Правила защиты нефтегазовых предприятий и хранилищ от чрезвычайных ситуаций

Правила защиты нефтегазовых предприятий и хранилищ от чрезвычайных ситуаций Анемометр

Основа исследования

На данный момент водород по большей степени используется в нефтепереработке и производстве синтетических азотных удобрений. В области энергетики его доля достаточно мала из-за дороговизны по сравнению с ископаемым топливом. Несмотря на это, многие средства массовой информации (в частности и New York Times, как отмечают ученые) называют водород топливом будущего.

Многие эксперты считают, что водород будет полезен не только в экономике для грузоперевозок на дальние расстояние, но и в быту для приготовления пищи и обогрева жилья. В отчете «Gas for Climate» ассоциация газопроводов Европы называет водород прекрасным источником топлива для отопления и производства электроэнергии в недалеком будущем.

https://www.youtube.com/watch?v=qZycBGwYZRk

Все это звучит невероятно оптимистично и футуристично, если можно так выразиться. Водород — решение климатического и энергетического кризиса. Ура и слава водороду, расходимся по домам, греться у водородных батарей и готовить борщ на водородной плите.

Но, как бы согласился с нами Эркюль Пуаро, дьявол сокрыт в мелочах. Большая часть водорода (96%) вырабатывается из ископаемого топлива, в частности, при паровой конверсии метана (SMR от steam methane reforming) из природного газа, а также при газификации угля.

В SMR, на который приходится примерно 3/4 всего производства водорода в мире, тепло и давление используются для преобразования метана в природном газе в водород и диоксид углерода. Полученный таким путем водород называют «серым», а при газификации угля получают «коричневый». На производство серого водорода уходит около 6% от всего добытого в мире природного газа.

Еще один вариант получения водорода — электролиз воды. Когда в этом методе задействовано электричество из чистого возобновляемого источника (ветер, солнце и т.д.), то полученный водород именуют «зеленым». Проблема такого водорода в его дороговизне, посему в ближайшие несколько десятилетий мы вряд ли увидим переход на промышленные масштабы производства этого вида топлива.

Популярность голубого водорода в противовес серому растет еще и за счет того, что второй генерирует гораздо больше парниковых газов. По своей сути голубой водород также может относиться к SMR или газификации угля, но с последующим улавливанием диоксида углерода.

Очень часто можно услышать/прочесть, что голубой водород имеет нулевой (или близкий к таковому) уровень выброса парниковых газов. Звучит заманчиво, но неправдоподобно. Что любопытно, ни в одном из отчетов по выбросам от производства голубого водорода не упоминался метан, который также вносит свой немалый вклад в парниковые газы.

Если сравнить метан (CH4) и углекислый газ (CO2), то первый является в 100 раз более сильным «согревающим» агентом (агент, участвующий в парниковом эффекте). Если одновременно выбросить в атмосферу одинаковую массу метана и углекислого газа, то спустя 20 лет CH4 вызовет потепление в 86 раз больше, чем CO2.

По некоторым данным 25% от глобального потепления, произошедшего за последние десятилетия, связано именно с метаном. Недавний отчет ООН гласит, что к 2030 году необходимо будет снизить уровень глобального выброса метана на 40-45%, чтобы достичь наименее затратного пути сдерживания повышения температуры Земли до 1.5 °C (задача, поставленная в 2022 году на конференции по климату в Париже, COP21).

Учитывая вышесказанное, сложно поверить, что водород так невинен, как о том говорят. Посему авторы рассматриваемого нами сегодня труда и решили выяснить влияние как серого, так и голубого водорода (полученного с помощью SMR) на уровень парниковых газов, при этом учитывая и метан, и углекислый газ.

Вклад оао «газпром» в загрязнение атмосферного воздуха

Деятельность ОАО «Газпром» имеет важное значение для всей экономики России, именно поэтому влияние данного предприятия на окружающую среду так важно.

Немалый вклад предприятие вносит в загрязнение атмосферного воздуха за счёт выброса газообразных загрязняющих веществ (рис.2). Среди приведённых веществ очевидно преобладает метан (рис.1) за счёт его значительного содержания в составе природного газа.

Одна из ключевых задач Газпрома на протяжении многих лет остается неизменной – обеспечение равенства экономических и природоохранных ценностей. На практике это реализуется за счёт корпоративных программ технического перевооружения, модернизации и повышения энергоэффективности производств, в детальной оценке и сокращении возможных экологических рисков при осуществлении проектов нового строительства [23].

Текущая деятельность в области охраны окружающей среды осуществляется с учетом специфики производственных объектов, природно-климатических и социально-экономических особенностей регионов.

Компонентная структура выбросов ОАО «Газпром» в атмосферный воздух

Рис. 1. Компонентная структура выбросов ОАО «Газпром» в атмосферный воздух

Рис. 2. Показатели воздействия ОАО Газпром на атмосферный воздух, 2008–2022 гг., тыс. т [23].

Динамика выбросов метана в атмосферный воздух ОАО «Газпром», 2008--2022 гг., тыс. т

Рис. 3. Динамика выбросов метана в атмосферный воздух ОАО «Газпром», 2008–2022 гг., тыс. т.

В период с 2008 по 2022 гг. наблюдается сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, а в 2022 г. их возрастание, за счёт изменения топливного баланса (использование угля и мазута взамен природного газа) на ряде генерирующих объектов и вводом нового энергоблока, в свою очередь доля метана в составе валовых выбросов сократилась на 12 %.

