авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«I Содержание НОВОСТИ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 1 ...»

-- [ Страница 4 ] --

ПРИМЕНЕНИЕ РЗиА ДЛЯ ВДОЛЬТРАССОВЫХ ВЛ-6 (10) кВ Вдольтрассовые воздушные ЛЭП-6 (10) кВ МГ подключаются, как правило, к сетевым подстанциям с высшим напряжением 35, 110 кВ, ЗРУ 6 (10) кВ компрессорных станций, а также к ВЛ 6 (10) кВ, находящимся на балансе организаций АО «Энерго». Большинство вдольтрассовых ЛЭП 6 (10) кВ МГ питают трансформаторные подстанции (ТП) 10/0,4 кВ (6/0,4 кВ) мощностью 10-100 кВА. Эти ТП подключаются к ответвлениям от ВЛ через плавкие кварцевые предохранители типа ПКТ. В местах установки ТП в магистраль ЛЭП для автоматического секционирования устанавливаются вакуумные выключатели (рис. 1).

Назначение автоматического секционирования вдольтрассовых ЛЭП 6 (10) кВ МГ состоит в быстром отделении поврежденного участка от остальной линии. Автоматическое секционирование в сочетании с устройствами АПВ на секционирующих и головных выключателях является одним из эффективнейших средств повышения надежности электроснабжения линейных потребителей МГ.

Это относится к радиальным (тупиковым) ВЛ 6 (10) кВ и к линиям с двусторонним питанием, в особенности при сочетании устройств секционирования с сетевыми АВР.

Автоматическое секционирование уменьшает объем аварийных отключений потребителей при повреждениях на линии, позволяет сократить основную зону действия релейной защиты на головном выключателе (ГВ). При установке секционирующих пунктов чувствительность защиты головного выключателя должна обеспечиваться только при повреждениях до места установки ближайшего секционирующего выключателя, где токи короткого замыкания значительно больше, чем в удаленных точках линии. Кроме того, автоматическое секционирование ускоряет процесс локализации повреждений на линии, позволяет быстрее готовить рабочие места при ремонтных работах и повышает культуру эксплуатации ВЛ.

Вдольтрассовые ВЛ 6 (10) кВ МГ выполняются, как правило, с двусторонним питанием, при этом автоматическое секционирование применяется в сочетании с сетевым АВР. При такой схеме любой поврежденный участок может быть автоматически отключен с двух сторон (выделен), а остальные участки будут продолжать питаться либо от одного, либо от второго центра питания (рис. 2).

В качестве РЗиА вдольтрассовых ВЛ 6 (10) кВ МГ на головных выключателях и секционирующих пунктах устанавливаются двухступенчатые направленные токовые защиты, первая ступень которых выполнена в виде селективной токовой отсечки, а вторая -в виде МТЗ с зависимой или независимой выдержкой времени.

Применение направленных защит необходимо для исключения режима прохождения мощности через головной выключатель в питающую сеть (например, при коротком замыкании в питающей сети) и режима параллельной работы двух источников питания вдольтрассовых ВЛ 6 (10) кВ. Для защиты от однофазных замыканий на землю применяется направленная токовая защита нулевой последовательности, измерительные органы которой используют в качестве измерительных преобразователей трансформаторы тока нулевой последовательности, и неселективная сигнализация по напряжению нулевой последовательности (устройство контроля изоляции сети 10 кВ). Также на головных выключателях устанавливается защита минимального напряжения (делительная автоматика), отключающая выключатель в бестоковую паузу перед включением АВР.

Вдольтрассовые воздушные ЛЭП 6 (10) кВ с двусторонним питанием работают в разомкнутом режиме. Это обусловлено рядом преимуществ разомкнутых режимов работы сетей по сравнению с замкнутыми:

уменьшением токов короткого замыкания;

упрощением РЗиА;

возможностью питания отдельных участков сети от источников с разными уровнями напряжений, большим угловым сдвигом между напряжениями и несинхронно работающих источников;

удобством при развитии и реконструкции существующих сетей.

Для обеспечения быстрого перехода с основного источника питания на резервный на вдольтрассовых ВЛ используются сетевые АВР, которые выполняют:

переключение питания участка ВЛ на резервный источник при отключении рабочего;

предотвращение подачи напряжения от резервного источника на поврежденный (устройства делительной автоматики минимального напряжения, действующие перед срабатыванием сетевого АВР);

выполнение автоматической перестройки РЗиА перед действием сетевого АВР;

выполнение переключений в целях изменения первичной схемы сети и повышения надежности электроснабжения.

На вдольтрассовых воздушных ЛЭП 6 (10) кВ МГ применяются сетевые АВР одностороннего и двустороннего действия. При этом схема АВР запускается при исчезновении напряжения со стороны любого из двух источников питания и при наличии напряжения со стороны другого источника питания. Делительная автоматика, устанавливаемая на головных выключателях, предназначается для ограничения радиуса действия сетевого АВР, а также предотвращения подачи напряжения от резервного источника питания на поврежденный элемент рабочего питания.

ПОРЯДОК РАСЧЕТА ТОКОВЫХ ОТСЕЧЕК ВДОЛЬТРАССОВЫХ ЛЭП В связи со значительной протяженностью вдольтрассовых ВЛ 10 кВ МГ они имеют низкий уровень токов короткого замыкания в конце линии. Вместе с тем это мало влияет на чувствительность МТЗ, установленной на секционирующих пунктах, ввиду малых установленных мощностей линейных потребителей электроэнергии.

Большая длина вдольтрассовых ЛЭП создает значительные трудности при применении и расчете первых ступеней направленных токовых защит - токовых отсечек (ТО), используемых в качестве дополнительных защит. Для этого рассмотрим типичную схему вдольтрассовой ВЛ 10 кВ с односторонним питанием (рис. 3).

Приведем методику упрощенного расчета токовой отсечки, установленной на секционирующем пункте СП(n) без учета комплексного характера величин, сопротивления системы, параметров короткого замыкания и т. п. Ток трехфазного короткого замыкания в точке установки секционирующего пункта СП(n):

[Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] ПРОСТЫЕ СООТНОШЕНИЯ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБВЯЗКИ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА МГ Дата публикации: 23.12. Автор: А. Г. Ванчин (ООО «Газпром трансгаз Москва, Курское ЛПУМГ, РФ, Курская обл.), E-mail: alex_vanchin@mail.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 74, Выпуск: 12 УДК 622.691.4. В ходе проведенных исследований газотранспортной системы (ПС) выявлены закономерности совместного изменения потерь давления и затрат работы сжатия в технологической обвязке номпрессорного цеха (КЦ) магистрального газопровода (МП при изменениях коммерческого расхода газа. На их основе предложены простые расчетные зависимости, которые позволяют значительно сократить общий объем вычислений при проведении вариантных расчетов в процессе проектирования новых режимов работы ПС и поиска оптимальных решений.

Ключевые слова: транспорт природного газа, техническое состояние, газоперекачивающий агрегат, гидравлический расчет, оптимальный режим, гидравлическая модель.

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ КЦ В состав газотранспортного узла, как правило, входят несколько компрессорных цехов, которые могут эксплуатироваться отдельно каждый на свой МГ, но практика работы реальных газотранспортных предприятий показывает, что в основном магистральные газопроводы одинаковых проектных рабочих давлений объединяются в единый газотранспортный коридор с помощью технологических перемычек.

В результате возникает ситуация параллельной работы разнотипных ГПА в разном техническом состоянии. В этой ситуации необходимо решение вопроса оптимального распределения нагрузки между ГПА в целях снижения затрат.

Однако решение данной задачи требует учета в системе уравнений оптимизации изменений гидравлических сопротивлений технологических трубопроводов и оборудования, например установки очистки и установки охлаждения технологического газа при перераспределении загрузки между параллельно работающими КЦ.

Схема технологической системы КЦ сложна, поэтому гидравлический расчет ее работы обусловливает большой объем вычислений. Поиск оптимального режима, в свою очередь, требует расчета большого числа вариантов распределения нагрузки между газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на параллельно работающих КЦ.

Таким образом, существует необходимость в разработке простого способа расчета изменений гидравлического сопротивления и соответствующих затрат в технологической системе КЦ в зависимости от коммерческого расхода газа через этот цех.

АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ УРАВНЕНИЙ ГИДРАВЛИКИ И ГАЗОДИНАМИКИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ На основе общеизвестных формул [1, 2] зависимость гидравлического сопротивления при движении газа внутри труб из-за потерь на местные сопротивления от коммерческого объемного расхода газа можно представить в следующем виде:

[Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДИАГНОСТИКИ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 78, Выпуск: 12 С 21 по 26 октября 2013 г. в г. Бечичи (Республика Черногорки) прошла юбилейная XX Международная деловая встреча «Диагностика»(1). В ее работе приняли участие 220 специалистов, представляющих 92 организации из Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Молдова, Украины, Болгарии, Германии, Нидерландов и Португалии.

В рамках встречи прошли пленарное, а также рабочие заседания по четырем тематическим секциям. А Компании-участники обменялись опытом применения различных методов, средств и систем диагностики, развитием рынка услуг, методик и приборов диагностического обслуживания оборудования и объектов газовой промышленности, а также представили перспективные технологии и технические средства диагностики, прошедшие апробацию на отдельных объектах газотранспортной системы ОАО «Газпром». В пленарных докладах отмечено, что ОАО «Газпром», развивая систему диагностического обслуживания объектов добычи, транспорта и хранения газа, энергетического хозяйства и методологические основы оценки их технического состояния, создает условия для успешного решения задач по повышению целостности, эксплуатационной надежности и безопасности Единой системы газоснабжения России. Решением Совета директоров и постановлением правления ОАО «Газпром» начаты работы по созданию Системы управления техническим состоянием и целостностью объектов газотранспортной системы (ГТС) для совершенствования управления надежностью и безопасностью функционирования как системы в целом, так и каждого ее компонента в отдельности.

