Порядок подготовки работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 027-2006

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  ..

 


      1.  

    1. Порядок подготовки работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”

      1. Перечень и порядок обязательных типовых организационно-технических мероприятий подготовки работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром” приведен в таблице 5.1.

      2. На этапе подготовки к исследованиям по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром” должна оформляться документация, перечень которой приведен в таблице 5.2.

      3. При подготовке каждого конкретного исследования на основе настоящего стандарта должна составляться Локальная (рабочая) программа, которая утверждается руководителем дочернего общества ОАО “Газпром”, на объектах которого планируется проведение работ по оценке эмиссий природного газа.

      4. При подготовке конкретного исследования в рамках Локальной (рабочей) программы должен составляться датированный рабочий график мероприятий по подготовке к выполнению работ, включающий наименование мероприятия, наименование организаций-исполнителей, Ф.И.О. и должность ответственного за исполнение, сроки (даты начала и окончания) работ. Датированный рабочий график утверждается руководителем дочернего общества ОАО “Газпром”, на технологических объектах которого планируется проведение работ по оценке эмиссий природного газа.


         

        17

        Таблица 5.1 – Перечень обязательных типовых организационно-технических мероприятий по подготовке работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”


         

        image


         

        Таблица 5.2 – Перечень обязательной документации, оформляемой на этапе подготовки работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”


         

        image


         

      5. Соответствующие специалисты дочернего общества ОАО “Газпром”, на технологических объектах которого планируется проведение работ по оценке эмиссий природного газа, должны подготовить к работе в полевых условиях в период проведения инструментальных замеров:

  • автотранспорт повышенной проходимости для доставки оборудования и людей на места проведения работ;

  • автономный передвижной (переносной) источник электропитания напряжением 220 В, удлинители (длина – не менее 50 м);


     


     

    18

  • лестницы (длина равна высотам продувочных свечей);

  • насадки на устья свечей (диаметрами равными диаметрам свечей и длиной не менее 1,0 м.), хомуты для крепления насадки на устье свечи;

  • оргтехнику (компьютер, принтер и т.д.) для обработки данных;

  • рабочее помещение для временного складирования оборудования в период проведения исследований.

    1. Подготовка мест отбора проб отработавших (выхлопных) газов для анализа содержания в них метана должна проводиться в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038 и СТО Газпром 2-3.5-039.

      Сечение для отбора проб должно удовлетворять требованиям ГОСТ Р ИСО 11042-1.


       

      Таблица 5.3 – Перечень инженерно-технической, технологической и управленческой документации


       

      image


       

      19

    2. Соответствующие службы дочернего общества ОАО “Газпром”, на технологических объектах которого планируется проведение работ по оценке эмиссий природного газа, должны подготовить необходимую инженерно-техническую, технологическую и управленческую информацию в соответствии с перечнем, приведенным в таблице 5.3.

 

 

  1. Порядок проведения работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”

    Перечень и порядок обязательных типовых организационно-технических мероприятий при проведении работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром” приведен в таблице 6.1.

    Таблица 6.1 – Перечень обязательных типовых организационно-технических мероприятий проведения работ по оценке объемов эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”


     

    image


     

    20

    На этапе проведения исследований по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром” должна оформляться документация, перечень которой приведен в таблице 6.2.


     

    Таблица 6.2 – Перечень обязательной документации, оформляемой на этапе проведения работ по оценке эмиссий природного газа на объектах ОАО “Газпром”


     

    image


     

    Мероприятия по оценке эмиссий природного газа должны выполняться в соответствии с Локальной (рабочей) программой, разработанной и утвержденной на этапе подготовки работ в соответствии с пунктом 5.3 раздела 5 настоящего стандарта.

    Для обеспечения своевременного и качественного выполнения работ, предусмотренных Локальной (рабочей) программой, составляется датированный рабочий график мероприятий по проведению работ, включающий наименование мероприятия, организаций-исполнителей, Ф.И.О и должность ответственного за исполнение, сроки (даты начала и окончания) работ.

    Выполнение работ по оценке эмиссий природного газа должно осуществляться исследовательскими рабочими группами, которые формируются из специалистов организаций заказчика и исполнителя работ и оснащаются СИ в соответствии с направлениями работ (пункт 4.5 настоящего стандарта), конкретизированными в Локальной (рабочей) программе.