В компонентной структуре выбросов ОАО «Газпром» на долю основных загрязняющих веществ суммарно приходится 98,3 %, в том числе: углеводороды (метан) — 66,8 %, оксид углерода — 19 %, оксиды азота — 9,3 %, диоксид серы — 3,3 %. Деятельность по магистральному транспорту газа формирует более 92 % всех выбросов метана ОАО «Газпром».

Структура выбросов основных загрязняющих веществ по видам основной деятельности ОАО «Газпром», 2022 г., тыс. т

Рис. 4. Структура выбросов основных загрязняющих веществ по видам основной деятельности ОАО «Газпром», 2022 г., тыс. т.

Принципы ответственного поведения в области рационального природопользования и охраны окружающей среды являются важной частью стратегии и обязательным условием стабильного и эффективного развития бизнеса в современных условиях [23].

Стратегическими направлениями деятельности Газпром в области охраны окружающей среды, которые имеют значимый экологический эффект в масштабах Российской Федерации, на данный момент остаются:

– энерго- и ресурсосбережение;

– использование наилучших доступных технологий при модернизации и вводе новых производственных мощностей;

– развитие производства моторных топлив с улучшенными экологическими характеристиками, в том числе развитие рынка газомоторного топлива;

– участие в научных исследованиях и практических действиях по восстановлению природных комплексов, сохранению биоразнообразия, защите морской среды;

– предупреждение аварий и инцидентов с экологическими последствиями и возмещение вреда окружающей среде в полном объеме;

– разработка и реализация корпоративных программ, участие в региональных и федеральных программах, обеспечивающих экологическую безопасность;

– совершенствование системы экологического менеджмента.

В настоящее время доля Газпром в объемах негативного воздействия на окружающую среду в Российской Федерации составляет: по выбросам в атмосферный воздух – около 16 %.

Один из ключевых принципов деятельности ОАО «Газпром» – сокращение негативного техногенного воздействия на природную среду [24].

Выбросы ch4 и co2 при выработке энергии для smr

Производство водорода из метана является эндотермической реакцией и требует значительного уровня энергии для достижения необходимого уровня тепла и давления, от 2.0 до 2.5 кВт⋅ч на 1 м

3

водорода. Практически вся эта энергия происходит от природного газа. Используя среднее значение в 2.25 кВт⋅ч, можно определить энергию природного газа (метана), необходимую для производства 1 моля водорода:

(2.25 кВт⋅ч / 1 м3 H2) ∗ (3.6 МДж / кВт⋅ч) ∗ (1 м3 / 1000 л) ∗ (22.4 л / моль) = 0.1814 МДж на 1 моль H2

Следовательно, 0.1814 МДж энергии от сжигания метана требуется на 1 моль произведенного водорода. При сжигании природного газа для получения тепла производится 50 г выбросов CO

2

на 1 МДж. Таким образом:

(0.1814 МДж / моль H2) ∗ (50 г CO2 / МДж) = 9.07 г CO2 на 1 моль H2

при

высшей теплотворной способности*

или

(9.07 г CO2 / моль H2) ∗ (3.5 моль H2 /
МДж) = 31.8 г CO2 / МДж

при

низшей теплотворной способности*Высшая теплотворная способность* — количество теплоты, выделяемой при полном сгорании топлива, охлаждении продуктов сгорания до температуры топлива и конденсации водяного пара, образовавшегося при окислении водорода, входящего в состав топлива.

Низшая теплотворная способность* — количество теплоты, выделяемой при полном сгорании топлива без конденсации водяного пара.

Таким образом, на 1 МДж произведенного водорода производится 31.8 г диоксида углерода для выработки тепла и давления, необходимых для запуска процесса SMR.

Поскольку один моль метана в природном газе сжигается, чтобы произвести один моль выбросов углекислого газа, оценить потребление метана можно так:

(31.8 г CO2 / МДж) ∗ (1 моль CO2 / 44.01 г CO2) ∗ (16.04 г CH4 / моль CH4) ∗ (1 моль CH4 / моль CO2) = 11.6 г CH4 / МДжПравила защиты нефтегазовых предприятий и хранилищ от чрезвычайных ситуацийТаблица №1: сравнение потребляемого CH4, производимого CO2 и выбросов CO2 и CH4 во время производства серого/голубого водорода при полном или частичном улавливании CO2 в процессе SMR.

Суммарный объем двуокиси углерода от процесса SMR (38.5 г CO2 / МДж) и энергии, используемой для выработки тепла и электроэнергии для SMR (31.8 г CO2 / МДж), составляет 70.3 г CO2 / МДж.

Кроме того, для производства, обработки и транспортировки природного газа, используемого для производства водорода, также требуется энергия. Расчеты показывают, что эти косвенные процессы дают примерно 7.5% от общего объема выбросов диоксида углерода, т.е. дополнительные 5.3 г CO2 / МДж. Таким образом, общее количество произведенного диоксида углерода составляет 75.6 г/МДж.

Общее количество CH4, потребляемого для производства серого водорода, это сумма количества метана, используемого в процессе SMR (14.04 г CH4 / МДж), и количества метана, сожженного для выработки тепла и высокого давления, необходимых для SMR (11.6 г CH4 на 1 МДж). МДж), т.е. 25.6 г CH4 / МДж.