Большое значение приобретает оптимизация затрат на эксплуатацию, ремонтно-техническое и диагностическое обслуживание объектов газотранспортной системы при безусловном обеспечении сохранения высокого уровня надежности и промышленной безопасности. Совершенствование методов и технологий диагностики, систем диагностического обслуживания оборудования объектов добычи, переработки, транспорта и подземного хранения газа, энергетического хозяйства направлено на обеспечение их работоспособности и надежности в эксплуатации, формирование программ реконструкции и технического перевооружения объектов и их комплексного капитального ремонта.

В целях дальнейшего совершенствования системы диагностического обслуживания ГТС ведется разработка Целевой комплексной программы по развитию системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования ОАО «Газпром».

Большое значение в процессе совершенствования системы диагностического обслуживания имеют подготовка и переподготовка специалистов в области диагностики, осуществляемая на базе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в соответствии с современными образовательными программами.

«Вопрос о необходимости создания системы кадрового обеспечения всегда был актуален. Раньше кадровое обеспечение являлось ключевым звеном в системе проектирования, теперь - в системе диагностического обслуживания, - прокомментировал А.С. Лопатин, проректор по информационным технологиям, заведующий кафедрой термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - Многоуровневая система подготовки включает целый ряд направлений, начиная от подготовки бакалавров и магистров, заканчивая кадрами высшего звена.

Наш университет ввел и распространил по всем профильным вузам обязательный курс технической диагностики». В рамках секции «Диагностика оборудования объектов добычи газа, газового конденсата, нефти» было заслушано 22 доклада. Рассмотрены вопросы методологии формирования системы диагностического обеспечения безопасной эксплуатации скважин ОАО «Газпром», а также инновационные решения при проведении технической диагностики объектов добычи газа.

Заместитель директора ИТЦ «Оргтехдиагностика» Р.Р. Халиков, сопредседатель заседания секции, рассказал о необходимости развития информационной системы оценки технического состояния технологических объектов ОАО «Газпром» - ИСТС «Инфотех»(2), а именно о формировании в ее составе экспертно-аналитической системы оценки технического состояния фонда скважин ОАО «Газпром»;

отметил актуальность проведения внутритрубной диагностики на межпромысловых трубопроводах. По его словам, особое внимание должно быть уделено вопросам эксплуатации серосодержащих месторождений. Первостепенное значение должно быть уделено организации работы по систематизации данных по оценке технического состояния скважин и объектов добычи газа, формированию терминологического словаря по диагностированию объектов ОАО «Газпром», созданию документа по установлению срока безопасной эксплуатации скважин.

Участники встречи рассмотрели проблемы, связанные с обустройством Бованенковского месторождения, и отметили необходимость проведения паспортизации вводимых в эксплуатацию объектов по признаку «как построено». В целях развития геофизического сектора секция считает важным направить в состав Наблюдательного совета Ростехнадзора представителя ОАО «Газпром», сформировать карту «узких мест» качества цементирования по интервалам глубин скважин.

Рассмотрены также проблемы управления техническим состоянием и методология диагностического обслуживания морских газопроводов, отмечена целесообразность создания системы накопления банка данных с применением ИСТС «Инфотех».

В рамках секции «Диагностика линейной части магистральных и распределительных газопроводов, ГРС» рассмотрены вопросы повышения эффективности диагностического обслуживания ЛЧМГ на базе совершенствования методов и технологий внутритрубной диагностики, методологии предремонтного обследования в процессе капитального ремонта, методов и подходов к диагностическому обследованию участков газопроводов, обладающих пониженной надежностью и не подготовленных к проведению внутритрубной дефектоскопии (ВТД). Участники обсудили вопросы совершенствования нормативно-методической базы диагностического обслуживания оборудования ГРС в целях получения достоверных данных, расширения номенклатуры оборудования ГРС, охватываемого программами диагностического обслуживания.

В рамках секции «Диагностика оборудования и систем компрессорных станций» отмечены обострение проблемы стресс-коррозионного растрескивания технологических трубопроводов и подключающих шлейфов КС и необходимость разработки принципов и методов стресс-коррозионной защиты трубопроводов, проблемы обследования труб в заводской изоляции в процессе диагностического сопровождения капитального ремонта. Рассмотрена проблема совершенствования нормативно-технической базы диагностического обслуживания, в том числе необходимой для внедрения систем непрерывного мониторинга технического состояния оборудования и трубопроводов.

Участники секции «Диагностика объектов энергохозяйства и систем электроснабжения» отметили значительную роль технического диагностирования в развитии энергохозяйства ОАО «Газпром», обсудили методы и подходы к организации диагностического обслуживания и экспертизы промышленной безопасности объектов энергохозяйства и систем электроснабжения, вопросы комплексного повышения энергоэффективности. Рассмотрели проблемные вопросы, возникающие при проведении диагностического обследования отдельных видов оборудования (силовых трансформаторов, кабелей и др.).

Лучшие доклады, прозвучавшие на встрече, будут опубликованы в журнале «Газовая промышленность».

*** (1) С полной версией материала можно ознакомиться на сайте: http://gasoilpress.ru - в разделе «В фокусе событий».

(2) Подробнее об ИСТС «Инфотех» можно прочитать в журнале «Газовая промышленность» N 3 за 2011 г. в статье «ДОАО «Оргэнергогаз»: 40-летний опыт, инновации, научный потенциал» или на сайте издательства в открытом доступе, а также в N 10 за 2013 г. в статье «Новая концепция хранения и обработки справочных данных в информационной системе «Инфотех».

КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЙ АКВАТОРИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И БЕРЕГОВОЙ ЗОНЫ П-ОВА ЯМАЛ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 80, Выпуск: 12 УДК 613. Н.Б. Пыстина, А. В. Баранов, Э.Б. Бухгалтер, Б. О. Будников, А. П. Чалый (ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ», РФ, Московская обл.) E-mail: N_Pystina@vniigaz.gazprom.ru Среди множества аспектов освоения газовых месторождений п-ова Ямал особое место занимают геоэкологические проблемы. В связи с этим проведены геоэкологические исследования акватории морских месторождений и береговой зоны п-ова Ямал, направленные на комплексное изучение основных параметров природных условий. Установлены основные закономерности динамики берегов в районе расположения месторождений углеводородов. Анализ полученных данных послужил основой для разработки рекомендаций по оценке и предупреждению опасных проявлений эрозионных процессов, расчету основных гидрологических характеристик при обустройстве и эксплуатации объектов добычи и транспорта газа на п-ове Ямал.

Ключевые слова: геоэкологические исследования, месторождения углеводородов, морская акватория, береговая зона.

В настоящее время ОАО «Газпром» активно осваивает углеводородные месторождения п-ова Ямал, который характеризуется крайней уязвимостью природных комплексов к техногенным нагрузкам. В связи с этим помимо сложных инженерно-технических задач необходимо решить целый ряд проблем геоэкологического плана.

При разработке концептуальных решений обустройства месторождений, проектировании ледостойких платформ и терминалов, создании локальных морских транспортных систем необходимо учитывать изменчивость природных условий и их возможное воздействие на проектируемые объекты. Комплексные геоэкологические исследования изменчивости природных условий позволяют выявить механизмы формирования основных параметров состояния природной среды, что способствует определению их влияния на морские экосистемы, снижению неизбежных техногенных воздействий и разработке рекомендаций по рациональному природопользованию в процессе освоения месторождений углеводородов.

К настоящему времени различными организациями выполнено большое число работ по описанию природных условий в локальных районах освоения минеральных ресурсов на шельфе Карского моря. Однако для них до сих пор не выполнена комплексная геоэкологическая оценка природных условий, связанных с техногенными воздействиями и глобальными изменениями климата.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с рядом ведущих институтов страны в рамках эколого-технологических экспедиций «Ямал» (2009-2012 гг.) провело геоэкологические исследования акватории морских месторождений и береговой зоны п-ова Ямал, направленные на комплексное исследование основных параметров природных условий с учетом практических потребностей освоения месторождений, в том числе:

оценку интенсивности техногенного воздействия на окружающую среду и научно-методическое сопровождение работ при обустройстве месторождений углеводородов п-ова Ямал и прилегающих акваторий;

комплексное исследование основных параметров природных условий с учетом практических потребностей при освоении месторождений углеводородов Карского моря;

экологическую оценку природно-экологического потенциала территории и акватории.

В ходе экспедиций были проведены следующие работы:

организованы метеорологические площадки для мониторинга атмосферного воздуха (температура, ветер, осадки и др.);

проведены измерения утечек метана на скважинах для оценки эмиссии метана от технологического оборудования;

организованы гидрометрические посты для наблюдений за уровнем рек, проведены гидрометеорологические исследования на водно-эрозионном полигоне и озере, используемом для питьевого водоснабжения;

проведены гидрографическая съемка Ямальского берега Карского моря, отбор и анализ проб воды в водных объектах, а также анализ наиболее характерных для территории развития опасных геокриологических процессов;

осуществлена геоботаническая и почвенная съемка в границах лицензионного участка Бованенковского месторождения и на сопредельных с ним территориях.