     

    21

    1. Порядок проведения контроля и организации учета объемов выбросов в атмосферу природного газа от организованных источников

      Контроль и учет объемов выбросов в атмосферу природного газа должен проводиться от организованных источников, перечень которых приведен в таблице 4.1 раздела 4 настоящего стандарта.

      1. Организованные технологические выбросы в атмосферу природного газа (метана) образуются в результате его использования на прочие технологические нужды при стравливании и продувках эксплуатируемого оборудования. В соответствии со сложившейся в ОАО “Газпром” эксплуатационной практикой и техническими возможностями контроль и учет объемов этих выбросов выполняется расчетными методами. Перечень нормативных документов, устанавливающих расчетные методы оценки объемов выбросов для каждого источника, приведен в таблице 4.1 раздела 4 настоящего стандарта.

        Контроль и учет объемов выбросов в атмосферу природного газа от каждого организованного источника должен осуществляться путем контроля и учета текущих фактических значений эксплуатационных параметров в соответствии с ВРД 39-2.2-080-2003 [4]; РД 153-39.0-111-2001 [5];

        РД 153-39.0-112-2001[6]; РД 153-39.4-079-01 [17]; СТО Газпром 11; ВРД 39-1.13-034-2001 [15];

        РД 51-167-92 [16].

      2. Оценка суммарного годового объема организованных технологических выбросов в атмосферу природного газа при эксплуатации объектов ОАО “Газпром” выполняется расчетно-аналитическим (балансовым) методом с использованием статистических оперативных производственных данных по объемам потребления природного газа на прочие технологические нужды.

        Контроль и учет суммарного годового объема организованных технологических выбросов в атмосферу природного газа при эксплуатации объектов ОАО “Газпром” должен осуществляться путем сбора, аккумуляции и анализа статистических данных об объемах потребления природного газа на прочие технологические нужды.

      3. Оценка суммарного годового объема организованных технологических выбросов в атмосферу природного газа (метана) при эксплуатации модулей масляных уплотнений ГПА должна выполняться инструментальным методом. Для измерения организованных выбросов

        4

         

        СН из свечей систем уплотнения ГПА “масло-газ” применяются СИ, аналогичные средствам

        для измерения объемов утечек природного газа от свечных кранов через свечи в соответствии с ВРД 39-1.13-040-2001 [3]. Перечень используемых СИ должен уточняться при подготовке исследования для конкретного объекта.


         


         

        22

      4. Организованные технологические выбросы в атмосферу метана в составе продуктов сгорания природного газа, образуются в результате его использования на собственные технологические нужды в качестве углеводородного топлива. На объектах ОАО “Газпром” контроль и учет объемов этих выбросов выполняется инструментальными методами. Перечень НД, устанавливающих методы оценки объемов выбросов для каждого источника выбросов метана с продуктами сгорания, приведен в таблице 4.1 раздела 4 настоящего стандарта.

        Контроль и учет объемов выбросов в атмосферу природного газа от каждого организованного источника должен осуществляться путем инструментального контроля и учета текущих фактических значений расходов топливного газа и параметров отходящих газов (продуктов сгорания топливного газа) в соответствии с ГОСТ Р 8.563; ГОСТ Р ИСО 11042-1; СТО Газпром 11; СТО Газпром 2-3.5-038.

        4

         

      5. При измерении концентраций СН

в отходящих газах энерготехнологического обо-

рудования должны использоваться переносные средства отбора и консервации газовых проб и стационарные средства измерения концентраций метана в соответствии с таблицей 6.3. На объекте исследования должны производиться отбор и консервация проб отходящих газов.

4

 

Определение концентрации в отходящих газах СН лабораторных условиях.

должно производиться в стационарных

Допускается измерение концентраций метана непосредственно в потоке отходящих газов с использованием соответствующих СИ (таблица 6.3).

Таблица 6.3 – Типовой перечень средств отбора проб и измерения концентраций СН

4


 

image


 

23

Используемые СИ должны быть поверены и аттестованы в соответствии с требованиями безопасности на объектах ОАО “Газпром”.