В оценке метана также стоит учитывать и потери в ходе добычи природного газа, утечки при транспортировке и прямые выбросы во время вентиляции.

По данным десяти крупных месторождений газа в США за последние 20 лет примерно 2.6% газа выбрасывается в атмосферу. При хранении и потреблении также есть потери, которые по данным оценки составляют еще 0.8%. Следовательно, 3.4% метана выбрасывается в атмосферу косвенно.

Про анемометры:  ООО"Федерал Газ" Туймазы (ИНН 0269039212) адрес и телефон

Важно и то, что метан также сжигается в газовой промышленности для обработки и транспортировки природного газа. В 2022 году добыча природного газа в США составила 817 млрд м3, а потребление — 771 млрд м3. Используя эту информацию, можно оценить выбросы метана в процентах от потребления газа:

(3.4% от производства) ∗ (817 х 109 м3 / 771 х 109 м3) = 3.5% от потребления

С помощью этого значения и количества метана, израсходованного на производство серого водорода, можно определить косвенный выброс метана:

(3.5% от потребления) ∗ (потребление 25.6 г CH4 / МДж) = 0.90 г CH4 / МДж

Ученые отмечают, что для сравнения выбросов CH

4

с выбросами CO

2

требуются определенные временные рамки, поскольку период полураспада CH

4

в атмосфере составляет около 12 лет, что намного меньше, чем у CO

2

Ранее использовался 100-летний временной период, однако более точные результаты можно получить при использовании 20 лет. Посему в расчетах использовался потенциал глобального потепления (GWP от global warming potential) за 20 лет, равный 86.

Используя эти данные ученые смогли оценить выбросы метана, связанные с производством серого водорода, в единицах эквивалента диоксида углерода (CO2eq):

(0.90 г CH4 / МДж) ∗ (86 г CO2eq / г CH4) = 77.4 г CO2eq / МДж

Сумма выбросов CO

2

(75.6 г) и несгоревшего метана (77.4 г CO

2

eq) при производстве серого водорода составляет 153 г CO

2

eq / МДж.

Ученые еще раз подчеркивают, что ранее такой оценки не проводилось. Те же отчеты, что все таки были опубликованы, не содержали никаких данных касательно метана. А если про метан и упоминалось, но не было понятно, как именно авторы отчета получали те или иные значения.

Другими словами, предыдущие отчеты значительно занижали степень воздействия производства серого водорода на экологию. Причиной тому может быть некомпетентность, предвзятость или же банальная нехватка данных, ввиду того, что многие компании не хотят делиться данными, называя их «конфиденциальной информацией».

Выбросы ch4 и co2 при выработке энергии для улавливания co2

Для улавливания углекислого газа требуется энергия, и часто она обеспечивается за счет электроэнергии, вырабатываемой при сжигании дополнительного природного газа. Для этого анализа ученые предположили, что энергия, используемая для улавливания углерода, приводит к выбросам диоксида углерода, равным 25% от улавливаемого CO

2

. Таким образом:

(25%) ∗ [(38.5 г CO2 / МДж) − (5.8 г CO2 / МДж)] = 8.2 г CO2 / МДж

Следовательно, выбросы углекислого газа от энергии, используемой для улавливания углерода, составляют от 8.2 г, если улавливаются только выбросы от процесса SMR, или 16.3 г, если выбросы от источника энергии, используемого для тепла и давления, также улавливаются.

Учитывая, что 1 моль метана сжигается на 1 моль CO2, выделяемого в результате горения, можно оценить количество метана, сожженного для производства электроэнергии, необходимой для улавливания диоксида углерода:

(8.2 г CO2 / МДж) ∗ (1 моль CO2 / 44.01 г CO2) ∗ (16.04 г CH4 / моль CH4) ∗ (1 моль CH4 / 1 моль CO2) = 3.0 г CH4 / МДж

То есть 3.0 г CH

4

/ МДж расходуется для выработки электроэнергии, используемой для улавливания углерода, если улавливание CO

2

относится только к процессу SMR. Или же 6.0 г, если улавливается и CO

2

, полученный в процессе выработки тепла и давления.

При конвертации выбросов метана в эквивалентное по CO2 значение выяснилось, что выбросы несгоревшего метана составляют 9.5 г CO2eq / МДж, если улавливается только углерод от SMR, и 18 г, если улавливается и углерод от процессов выработки тепла/давления.

Оценка косвенных выбросов CO2 показала, что они составляют примерно 7.5% от общего объема выбросов CO2, т.е. от 5.9 г CO2 / МДж до 6.5 г CO2 / МДж (в зависимости от степени улавливания углерода).

Следовательно, суммарное значение выбросов CO2 составляет 51.7 г CO2 / МДж, если улавливается углерод только от самого процесса SMR. Если же улавливать еще и углерод, выделяемый в ходе выработки энергии, то общее значение выбросов будет 39.7 г CO2 / МДж.

Выбросы метана при производстве голубого водорода такие же как и при производстве серого водорода, за исключением тех, что связаны с использованием природного газа в процессе улавливания углерода. Выбросы метана от серого водорода составляют 77.4 г CO2eq / МДж.