В ходе экспедиций установлено, что при освоении месторождений углеводородов на акватории месторождений Карского моря под воздействием периодических изменений интенсивности морского волнения, вдольберегового переноса потоков воды, наносов, химических веществ, тепла изменяются процессы эволюции шельфа и береговой зоны, возрастает или уменьшается вероятность изменения интенсивности абразии, большей или меньшей ледовитости морей и др. Их изменчивость отражает естественные и антропогенные механизмы формирования стока воды, наносов, химических веществ, биологических субстанций и др.

Для условий западного побережья п-ова Ямал выявлены четыре характерных механизма разрушения берегов (рисунок):

термоабразионный;

оползневой;

обвально-осыпной;

термоденудационно-термоэрозионный.

Чаще всего отмечается комбинированный тип разрушения (термоабразионный + обвально-осыпной, обвально-осыпной + оползневой и т. д.).

Проведенные исследования геологического и геокриологического строения отложений береговой зоны, скорости отступания берегов на различных участках побережья и их разрушения, а также характеристики природной среды позволили выявить следующие основные закономерности динамики берегов в районе расположения месторождений углеводородов:

скорость отступания термоабразионных берегов, сложенных рыхлыми отложениями, на открытых участках побережья Карского моря в среднем составляет 1,5 м/год;

для мелководного Карского моря главную роль в разрушении морских берегов играют волны высотой до 1 м;

разрушающиеся берега представляют собой крупный источник поступления твердых осадков и органического углерода в бассейн Карского моря;

рост интенсивности эрозии почв только за счет уменьшения их противозрозионной стойкости изменяется от 2 до 150 раз на сильно нарушенных участках;

увеличение среднегодового стока рек приводит к росту периодичности экстремального затопления пойменных территорий в 3-5 раз;

в связи с возрастанием водности рек увеличиваются темпы русловых деформаций.

Прогнозная оценка техногенного воздействия на морские экосистемы в процессе освоения морских месторождений показывает, что в период строительства и выхода на проектную мощность объектов их обустройства возможны локальные техногенные воздействия на морские биосистемы, которые могут оказать определенное влияние на их биологическую популяцию и видовой состав. В дальнейшем в период эксплуатации при соблюдении природоохранных и ресурсосберегающих мероприятий степень техногенного влияния на морские биосистемы должна постепенно снижаться и стабилизироваться.

Анализ полученных данных послужил основой для разработки рекомендаций по оценке и предупреждению опасных проявлений эрозионных процессов, расчету основных гидрологических характеристик при обустройстве и эксплуатации объектов добычи и транспорта газа на п-ове Ямал, а также разработки проекта Программы научно-исследовательских работ по изучению морских экосистем, сопровождающих освоение месторождений, расположенных в акватории Карского моря.

Основными направлениями работ в проекте Программы определены:

геохимические исследования компонентов морских вод и донных отложений;

исследования негативных экзогенных процессов, гидрологических явлений и ледовой обстановки;

исследования бентосных и планктонных сообществ, ихтиофауны, орнитофауны и морских млекопитающих;

оценка и анализ воздействия на окружающую среду в результате возможных аварийных ситуаций;

разработка рекомендаций по улучшению условий труда при освоении месторождений.

Проведенные исследования могут служить методической и информационной базой для разработки региональных научных программ, мероприятий по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности при освоении месторождений углеводородов на шельфе Карского моря.

СОСТАВ ПЫЛЕАЭРОЗОЛЕЙ И ОЦЕНКА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА В ЗОНЕ ВЛИЯНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 82, 83, 84, Выпуск: 12 УДК 613. Е.Г. Язиков, А. В. Таловская, Н.А. Осипова, Е.А. Филимоненко (Томский политехнический университет, РФ, Томск) E-mail: yazikoveg@tpu.ru Результаты оценки экологического состояния территории Томской обл., где размещаются предприятия нефтегазовой отрасли, получены на основе изучения состава пылевых аэрозолей.

Выявлены геохимические особенности твердых частиц аэрозолей в изучаемых районах. По данным химического состава нерастворимой фазы снегового покрова оценен канцерогенный риск для населения от загрязнения мышьяком, кобальтом и хромом атмосферного воздуха населенных пунктов, расположенных в нефтегазодобывающих районах.

Ключевые слова: снег, тяжелые металлы, канцерогенный риск, нефтегазовый комплекс, загрязнение атмосферы, твердые частицы аэрозолей.

Один из наиболее важных аспектов научного анализа производственной деятельности предприятий нефтегазового комплекса - оценка их влияния на окружающую среду и здоровье населения. Интерес к вопросам экологической безопасности нефтегазовых промыслов и предприятий по переработке углеводородов проявляется в связи с тем, что в результате их деятельности негативному воздействию подвержены все компоненты природной среды, в том числе и атмосферный воздух.

Загрязняющие вещества поступают в окружающую среду от всех технических объектов, однако особое беспокойство вызывают горящие факелы. При сжигании газа на факеле, особенно при нарушении оптимальных режимов горения, происходит выброс в атмосферу более 250 опасных химических веществ, включая канцерогенные полиароматические соединения, сажу, твердые частицы аэрозолей с ионами различных металлов и оксидами неметаллов, природные радионуклиды и др., которые весьма токсичны и опасны для здоровья человека.

Однако контроль состояния атмосферного воздуха в районах нефтедобычи и переработки ограничен стандартным набором ключевых загрязнителей. В связи с этим существует необходимость контроля широкого спектра геохимически активных элементов-загрязнителей, не рассматриваемых в рамках программы обязательного мониторинга месторождений углеводородного сырья и предприятий нефтепереработки, но формирующих значительные ореолы загрязнения. На примере нефтегазовых месторождений Тюменской обл. было показано, что продукты сгорания попутного нефтяного газа могут достигать высоты не менее 600 м, распространяясь в дальнейшем на большие расстояния.

При этом около 40% их выпадает вблизи факела, около 30% - на расстоянии нескольких сотен километров от источника и оставшиеся 20% - на расстоянии от тысяч до десятков тысяч километров [1].

По данным Департамента природных ресурсов и охраны окружающей среды Томской области, на территории области наибольшее загрязнение атмосферного воздуха отмечается в районах размещения предприятий нефтегазодобывающей отрасли (Александровский, Каргасокский и Парабельский районы). На территории г. Томска один из очагов с сильно загрязненной атмосферой приходится на расположение ООО «Томскнефтехим», Выявление закономерностей формирования экологической обстановки и определение вклада предприятий нефтегазовой отрасли в общий уровень регионального загрязнения атмосферного воздуха - весьма сложная задача, решение которой требует комплексного подхода.

В последние годы широкое распространение получили исследования количественных характеристик потенциального и реального ущерба здоровью населения от загрязнения промышленными объектами среды обитания. Для этого используется индекс риска, который означает оценку ухудшения здоровья под воздействием атмосферных примесей. Известны работы, проводимые в данном направлении как в России [2], так и, в частности, в г. Томске [3].

Представим результаты оценки уровня пылевого загрязнения атмосферного воздуха и определения экологического риска в населенных пунктах, расположенных в зоне влияния предприятий нефтегазовой отрасли Томской обл., по данным изучения нерастворимой фазы снегового покрова (твердого осадка снега).

Методика измерений. Существуют различные методы оценки состояния атмосферного воздуха и индикации загрязнений от промышленных объектов. Одним из самых доступных и информативных в условиях Сибири является мониторинг снегового покрова. Изучение пространственного распределения загрязнения в снеговом покрове позволяет ответить на многие вопросы: выявить источники выбросов аэрозольных примесей, дифференцировать зоны интенсивности воздействия и дальность распространения, оценить суммарный выброс и характеристики дисперсного состава примеси [4-7]. По уровню загрязнения снегового покрова можно судить о состоянии воздушной среды и на этой основе оценивать риски для здоровья населения.

В зимний сезон 2012 г. осуществляли отбор проб снега в семи населенных пунктах Парабельского и пяти пунктах Каргасокского районов, расположенных на различном расстоянии от нефтегазодобывающих месторождений Томской обл. (рис. 1). Всего было отобрано 84 пробы снега.

На территории г. Томска с 2009 по 2012 г. проводился мониторинг загрязнения снегового покрова в зоне воздействия предприятия нефтехимической отрасли - ООО «Томскнефтехим». Выполняли маршрутный отбор проб по векторной сети в северо-восточном направлении на расстоянии 0,6;

0,9;

1,2;

1,5 и 1,8 км от наиболее высокой факельной установки нефтехимического комбината (рис. 2).

Общее число проб за 4 года составило 20.

Все работы по отбору и подготовке снеговых проб выполнялись с учетом методических рекомендаций [4, 5], руководства по контролю загрязнения атмосферы [6] и многолетнего практического опыта эколого-геохимических исследований на территории Западной Сибири [7, 8].

Объектом исследования является твердый осадок снега.

Химический состав проб изучали в учебно-научных лабораториях Международного инновационного образовательного центра «Урановая геология» кафедры геоэкологии и геохимии ТПУ. Содержание химических элементов в пробах твердого осадка снега определяли инструментальным нейтронно-активационным анализом в аттестованной ядерно-геохимической лаборатории центра (аналитики А.Ф. Судыко, Л.В. Богутская). Содержание ртути в пробах твердого осадка снега определяли атомно-абсорбционным анализом «холодного пара» на ртутном анализаторе РА-915М с пиролитической приставкой ПИРО-915+ согласно методикам ПНДФ 16.1:2.23-2000 и М 03-05-2005.

