимитов в пять раз выше, чем ставки за загрязнение в пределах установленных нормативов. Сумма платежа за сверхлимитные выбросы (СЛВ) в пять раз превышает ставку платы за загрязнение в пределах установленных лимитов (БНл). Об этом говорится в пункте 5 Порядка определения платы, утвержденного постановлением N 632.

Порядок расчета следующий:

1) Определить дифференцированную ставку платы по каждому виду загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу в пределах допустимых нормативов (ДСн). А также в рамках установленных лимитов (ДСл). Она рассчитывается исходя из базовых нормативов по загрязняющим веществам (приложение N 1 к постановлению N 344) и коэффициента, учитывающего состояние атмосферы (КоэфАВ).

Коэффициенты приведены в приложении N 2 к постановлению N 344

Формула расчета платы:

ДСн = БНн x КоэфАВ; ДСл = БНл x КоэфАВ.

2) Определить количество каждого вида загрязняющих веществ, выброшенных в атмосферу.

3) Рассчитать сумму платежа. Для этого количество каждого вида загрязняющих веществ, попавших в атмосферу, надо умножить на соответствующую дифференцированную ставку платы. При выбросе нескольких видов следует рассчитать плату по каждому из них в отдельности, а затем сложить полученные показатели.

Справочно:

Из приложения N 1к постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344

Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными источниками

 

Наименование загрязняющих
веществ

Нормативы платы за выброс 1 тонны
загрязняющих веществ, руб.

в пределах
установленных
допустимых
нормативов
выбросов

в пределах
установленных
лимитов выбросов

1.

Азота диоксид

52

260

2.

Азота оксид

35

175

12

Ангидрид серный

21

105

23.

Бенз(а)пирен (3,4-бензпирен)

2049801

10249005

106.

Метан

50

250

146.

Сажа

80

400

179.

Углерода окись (углерода оксид)

0,6

3

Из приложения N 2к постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344

Коэффициенты, учитывающие экологические факторы (состояние атмосферного воздуха и почвы), по территориям экономических районов Российской Федерации

Экономические районы
Российской Федерации

Значение коэффициента

для атмосферного
воздуха

для почвы

Уральский

2

1,7

Используемая литература

Брюханов О.Н. Природные и искусственные газы: Учебник для сред. проф. образования / О.Н. Брюханов, В.А. Жила. – М.: Издательский центр «Академия», 2004. -208 с.

Гигиенические нормативы ГН 2.1.6.1338-03 "Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест".

ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе.

ГОСТ Р 53681-2009 Детали факельных устройств для общих работ на нефтеперерабатывающих предприятиях. Общие технические требования.

ГОСТ 17.2.1.04-77 Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения,промышленные выбросы. Термины и определения.

Иванов Ю.В. Основы расчета и проектирования газовых горелок.- М: Гостоптехиздат, 1963.- 360 с.

Крыжановский В. Н. Феноменологические основы контроверзной теории горения / В. Н. Крыжановский, Ю. В. Крыжановский. – К.: Освіта України, 2011. – 176 с.

Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках, СПб, НИИ Атмосфера, 1997 г. 

ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий.

Парфенов Л.Н. Бездымные факельные установки// Нефтепереработка и нефтехимия, 2007.- №3.-С.20-23

Патент РФ № 2289755 Факельная установка Парфенова. Заявка: 2007123194/06, 13.06.2007

ПБ 09-12-92 Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

Учебное пособие по расчету параметров выбросов и валовых выбросов вредных веществ в атмосферу от факельных установок сжигания углеводородных смесей с использованием программного продукта «ФАКЕЛ». Фомина Е.Е.– М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2009. – 34 с.

https://prominf.ru/article/szhiganie-poputnogo-neftyanogo-gaza-prichiny-i-posledstviya

https://ru.wikipedia.org/

Аннотация

исследовательской работы по химии

Название: «Повышение эффективности сжигания попутного нефтяного газа на факельных системах»

Автор: Ямалов Р.Д., Елисеева А.К. студенты III-го курса

Руководители: Г.М. Рахимова преподаватель химии, А.Г. Газетдинова преподаватель экологических дисциплин.

Работа выполнена на 43 листах, включает в себя следующие разделы: введение, основную часть, заключение, приложение список литературы.

Актуальность: сегодня актуальна задача разработки и реализации таких технологических схем и оборудования, которые позволят эффективно решать проблему утилизации ПНГ практически для всех нефтяных и газовых месторождений.

Цели: выявление эффективности сжигания попутного нефтяного газа

Задачи:

Изучить научную литературу

Проанализировать способы переработки ПНГ

Рассчитать эффективность переработки ПНГ на конкретном примере

Сделать выводы

Методы:

Изучение литературных источников

Анализ

Математические расчеты эффективности переработки ПНГ

Заключение

Помимо постепенного сокращения сжигания попутного нефтяного газа необходимо сегодня стремиться к полному термическому обезвреживанию горючих факельных выбросов, что значительно улучшит как экологическое, так и экономическое положение предприятия.

Вывод

Попутный нефтяной газ наносит ущерб окружающей среде и здоровью человека.

Есть способы уменьшения воздействия ПНГ:

Использование ПНГ на месторождениях НГДУ для получения, например, электроэнергии оказалось не выгодно. Поскольку ПНГ этого месторождения содержит сероводород. Однако, широко применяется система обогрева с ПНГ аднимистративно-хозяйственных, также использования тепла от сжигания ПНГ при подготовке нефти в НСП. Но это уже другие работа.

Просмотров работы: 1355