Дополнительные выбросы от процесса улавливания — 9.5 г CO2eq / МДж. Следовательно, общее значение выбросов от голубого метана составляет от 86.9 г CO2eq / МДж до 135 г CO2eq / МДж (в зависимости от степени улавливания углерода).

Правила защиты нефтегазовых предприятий и хранилищ от чрезвычайных ситуаций
Сравнение выбросов CO2 и CH4 от разных типов топлива.

Выбросы углекислого газа на графике выше, указанные для угля, дизельного топлива и природного газа, включают как прямые, так и косвенные выбросы: 4 г CO2 / МДж для угля; 8 г CO2 / МДж для дизеля; 3.8 г CO2 / МДж для природного газа.

Сравнительный анализ показывает, что суммарные выбросы CO2 и CH4 выше для серого и голубого водорода, чем для любого другого проанализированного топлива. Основным фактором, который влияет на эту разницу, является именно метан, который в предыдущих аналитических отчетах никоим образом не учитывался.

Дополнительный анализ данных, при рассмотрении 20-летнего периода времени, показал, что выбросов от серого и голубого водорода действительно значительно больше, чем даже от природного газа. Одним из решающих аспектов, которые на это влияют, является процесс улавливания углерода.

Хоть он и работает, но все же требует немалого объема энергии, на выработку которой требуется топливо. Вполне очевидно, что эти процессы сами по себе вырабатывают определенное количество выбросов, которые не учитывались ранее. Другими словами, чтобы улавливать углерод нужна энергия, которую часто получают от природного газа, который дает выбросы как CO2, так и CH4.

Правила защиты нефтегазовых предприятий и хранилищ от чрезвычайных ситуаций
Таблица №2: анализ чувствительности суммарных выбросов CO2 и CH4 для различных скоростей утечки метана и для GWP20/GWP100 (20-летний или 100-летний потенциал глобального потепления).

Исправить ситуацию можно, если для улавливания углерода использовать возобновляемые источники энергии. В таком случае выбросы CO2 и CH4 от этого процесса будут практически нулевыми.

Правила защиты нефтегазовых предприятий и хранилищ от чрезвычайных ситуаций
Таблица №3: анализ чувствительности для комбинированных выбросов CO2 и CH4 при производстве голубого водорода в зависимости от процента улавливаемого углекислого газа.

Проблема в том, что даже при использовании зеленой энергии будут выбросы метана, связанные с реформированием природного газа в водород. А эти выбросы весьма существенны: 52 г CO2eq / МДж. Другими словами, даже если полностью перейти на зеленую энергию, голубой водород все равно будет давать немало выбросов парниковых газов.

Для более детального ознакомления с нюансами исследования рекомендую заглянуть в доклад ученых.

Источники выбросов продуктов сгорания углеводородного топлива на предприятиях отрасли

При сжигании углеводородного сырья в энергетических установках образуются продукты их сгорания — различные компоненты: оксиды углерода, серы, азота.[ …]

Оксид и диоксид углерода образуются при сгорании любого вида промышленного топлива. Наряду с оксидами углерода в продуктах сгорания топлив обнаруживаются формальдегид и другие продукты неполного сгорания (органические кислоты и др.). Наиболее существенное значение для экологии имеет наличие в составе выбросов формальдегида, обладающего высокой токсичностью и резким запахом. При сжигании угля или нефти с высоким содержанием серы образуется диоксид серы. Основным источником загрязнения атмосферы диоксидом серы на газоперерабатывающих заводах являются установки получения серы методом Клауса. Большие количества диоксида серы выбрасываются в атмосферу при производстве серной кислоты. Установки по ее производству имеются на раде нефтеперерабатывающих предприятий.[ …]

На большинстве нефтеперерабатывающих и нефтехимических комбинатов для выработки водяного пара имеются свои котельные, которые выбрасывают в атмосферу вместе с дымовыми газами значительные количества диоксида серы. Выбросы 802 к 2000 г. составили 333 млн т. Оксиды азота содержатся в выбросах производств продуктов органического синтеза, пропилена, диметилового эфира, глицерина, азотной и серной кислот, хлороформа.[ …]

Оксиды азота, образующиеся при сгорании углеводородного топлива, классифицируются как термические, быстрые и топливные.[ …]

Термические оксиды азота возникают в результате высокотемпературного радикально-цепного окисления воздуха.[ …]

Быстрые оксиды получаются при горении углеводородов в результате взаимодействия углеводородных радикалов с азотом воздуха.[ …]

Топливные оксиды образуются из азотсодержащих соединений, присутствующих в топливе.[ …]

Дизели на тракторах и буровых установках, котлы котельных — все это топливно-энергетическое оборудование, применяющееся при бурении скважин, при сжигании топлива выбрасывает в атмосферу различные кислые компоненты.[ …]

То же происходит и при сжигании на факельных установках пластовой газоконденсатной смеси. Эта операция проводите я для очистки призабойной зоны пласта от бурового раствора и механических примесей, образующихся после вскрытия продуктивного пласта при газодинамических исследованиях по определению продуктивности пласта и скважины.[ …]

При добыче нефти и газа к топливно-энергетическому оборудованию, на котором проводится сжигание углеводородного топлива, относятся факельные установки и устьевые подогреватели газа на скважинах, дизели, трактора, котлы котельных.[ …]

Вернуться к оглавлению

Исходные данные для определения выбросов co2 в течение всего жизненного цикла продукции

Информация о выбросах на всех стадиях жизненного цикла используется из экологических деклараций продукции Environmental Product Declaration (EPD), а также из специализированных баз данных типа Impact, Athena, One-Click-LCA.