Оценка экологического риска проводилась согласно Руководству по оценке риска для здоровья населения при воздействии химических веществ, загрязняющих окружающую среду [9].

Анализ результатов наблюдения. Согласно [5] проводили расчет пылевой нагрузки по формуле P(n) = P(o) / (St) где P(n) - пылевая нагрузка, мг/(м(2)сут);

Р(о) -масса пыли в пробе, мг;

S - площадь шурфа, м(2);

t время от начала снегостава, сут.

Среднее значение пылевой нагрузки в населенных пунктах, расположенных на различном расстоянии от нефтегазодобывающих месторождений Каргасокского района, составляет мг/(м(2)сут) и Парабельского района - 17,5 мг/(м(2)сут), при фоновом значении 7 мг/(м(2)сут). При сравнении с нормативными показателями [5] величина пылевой нагрузки соответствует низкой степени загрязнения - менее 250 мг/(м(2)сут).

По результатам многолетнего мониторинга в зоне воздействия ООО «Томскнефтехим» было отмечено, что наибольшие значения пылевой нагрузки наблюдаются в дальней зоне воздействия предприятия (900-1500 м) - 76 мг/(м(2)сут) - в 2009 г., 80 мг/(м(2)сут) - в 2010 г., 82 мг/(м(2)сут) -в 2011 г., где превышение регионального фона составляет от 9,3 до 10,3 раз. В ближней зоне воздействия ООО «Томскнефтехим» (300-600 м) пылевое загрязнение атмосферы - на уровне среднего городского значения (63 мг/(м(2)сут) [8]): 50 мг/(м(2)сут) - в 2009 г., 48 мг/(м(2)сут) - в 2010 г.,57 мг/(м(2)сут) - в 2011 г.

В результате проведенных ранее исследований по изучению элементного состава снеговых проб из нефтегазодобывающих районов севера Томской и Тюменской обл. было установлено влияние многочисленных горящих факелов на нефтегазодобывающих промыслах, спецификой которых является повышенная концентрация в твердом осадке снега Вг, Ва, ТЬ и Sb.

Согласно [5] проводили расчет коэффициента концентрации К, который определяли как отношение содержания элемента в твердом осадке снега С к его фоновому содержанию С(ф): К = С / С(ф). По результатам построения геохимических рядов ассоциаций химических элементов по убыванию коэффициентов концентрации в пробах твердого осадка снега из Каргасокского и Парабельского районов были выявлены группы приоритетных поллютантов (табл. 1). Изучаемые нефтегазовые районы отличаются повышенным уровнем содержания в пылеаэрозолях Na и As по сравнению с таковыми для других районов области.

По результатам многолетнего мониторинга для пылеаэрозолей из зоны воздействия ООО «Томскнефтехим» типоморфными элементами являются Sb, Hg, Вг. Коэффициенты концентраций этих элементов в пробах выше средних значений для г. Томска в 2 раза. В работе [7] ранее было показано, что нефтехимическое производство является источником поступления брома в окружающую среду. Возможным источником поступления ртути являются факельные установки по сжиганию газа, действующие на ООО «Томскнефтехим». В работе [10] показано, что одним из источников ртути является именно сжигание попутного газа на факелах.

Повышенные концентрации урана в пробах могут быть связаны с тем, что санитарно-защитные зоны нефтехимического комбината и Сибирского химического комбината перекрываются. По величине суммарного показателя загрязнения, отражающего эффект воздействия группы изучаемых элементов, в Каргасокском и Парабельском районах, а также в зоне воздействия ООО «Томскнефтехим» отмечаются средняя степень загрязнения атмосферы и умеренно опасный уровень заболеваемости проживающего на данной территории населения согласно градации [5].

Для выявления степени опасности химического загрязнения в настоящее время широко применяется методология оценки риска, которая давно вышла за рамки санитарно-гигиенических исследований и используется для прогнозирования отдаленных последствий выбросов контаминантов на здоровье человека [2, 9, 11]. Как правило, оценка риска предполагает расчет риска канцерогенных и неканцерогенных эффектов. На данном этапе работы с учетом имеющихся данных была проведена оценка канцерогенного риска от ингаляционного воздействия мышьяка, хрома, кобальта. Для этих микроэлементов имеется надежная токсикологическая информация [9,11] и подтверждены сведения об их канцерогенности, кроме того, они являются типичными компонентами углеводородного сырья. На постах наблюдений за качеством атмосферного воздуха по сети Росгидромета не измеряется содержание этих компонентов в атмосфере. Согласно [3,11] для определения уровней канцерогенного риска были произведены расчеты средних содержаний пыли в атмосферном воздухе:

С(p) = Р(n) / [омега].

где Р(n) - среднесуточное выпадение пыли;

[омега] - скорость осаждения атмосферной пыли ([омега] = 0,01 м/с = 864 м/сут [11]).

Данные о концентрации металлов в пыли, депонированной в снеговом покрове, пересчитывались на средние содержания элементов в атмосферном воздухе:

С(эл) = С(р)С(i), где С(i) - содержание элемента в пыли, депонированной в снеговом покрове.

Под канцерогенным риском следует понимать вероятность дополнительных случаев заболеваний именно по причине нахождения данного компонента в атмосферном воздухе. Для оценки индивидуального канцерогенного риска R(инд) применяется беспороговая модель, использующая величины факторов канцерогенного потенциала SF(i) (в случае ингаляционного воздействия):

R(инд) = UR(i)С(эл) где UR(i) - значение риска на одну единицу концентрации вещества i в атмосферном воздухе, м(3)/мг.

Значение риска рассчитывается по формуле:

UR(i) = SF(i)V / (m 1000), где m - усредненная масса тела взрослого человека, кг;

V - усредненный объем ежедневно вдыхаемого воздуха, м(3).

По соотношению уровней канцерогенных рисков для населения, проживающего в Парабельском и Каргасокском районах Томской обл., выявлен следующий ряд: Cr As Со (табл. 2). При классификации уровней риска для здоровья населения, обусловленного воздействием химических веществ, загрязняющих окружающую среду, рекомендуется применять концепцию приемлемого риска и систему критериев приемлемости, рекомендуемую Всемирной организацией здравоохранения [9]. Для доказанных канцерогенов для человека величина приемлемого канцерогенного риска обычно устанавливается на уровне от 1-10(-5) до 1-10(-6). В соответствии с этими критериями уровень риска от ингаляционного воздействия хрома, кобальта и мышьяка на территории Каргасокского и Парабельского районов следует расценивать как приемлемый, не представляющий опасности для здоровья населения, но требующий постоянного контроля.

Таким образом, в целом по результатам исследования установлены типоморфные ассоциации химических элементов (в рамках изучаемого спектра) в твердых частицах аэрозолей в районах размещения нефтегазовых месторождений Томской обл. и в зоне влияния нефтехимического комбината г. Томска. В пылеаэрозолях северных нефтегазодобывающих районов фиксируются повышенные концентрации Na и As. В твердых частицах аэрозолей в зоне влияния нефтехимического комбината повышенные концентрации приходятся на Hg, Br, Ва и Sb.

В районах размещения нефтегазовых месторождений потенциальный риск здоровью населения при вдыхании вместе с воздухом частиц, содержащих Cr, As, Co, оценивается как допустимый, но требует контроля.

Работа выполнена при финансовой поддержке гранта ВР Exploration Operating Company Llimited и Гранта Президента РФ для поддержки молодых российских ученых (МК951.2013.5).

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Кудашев С. В. Эколого-экономические аспекты нефтедобычи в Ханты-Мансийском автономном округе // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. XV Междунар. симпозиума им. акад. М.А. Усова студентов и молодых ученых. - Томск, 2010. - Т. 2. - С. 461 -463.

2. Артемьева А. А. Оценка риска для здоровья населения муниципальных районов Удмуртской республики с интенсивной нефтедобычей // Вестник Удмуртского ун-та. - 2011. - N 3. - С. З-17.

3. Янкович Е.П., Остова Н.А., Язиков Е.Г., Таловская А.В. Оценка индивидуального канцерогенного риска для здоровья населения г. Томска по данным геохимического состава пылеаэрозольных выпадений // Изв. вузов. Геология и разведка. - 2011. - N 5. - С. 67-74.

4. Василенко В.Н., Назаров И. М., Фредман Ш.Д Мониторинг загрязнения снежного покрова. - Л.:

Гидрометеоиздат, 1985. - 185 с.

5. Сает Ю.Е., Ревич Б.А., Янин Е.П. и др. Геохимия окружающей среды. - М.: Недра, 1990. - 335 с.

6. РД 52.04.186 N 2932-83. Руководство по контролю загрязнения атмосферы. - М.: Госкомгидромет, 1991. - 693 с.

7. Язиков Е.Г. Разработка методологии комплексной эколого-геохимической оценки состояния природной среды (на примере объектов юга Западной Сибири) // Изв. Томского политех, ун-та. 2011. - Т. 304. - Вып. 1. - С. 325-336.

8. Таловская А.В., Филимоненко Е.А., Осипова НА, Язиков Е.Г. Ртуть в пылеаэрозолях на территории г. Томска // Безопасность в техносфере. - 2012. - N. 2. - С. 30- 9. Руководство Р. 2.1.10.1920-04. Руководство по оценке риска для здоровья населения при воздействии химических веществ, загрязняющих окружающую среду. - М.: Федеральный центр Госсанэпиднадзора Минздрава РФ, 2004. - 273 с.

10. Янин Е. П. Ртуть в окружающей среде промышленного города. - М.: ИМГРЭ, 1992. - 169 с.