4

 

В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-038 отбор проб (или непосредственное измерение концентрации СН ) должен производиться не менее чем на трех режимах работы агрегата. Сечение газохода в точке отбора проб должно удовлетворять следующим требованиям ГОСТ Р ИСО 11042-1:

  • представительность отбора проб (обеспечивают измерением поля концентраций для конкретного типа агрегата);

  • удобство и безопасность проведения отбора проб;

  • отсутствие подсосов (эжекции) воздуха в газоходе.

В случае двух поточных систем газоходов (например, в ГПА типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТНР-16, ГТК-25ИР, ГТНР-25И) отбор проб или измерения параметров газовых потоков должны проводиться отдельно в каждом выхлопном газоходе с последующим осреднением результатов.

    1. Порядок контроля и организации учета эмиссий в атмосферу природного газа в результате его утечек из технологического оборудования

      Утечки природного газа от технологического оборудования образуются в результате его разгерметизации в процессе эксплуатации, при этом в атмосферу поступают неорганизованные эмиссии с утечками.

      На объектах ОАО “Газпром” контроль и учет объемов этих выбросов должен выполняться инструментальными методами путем замеров текущих фактических параметров утечек в соответствии с ВРД 39-1.13-040-2001 [3].

      1. При обнаружении и измерении параметров утечек природного газа контактным зондированием поверхности оборудования должны использоваться СИ в соответствии с рекомендациями ВРД 39-1.13-040-2001 [3].

Измерение параметров единичной утечки или суммарных параметров нескольких утечек природного газа от арматуры технологического узла должно производиться с использованием комплекта оборудования, рекомендуемый перечень которого приведен в таблице 6.4.

Измерение параметров утечки природного газа из свечи технологического узла должно производиться с использованием комплекта оборудования, рекомендуемый перечень которого приведен в таблице 6.5.

      1. Интегральная качественная и количественная оценка объемов эмиссий природного газа дистанционными методами выполняется с использованием СИ воздушного и автомобильного базирования типа: “Аэропоиск-3” и ЛГА ЗИЛ-131А, технические характеристики которых приведены в таблице 6.6.


         

        24

        Таблица 6.4 – Типовой перечень основных средств измерения и вспомогательного оборудования для измерений параметров утечек природного газа от арматуры


         

        image


         

      2. Порядок контроля и учета текущих параметров утечек природного газа и дальнейшая расчетная оценка объемов неорганизованных эмиссий с утечками должны быть следующими:

а) в соответствии с технологической схемой проводится обследование эксплуатируемого оборудования арматуры и свечей. Первичная информация по обнаруженным утечкам заносится в типовую форму в соответствии с ВРД 39-1.13-040-2001 [3]. В типовых формах указываются: наименование технологического модуля (узла), его техническая характеристика, место

4

 

проявления и причина утечки, концентрация СН

при зондировании и т.д;

б) места обнаруженных утечек маркируются непосредственно на оборудовании (красящие метки) и отмечаются на технологической схеме;

в) все обнаруженные утечки условно классифицируются в соответствии с ВРД 39-1.13-040-2001 [3] по признакам, приведенным в таблице 6.7;


 

25

Таблица 6.5 – Типовой перечень основных средств измерения и вспомогательного оборудования для измерений параметров утечек природного газа из свечей


 

image


 

Таблица 6.6 – Типовой перечень дистанционных средств измерения


 

image


 

26

Окончание таблицы 6.6


 

image


 


 

Таблица 6.7 – Классификация утечек природного газа, обнаруженных при обследовании арматуры


 

image


 


 

27

г) измерение параметров утечки для оценки ее объема выполняют в соответствии со схемами, приведенными на рисунках 6.1 и 6.2.


 

image

С

СН4

6


 


 

1 – арматура (технологический узел); 2 – изолирующий чехол; 3 – измерительная линия; 4 – вентилятор; 5 – газовый счетчик; 6 – барометр, термометр, анализатор метана;

А-А – измерительное сечение


 

image


 

Рисунок 6.1 – Схема и характеристика параметров процесса измерения объемов утечек метана от арматуры технологического узла


 

28


 

С

СН4

 


 

image

1 – cвеча; 2 – измерительная насадка (патрубок); 3 – устройство для крепления измерительного патрубка; 4 – лестница;

5 – анализатор метана, анемометр, барометр, термометр


 


 

image


 

Рисунок 6.2 – Схема и характеристика параметров процесса измерения объемов утечек метана на свечах

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  ..