Экологические декларации продукции проводятся в соответствии с принципами ISO 14025 (Environmental labels and declarations. Type III environmental declarations. Principles and procedures) и должны соответствовать требованиям стандартов EN 15804 (PD standard for sustainability of construction works and services)

Стандарт ISO 14025 позволяет рассчитывать экологические показатели выбранной продукции определённой категории на всех этапах её жизненного цикла.

Итоговые экологические декларации имеют форму технического отчёта, готовятся независимой экспертной организацией на основе исследований жизненного цикла конкретного вида и типа продукции. Зарегистрированная торговая марка Environmental Product Declaration — это глобальная программа для экологических деклараций, основанная на ISO 14025 и EN 15804.

Особое внимание следует уделить специфике применяемых стандартов:

1. ISO 21930:2022 предоставляет принципы, спецификации и требования для разработки экологической декларации продукции EPD непосредственно для строительной продукции и систем, используемых в любом типе строительства. ISO 21930:2022 дополняет ISO 14025, предоставляя особые требования к EPD строительных продуктов и услуг.

Про анемометры:  Термопара для газового котла: устройство, типы, ремонт своими руками

Кроме того, ISO 21930:2022 устанавливает требования к категориям продукции Product Category Rules (PCR), которые должны учитываться при разработке EPD для любой строительной продукции, также стандарт описывает правила расчёта при проведении инвентаризационного анализа Life Cycle Inventory (LCI), определённые экологические индикаторы и результаты оценки воздействия жизненного цикла Life Cycle Impact Assessment (LCIA), которые представляются в EPD.

2. EN 15804. Этот стандарт гармонизирует структуру EPD для строительной отрасли, делая информацию прозрачной и сопоставимой. Стандарт впервые опубликован в 2022 году и официально известен как EN 15804 A1 «Устойчивость строительных работ.

Экологические декларации на продукцию. Основные правила для категории продуктов — строительная продукция». В настоящее время разрабатывается вторая версия стандарта, которая называется EN 15804 A2. Новая версия соответствует принципам оценки экологического следа продукции Product Environmental Footprint (PEF).

Стандарт EN 15804 не имеет разных правил для разных строительных изделий и предоставляет несколько вариантов методологического выбора. Стандарт описывает последовательность разработки деклараций III типа, предназначенных для оценки устойчивости строительной продукции.

Стандарт EN 15804 описывает структуру для создания трёх различных типов EPD:

  • «От колыбели до ворот предприятия» (Cradle-to-Gate) — включает в себя этапы от добычи сырья до этапа производства строительной продукции.
  • «От колыбели до ворот предприятия» с опциями — от этапа добычи сырья до транспортировки и изготовления строительной продукции, а также другие выбранные этапы жизненного цикла (например, использование продукта, его техническое обслуживание, восстановление, переработка отходов и т. д.).
  • «От колыбели до могилы» (Cradle-toGrave) — включает все этапы жизненного цикла от этапа добычи сырья до утилизации строительной продукции.

На рынке существует несколько программ для проведения оценки жизненного цикла материалов, например, SimaPro, GaBi Software.

Для российских строительных материалов доступно лишь небольшое количество экологических деклараций (в основном это продукция компаний Saint-Gobain, Rockwool и Knauf), поэтому для оценки материалов в российских проектах используются экологические декларации схожих по характеристикам материалов производителей из других стран.

Оценка выбросов на всём ЖЦ — для строительной продукции и зданий

Количественная оценка выбросов, в том числе выбросов парниковых газов на всём жизненном цикле здания является критически важной задачей в период остро стоящей проблемы изменения климата. Только оценив общий объём выбросов можно определить источники наибольших выбросов и предложить решения для их сокращения.

Зачем проводить оценку выбросов на всём жизненном цикле здания?

Есть несколько ответов на этот вопрос:

1. Крупные, а особенно международные инвесторы, арендаторы и другие заинтересованные стороны всё чаще требуют прозрачности, особенно когда речь идёт об углеродном следе и других воздействиях здания на окружающую среду. Оценка выбросов на всём жизненном цикле обеспечивает эту прозрачность.

2. Некоторые инвесторы хотят применения системы сертификации экологически безопасных зданий, таких как BREEAM или LEED, в рамках реализации которых требуется проведение оценки жизненного цикла здания на всех этапах.

3. Наконец, если существует заинтересованность в реализации корпоративной экологической политики, оценка ЖЦ здания является наиболее надёжным способом количественной оценки углерода в цепочке поставок строительных материалов и реализации проекта.

Как проводится оценка ЖЦ здания?

Оценка жизненного цикла здания проводится в три этапа:

1. Импорт данных проектирования из информационных и энергетических моделей здания или расчётных электронных таблиц. Анализ данных для определения возможностей для улучшения проекта по параметру выбросов.

2. Применение альтернативных решений проектирования с целью снижения воздействия от здания на окружающую среду.

3. Итоговый расчёт выбросов с финальными проектными решениями и выбранными строительными материалами.