11. Davidson С. L Dry sedimentation and foiling of microelements in some regions Hi-Sierra // Geophysic Resources Letter. - 1982. - N 1. - P. 91-93.

ГАЗПРОМ РЕАЛИЗУЕТ ПРОЕКТ «ВЛАПНВОСТОН-СПГ»

Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 12 В центральном офисе ОАО «Газпром» председатель правления Алексей Миллер провел совещание по вопросам реализации проекта «Владивосток-СПГ».

Было отмечено, что проект активно развивается в соответствии с утвержденным планом: ввод в эксплуатацию первой очереди завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) состоится в 2018 г.

К настоящему времени создано ООО «Газпром СПГ Владивосток» - компания специального назначения, которая будет реализовывать проект. Начата разработка проектной документации, завершение которой намечено на III квартал 2014 г. Осенью 2014 г. Газпром рассчитывает получить положительное заключение экологической экспертизы, к концу года - положительное заключение Главгосэкспертизы России. Начались проектно-изыскательские работы в районе предполагаемого размещения завода СПГ и сопутствующей инфраструктуры - на п-ове Ломоносова и в бухте Перевозной. В частности, ведутся инженерные изыскания для проектирования объектов завода и отгрузочного терминала. Предполагается выполнить целый комплекс детальных исследований, в том числе инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические, инженерно-экологические, сейсмологические и сейсмотектонические. Планируется обследование территории на наличие взрывоопасных предметов и археологических памятников. Полученные данные позволят определить рациональное расположение производственных объектов.

Отдельное внимание участники совещания уделили вопросу определения партнеров для совместной реализации проекта «Владивосток-СПГ». Проект уже вызвал интерес со стороны ряда крупных зарубежных компаний, специалисты которых в августе-ноябре 2013 г. ознакомились с отдельными материалами Обоснования инвестиций по проекту. Кроме того, отмечена заинтересованность и потенциальных покупателей СПГ данного проекта, в том числе среди японских компаний.

В феврале 2013 г. проект «Владивосток-СПГ» перешел в инвестиционную стадию реализации. В марте утверждены План мероприятий по реализации проекта строительства завода СПГ и План работ по подготовке ресурсной базы для проекта. Начало поставок продукции с первой линии завода ожидается в 2018 г., со второй линии - в 2020 г. Мощность каждой линии составит 5 млн т/год. В перспективе возможно дальнейшее расширение завода СПГ По информации ОАО «Газпром»

УЛАВЛИВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ КУЗБАССА Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 86, Выпуск: 12 УДК О. В. Тайлаков, Д.Н. Застрелов, В. О. Тайлаков, А.Н. Кормин (Институт угля СО РАН, РФ, Кемерово) E-mail: Tailakov@uglemetan.ru Для снижения выбросов углекислого газа, образующегося в процессе получения тепловой энергии в угольной котельной, рассмотрена возможность его улавливания. На основе анализа горно-геологических условий определены характеристики газового коллектора для размещения углекислого газа в угольных пластах в условиях Прокопьевско-Ииселевского геолого-экономического района Иузбасса.

Ключевые слова: захоронение и размещение углекислого газа, угольные пласты.

В настоящее время наблюдается значительный рост выбросов углекислого газа из антропогенных источников. Одним из перспективных направлений снижения выбросов углекислого газа является применение технологий его улавливания на предприятиях тепло- и электроэнергетики с последующим размещением и долгосрочным хранением, например в геологических формациях.

Оценка возможности и эффективности применения технологий захоронения углекислого газа выполнена на примере одной из угольных шахт, расположенной в Прокопьевском районе Кемеровской обл. Основным источником выбросов CO(2) на рассматриваемой шахте являются дымовые газы угольной котельной, которая вырабатывает перегретый пар, необходимый для технологических нужд шахты. В состав котельной входят три паровых котла КЕ 10/14 с производительностью 108 т/ч, а также один резервный котел ДКВР 6,5/15. Котлы работают на угле марки ДГ (длиннопламенный газовый) класса 0,3. Объем потребления угля составляет 17530 т/год.

В рамках проекта Посольства Великобритании «Обоснование интеграции систем улавливания углекислого газа в производственном цикле угольной котельной и оценка потенциала захоронения CO(2) на Кузбасских угольных шахтах» планируется очистка дымовых газов действующей угольной котельной рассматриваемой шахты и сепарация CO(2) с дальнейшим его размещением в угольные пласты. Экологический эффект при этом обусловлен снижением загрязнения атмосферы выбросами CO(2) и примесями, образующимися в результате сжигания угля в котельной (сернистый ангидрид, оксиды азота, оксид углерода, зола каменноугольная).

Выбросы CO(2) регулируются экологическим законодательством РФ. Шахта имеет согласованный объем выбросов, основанный на максимально допустимых концентрациях CO(2), которые установлены государственными органами. В соответствии с существующим режимом работы котельной весь объем CO(2), сажи, серы и других вредных компонентов дымовых газов выбрасывается в атмосферу.

В результате закачки CO(2) в угольный пласт происходит стимулирование выделения метана из целиковой зоны для его дальнейшей утилизации. Для этого предусмотрено бурение дегазационной скважины вблизи планируемого места хранения CO(2). Из дегазационной скважины предполагается получать высококонцентрированную метановоздушную смесь с дальнейшим применением ее для выработки электроэнергии [1].

Очевидно, что размещение углекислого газа в одном из отработанных участков шахты с учетом системы разработки крутопадающих угольных пластов не обеспечит его длительное хранение.

Поэтому рассмотрено размещение CO(2) в неразрабатываемом угольном пласте с учетом его сорбционных характеристик, а также возможности использования вытесненного метана в качестве топлива для выработки энергии. Удовлетворительными свойствами коллектора CO(2) является угольный пласт Прокопьевский II (рисунок). Основными компонентами газов рассматриваемого угольного пласта являются метан, азот и углекислый газ. Вышележащие породы характеризуются равномерным чередованием алевролита и песчаника с каменным углем при наличии аргиллита, углистого аргиллита и углистого алевролита и редких прослоек глины [2, 3].

Сорбционная способность угля по отношению к углекислому газу зависит от температуры и степени его метаморфизма. Важной константой, определяющей сорбцию, является температура сжижения газа, для CO(2) она равна -78,5 °С. Так, например, при 40 °С, со степенью метаморфизма 6,5% и при давлении в 0,1 МПа углем сорбируется 11 мл/г CO(2), а при температуре 20 °С со степенью метаморфизма 39,5% сорбция CO(2) в угольный пласт составит 16 мл/г. Сорбционная емкость угля возрастает с ростом метаморфизма и с уменьшением температуры [4].

При расчете объема закачиваемого углекислого газа в угольный пласт рассматриваемой шахты Прокопьевского района были учтены следующие характеристики:

диаметр скважины - 219 мм;

глубина залегания угольного пласта от дневной поверхности - 300 м;

мощность пласта на участке бурения скважины - 2,5 м;

марка угля - коксовый слабоспекающийся (КС);

температура угольного пласта - 20 °С;

давление нагнетания CO(2) в угольный пласт - 0,1 МПа;

степень метаморфизма V(daf) - 23,6%.

Для оценки возможного объема закачки и хранения CO(2) выполнена оценка размеров контура влияния скважины на основе модели фильтрации. Проницаемость пласта при установившемся режиме фильтрации газа через скважину в однородном пласте при линейном законе Дюпюи определялась по формуле [Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] НОВЫЕ ГЕЛИЕВЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 12 Стратегическое значение гелня приобретает все большее признание в мире. Однако на сегодняшний день этот уникальный газ поставляется только несколькими странами. Лидирующие позиции по его реализации пока занимают США, которые планомерно сокращают объемы добычи, и их место начинает занимать Катар. Развитие гелиевой промышленности в России связано с запуском крупнейшего газового комплекса вблизи г. Белогорска в Восточной Сибири. Таким образом, к г. на мировой карте рынка гелия центры производства будут смещены в сторону РФ.

На конференции «Гелий 2013», которая состоялась 23 октября в Москве, компания «КРЕОН ЭНЕРДЖИ» собрала всех мировых игроков данного рынка. В мероприятии приняли участие менеджеры высшего звена более 75 компаний, представляющие группы «Газпром», Air Liquide, Air Products, Linde, Praxair и др. Ричард Кларк, независимый консультант по вопросам технологий и природных ресурсов (Оксфорд, Англия), рассказал об изменении конфигурации мирового рынка гелия. Что касается разницы между спросом и предложением на мировом рынке гелия, то в зависимости от рыночной ситуации можно прогнозировать три варианта развития событий в период 2014-2020 гг. Если рынок сохранит нынешние объемы, будет наблюдаться переизбыток предложения. В случае роста рынка на 2% можно ожидать нехватки предложения в объеме 30 млн м(3). Рост рынка на 4% удвоит эту нехватку. Наиболее вероятным представляется второй вариант.


Дмитрий Миронов, заместитель генерального директора по реализации «Газпром газэнергосеть», рассказал, что на сегодняшний день единственным источником гелия в России является Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение, разработку которого ведет «Газпром добыча Оренбург». В 2012 г. в России «Газпром газэнергосеть» реализовало 2,69 млн м(3) газообразного гелия, что на 15% больше, чем в 2011 г. В 2013 г. планируется реализация на уровне 2,78 млн м(3), с аналогичным прогнозом на 2014 г. В целях гарантированного обеспечения потребностей рынка компания приступила к строительству установки по сжижению гелия на территории гелиевого завода «Газпром добыча Оренбург» с проектной мощностью 4,2 млн л/год. По предварительной оценке, в первый год работы установка будет загружена на 75%. Полученный жидкий гелий в первую очередь будет поставляться на внутренний рынок. Пуск объекта запланирован на конец I квартала 2014 г.

Перспективы развития гелиевых производств Восточной Сибири озвучила Ольга Маслова, заведующая отделом экономики переработки углеводородов «НИИгазэкономика». По ее словам, данные перспективы определяются наличием рыночной ниши, сырьевой базы, возможностью создания экономически эффективного производства гелия, включая его добычу, выделение и транспортировку. Последние два года объем добычи гелия в мире превышает 170 млн м(3).

Запасы гелия на территории РФ учтены в недрах 210 месторождений углеводородов и оцениваются в 9,2 млрд м(3). Около 90% российских запасов гелийсодержащих газов находятся в месторождениях Восточной Сибири (Иркутская обл. - 38%, Республика Саха (Якутия) - 42%, Красноярский край - 10%). Проекты создания гелиевых производств связаны с разработкой Чаяндинского и Ковыктинского месторождений. Доля гелия, поступающего в подземное хранилище гелиевого концентрата с месторождений, может составить 50-70%, а на Белогорский НПЗ - около 30-50% от общего объема добычи. По словам Сергея Молчанова, директора гелиевого завода «Газпром добыча Оренбург», концентрация гелия на Оренбургском НГКМ колеблется от 0 до 0,055%. Современные заводы, производящие гелий, работают на природных газах, содержащих от 0,1 до 0,6% гелия. ООО «Газпром добыча Оренбург» имеет опыт работы с сырьевым газом с содержанием гелия 0,055%, проектная мощность по сырьевому газу - 15 млрд м(3) в год. Таким образом, технология извлечения, принятая на заводе, является уникальной в мире, так же как и технология хранения гелия в подземных емкостях, образованных путем размыва соляных пластов на глубине примерно 1500 м, впервые в России и в мире использованная на базе Оренбургского гелиевого завода. На Ковыктинском ГКМ в настоящее время идет создание опытно-промышленной мембранной установки для извлечения гелия в промысловых условиях. Об этом рассказал Тимофей Семиколенов, заместитель начальника управления перспективных технологий и предынвестиционных исследований ООО «Газпром развитие». При освоении месторождений гелийсодержащего природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке Газпром принял схему гибкого регулирования объемов производства товарного гелия в соответствии с рыночной потребностью. Объем добычи гелия на месторождениях Якутского и Иркутского центров газодобычи к 2030 г. составит около 240 млн м(3)/год. При этом объемы производства товарного гелия, реализация которых возможна в странах АТР, оцениваются в 60-100 млн м(3)/год.

Предусматривается, что избыточные объемы гелия, которые не смогут быть реализованы, будут выделены из газа в промысловых условиях и направлены на долгосрочное хранение в продуктивную залежь Чаяндинского НГКМ. В ходе конференции организаторы мероприятия выразили особую благодарность Группе «Газпром», которая сегодня является основным игроком российского гелиевого рынка, определяя направление его дальнейшего развития в мировом масштабе.

Подводя итоги конференции, Фарес Кильзие, глава «КРЕОН ЭНЕРДЖИ», выразил уверенность, что существующие разногласия на гелиевом рынке - это издержки его переформатирования в процессе выхода на мировой уровень, и в будущем они исчезнут. «В целом хотелось бы, чтобы Россия переняла американский опыт, где существует хранилище Клиффсайд, которое субсидируется государством. Однако пока можно сказать, что мировой рынок испытывает продолжающийся дефицит, и у России начиная с 2018 г. появляется возможность постепенно влиться в мировые потоки гелия с объемом не менее 60 млн м(3)/год».

По информации «КРЕОН ЭНЕРДЖИ»

КОМПЛЕКСНАЯ ПЕРЕРАБОТКА ЛЕГКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В АРЕНЫ И ВЫСОКООКТАНОВЫЕ БЕНЗИНЫ НА ЦЕОЛИТСОДЕРЖАЩИХ КАТАЛИЗАТОРАХ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 90, 91, 92, Выпуск: 12 УДК 541.128:541. В. И. Ерофеев (Томский политехнический университет;

Томский государственный университет, РФ, Томск), В. И. Снегирев (ООО «Томскнефтегазпереработка» ОАО «Востокгазпром», РФ, Томск), И.О.

Хомяков, Г.С. Боженкова, Е.В. Ерофеева (Томскии политехнический университет, РФ, Томск) E-mail: Erofeewi@mail.tomsknet.ru В статье исследованы физико-химические и каталитические свойства модифицированных наноструктурированиых цеолитных катализаторов в процессах переработки легкого углеводородного сырья: попутных нефтяных газов (ПИП и прямогоиных бензинов газового конденсата в арены и высокооктановые бензины. Установлено, что введение нанопорошиов W и Mo высококремнеземный цеолит типа ZSM-5 массовой долей 1-3% методом сухого смешения приводит и повышению каталитической активности катализаторов (выходу ароматических углеводородов, увеличению октанового числа получаемых высокооктановых бензинов), что происходит за счет изменения кислотных свойств модифицированных наноструктурированных цеолитных катализаторов.

Ключевые слова: цеолит, модифицированные цеолитные катализаторы, прямогонный бензин, газовый конденсат, попутный нефтяной газ, переработка, арены, высокооктановые бензины.

До последнего времени значительная часть углеводородных компонентов природного, попутного нефтяного нефтезаводских газов использовалась лишь в качестве технологического топлива или просто сжигалась на факелах и не находила применения для синтеза химических продуктов.

Например, из 500-600 млрд м(3)/год добываемого в России природного газа 55-60 млрд м(3)/год попутных нефтяных газов сжигается на факелах, что несет за собой экологические и климатические последствия, приводит к значительным выбросам твердых загрязняющих веществ, ухудшению экологической обстановки в нефтепромысловых районах, значительным потерям ценного химического сырья и значительным финансовым потерям. Например, проведенными предварительными исследованиями, профинансированными Всемирным Банком, при уровне цен 2008 г. около трети сжигаемого в факелах российского ПНГ можно было бы эффективно переработать в различные ценные продукты, что привело бы к дополнительным ежегодным доходам страны в размере 2,9 млрд долл. Согласно Постановлению Правительства РФ с 2012 г.

устанавливается норматив утилизации ПНГ в РФ для нефте- и газодобывающих предприятий. В соответствии с этим нормативом объем сжигаемого ПНГ на нефте- и газодобывающих предпрятиях РФ не должен превышать 5%, соответственно, объем собираемого газа не должен быть ниже 95%.

Однако решению этой проблемы в РФ препятствует немало факторов, в том числе труднодоступность многих месторождений, низкая рентабельность производства из попутного нефтяного газа электроэнергии, повышенная капиталоемкость процессов сбора и т. д. В связи с этим ведутся интенсивные работы по созданию новых безотходных высокоэффективных технологий по комплексной переработке легкого углеводородного сырья (широкая фракция легких углеводородов - ШФЛУ, природный и попутный нефтяной газ, газовый конденсат) в низшие олефины С(2)-С(4), ароматические углеводороды, высокооктановые бензины и другие ценные продукты. Наиболее перспективными катализаторами для переработки легкого углеводородного сырья могут быть высококремнеземные цеолиты типа MFI, которые благодаря своей уникальной микропористой структуре и молекулярно-ситовым свойствам проявляют высокую активность и селективность в реакциях дегидрирования, крекинга, изомеризации, олигомеризации, дегидроциклизации различных классов углеводородов сырья [1-8]. Объектами исследования служили высококремнеземные цеолиты типа ZSM-5 [9-10], синтезированные с использованием гексаметилендиамина в качестве органической структурообразующей добавки и модифицированные оксидами цинка, галлия, меди, и промышленный цеолитсодержащий катализатор марки КН-30 производства ОАО «Химконцентрат» (г. Новосибирск).

Исследуемые цеолитсодержащие катализаторы тестировали в процессе конверсии пропан-бутановой фракции (ПБФ) состава (в массовых долях,%): метан - 0,6;

этан -10,3;

пропан 84,4;

бутаны - 4,7, на проточной каталитической установке со стационарным слоем катализатора (объем реактора 4 см(3)) в области температур 500-650 °С, при объемной скорости подачи сырья ч(-1) атмосферном давлении и длительности эксперимента при каждой фиксированной температуре процесса 2 ч (табл. 1).

Процесс конверсии ПНГ С(3)-С(4) на цеолитсодержащих катализаторах (аналог процесса Cyclar) процесс получения высокооктановых компонентов моторных топлив (ароматических углеводородов), основан на реакциях олигомеризации и ароматизации легких парафиновых углеводородов С(3)-С(4) в смесь ароматических углеводородов, преимущественно в бензол, толуол, ксилолы (БТК-фракция) и нафталиновые углеводороды (С(9)+).


Исследования влияния температуры процесса конверсии ПБФ на активность цеолитов ЦКЕ-Г, синтезированных с гексаметилендиамином, позволили установить, что с ростом температуры процесса конверсии ПБФ с 500 до 650 °С повышается степень конверсии ПБФ, а также выход жидких углеводородов (см. табл. 1). Необходимо отметить, что все катализаторы проявляют относительно высокую активность в реакции ароматизации алканов С(3)-С(4), но наибольшей активностью обладает образец с массовой долей 3% Ga(2)O(3)/97% ЦКЕ-Г, выход ароматических углеводородов на котором при 600 °С достигает 64,2% при конверсии ПБФ 99,2%.