Ликвидация возгораний и разливов на объектах нефтяной промышленности

В случае возникновения возгорания на нефтедобывающем или перерабатывающем объекте, в ходе проведения разведки необходимо проанализировать возможность взрыва, разрушений, деформации технологического оборудования, выброса факела и распространение жидкости на окружающей территории, установить наличие водоисточников, сухотрубов, специальных огнетушащих веществ имеющихся на объекте, возможность и целесообразность их применения.

Меры, направленные на ликвидацию возгорания, в первую очередь включают локализацию места пожара, предупреждение возгорания соседних объектов (резервуаров), при необходимости – слив или перемещение нефтепродуктов в другую ёмкость.

При тушении возгорания нефтепродукта оптимально использовать пенное тушение при помощи ручных стволов. Границы возгорания обозначаются траншеей (обвалованием), из зоны горения удаляются люди. Пожарный расчёт должен быть защищён теплоотражательными комплектами, тонкораспыленными струями воды.

При разливе нефтепродуктов на земле выполняют техническую и биологическую рекультивацию земель. Технический этап включает в себя землевание, снятие верхнего слоя грунта и его вывоз. Разлив нефти локализуют дамбами или траншеями, отводят в понижения.

В качестве сорбентов используют торф, песок и полимерные материалы. Нефть можно удалять при помощи насосов или специальной техникой. В крайне редких случаях осуществляют сжигание почвы, где произошёл разлив. Действия по ликвидации нефтяных розливов должны быть заблаговременно спланированы и отражены в планах ликвидации аварийных розливах нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН).

При разливе нефти на водной поверхности используют боны и плавсредства для локализации площади пятна. Механический сбор выполняют при помощи скиммеров, сорбентов, насосов. Для химической обработки применяют эмульгаторы, акватехнику, цисперсанты.

Озонирование – высокоэффективный метод окисления нефтяных загрязнений, но его применение ограничивается высокой стоимостью озонаторов и возможностью утечки озона при непрофессиональном применении устройства. Биологическим способом очищения места разлива является культивирование растения эйхорния, расщепляющего углеводороды и использующего их для питания (необходимо учитывать высокую способность растения к размножению во избежание изменения экосистемы).

Оптимизация выбросов за счёт оптимизации энергопотребления и разумного выбора материалов

В качестве примера оценки жизненного цикла и оптимизации выбросов рассматривается проект расширения завода, состоящего из двух частей: эксплуатируемая часть и вновь строящееся расширение. Весь анализ относится к расширяемой части площадью 15 тыс. м².

Оптимизация выбросов на этапе строительства

Первой решённой задачей на этапе проектирования стало проведение оптимизации конструкций здания и подбор строительных материалов с наиболее низким воздействием на окружающую среду. Кроме того, осуществлена общая оптимизация пространства здания и расхода материалов.

Результаты оценки жизненного цикла проекта по исходному и оптимизированному зданиям представлены в табл. 4. Из данной таблицы видно, что по всем параметрам имеет место сокращение негативных воздействий по сравнению с исходным зданием. Таким образом, проведённая оптимизация имеет положительный результат.

Оптимизация выбросов на этапе эксплуатации

Далее была выполнена оптимизация энергопотребления здания на этапе эксплуатации методами цифрового моделирования. Во время проектирования здания была создана его виртуальная модель и проверены различные решения для оптимизации расхода энергии.

На данном заводе были применены следующие шаги для снижения энергопотребления и уменьшения выбросов парниковых газов:

1. Шаг 1. Оптимизация расходов энергопотребления зданием и оборудованием. Этот шаг позволил сократить выбросы примерно на 27% ежегодно.

2. Шаг 2. Строительство солнечной электростанции. Солнечная электростанция ежегодно сокращает выбросы парниковых газов примерно на 10%.

3. Шаг 3. Покупка возобновляемой энергии на оптовом рынке. Покупка сертификатов на возобновляемую энергию в настоящий момент не либерализована на российском рынке. Обычная рядовая компания или человек не могут приобрести для себя «зелёную» энергию.

Поэтому международным компаниям часто приходится покупать сертификаты за пределами России. «Зелёный» сертификат — это рыночный товар, который подтверждает, что электроэнергия была произведена из возобновляемого («зелёного») источника энергии. Он также называется сертификатом возобновляемой энергии Renewable Energy Certificate (REC) или сертификатом с обязательствами по возобновляемой энергии Renewable Obligation Certificate (ROC).

4. Шаг 4. Применение автоматизированных алгоритмов покупки энергии на оптовом рынке. Здание может потреблять больше энергии, когда она дешё- вая (например, в ночные часы) и экономить, когда она более дорогая (например, в полдень). Данные алгоритмы являются частью «умных» сетей и называются Demand Response.

5. Шаг 5. Переход на биомассу. На заводе спроектирована отдельная котельная, которая будет обеспечивать теплом, используя биомассу. Топливом могут служить отходы древесного производства, топливные пеллеты, шелуха риса, древесные стружки, лузга подсолнечника и др.

Данные мероприятия позволят заводу вообще не иметь выбросов парниковых газов в процессе эксплуатации (рис. 2).

Поиски утечек газа и их устранение

Утечка газа из газопроводов и сооружений на них наиболее вероятна: в стыковых соединениях газопроводов; в местах установки конденсатосборников и гидрозатворов; в сальниковых уплотнениях арматуры; в местах газопроводов, поврежденных коррозией; в местах с заводским или монтажным браком труб или арматуры; в местах, поврежденных случайно при производстве аварийнопоисковых или строительно-монтажных работ; в местах установки арматуры, не обеспеченной компенсационными устройствами; в местах соединений и трещинах неметаллических труб.