Превращения прямогонной бензиновой фракции Н.К. 70 - К.К. 170 °С газового конденсата исследовали на цеолитсодержащих катализаторах на проточной каталитической установке со стационарным слоем катализатора (объем реактора 10 см(3)) в интервале температур 350-425 °С при объемной скорости подачи сырья 2 ч(-1), атмосферном давлении и длительности эксперимента при каждой фиксированной температуре процесса 1 ч. По групповому углеводородному составу прямогонная бензиновая фракция Н.К. 70 - К.К. 170 °С газового конденсата состоит (в массовых долях) из 22% парафинов, 30% изопарафинов, 39% нафтенов и 4% аренов. Октановое число прямогонной бензиновой фракции Н.К. 70 - К.К. 170 °С газового конденсата Мыльджинского месторождения составляет 75 пунктов по исследовательскому методу (ИМ).

Газообразные углеводороды анализировали на набивной колонке из нержавеющей стали (длина м, внутренний диаметр 3 мм), наполненной 5% NaOH на AI(2)O(3) (фракция 0,25-0,50 мм), жидкие углеводороды -на капиллярной колонке из кварцевого стекла (100 м х 0,25 мм х 0,25 мкм) с нанесенной неподвижной фазой ZB-1. Количественный анализ газообразных и жидких продуктов процесса превращения прямогонных бензиновых фракций газового конденсата проводили газохроматографическим методом на аппаратно-программном комплексе на базе газового хроматографа «Хроматэк-Кристалл 5000», исполнение 1, с помощью программы обработки «Хроматзк-Аналитик». Октановые числа (по исследовательскому методу) определяли расчетным методом на основании результатов газохромато-графического анализа углеводородного состава исходного сырья и жидких продуктов превращения прямогонных бензинов на исследуемых цеолитсодержащих катализаторах с помощью программы обработки «Хроматэк-Аналитик».

Погрешность определения газообразных и жидких углеводородов газохроматографическим методом составляет ±2,5%.

За меру каталитической активности было выбрано количество образующихся аренов. Исследования влияния температуры процесса превращения прямогонных бензинов (ПБ) на активность железоалюмосиликата Fe-ЦКЕ-Г со структурой микропористого цеолита типа ZSM-5 позволили установить, что с ростом температуры процесса с 350 до 425 °С и объемной скорости подачи ПБ ч(-1) выход высокооктановых бензинов из ПБ падает с 69,71 до 52,21% за счет повышения глубины превращения исходных углеводородов сырья. В первую очередь повышается выход газообразных продуктов с 30,29% при 350 °С до 47,79% при 425 °С, в основном парафинов С(3)-С(4), содержание аренов С(6)-С(9) в жидких продуктах реакции увеличивается с 18,96 до 31,18%. Среди аренов преобладают толуол и ксилолы, содержание бензола и олефинов С(5)+ с ростом температуры процесса повышается с 0,97 и 0,95% при 350 °С до 2,98 и 1,78% при 425 °С, соответственно.

Содержание нафтеновых, н-парафиновых, изопара-финовых углеводородов С(5)+ с ростом температуры реакции снижается (табл. 2). Среди газообразных продуктов процесса превращения ПБ преобладают в основном пропан и бутаны. С ростом температуры процесса с 350 до 425 °С массовая доля пропана среди газообразных продуктов увеличивается с 55,91 до 60,21%.

Все модифицированные катализаторы, кроме 1% нано-М!/99% Fe-ЦКЕ-Г, показывают меньшую каталитическую активность, чем чистый цеолитный катализатор Fe-ЦКЕ-Г. На данном катализаторе содержание аренов составляет 20,32% при 350 °С и 35,14% при 425 °С. Наименьшую каталитическую активность проявил образец ИК-17. На данном катализаторе аренов образуется 5,84% при 350 °С и 14,5% при 425 °С.

В табл. 3 представлена сравнительная технико-экономическая оценка промышленного катализатора КН-30 и предлагаемого процесса конверсии ПНГ С(3)-С(4) в ароматические углеводороды и аналогичного промышленного процесса Cyclar на цеолитсодержащих катализаторах. В процессе конверсии легких парафиновых углеводородов на цеолитсодержащих катализаторах на основе высококремнеземных цеолитов типа MFI (ZSM-5) в качестве углеводородного сырья используются попутные нефтяные газы (низшие алканы С(3)-С(4)) нефтяных и газовых месторождений, и получаются высокооктановые компоненты моторных топлив, преимущественно смесь ароматических углеводородов С(6)-С(9) и С(10)+. Эти компоненты могут быть использованы при получении высокооктановых неэтилированных бензинов марок АИ-93, АИ-95 и выше или в качестве исходного сырья в процессах нефтехимии и органического синтеза для получения различных полимеров, пластмасс, лакокрасочных материалов и других ценных продуктов. Выход готовых продуктов после процесса конверсии легких углеводородных газов С(3)-С(4) зависит от состава сырья и режима эксплуатации установки, например максимальный выход смеси ароматических углеводородов может достигать 60-65%. Побочным газообразным продуктом процесса конверсии легких углеводородных газов С(3)-С(4) является «сухой» газ (смесь метана и этана), который можно закачивать в газопровод с природным газом или использовать в качестве топливного газа в местах добычи углеводородного сырья. Процесс Cyclar имеет ряд существенных преимуществ перед промышленными процессами дегидрирования легких парафиновых углеводородов С(3)-С(4) и другими процессами переработки легких углеводородов:

катализаторы разработаны на основе экологически чистой системы, не содержащей дорогостоящих благородных и тяжелых металлов;

не обладают взрывоопасными и пирофорными свойствами и относятся к малоопасным веществам, отработанный катализатор экологически не опасен;

процесс проводится при сравнительно низких температурах (500-550°С) и давлениях (0,5-1,5 МПа), что на 20-30% уменьшает его энергоемкость;

получаемые жидкие углеводороды содержат преимущественно ароматические углеводороды С(6)-С(9);

стоимость одной загрузки катализатора в установку составляет не более 3-5% от стоимости наработанных на нем жидких углеводородов. Процесс рентабелен при мощности установок от 5 тыс.

т/год по сырью и выше;

процесс делает экономически выгодным строительство малотоннажных установок мощностью от тыс. до 100 тыс. т/год по сырью в местах, максимально приближенных к районам его добычи, что в условиях слаборазвитой инфраструктуры многих регионов будет способствовать развитию местной промышленности, более быстрому и эффективному освоению новых территорий;

1 т катализатора позволяет перерабатывать не менее 5-7 тыс. т сырья;

сырьем для технологии Cyclar помимо ПНГ могут служить вторичные углеводородные продукты и отходы предприятий нефтехимии, в частности нефтезаводские углеводородные газы С(2)-С(4);

себестоимость смеси ароматических углеводородов С(6)-С(9) всего лишь на 25-30% превышает стоимость сырья, затрачиваемого на его производство, и поэтому прибыль при оптовой продаже получаемой продукции оказывается значительной.

К недостаткам процесса Cyclar можно отнести небольшую длительность межрегенерационного пробега, которая составляет 250-300 ч, что требует частой регенерации катализатора (в среднем каждые 10 сут), и как следствие, срок службы цеолитсодержащего катализатора до замены составляет примерно 1 год.

Процесс Cyclar, в отличие от процессов дегидрирования легких парафиновых углеводородов С(3)-С(4), не требует больших капитальных затрат. Примерная оценка показывает, что с внедрением установок Cyclar капитальные затраты и эксплуатационные расходы снижаются на 20-30%. Из всего перечисленного можно сделать вывод, что процесс Cyclar является экономически выгодным для утилизации и переработки попутных нефтяных газов С(3)-С(4) в «сухой» газ и смесь ароматических углеводородов С(6)-С(10)+ в местах добычи легкого углеводородного сырья.

Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ по ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы» (госконтракт N 11.519.11.5014).

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Миначев X. М., Дергачев А.А. Каталитические и физико-химические свойства кристаллических пентасилов в превращениях низкомолекулярных олефинов ипарафинов // Изв. АН. - 1993. - N 6.-С.

1018-1028.

2. Миначев Х.М., Дергачев А.А. Ароматизация низкомолекулярных парафинов на цеолитах семейства пентасила // Успехи химии. - 1990. - Т. 59. - Вып. 9. - С. 1522-1554.

3. Ерофеев В.И., Трофимова А.С., Коваль Л.М,, Рябов Ю.В. Исследование кислотности и каталитических свойств Cu-ZSM-5 в процессе конверсии низших алканов // Журнал прикладной химии. - 2000. - Т. 73. -Вып. 12. - С. 1969-1974.

4. Трофимова А.С., Ерофеев В.И., Коваль Л.М. Получение низших олефинов из алканов С(3)-С(4) на цеолитах, модифицированных литием // Журнал физической химии. -2002. -Т. 76. - N6. -С.

1034-1037.

5. Ерофеев В.И., Шебалина Л.Б., Коваль Л.М., Минакова Т.О. Влияние модифицирования пентасилов щелочноземельными металлами на их кислотные и каталитические свойства в сопряженном процессе конверсии метанола и пропан-бутановой фракции // Журнал прикладной химии. - 2002. - Т. 75. - Вып. 5. - С. 770-772.

6. Ерофеев В.И., Шебалина Л.Б., Коваль Л.М., Минакова Т.С. Сопряженный процесс конверсии широкой фракции легких углеводородов и метанола на цеолит-содержащих катализаторах // Журнал прикладной химии. - 2002. - Т. 75. - Вып. 10. - С. 1680-1683.

7. Шабалина Л.Б., Ерофеев В.И., Минакова Т.О., Коваль Л.М. Особенности протекания сопряженного процесса конверсии метанола и пропан-бутановой фракции на пентасиле // Журнал прикладной химии. -2002. -Т. 75. - Вып. 12. -С. 2016-2020.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ УЛЬТРАЗВУКОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАКИПИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ Дата публикации: 23.12. Автор: С.А. Скрылев, А.А. Болотов (ООО «ТюменНИИгипрогаэ», РФ, Тюмень), E-mail: an.bolotov@mail.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 94, 95, Выпуск: 12 УДК 621.565.93/. Эксплуатация теплообменных аппаратов сопровождается интенсивным образованием накипи на теплопередающих поверхностях труб. В статье кратно излагается процесс возникновения накипи и приводятся физические основы и результаты использования высокочастотных механических колебаний для предотвращения накипи и солеотложений в теплообменных аппаратах.

Ключевые слова: теплообменные аппараты, накипь, расход топлива, физические методы предотвращения накипи и солеотложений, ультразвуковые механические колебания, генератор акустических колебаний «Импульс».

Одной из важных причин образования накипи является возникновение пересыщенного состояния водного раствора солей, которым является питательная вода теплообменных аппаратов, и появление зародышей кристаллизации как непосредственно на поверхности теплопередающих элементов, так и в объеме труб [1]. Необходимо учесть, что многие парогенераторы и теплообменники низкого давления питаются неподготовленной водой, зачастую из открытых водоемов, и загрязняются накипью толщиной до 10 мм. Подобные проблемы возникают в системах регенерации метанола и гликолей.

Процесс образования ядер кристаллизации легче всего протекает в пристеночном слое не только за счет влияния поверхности, но и вследствие большей концентрации солей, которая здесь достигается раньше, чем в объеме, под влиянием более интенсивного парообразования. В результате адгезионных сил между ядрами кристаллизации и металлической поверхностью на последней формируются слои накипи, физико-механические свойства которых определяются составом воды и температурным режимом теплоагрегата [2].

Котельная накипь обладает низкой теплопроводностью, более чем в 10 раз меньшей теплопроводности стали, из которой изготовлены трубы. Поэтому даже тонкий ее слой на поверхности нагрева приводит к перерасходу топлива, снижению производительности котла и увеличению затрат на ремонт и обслуживание теплоагрегата. Так, 1 мм накипи в среднем вызывает перерасход топлива на 3%, а котельная установка с тремя котлами типа ДКВР-4/13 в течение отопительного сезона из-за накипи может перерасходовать до 400 т у. т., при этом затраты на очистку и замену труб могут составить десятки тысяч рублей. Таким образом, в котельных установках ежегодно излишне сжигаются миллионы тонн условного топлива. Поэтому борьба с котельной накипью является важной задачей энерго- и ресурсосбережения в теплоэнергетике.

Применение реагентного и ионитного метода подготовки воды во многих случаях экономически невыгодно как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам. При использовании физических методов предотвращения накипи, в отличие от химических методов водоподготовки, не образуются сбросы, загрязняющие водоемы, не наносится вред окружающей среде. Кроме того, физические методы более технологичны и дешевы.

Среди известных безреагентных физических методов предупреждения накипи используются магнитогидродинамический, ультразвуковой и метод токов высокой частоты. Из перечисленных методов наибольшее распространение в отечественной и зарубежной теплоэнергетике получило применение магнитного поля и ультразвука.

В отношении магнитогидродинамического метода установлено, что при наложении магнитного поля концентрация растворенных солей в воде практически не изменяется, но соли жесткости выделяются вместо накипи в виде тонкодисперсного шлама, своевременное удаление которого может обеспечить чистоту поверхности нагрева или охлаждения. Использование магнитного поля в водообработке сдерживается рядом причин: неполным раскрытием физической сущности процесса и плохой воспроизводимостью результатов воздействия. Это свидетельствует о недостаточном знании основных факторов, влияющих на этот процесс, нет надежных и оперативных методов контроля и оценки эффективности процесса, конструкции применяемых приборов не поддаются строгому расчету.

Применение высокочастотных механических (ультразвуковых) колебаний в целях борьбы с накипью дает более однозначные и воспроизводимые результаты [3]. Формирование в металлических конструкциях теплоагрегатов высокочастотных механических импульсов приводит к разрушению слоя накипи и предупреждению новых отложений, Котельная накипь образуется на внутренней или внешней поверхности труб теплообменника.

Механические колебания, формируемые источником, распространяются как в теле трубы, так и в слое накипи с одинаковой частотой. Но скорость распространения ультразвука в теле металлической трубы более чем в 2 раза превышает скорость звука в материале накипи [4]. Это приводит к тому, что сжатия и разряжения в трубе и накипи не только разделены пространственно вследствие различия длины волны, но и формируются в разных фазах. Эти различия вызывают отслаивание ранее возникшей на трубе накипи [5].

Предупреждение образования накипи на стенках парогенераторов и теплообменных аппаратов под действием ультразвука обусловлено совокупностью различных процессов. Прежде всего, действие ультразвука вызывает непрерывное нарушение кинетики кристаллизации в пристеночном слое - в местах выделения кристаллических ядер на поверхности нагрева или охлаждения. Возникающий тонкий слой накипи под действием знакопеременных напряжений испытывает в силу незначительной прочности усталостный излом. Это приводит к нарушению связи между накипью и металлом и к образованию трещин в слое накипи.

Установлено, что при высокочастотной акустической вибрации стенок труб формирование накипи в воде жесткостью 20 мг-экв/л снижается в 30 раз, а в скважинной воде жесткостью 5 мг-экв/л накипь на стенках труб котельных установок не возникает вовсе [б].

Действие ультразвука на теплоагрегат не ограничивается предотвращением образования солеотложений и сохранением за счет этого высокого КПД агрегата. Было установлено, что ультразвуковые колебания увеличивают теплопередачу греющих поверхностей труб за счет микропотоков и микротурбулентности, возникающих в нагреваемой жидкости у стенок труб, в которых распространяются высокочастотные (ультразвуковые) механические колебания [7].

Приведенные факторы ультразвукового воздействия взаимосвязаны и являются существенным положительным эффектом влияния ультразвука на процессы предотвращения накипи, снижения коррозии металла труб и повышения эффективности работы теплоагрегата в целом, что в конечном счете приводит к ощутимой экономии трудозатрат и финансовых средств.

Для реализации высокоэффективных возможностей ультразвуковой технологии по заданию ОАО «Газпром» ООО «Тюмен-НИИгипрогаз» разработало и производит генераторы акустических колебаний «Импульс», рекомендованные Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа (Письмо N 03/0800-883 от 6 марта 2006 г.) для внедрения в дочерних предприятиях Общества в целях повышения надежности и экономической эффективности эксплуатации теплотехнического оборудования. Генератор имеет два исполнения: общего применения (221P.00.00.000-01) и для взрывоопасных зон (221Р.00.00.000).

Общий вид генератора «Импульс» (221 Р.00.00.000) представлен на рис. 1.

Генератор «Импульс» состоит из электронного блока и двух излучателей, снабженных концентратами и волноводами. Изделие имеет Сертификат соответствия N РОСС RU.МГ07. В00110 и Разрешение на применение N РРС 00-28061, защищено Патентом РФ N 84268.

В отличие от аналогов генератор «Импульс» обладает следующими преимуществами:

излучатели акустических колебаний выполнены из сплава с высоким магнитоупру-гим эффектом и снабжены резонансными концентраторами;

импульсная мощность генератора превосходит мощность подобных установок в 6-10 раз;

его эксплуатация возможна в обычных и взрывоопасных зонах классов В-1 а и В-1 г. Применение генератора «Импульс» обеспечивает:

повышение КПД теплоагрегата на 5-10%;

экономию топливного газа на 5% в год;

снижение числа аварийных остановок в системе добычи и сбора газа;

увеличение срока эксплуатации котельных установок в 2 раза;

снижение эксплуатационных расходов на 15-20%.

Генератор «Импульс» 221Р.00.00.000, предназначенный для эксплуатации в взрывоопасных зонах классов В-1а и В-1 г, применяется на установках огневой регенерации метанола и гликолей для предупреждения гидратообразований на устье скважин и на участках редуцирования давления газа.

Генератор «Импульс» 221Р.00.00.000-01 используется в паровых и водогрейных котлах, бойлерах, котлах-утилизаторах, выпарных установках и т. п.

Внедрение первых шести генераторов «Импульс» в систему регенерации метанола на УКПГ-1 С Заполярного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург» в 2003 г. позволило увеличить период эксплуатации теплообменника испарителя и колонны в 2 раза, увеличить КПД агрегата на 10-15% и снизить расход топливного газа на 10%. Экономический эффект составил более 8 млн руб/год. В настоящее время в ООО «Газпром добыча Ямбург» на различных производственных объектах используется 60 экземпляров генераторов «Импульс».

Генераторы «Импульс» используются в системе огневой регенерации метанола на Западно-Таркосалинском ГП-1ООО «Газпром добыча Ноябрьск», в системе регенерации гликолей на ГП-10 ООО «Газпром добыча Уренгой» и Юбилейном месторождении ООО «Газпром добыча Надым». На рис. 2 представлено размещение излучателей генератора «Импульс» на выпарной колонне блока огневой регенерации метанола на Западно-Таркосалинском месторождении.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.