Как показывает практика, около 3 % утечек газа из конденсатосборников и гидрозатворов приходится на соединительные муфты и сварные стыки, около 10 % утечек газа происходит из- за небрежно завернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и более 30 % утечек газа приходится на стояки конденсатосборников и гидрозатворов. Механические повреждения газопроводов и сооружений на них в 20 % случаев вызваны небрежной работой строительных организаций, проводящих раскопку траншей, котлованов и др.

Наибольшее количество утечек газа приходится на те участки и сооружения газопроводов, которые менее защищены от внешних нагрузок или построены из труб малых диаметров.

Методы поиска утечек газа бывают качественными и количественными. Методы качественного определения предусматривают распознавание самого факта утечек газа без оценки их величины.

Наиболее распространены следующие методы качественного определения утечек газа:

  • • одоризация газа — придание специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и других местах даже при малой концентрации;
  • • проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью бурового осмотра;
  • • проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью мыльной эмульсии;
  • • применение различных газовых анализаторов и индикаторов (приборные методы);
  • • проверка на загазованность подземных коммуникаций и подвалов, расположенных вдоль трассы газопроводов.

Методы количественного определения утечек газа предусматривают измерение количества газа, проникающего в окружающее пространство через неплотности на проверяемом участке газопровода. Количественное определение утечек газа связано с отключением отдельных участков газопровода, что на практике не всегда возможно из-за недостаточной герметичности отключающих устройств.

Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа: установление факта утечки газа и уточнение ее признаков, установление возможной причины утечки газа, выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.

Поиск утечек газа сопровождается различными трудоемкими операциями по раскопке и разборке отдельных участков газопровода. Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о наличии утечки газа. Потом установить возможные причины утечек газа: разрыв стыков, коррозия на теле трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях. Затем следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.

Про анемометры:  Газовый котел Junkers Ceraclass Excellence ZWC 28-3 MFK 28.1 кВт двухконтурный: отзывы, описание модели, характеристики, цена, обзор, сравнение, фото

Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью, что делает невозможной его сплошную проверку. Поэтому поиск утечек газа требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа, признаков, характеризующих отдельные неисправности, и т.д.

Наиболее распространенный метод качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов — буровой осмотр.

Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ. Затем все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где будут вестись работы, нужно тщательно проверить и проветрить.

После определения участка газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр, и выполнения подготовительных работ приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м.

Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода.

Скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротком (рис. 6.7, а). Если буровые работы ведут в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагревать. В зимних условиях при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому работы должны вестись при строгом соблюдении правил техники безопасности. Работающие должны быть в спецодежде и защитных очках, во время производства работ не следует становиться друг против друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.

Из механических приспособлений для бурения чаше всего используют электровибратор (рис. 6.7, б), с его помощью скважину бурят за 1 мин. Удобнее бурить им скважины в мягких грунтах. При бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому процесс выемки клиньев из скважин механизирован.

На рис. 6.7, в показана установка электровибратора на буровом комбайне. Во время бурения по трассе газопровода со сторо-

Устройства для бурения скважин

Рис. 6.7. Устройства для бурения скважин:

а — ручной инструмент для бурения: / — клин; 2 — вороток; б — электровибратор: 1 — шпилька; 2 — рукоятка; 3 — электропривод; 4 — оголовок; 5 — патрубок; 6 — клин; в — буровой комбайн: 1 — электрогенератор; 2 — раздаточная коробка; 3 — коробка отбора мощности; 4 — трансформатор; 5 — тельфер; 6 — пневмобур; 7 — компрессор; 8 — электровибратор ны движения транспорта необходимо выставить предупредительные знаки.

При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему.

После бурения скважин приступают к проверке наличия газа в них с помощью газоанализаторов. Для этой цели применяют огонь, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить в скважину.

На рис. 6.8 дана схема опробования буровых скважин огнем. В скважинах 1 и 9 газ не воспламеняется. В скважинах 2, J, 8 при поджигании газ вспыхивает внутри и гаснет. В скважине 4 газ воспламенился, но пламя не выходит за ее пределы. В скважинах 5, 6, 7 газ горит над поверхностью земли устойчивым пламенем, причем в скважине 6 пламя наиболее устойчивое и высокое. Место повреждения газопроводов находится обычно в непосредственной близости от скважин с наибольшей высотой пламени. Однако в городах с многочисленными подземными коммуникациями (телефонные колодцы, теплосеть, водосток и т.д.) буровой осмотр не всегда дает удовлетворительные результаты.

Когда трасса газопровода проходит вдоль телефонной канализации, каналы могут быть загазованы на значительных расстояниях. В этих случаях сначала необходимо проветрить телефонную канализацию. До бурового осмотра нужно провести ряд подготовительных работ. Сначала открыть телефонные колодцы, а затем мятой белой глиной замазать все отверстия, выходящие в коло-

Схема опробования буровых скважин огнем

Рис. 6.8. Схема опробования буровых скважин огнем: буровые скважины; 10 — пламя; 11 — сварочный стык; 12 — газопровод дец. Далее просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает поступать газ, и установить направление его поступления. Для этого следует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного места повреждения газопровода, и на этом интервале трассы газопровода приступить к буровому осмотру.

По результатам бурового осмотра определяют наиболее точное место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа.

Процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и затратами, поэтому ведутся поиски методов определения мест утечек газа без производства буровых работ.

В соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра плотность дворовых газопроводов можно проверить опрессовкой воздухом по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.

Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.

Разрыв стыков газопроводов ликвидируют путем вварки катушки длиной не менее 200 мм или наваркой усилительных муфт.

Если работы ведут на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты (рис. 6.9). Для этого на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которую затем заваривают. Такие муфты применяют и в тех случаях, когда на стыках имеются сквозные отверстия. Во всех случаях категорически запрещается подварка стыков.

На стыки с трещинами должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включе-

Ремонтные муфты

Рис. 6.9. Ремонтные муфты: а — с гофрой; б — лепестковая; 1 — муфта; 2 — газопровод ния, непровар, — усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварку муфт проводят по специальной инструкции.

Если на газопроводе появились продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо сначала отключить подачу газа и только потом вваривать катушки требуемой длины. После этого сварные соединения испытывают на плотность и отключенный участок газопровода продувают газом. Неплотности в арматуре устраняют, заменяя отдельные детали, прокладки, подтягивая болты фланцевых соединений и заменяя сальниковую набивку.

Характеристика и анализ причин пожаров и взрывов

Технико-аналитическое расследование аварий в отрасли показало, что они связаны с множеством факторов. В их число входят высокая плотность расположения оборудования, увеличенное количество взрыво- и пожароопасных веществ, находящихся длительное время в установках, высокое давление и температура (1,6 МПа и 250 0С соответственно), критическое превышение параметров технологического процесса (изменение состава, скорости подачи, дозы, давления и температуры сырья) и нарушение герметичности.

Безосновательное отключение приборов, осуществляющих контроль и измерение параметров процесса и рабочей смеси, блокировка автоматических систем управления отдельными процессами, также обуславливают возникновение ЧС.

Переработка газа, полученного в результате добычи нефти, осуществляется при высокой температуре и избыточном давлении, поэтому особое внимание следует уделять степени износа технологического оборудования, включая газотранспортную систему. Большая часть ЧС возникает в результате взрыва сжиженного газа на производственных объектах или аппаратуре для переработки и преобразования газа.

Недопустимы утечки газа из трубопроводов и резервуаров – хранилищ сжиженного газа. Нарушение правил отбора кипящей продукции при повышении температурного режима раствора в газофракционирующей установке приводит к воспламенению и последующему взрыву.

Коррозия резервуара также является причиной взрывов сжиженных газов. Ремонтные работы, проводимые на газовом оборудовании (к примеру, на конденсатопроводе), при несоблюдении правил техники безопасности, становятся причиной взрыва и гибели (получения ожогов) у людей.

Разрушение резервуаров или сборников, изменение температурного режима смесей, использование несертифицированных материалов, некачественно изготовленных сосудов, невнимательность сотрудников – основные причины возгораний и взрывов. Подавляющая часть аварий возникает при ошибках рабочих, нарушении технологии переработки и транспортировки, из-за отказа систем защиты и контроля качества.

/p>

Эпилог


В данном труде ученые провели очень тщательный анализ выбросов парниковых газов (CO

2

и CH

4

) при производстве серого и голубого водорода. Последний часто именовали топливом будущего, а также считали его одним из самых экологически дружелюбных вариантов топлива.

К сожалению, результаты анализа показывают обратное. Выбросы парниковых газов от производства голубого водорода либо почти не отличаются от таковых при производстве классического топлива, а то и значительно выше оных. Вся проблема в том, что предыдущие отчеты по выбросам не учитывали несколько крайне важных аспектов.

В первую очередь, метан, который вносит немалый вклад в парниковый эффект. Во-вторых, процесс улавливания углерода рассматривался, как чистый, эффективный и без каких-либо выбросов. Это, естественно, не так. Выбросы могут присутствовать как и при самом процессе улавливания, так и при выработке энергии, требуемой для его осуществления.

Ученые считают, что не голубой водород является топливом будущего, а зеленый. Он намного экономичнее, но процесс его производства пока еще слишком дорогой, чтобы заинтересовать крупных игроков на топливном рынке.

По мнению ученых, проблема с голубым водородом еще и в гласности. Само название этого топлива звучит круто и футуристично. Многие политические деятели, журналисты и эксперты, независимо от своих мотивов, популяризируют голубой водород, не зная всех нюансов его производства и использования.

Любая технология имеет подводные камни, без учета которых она кажется идеальной. Но так не бывает. Стоит начать копать глубже, как появляется масса проблем и сложностей, на решение которых может уйти гораздо больше ресурсов и времени, чем эта «чудо» технология могла бы сэкономить. Не говоря уже о последствиях для экологии.

На данный момент говорить о том, что мы семимильными шагами идем в зеленое будущее, не приходится. Да, шаги навстречу экологически чистым источникам энергии и топлива делаются. Но они часто переплетаются с тем фактом, что люди остаются людьми. Многие ставят интересы своей компании или персоны выше интересов окружающей среды.

Благодарю за внимание, оставайтесь любопытствующими и хорошей всем рабочей недели, ребята.

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector