ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017)

Таблица 3.51 - Объемы образования отходов на установке стабилизации газового конденсата

Масса

Класс

Наименование способа

образования

утилизированных

Источник образования

опасности

утилизации (вторичное

Наименование отхода

отхода в

(вторично

отходов

отхода для

использование) или

референтном

используемых)

ОС

обезвреживания отхода

году, тонн

отходов, тонн

Обтирочный материал,

загрязненный нефтью или

Ремонт и обслуживание

Передача на утилизацию

нефтепродуктами

технологического

0,12

другой организации

(содержание нефти или

оборудования

нефтепродуктов менее 15 %)

Смет с территории

Чистка и уборка

Передача на утилизацию

0,66

0,661

предприя-тия малоопасный

территории предприятия

другой организации

Лампы накаливания,

Использование ламп по

Передача на утилизацию

утратившие

назначению с утратой

0,004

другой организации

потребительские свойства

потребительских свойств

Обращение с черными

Лом и отходы, содержащие

металлами и продукцией

незагрязненные черные

Передача на утилизацию

из них, приводящее к

металлы в виде изделий,

другой организации

утрате ими

кусков, несортированные

потребительских свойств

Обтирочный материал,

загрязненный нефтью или

Ремонт и обслуживание

Передача на утилизацию

нефтепродуктами

технологического

0,12

другой организации

(содержание нефти или

оборудования

нефтепродуктов менее 15 %)

Смет с территории

Чистка и уборка

Передача на утилизацию

0,56

предприятия малоопасный

территории предприятия

другой организации

Лампы накаливания,

Использование ламп по

Передача на утилизацию

утратившие

назначению с утратой

0,001

другой организации

потребительские свойства

потребительских свойств

Обращение с черными

Лом и отходы, содержащие

металлами и продукцией

незагрязненные черные

Передача на утилизацию

из них, приводящее к

металлы в виде изделий,

другой организации

утрате ими

кусков, несортированные

потребительских свойств

137

Физические факторы воздействия

В таблице 3.52 приведены данные о шумовом и вибрационном воздействии при

эксплуатации установки подготовки газового конденсата.

Таблица 3.52 - Физические факторы воздействия

Метод снижения

Единицы

уровня

Фактор

Источник

Уровень

измерения

воздействия до

воздействия

нормативных

показателей

Насосное

Соблюдение

оборудование блока

графика ППР,

насосов метанола,

своевременное

Вибрация

блока насосов

дБ

проведение ТО

конденсата,

насосно-

компрессорное

компрессорного

оборудование

оборудования

Ограничить

Сепараторы,

суммарное время

перекачиваемая

пребывания в зоне

среда, аппараты

превышения шума,

воздушного

Шум

дБА

использовать

охлаждения, насосно-

регламентируемые

компрессорное

перерывы,

оборудование,

соблюдать режим

трубопроводы.

труда и отдыха

3.4.3 Блок регенерации реагента

Выбросы представлены отдувочными газами.

Сточные воды представляют собой конденсат, образующийся при термических

процессах регенерации реагентов. Потоки реагентов имеют замкнутые характер и в

случае потерь собираются/улавливаются и возвращаются в установку регенерации.

Образование отходов

Виды отходов и их состав представлены в таблице 3.53.

Таблица 3.53 - Отходы, образующиеся при регенерации реагентов

Отход

Характеристика отхода

Катализаторы,

Не пригодные для использования алюмоплатиновые катализаторы,

содержащие

содержащие оксид алюминия (не менее 90,10 %), платину (не более

платину и рений

0,69 %), серу (не более 1,8 %) и сульфаты (от 7,39 % до 9,1 %), образуются

на

в результате замены катализатора по истечении срока годности и/или

алюмооксидной

досрочном выходе из строя при техническом обслуживании и ремонте

основе,

установок каталитической очистки гелиевого конденсата и установок

отработанные

очистки бензиновой фракции газоконденсата от серы

Молибдено-

Не пригодные для использования молибдено-кобальтовые катализаторы,

кобальтовые

содержащие оксид алюминия (не менее 83,77 %), оксид кобальта (не

катализаторы на

более 2,7 %) и оксид молибдена (не более

13,5

%) и серу (не более

алюмооксидной

0,03

%), образуются в результате замены катализаторов по истечении

основе

срока годности и/или досрочном выходе из строя при техническом

отработанные

обслуживании и ремонте установок каталитической сероочистки широкой

фракции жидких углеводородов

138

Окончание таблицы 3.53

Отход

Характеристика отхода

Катализаторы

Не пригодные для использования алюмооксидные катализаторы,

алюмооксидные, в

содержащие оксид алюминия (не менее 91,86 %), сульфаты (не более

процессе

7,39 %), серу (не более 0,01 %) и кокс (не более 0,83 %), образуются в

получения серы

результате замены катализаторов по истечении срока годности и/или

отработанные

досрочном выходе из строя при техническом обслуживании и ремонте

установок получения серы из кислого газа по методу Клауса и установок

доочистки отходящих газов по методу «Сульфрен»

3.4.4 Блок регенерации сорбента

Энергопотребление обусловлено работой центробежных компрессоров и

определяется их мощностью.

Выбросы

При регенерации или замене адсорбента и катализатора в адсорберах и

реакторах происходит сброс газа, оставшегося в аппарате после отключения его из

работы для указанных целей, в атмосферу или в факельную систему.

Выбросы ЗВ от факельной установке приведены в п. 3.9.6.

Отходы

Виды и состав отходов, образующихся при регенерации сорбента приведены в

таблице 3.54.

Таблица 3.54 - Вид и состав отходов, образующихся при регенерации сорбентов

Отход

Характеристика отхода

Цеолит, отработанный при

Цеолит (алюмооксид натрия, кальция и калия), содержащий

осушке воздуха и газов

влагу (не более 9 %), образуется в результате замены сорбента

по истечении срока службы и/или досрочного выхода из строя

на установках осушки воздуха азотно-кислородной станции и на

установках глубокой осушки природного газа

Цеолит, отработанный в

Цеолит (алюмооксид натрия, кальция или калия), содержащий

процессе сероочистки

влагу (не более 9 %), углеводороды (не более 1,5 %), одорант

природного газа

(следы), образуется в результате замены цеолита по истечении

срока годности и/или досрочном выходе из строя при

техническом обслуживании установок глубокой осушки

обессеренного природного газа

Уголь активированный,

Уголь активированный, содержащий нефтепродукты (от 1,5 до

отработанный в процессе

15 %), одорант (следы) и воду, образуется в результате замены

сероочистки природного газа

сорбента по истечении срока годности на установках

адсорбционной очистки природного газа от меркаптанов и

углеводородов

В таблице 3.55 приведены объемы образования отходов при регенерации

гликолевого абсорбента.

139

Таблица 3.55 - Объемы образования отходов при регенерации гликоля

Отходы

Передача на

минеральных

обслуживание

утилизацию

0,29

0,14

масел

оборудования

другой

индустриальных.

организации

3.4.5 Пункты учета и замеры

Ресурсопотребление

Таблица 3.56 - Уровни энергопотребления

Минимальный

Максимальный

Наименование

Единицы измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

кВт*ч/т

0,012 - 0,018

0,018 - 0,023

электроэнергии

Выбросы

Для обеспечения исправности контрольно-измерительных приборов и системы

автоматики (КИПиА) и достоверности их показаний проводится периодическая

продувка газом соединительных линий приборов.

Объемы газа, расходуемого при эксплуатации КИПиА, систем автоматики и

телемеханики (например, пневмокранов), определяют по паспортным данным заводов-

изготовителей, а при их отсутствии - по опытным данным, на основе замеров по 4-5

однотипным приборам и устройствам, результаты которых оформлены специальным

актом с указанием в нем удельного расхода газа за одну операцию, среднего

количества таких операций в месяц, квартал, год и соответственно - расход газа за

это время.

Характеристика выбросов ЗВ в атмосферный воздух приведена в таблице 3.57.

Таблица 3.57 - Выбросы ЗВ на пунктах учета и замера

Выбросы ЗВ

ЗВ

г/с

т/год

Азот (IV) оксид

1,219•10^-3

0,105•10^-3

Азот (II) оксид

0,198•10^-3

0,018•10^-3

Сера диоксид

Углерод черный

Углерод оксид

0,19

1,644•10^-2

Смесь углеводородов предельных С₁-С₅

3,914•10^-2

3,378•10^-3

140

Сточные воды и промышленные отходы не образуются в пунктах учета и

замера продукции.

3.4.6 Поверочный пункт конденсата газа

При нормальной работе на поверочных пунктах конденсата негативных

воздействий на окружающую среду не производится.

3.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

Энергопотребление обусловлено работой насосного

оборудования

определяется его мощностью.

Выбросы метанола при дозировании и подаче ингибитора в скважины

приведены в таблице 3.58.

Таблица 3.58 - Выбросы загрязняющих веществ при дозировании и подаче ингибитора

в скважины

Загрязняющее вещество

Выбросы, г/с

Выбросы, т/год

метанол

3,22•10^-8- 7,73•10^-8

1,02•10^-6- 2,44•10^-6

3.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ. Промежуточный резервуарный

парк хранения конденсата газа

Выбросы

При хранении газового конденсата в резервуарах имеют место три вида

выделений углеводородов в атмосферу за счет испарения:

- выделения от «малых дыханий», обусловленные изменением суточной

температуры и давления наружного воздуха;

- выделения от «больших дыханий», обусловленные изменением объема

газового пространства резервуара при его опорожнении и наполнении;

- выделения от вентиляции газового пространства при негерметичности крыши

резервуара.

В условиях длительного хранения в резервуарах выделения газового конденсата

происходят в основном при «малых дыханиях».

Отходы

Отходы хранения ГЖ, ЛВЖ и конденсата приведены в таблице 3.59.

Таблица 3.59 - Вид и состав отходов промежуточного резервуарного парка

Отход

Характеристика отходов

Окалина (оксиды железа), загрязненная газовым

Окалина, загрязненная газовым

конденсатом (от 5 % до 15 %), образуется при зачистке

конденсатом (количество

емкостей, бывших в употреблении, от коррозии в

конденсата менее 15 %)

резервуарном парке хранения газоконденсата

Окалина (оксиды железа), загрязненная газовым

Окалина, загрязненная газовым

конденсатом (от 15 % до 30 %), образуется при очистке

конденсатом (количество

емкостей, бывших в употреблении, от коррозии в

конденсата 15 % и более)

резервуарных парках хранения газоконденсата

141

3.5 Компримирование газа на промысле

3.5.1 Дожимная компрессорная станция

Дожимные компрессорные станции так же, как и другие объекты промысла,

являются источником загрязнения окружающей среды. Наиболее существенным узлом

ДКС, являющимся источником выбросов вредных веществ, являются выхлопные трубы

турбоагрегатов, свечи пуска и контур, обвязка нагнетателя, через которые

стравливается природный газ при остановке агрегата.

Ресурсопотребление

Объемы потребления энергоносителей компрессорной дожимной установки

приведены в таблице 3.60.

Таблица 3.60 - Объемы потребления энергетических ресурсов

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

Технология

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Большой

производительност

и (по расходу) -

Потребление

5316392 -

кВт*ч/т

более 100 куб.м/мин

электроэнергии

18205432

(газотурбинный

привод)

Средней

Потребление

производительност

топлива

т.у.т.

580

650

и (по расходу) - от

(газового)

10 до 100 куб.м/мин

Потребление

(газомоторный

кВт*ч/т

12 - 258

14 - 259

электроэнергии

привод)

Данные по объемам потребности в воде приведены в таблице 3.61.

Таблица 3.61 - Потребление воды ДКС

Объект ДКС

Водопотребление

Газовые охладители (рециркуляция и

145 м³/ч

вторичный охладитель)

Маслоохладитель

40 м³/ч

Показатели потребности ДКС в азоте и воздухе представлены в таблице 3.62.

Таблица 3.62 - Потребление азота и воздуха контрольно-измерительных приборов

Объект ДКС

Энергопотребление

При нормальных условиях эксплуатации,

20 Нм³/ч

на каждый компрессор:

Азот (воздух) для системы уплотнения

45 Нм³/ч

Воздух контрольно-измерительных

приборов

142

В таблице 3.63 приведены сведения о потреблении материальных ресурсов.

Таблица 3.63 - Потребление материальных ресурсов

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

Установка

измерения

Технология

материальных

либо процесс

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Большой

Дожимная

производительности

компрессорная

(по расходу) - более

Антифриз

кг

750

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

TARF-301

газотурбинным

(газотурбинный

приводом

привод)

Большой

Головная

производительности

Антифриз

кг

1000

компрессорная

(по расходу) - более

TARF-301

станция

100 куб. м/мин

Большой

Головная

производительности

Гидроцилиндр

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

ГЦ 30-150

станция

100 куб. м/мин

Большой

Гребень

Головная

производительности

упорный

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Waukesha

станция

100 куб. м/мин

М1041200

Большой

Задвижка

Головная

производительности

31нж45нж ХЛ

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

DN 50 PN160

станция

100 куб. м/мин

Большой

Головная

производительности

Керосин КО-25;

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

к.20л. (шт)

станция

100 куб. м/мин

Большой

Кольцо

Головная

производительности

датчиков

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Waukesha

станция

100 куб. м/мин

М1040900

Большой

Комплект ТО B

Головная

производительности

Atlas

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Copco,2906

станция

100 куб. м/мин

0814 00

Большой

Дожимная

производительности

Контроллер

компрессорная

(по расходу) - более

CPU 315-2

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7315-

газотурбинным

(газотурбинный

2EH14-0AB0

приводом

привод)

Большой

Кран ЗАРД

Головная

производительности

025.100.30-03Р

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

DN25 PN100

станция

100 куб. м/мин

Большой

Кран ЗАРД

Головная

производительности

050.100.27-03Р

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

DN50 PN100

станция

100 куб. м/мин

143

Продолжение таблицы 3.63

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

Установка

измерения

Технология

материальных

либо процесс

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Большой

К-т ЗИП к

Головная

производительности

регулятору РПД

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

516.6800.000

станция

100 куб. м/мин

Большой

Головная

производительности

Л тосол супер

кг

440

компрессорная

(по расходу) - более

А65

станция

100 куб. м/мин

Большой

Дожимная

производительности

Масло Roto-Z

компрессорная

(по расходу) - более

Atlas Copco

кг

340

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

2908 8501 01

газотурбинным

(газотурбинный

приводом

привод)

Большой

Масло Roto-Z

Головная

производительности

Atlas Copco

шт.

340

компрессорная

(по расходу) - более

2908 8501 01

станция

100 куб. м/мин

Большой

Дожимная

производительности

компрессорная

(по расходу) - более

Масло МС-8П

кг

3537

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

газотурбинным

(газотурбинный

приводом

привод)

Большой

Головная

производительности

Масло МС-8П

кг

8546

компрессорная

(по расходу) - более

станция

100 куб. м/мин

Большой

Головная

производительности

Масло Тп-22С.

кг

6034

компрессорная

(по расходу) - более

станция

100 куб. м/мин

Большой

Дожимная

производительности

Модуль

компрессорная

(по расходу) - более

Siemens

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7157-

газотурбинным

(газотурбинный

0AD82-0XA0

приводом

привод)

Большой

Дожимная

производительности

Модуль

компрессорная

(по расходу) - более

Siemens

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7197-

газотурбинным

(газотурбинный

1LB00-0XA0

приводом

привод)

Большой

Дожимная

производительности

Модуль

компрессорная

(по расходу) - более

Siemens

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7350-

газотурбинным

(газотурбинный

1AH03-0AE0

приводом

привод)

144

Продолжение таблицы 3.63

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

Установка

измерения

Технология

материальных

либо процесс

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Большой

Дожимная

производительности

Модуль

компрессорная

(по расходу) - более

Siemens LOGO!

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

230RC

газотурбинным

(газотурбинный

приводом

привод)

Большой

Дожимная

производительности

Модуль

компрессорная

(по расходу) - более

д.выв.Simatic

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7 322-

газотурбинным

(газотурбинный

1BH01-0AA0

приводом

привод)

Большой

Дожимная

производительности

Модуль

компрессорная

(по расходу) - более

инт.Siemens

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7153-

газотурбинным

(газотурбинный

1AA03-0XB0

приводом

привод)

Большой

Модуль

Головная

производительности

управления

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Waukesha

станция

100 куб. м/мин

E6261310

Большой

Дожимная

производительности

Модуль шинный

компрессорная

(по расходу) - более

Siemens

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7195-

газотурбинным

(газотурбинный

7HD10-0XA0

приводом

привод)

Большой

Дожимная

производительности

Процессор CP-

компрессорная

(по расходу) - более

341C 6ES7341-

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

1CH02-0AE0

газотурбинным

(газотурбинный

приводом

привод)

Большой

Регулятор РПД

Головная

производительности

газ - газ

шт

компрессорная

(по расходу) - более

516.6800.000

станция

100 куб. м/мин

Большой

Ремень

Головная

производительности

клиновой SPZ

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

850

станция

100 куб. м/мин

Большой

Ремень

Головная

производительности

клиновой SPZ-

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

1900

станция

100 куб. м/мин

Большой

Ремень

Головная

производительности

клиновый SPZ-

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

1125 DIN 7753/1

станция

100 куб. м/мин

145

Продолжение таблицы 3.63

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

Установка

измерения

Технология

материальных

либо процесс

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Большой

Дожимная

производительности

компрессорная

(по расходу) - более

Смазка Roto

кг

0,8

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

Glide, бан. 0,4кг

газотурбинным

(газотурбинный

приводом

привод)

Большой

Головная

производительности

Смазка Roto

кг

0,8

компрессорная

(по расходу) - более

Glide, бан. 0,4кг

станция

100 куб. м/мин

Дожимная

Большой

Средство

компрессорная

производительности

моющее

станция (ДКС) с

(по расходу) - более

кг

2265

Турботект Т-

газотурбинным

100 куб. м/мин

2020

приводом

(газотурбинный привод)

Большой

Средство

Головная

производительности

моющее

кг

860

компрессорная

(по расходу) - более

Турботект Т-

станция

100 куб. м/мин

2020

Большой

Статор

Головная

производительности

Waukesha

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

М1040500

станция

100 куб. м/мин

Большой

Статор

Головная

производительности

упорного

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

подшип.Waukes

станция

100 куб. м/мин

ha M1040002

Большой

Уплотнение

Головная

производительности

сухое СГДУ-

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

1800-15136

станция

100 куб. м/мин

Большой

Усилитель

Головная

производительности

модуля

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Waukesha

станция

100 куб. м/мин

E6261200

Большой

Усилитель

Головная

производительности

модуля

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Waukesha

станция

100 куб. м/мин

E6261200

Большой

Дожимная

производительности

Устр-во сопр.

компрессорная

(по расходу) - более

Siemens

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

6ES7972-

газотурбинным

(газотурбинный

0AC80-0XA0

приводом

привод)

Большой

Дожимная

производительности

Фильтр

компрессорная

(по расходу) - более

двигателя PALL

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

UE629AS40Z

газотурбинным

(газотурбинный

смазки ГТУ

приводом

привод)

146

Окончание таблицы 3.63

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

Установка

измерения

Технология

материальных

либо процесс

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Большой

Фильтроэлемен

Головная

производительности

т Реготмас 635-

шт.

160

компрессорная

(по расходу) - более

1-06

станция

100 куб. м/мин

Большой

Дожимная

производительности

Часть сменная

компрессорная

(по расходу) - более

проточная

шт.

станция (ДКС) с

100 куб. м/мин

(СПЧ) для

газотурбинным

(газотурбинный

295ГЦ

приводом

привод)

Большой

Элемент

Головная

производительности

фильтр. Atlas

шт.

компрессорная

(по расходу) - более

Copco 1617

станция

100 куб. м/мин

7073 01

Выбросы

Основными источниками выбросов вредных веществ в атмосферу на дожимных

компрессорных станций являются: трубы свечных линий, выхлопные трубы

газоперекачивающих агрегатов, дымовая труба котельной базы ГПУ, вентиляционные

трубы насосных, неорганизованные выбросы от технологического оборудования ДКС.

В таблицах

3.64-3.65 представлены данные по объемам выбросов ЗВ

компрессорного цеха.

Таблица 3.64 - Ежегодные выбросы (т/год) основных ЗВ при эксплуатации ДКС

Газовые турбины

Резервный

Утечки

ЗВ

Тип 1

Тип 2

Факел

Всего*

генератор

оборудования

3 ед.

4 ед.

5 ед.

NO_x

343

458

852

2,5

1,9

348

SO₂

0,18

261

348

569

16,6

1,7

279

Сажа

0,09

CH₄

0,5

107

CO₂

488357

651143

464580

3600

514

492471

*- значения выбросов приведены для случая использования на станции

3-х

компрессоров типа 1 как наиболее длительного периода с самым большим объемом

выбросов

147

Таблица 3.65 - Выбросы метана компрессорного цеха газового промысла

Количество углеводородов

Наименование

(метана) на единицу

оборудования

источника

оборудования (мощность

выброса), г/с

Дегазатор масла ГПА

Свеча

До 30

Установка подготовки

топливного, пускового и

Вентиляционная труба

До 0,20

импульсного газов

Здание арматуры топливного

Вентиляционная труба

0,001

газа

Газоперекачивающий агрегат

Свеча пуска ГПА

До 2000

Раз в год в соответствии с графиком планово-предупредительных работ

проводиться остановка ДКС, который сопровождается сбросом технологических сред

для наибольшей эффективности этих мероприятий. При остановке с целью снижения

уровня загрязнения атмосферы процесс освобождения оборудования и трубопроводов

от технологических сред обычно производится путем стравливания в атмосферу.

Перед пуском в работу после ремонта оборудование и трубопроводы

продуваются очищенным газом, при которой в атмосферу в составе газо-воздушной

смеси поступают углеводороды и в незначительных количествах сероводород и

меркаптаны, содержащиеся в продувочном газе.

В таблицах 3.66-3.67 приведены величины эмиссий загрязняющих веществ на

компрессорных станциях большой мощности (более

100 м³/мин.) и средней

производительности (10-100 м³/мин.) с газомоторным приводом, соответственно.

148

Таблица 3.66 - Эмиссии загрязняющих веществ на компрессорных станциях большой мощности (более 100 м³/мин.)

Максимальный

Наименование

Годовая масса

Минимальный

Код загрязняющего

выброс

Средний выброс

загрязняющего

выбросов

выброс

вещества по 1316 (I -

загрязняющего

вещества

загрязняющего

для атм. воздуха)

вещества выбросов,

вещества, г/с

выбросов

вещества, тонн

вещества, г/с

г/с

Азота диоксид

68 - 358

1,73 - 11

Азота оксид

8,36 - 864

0,28 - 19

Бензапирен

0,000003 - 0,0008

0,0000002 - 0,00003

Бензол

0,000003 - 0,0003

0,000006

Взвешенные

0,001 - 0,01

0,0007 - 0,008

вещества

Керосин

156

0,005 - 0,17

0,04 - 0,15

Метан

11 - 561

0,43 - 2891

Метилбензол

0,002664 - 0,0035237

0,000004 - 0,004

(толуол)

Минеральное масло

157

0,06 - 2,55

0,02 - 0,08

Сероводород

0,10 - 643

0,004 - 20

Сероуглерод

0,25 - 11

0,21 - 0,35

Углеводороды

предельные C₁-C₅

1155

(исключая метан)

Углеводороды

5,29

0,49

предельные C₆-C₁₀

Углерод (Сажа)

доп. 195

0,29 - 964

0,03 - 31

Углерода оксид

0,29 - 88

20 - 255

Формальдегид

123

0,002 - 0,007

0,002 - 0,006

Фториды

газообразные

(гидрофторид,

0,00002

кремний

тетрафторид) (в

пересчете на фтор)

Фториды твердые

0,000007

149

Таблица 3.67 - Эмиссии загрязняющих веществ на компрессорных станциях средней производительности (10-100 м³/мин.

Код

Максимальный

Годовая масса

Минимальный

загрязняющего

выброс

Средний выброс

Наименование загрязняющего

выбросов

выброс

вещества по

загрязняющего

вещества выбросов

загрязняющего

1316 (I - для

вещества

вещества, г/с

вещества, тонн

вещества, г/с

атм. воздуха)

выбросов, г/с

Азота диоксид

1,10 - 42

0,21 - 1,54

Азота оксид

0,18 - 6,75

0,02 - 0,25

Аммиак

0,002 - 0,03

0,00002 - 0,00009

Ацетон

124

0,0007 - 0,01

0,002 - 0,0045

Бензапирен

0,0000001 - 0,0002

0,0000002 - 0,00001

Бензин (нефтяной, малосернистый в

154

0,0003 - 0,0005

0,001 - 0,002

пересчете на углерод)

Бензол

0,00004 - 0,00014

0,00013 - 0,0004

Бутилацетат

115

0,001 - 0,02

0,003 - 0,0064

Взвешенные вещества

0,002 - 0,004

0,003342 - 0,0038194

Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-,

0,034 - 0,036

0,014 - 0,016

орто- и параизомеров)

Керосин

156

0,005 - 0,04

0,04 - 0,043

Метан

20 - 15601

0,81 - 495

0,81 - 15

Метилбензол (толуол)

0,005 - 0,08

0,02 - 0,03

0,016 - 0,03

Минеральное масло

157

0,000007 - 0,0006

0,000007 - 0,0009

Сероводород

0,003 - 0,006

0,0001 - 0,00018

Серы диоксид

0,002 - 5,40

0,013 - 0,20

Углеводороды предельные C₁₂-C₁₉

0,0001 - 0,0002

0,0002 - 0,00023

Углеводороды предельные C₁-C₅

0,96 - 2543

0,34 - 1,11

(исключая метан)

Углеводороды предельные C₆-C₁₀

0,46 - 81

0,038 - 0,041

Углерод (Сажа)

доп. 195

0,001 - 32

0,008 - 1,01

Углерода оксид

0,01 - 883

3,59 - 33

Формальдегид

123

0,0004 - 0,002

Фториды газообразные (гидрофторид,

кремний тетрафторид) (в пересчете на

0,000016 - 0,00002

0,000016 - 0,000025

фтор)

150

Сточные воды

Дожимные компрессорные станции являются крупным источником образования

хозяйственно-бытовых и промышленных сточных вод. Однако зачастую сточные воды

собираются, усредняются, очищаются при необходимости и закачиваются в

поглощающий пласт.

В таблице 3.68 приведены массы загрязняющих веществ в составе сточных вод

ДКС.

Таблица 3.68 - Загрязняющие вещества сточных вод ДКС

Наименование

Годовая масса сброса

Технология

загрязняющего вещества

загрязняющего

сбросов

вещества, тонн

ДКС Большой

производительности (по

расходу) - более 100 куб.

Метанол (метиловый спирт)

3089,5

м/мин (газотурбинный

привод)

ДКС Большой

производительности (по

расходу) - более 100 куб.

Нефтепродукты (нефть)

0,55

м/мин (газотурбинный

привод)

Промышленные отходы

Виды и характер отходов, образующихся в процессе работы ДКС, представлены

в таблице 3.69.

151

Таблица 3.69 - Объемы образования отходов на ДКС большой мощности (более 100 м³/мин.)

Наименование

Масса

Класс

способа утилизации

Источник

образования

утилизированных

опасности

(вторичное

Наименование отхода

образования

отхода в

(вторично

отхода

использование) или

отходов

референтном

используемых)

для ОС

обезвреживания

году, тонн

отходов, тонн

отхода

Лом и отходы,

содержащие

Ремонт и

Передача на

незагрязненные черные

техническое

191

утилизацию другой

191

металлы в виде изделий,

обслуживание ДЭС

организации

кусков, несортированные

Передача на

Отходы минеральных

обслуживание

0,96

утилизацию другой

0,48

масел турбинных

оборудования

организации

Обтирочный материал,

загрязненный нефтью или

нефтепродуктами

обслуживание

Сжигание

0,7

(содержание нефти или

оборудования

(уничтожение)

нефтепродуктов 15% и

более)

152

Физические факторы воздействия

К физическим факторам воздействия на ДКС можно отнести вибрацию (таблица

3.70).

Таблица

3.70

- Уровни вибрационного

воздействия

на ДКС большой

производительности

Насосное

оборудование блока

Большой

Соблюдение

насосов метанола,

производительно

графика ППР,

блока насосов

сти (по расходу)

своевременное

конденсата,

95-

- более 100 куб.

Вибрация

дБ

проведение ТО

компрессорное

114

м/мин

насосно-

оборудование,

(газотурбинный

компрессорного

газотурбинная

привод)

оборудования

установка,

нагнетатель

3.5.2 Установка очистки газа на ДКС

В режиме нормальной эксплуатации установки очистки газа на ДКС могут

образовываться отходы из пылеуловителей и фильтров. Выбросы и сбросы на данной

установке не предусмотрены.

3.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения

Потребление энергии обусловлено работой вентиляторов.

Выбросы

Источником выбросов ЗВ в атмосферный воздух является свеча рассеивания

дренажной емкости для сбора конденсата охлаждения газа (таблица 3.71).

Таблица 3.71 - Выбросы ЗВ от свечи рассеивания дренажной емкости

Выбросы ЗВ

ЗВ

г/с

т/год

метан + этан

17,44-1872,79

2,09•10^-5- 4,12•10^-3

пропан

1,51-90,57

2,92•10^-6- 1,99•10^-4

изобутан

0,3353-10,64

4,02•10^-7- 2,34•10^-5

бутан

0,5603-22,99

6,72•10^-7- 5,06•10^-5

153

Сточные воды

В качестве сточных вод рассматривается образующийся при охлаждении

конденсат, который собирается в специальные дренажные емкости.

Отходы

Промышленные отходы не образуются.

Физические факторы воздействия

Основным источником шума АВО газа являются вентиляторы. Наиболее

интенсивное звуковое воздействие, создаваемое работой вентиляторов АВО газа,

наблюдается в диапазоне звуковой мощности от

101 до

105 дБ, высота звука

варьируется от 250 до 1000 Гц.

3.5.4 Газоперекачивающие агрегаты на ДКС

Выбросы ЗВ от ГПА приведены в таблице 3.72.

Таблица 3.72 - Выбросы ЗВ от ГПА в зависимости от типа двигателя

Абсолютное давление за

Мощность выброса

компрессором высокого

давления, МПа

оксидов азота, г/с

оксида углерода, г/с

0,87-1,90

0,69-5,84

0,41-11,8

Отходы

Характеристика отходов, образующихся при работе ГПА, приведена в таблице

3.73.

Таблица 3.73 - Вид и состав отходов ГПА

Отход

Характеристика отходов

Масла компрессорные

Отработанные компрессорные масла (не менее 79 %),

отработанные

содержащие механические примеси (от 0,3 % до 2 %) и

воду (от 0,3 % до 5 %), образуются в результате замены

масла насосов и компрессоров по истечении срока

годности и/или досрочном выходе из строя при

техническом обслуживании и ремонте

газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций

Масла турбинные

Отработанные турбинные минеральные масла с

отработанные

содержанием механических примесей (от 0,3 % до 2 %),

йоды (от 0,3 % до 5 %), образуются в результате замены

масла двигателей и турбин по истечении срока годности

и/или досрочном выходе из строя при техническом

обслуживании газотурбинных установок

газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций

154

Продолжение таблицы 3.73

Отход

Характеристика отходов

Масла авиационные

Отработанные авиационные минеральные масла с

отработанные

содержанием механических примесей (от 0,3 % до 2 %) и

воды (от 0,3 % до 5 %), образуются в результате замены

масла двигателей турбин по истечении срока годности

и/или досрочном выходе из строя при техническом

обслуживании газотурбинных установок

газоперекачивающих агрегатов

Отходы асбеста в кусковой

Куски асбестового картона, состоящего из асбеста (не

форме

менее 65 %), каолина (не более 30 %) и крахмала (не

более 5 %), образуются в результате замены тепловой

изоляции газоперекачивающих агрегатов компрессорных

станций

Физические факторы воздействия

ГПА является источником шумового загрязнения окружающей среды, показатели

шумового воздействия приведены в таблице 3.74.

Таблица 3.74 - Доминирующие источники шума ГПА

Наименование

Уровни звуковой

помещения и

Характер шума

Вид спектра шума

мощности по шкале

территории

А, дБА

Широкополосный,

Зона всасывания

высокочастотный

постоянный

Широкополосный,

низко- и

Зона выхлопа

постоянный

высокочастотный

123-138

Широкополосный,

Отсек двигателя

высокочастотный

постоянный

Тональный,

Отсек нагнетателя

высокочастотный

постоянный

3.5.5 Блок подготовки газа на ДКС

Энергопотрбление

Потребляемая мощность - 250 Вт.

Выбросы

Оборудование изготавливается герметичным,

поэтому при нормальной

эксплуатации выбросов ЗВ в атмосферный воздух не предусмотрено.

Сбросы - влага, собирающаяся в фильтре, конденсат в специальных сборных

емкостях.

Промышленными отходами являются отходы очистки газа и отработанные

фильтры.

155

3.5.6 Блок сбора конденсата

Блок сбора конденсата представлен системой технологических емкостей,

которая не предусматривает образования отходов, сточных вод и не нуждается в

энергии и ресурсах. Выбросы ЗВ в атмосферный воздух возможны при нарушении

герметичности систем и представлены в основном метаном.

3.6 Производство сжиженного природного газа

Ресурсопотребление

Максимальный объем потребления воды составляет 2 722,5 м³/сут, в том числе

541,7 м³/сут - питьевая вода для санитарных нужд, 980,7 м³/сут- сырая вода для

технологических нужд и 1 200,1 м³/сут - оборотная вода для технологических нужд.

Выбросы

Основными источниками выбросов ЗВ в атмосефрный воздух при производстве

СПГ являются установки очистки и сжижения газа, хранения и отгрузки СПГ,

электростанция. Величины выбросов ЗВ приведены в таблице 3.75.

Таблица 3.75 - Выбросы основных ЗВ при производстве СПГ

ЗВ

Выбросы, г/с

NOx

20,9

SO₂

0,02

Взвешенные частицы

0,03

1,04

Сточные воды

- Система технологической канализации. Эта система предназначена для сбора

сточных вод, образующихся при работе технологических объектов (например, от

установки регенерации метанола и метанолсодержащих сточных вод), а также с

площадки размещения резервуара для хранения конденсата. Эти сточные воды

поступят в накопительные резервуары промливневых стоков и далее на очистные

сооружения.

- Система промливневой канализации будет принимать промстоки,

возникающие в результате мойки и гидроиспытаний технологического оборудования,

загрязненные ливневые стоки и талые воды с обвалованных технологических

площадок и стоки от внешних и внутренних модулей системы пожаротушения. Эти

сточные воды будут направляться в накопительные резервуары для промливневых

стоков и далее на очистные сооружения.

Отходы

Основными составляющими потока отходовпроизводства СПГ являются:

- отходы, возникающие при очистке трубопроводов скребками;

- использованные фильтры технологического оборудования;

- упаковка от химических реагентов;

- отходы технического обслуживания и ремонта основного и вспомогательного

оборудования.

156

Физические факторы воздействия

Источниками шумового воздействия при производстве СПГ являются:

- устройства приема газа;

- газогенераторы и компрессоры;

- электростанция.

Более полная информация представлена в информационно-техническом

справочнике НДТ «Переработка природного и попутного газа».

3.7 Капитальный ремонт скважин

При проведении ремонтных работ образуются отходы, в таблице 3.76 приведены

объемы образования отходов при проведении ремонтных работ на газовых

месторождениях.

Таблица 3.76 - Объемы образования отходов при проведении ремонтных работ

Пыль (порошок)

абразивные от

Передача на

шлифования

Металлообра-

утилизацию

черных металлов с

батывающие

0,02

0,005

другой

содержанием

работы

организации

металла менее 50

Абразивные круги

Передача на

Металлообра-

отработанные, лом

утилизацию

батывающие

0,23

0,06

отработанных

другой

работы

абразивных кругов

организации

Отходы

Передача на

Металлообра-

минеральных

утилизацию

батывающие

0,02

0,008

масел

другой

работы

индустриальных

организации

Передача на

Сварочные

утилизацию

Шлак сварочный

0,03

0,0089

работы

другой

организации

Остатки и огарки

Передача на

стальных

Сварочные

утилизацию

0,06

0,016

сварочных

работы

другой

электродов

организации

Передача на

Сварочные

утилизацию

0,06

0,016

работы

другой

организации

Передача на

Сварочные

утилизацию

0,13

0,03

работы

другой

организации

157

3.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин

Установка

приготовления растворов

для ремонта скважин является

потребителем энергоресурсов.

Источники и загрязняющие вещества, в составе выбросов и сбросов установки,

будут зависеть от типа используемых реагентов.

Основные источники и объемы выбросов установок для приготовления

реагентов и дозирования реагентов скважин представлены в таблице 3.77.

Таблица 3.77 - Источники и объемы выбросов установок для приготовления реагентов

Валовый выброс

Источник

Загрязняющее вещество

загрязняющих веществ,

т/год

Метанол

0,007-0,47

Емкость хранения

Толуол

0,11-0,43

Насос

Метанол

0,30-1,4

3.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин

Установка приготовления растворов для глушения скважин является

потребителем энергоресурсов.

Источники и загрязняющие вещества, в составе выбросов и сбросов установки,

будут зависеть от типа используемых химических агентов.

3.8 Системы поддержания пластового давления

Образование промышленных отходов и сточных вод в системах ППД на газовом

промысле не предусмотрено. Состав выбросов ЗВ обусловлен использованием

углеводородных газов: сухого газа, прошедшего промысловую обработку с целью

удаления высококипящих углеводородов С₅+высшие (сайклинг-процесс), а в качестве

неуглеводородных газов - двуокись углерода, азот, дымовые газы.

3.9 Вспомогательные процессы

3.9.1 Энергоснабжение

Ресурсопотребление

На газовых месторождениях применяют оборудование для получения энергии.

Такими

объектами

являются,

например,

газотурбинные

электростанции,

предназначенные для производства и обеспечения электроэнергией промышленных и

бытовых потребителей. Выработка электрической энергии переменного тока

производится с помощью синхронного трехфазного турбогенератора, приводимого

газотурбинной установкой.

Распространеной системой электрогенерации является газопоршневая станция,

уровни энерго- и ресурсопотребления которой приведены в таблице 3.78.

158

Таблица 3.78 - Уровни потребления ресурсов газопоршневой станции

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

Технология

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

Газопоршневая

топлива

т.у.т.

8,7

12,9

электростанция

(газового)

Также на газовых промыслах используются дизельные электростанции (ДЭС) в

целях обеспечения аварийного электроснабжения (таблица 3.79).

Таблица 3.79 - Уровни потребления топливных ресурсов ДЭС

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

Технология

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Аварийная ДЭС

т.у.т.

0,77-3,87

1,03-5,16

(УКПГ)

Аварийная ДЭС

т.у.т.

0,77-1,22

1,03-1,63

(ВЖК)

Потребление

Аварийная ДЭС

т.у.т.

2,51

3,35

топлива

(ДКС)

(жидкого)

Аварийная ДЭС

т.у.т.

0,77-2,44

1,03-3,25

(ЭСН)

Аварийная ДЭС

(Котельной

т.у.т.

2,44

3,25

УКПГ)

Уровни потребления энергетических ресурсов при теплоснабжении

представлены в таблице 3.80.

Таблица 3.80 - Потребление энергетических ресурсов на котельной теплоснабжения

Минимальный расход

Наименование энергетических

Единицы измерения

энергетических

ресурсов

энергетических ресурсов

ресурсов в год

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

562489

Потребление топлива (газового)

т.у.т.

2,2- 2545

Таблица 3.81 - Потребление топливных ресурсов на газовом промысле

Минимальный

Максимальный

Наименование

Единицы измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

т.у.т.

7048

7884

топлива (всего)

Выбросы

Выбросы ЗВ представлены на примере газотурбинной электростанции (таблица 3.82).

159

Таблица 3.82 - Выбросы газотурбинной электростанции

Валовый выброс

Загрязняющие

загрязняющих веществ,

№

Источник

вещества

т/год

Установка 1

Установка 2

Блок входного сепаратора

Свеча продувочная

Метан

0,027

Входной сепаратор С-1

Метан

1,70

Блок фильтрации и подогрева

Фильтр-сепаратор

Метан

0,70

Свеча продувочная

Метан

0,12

Метан

0,0007

Теплообменник

Этиленгликоль

0,0003

Блок насоса откачки конденсата

Насос откачки конденсата

Гексан

0,041

Заглубленная дренажная емкость

Гексан

0,0002

Запорно-регулирующая арматура

Метан

3,31

узла подготовки газа

Машинный зал

Азота диоксид

3,7

Азота оксид

0,6

Газотурбинная установка

Углерод оксид

Бенз(а)пирен

0,0001

0,0002

Масло

Маслонасос

минеральное

1,11

нефтяное

Азота диоксид

0,17

Азота оксид

0,028

Углерод (сажа)

3,3

Факельная установка

Углерод оксид

27,5

Гексан

0,01

Метан

6,3

Бенз(а)пирен

9*10^-9

Комплекс газотурбинной электростанции

Сепараторы газовые вихревые

Гексан

0,0004

Емкость сбора конденсата

Метан

0,0007

Азота диоксид

3,5

Азота оксид

0,56

Горелка газотурбинной установки

Углерод оксид

Бенз(а)пирен

0,00009

Энергетические системы являются источниками крупных выбросов в результате

сжигания разных видов топлива. Главными загрязняющими веществами процессов

горения являются дымовые газы, содержащие оксиды серы, оксиды азота, оксиды

углерода (моноокись углерода и диоксид углерода), кокс, твердые частицы разного

размера и металлы (например, V, Ni). При нормальной работе и при сжигании более

чистых видов топлива, таких как природный газ или топливо с низким содержанием

серы, эти выбросы являются относительно низкими. Однако при неполном сгорании

топлива выбросы могут быть значительно выше.

В таблице 3.83 представлены данные по выбросам загрязняющих веществ в

процессе топливоснабжения.

160

Сточные воды

Сточная вода образуется в энергетических системах основном за счет сточной

воды, поступающей с котлов. Главными источниками образования стоков являются

процессы продувки котлов. Состав сточных вод котельной можно охарактеризовать

следующими показателями: ХПК = 100 мг/л; Азот N-Кьельдаль = 0-30 мг/л, фосфаты =

0-10 мг/л.

Отходы

Твердые отходы образуются в результате чистки оборудования энергетических

систем (таблица 3.84). Объемы отходов зависят от конструкции печей и котлов.

Таблица 3.84 - Объемы образования отходов

Смет с

Чистка и

Передача на

Теплоснабжение

территории

уборка тер-

утилизацию

0,66

(котельная)

предприятия

ритории

другой

малоопасный

предприятия

организации

Чистка и

Передача на

уборка тер-

утилизацию

Топливоснабжение

0,56

ритории

другой

предприятия

организации

Таблица 3.85 - Характеристика отходов системы энергоснабжения газового промысла

Отход

Характеристика отхода

Бой кирпичной внутренней

Бой кирпича, состоящего из песка, глины и др. минеральных

футеровки от котельных

компонентов и не загрязненного опасными компонентами,

агрегатов для нагревания

образуется при ремонте футеровки водогрейных котельных

воды

агрегатов

Отходы стекловолокна

Не пригодный для использования стекловолокнистый материал,

содержащий диоксид кремния, образуется в результате замены

по истечении срока годности или досрочного выхода из строя при

техническом обслуживании и ремонте теплоизоляции

трубопроводов

Золошлаки от сжигания углей

Золошлаки, образующиеся при сжигании углей типа башкирского

в горне кузницы (башкирский

бурого, ирша-бородинского, назаровского в горне кузницы

бурый, ирша-бородинский,

назаровский угли)

Накипь котельная

Отложения солей, содержащие карбонаты, сульфаты и силикаты

натрия и кальция, образуются при очистке котла от накипи

Отходы шлаковаты

Не пригодные для использования куски шлаковаты, в состав

которой входят минеральная вата (не менее 52 %), глина (не

более 35 %), битум (не более 13 %) и др., образуются при замене

изоляции поверхностей нагрева

162

Продолжение таблицы 3.85

Отход

Характеристика отхода

Резиноасбестовые изделия,

Не пригодные для использования паронитовые прокладки,

утратившие

содержащие листовой пористый материал из асбеста, каучук и

потребительские свойства,

наполнители, образуется в результате замены по истечении

и брак

срока годности и/или досрочном выходе из строя при

техническом обслуживании и ремонте уплотнений трубопроводов

и арматуры

Ртутные лампы,

Не пригодные для использования ртутные лампы, содержащие

люминесцентные

стекло, - 95 %, металл - 4,5 % и ртуть (от 0,015 % до 0,5 %

ртутьсодержащие трубки,

включ.), образуются в результате замены ртутных ламп по

отработанные и брак

истечении срока годности и/или досрочном выходе из строя при

техническом обслуживании электрооборудования

Электрические лампы

Не пригодные для использования лампы, состоящие из стекла

накаливания отработанные

(диоксид кремния не менее 90 %) и алюминиевого цоколя (не

и брак

более 10 %), утратившие потребительские свойства, образуются

в результате замены ламп накаливания по истечении срока

годности и/или досрочном выходе из строя при техническом

обслуживании электрооборудования

Масла трансформаторные

Отработанные трансформаторные масла, не содержащие

отработанные, не

галогенов, полихлорированных бифенилов и терфенилов,

содержащие галогенов,

загрязненные механическими примесями (от 0,3 % до 1 %),

полихлорированных

образуются в результате замены масла по истечении срока

бифенилов и терфенилов

годности при техническом обслуживании и ремонте

трансформаторов, реостатов, масляных выключателей и др.

Масла дизельные

Дизельные нефтяные масла с содержанием механических

отработанные

примесей (от 0,3 % до 2 %) и воды (от 0,3 % до 3 %), образуются

в результате замены масла в двигателях по истечении срока

годности при техническом обслуживании и ремонте дизельных

электростанций

Остатки дизельных масел,

Остатки дизельных масел с содержанием механических

потерявшие

примесей (от 0,3 % до 2 %) и воды (от 0,3 % до 5 %), образуются

потребительские свойства

в результате замены смазки механизмов

Кислота аккумуляторная

Не пригодный для использования кислотный электролит,

серная отработанная

содержащий в зависимости от климатической зоны водный

раствор серной кислоты с содержанием кислоты от 20 % до 60 %,

образуется в результате замены электролита по истечении срока

годности в аккумуляторных батареях при техническом

обслуживании и ремонте автомобилей

Шлам сернокислотного

Шлам, содержащий соли свинца, серную кислоту и воду,

электролита

образуется в виде осадка в емкости сбора отработанного

аккумуляторного

кислотного электролита аккумуляторных батарей при

техническом обслуживании и ремонте автомобилей

Щелочь электролита едкого

Электролит щелочной аккумуляторных батарей, содержащий

натра аккумуляторная

водный раствор щелочи с содержанием гидроксида натрия от 20

отработанная

% до 60 %, образуется в результате замены щелочного

электролита аккумуляторных батарей по истечении срока

годности при техническом обслуживании и ремонте автомобилей

163

Продолжение таблицы 3.85

Отход

Характеристика отхода

Шлам щелочного

Шлам, содержащий оксиды железа, никель (подвижная форма) и

электролита

щелочь (гидроксид натрия), образуется в виде осадка в емкости

аккумуляторного

сбора отработанного электролита аккумуляторных батарей

Провод алюминиевый

Не пригодный для использования провод алюминиевый,

незагрязненный,

образуется в результате замены электропроводки по истечении

потерявший

срока годности и/или по мере износа при монтаже и ремонте

потребительские свойства

систем и линий связи и энергоснабжения

Отходы изолированных

Не пригодные для использования изолированные провода и

проводов и кабелей

кабели, содержащие медь, алюминий, изолирующее покрытие,

образуются по мере износа и/или по истечении срока годности

при монтаже и ремонте систем и линий связи, энергоснабжения

Обтирочный материал,

Промасленная обтирочная ветошь, в состав которой входит

загрязненный маслами

текстиль (целлюлоза) с содержанием механических примесей и

(содержание масел менее

масел (от 5 % до 15 %), образуется при техническом

15 %)

обслуживании и ремонте электроустановок

Обтирочный материал,

Промасленная обтирочная ветошь, в состав которой входят

загрязненный маслами

текстиль, влага, механические примеси и масла (от 15 % до 30

(содержание масел 15 % и

%), образуется при техническом обслуживании и ремонте

более)

электроустановок

3.9.2 Система охлаждения

Ресурсопотребление

Потребление энергии системами охлаждения обусловлено в основном работой насосов

в системе водного охлаждения и вентиляторами в системе воздушного охлаждения (таблица

3.86). В системе водного охлаждения используют воду, предварительно подготовленную

химическими веществами, такими как ингибиторы роста коррозии и бактерий.

Таблица 3.86 - Воздействие на окружающую среду систем охлаждения

Прямоточные

Воздушные

Прямо-

Воздушные

Воздействия

(замкнутая

охладители

точные

охладители

система)

(замкнутая система)

Вода

Температурный

300

нагрев (МВт)

Углеводороды (кг/час)

2,626

Химическое

кондиционирование

2,6

(кг/час)

Спуск продувочной

26000

воды (м³/час)

Воздух

Потребление энергии

3500

5500

2000

8700

(кВт)

Потребление свежей

В замкнутом

воды (м³/час)

цикле

Другие вредные воздействия

Шум

164

Выбросы

Основными загрязняющими веществами, составляющими выбросы установок

охлаждения являются углеводороды (таблица 3.87).

Таблица 3.87 - Выбросы систем воздушного охлаждения

Валовый выброс загрязняющих

Загрязняющее

Источник

веществ, т/год

вещество

Установка 1

Установка 2

Аппарат

Масло минеральное

0,20

0,026

воздушного

нефтяное

охлаждения

Этиленгликоль

0,0006

0,008

3.9.3 Водоснабжение

Потребность в энергоресурсах

определяется

мощностью

насосного

оборудования.

Выбросы

Состав выбросов ЗВ в атмосферный воздух обусловлен процессами дегазации

подготавливаемой воды, испарения с открытых поверхностей.

Сточные воды

Номенклатура загрязняющих веществ сточных вод в основном определяется

источниками их образования. Так, загрязняющими веществами сбрасываемых

продувочных сточных вод системы оборотного водоснабжения являются минеральные

соли. Основными загрязняющими веществами сточных вод установок водоподготовки

являются избыток регенерационного раствора (поваренной соли), продукты

регенерации катионита (соли кальция и магния), взвешенные вещества (крошка ионно-

обменных смол, применяемых в качестве загрузки фильтров водоподготовительной

установки). Загрязняющими веществами сточных вод от продувки котлов являются

соли жесткости (соли кальция и магния). Загрязняющими веществами от промывки

кварцевых фильтров водопровода являются взвешенные вещества и железо (при

использовании подземных источников водоснабжения).

Отходы

В процессах водоподготовки могут образовываться следующие виды отходов:

отходы (осадки) при механической и биологической очистке сточных вод;

–

отходы (осадки) от реагентной очистки сточных вод;

–

отходы (осадки) при промывке канализационных сетей;

–

отходы улавливаемые пескоуловителями на очистных сооружениях;

–

отходы от водоэксплуатации;

–

шлам известковый;

–

отработанные ионообменные смолы;

–

осадки седиментации;

–

осадки при умягчении воды;

–

осадки от чистки котлов;

–

осадки от опреснителей воды;

–

осадок из отстойников;

–

отработанные сорбенты и фильтрующие материалы.

165

Таблица 3.88 - Отходы, образующиеся на установке подготовки воды из водозабора

Передача на

Смет с территории

Чистка и уборка

утилизацию

предприятия

территории

0,66

другой

малоопасный

предприятия

организации

Передача на

Смет с территории

Чистка и уборка

утилизацию

предприятия

территории

0,56

другой

малоопасный

предприятия

организации

3.9.4 Канализация и очистные сооружения

Энергопотребление

В качестве примера в таблице

3.89 представлены данных потребления

энергоресурсов факельных установок утилизации промстоков (ГФУ). В таблице 3.90

приведны сведения об уровнях энергопотребления канализационными насосными.

Таблица 3.89 - Потребление энергоресурсов факельными установками утилизации

промстоков

Параметры

Показатели

ГФУ1

ГФУ2

ГФУ3

Производительность по промстокам, м³/ч

2,5-6,0

1,5-2,0

2,0

Расход топливного газа, м³/ч

1250-3000

1250

700

Расчетное количество газа на сжигание 1 м³промстоков, м³

500

840-625

350

Таблица 3.90 - Потребление электроэнергии канализационными насосными

Минимальный

Максимальный

Наименование

Единицы измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

кВт*ч/т

421548

электроэнергии

Выбросы

Выбросы в атмосферу установок очистки сточных вод происходят за счет

улетучивания веществ в процессе отстаивания в сепараторах, прудах-отстойниках,

флотационных установках или из канализации. Выбросы очистных сооружений газовых

промыслов будут в основном содержать метан. При наличии блока биологической

очистки сточных вод в атмосферу будут поступать сероводород, аммиак,

этилмеркаптан, метилмеркаптан, оксид углерода, диоксид азота, метан.

166

Таблица 3.91 - Выбросы загрязняющих веществ от установки сжигания стоков на ГФУ

Код

Наименование

Годовая масса

Минимальный

Средний

загрязняющего

выбросов

выброс

вещества по

вещества

загрязняющего

1316 (I- для

выбросов

вещества, тонн

вещества, г/с

атм. воздуха)

Азота диоксид

5,34

1,29

1,34

Азота оксид

0,87

0,21

0,22

Бензапирен

0,00000005

0,00000001

1,13•10^-8

Метан

1,31

0,31

0,33

Углерода оксид

44,5

10,7

11,1

Азота диоксид

8,18

1,97

2,04

Азота оксид

1,3288

0,3207

0,35

Бензапирен

0,000000068

0,000000016

0,000000017

Метан

2,01

0,49

0,50

Серы диоксид

1,35

0,33

0,34

Углерода оксид

Сбросы

Основными источниками образования производственных стоков на

предприятиях отрасли являются процессы:

- сепарации газа (конденсационно-пластовые сточные воды, содержащие

нефтепродукты, песок, глинистые частицы, в некоторых случаях ингибиторы коррозии и

гидратообразования, ионы железа, сероводород и углекислый газ);

- регенерации раствора гликоля (рефлюксная вода, содержащая ДЭГ или ТЭГ);

- регенерации метанола;

- промывки оборудования;

- продувки котлов и систем оборотного водоснабжения (сточные воды,

содержащие соли натрия и калия);

- водоподготовки (сточные воды установок водоподготовки);

- охлаждения оборудования.

Кроме того, источниками производственных сточных вод являются

вспомогательные производства предприятий.

На состав производственных сточных вод оказывают влияние природный состав

пластовых вод и применяемые реагенты при добыче, подготовке и переработке газа.

Основными показателями качественного состава производственных сточных вод

являются взвешенные вещества (песок, глинистые частицы), нефтепродукты, в

некоторых случаях ингибиторы коррозии, ионы железа, ди- или триэтиленгликоль,

метанол, соли натрия и калия, а также производные или составляющие этих веществ и

продукты их трансформации.

Нефтепродукты, метанол, фенолы, гликоли, ингибиторы коррозии

специфические загрязнители, содержание которых в сточных водах обусловлено

технологией основного и вспомогательного производства.

Также важно отметить большое содержание в промышленных стоках,

поступающих на очистные сооружения ионов железа (двух и трёх валентное),

содержание которых может достигать до 100 мг/дм³. Данная проблема характерна для

167

газовых северных месторождений, содержащих в газе СО₂, и требует для своего

решения использования особых установок по очистке, ввода ингибиторов коррозии или

применения дорогостоящих коррозионно-стойких труб, установки озонирования для

обезжелезивания, что приводит к удорожанию производства в целом.

В таблице

3.92 приведен перечень источников образования сточных вод,

структурированных по видам экономической деятельности и технологическим

процессам.

Таблица 3.92 - Перечень характеристик источников образования сточных вод

Технологический объект - источник образования сточных вод

Газосборный коллектор

Станция охлаждения газа

Установка комплексной подготовки газа

Установки очистки и осушки газа

Установки регенерации реагентов

Склады и резервуарные парки

Технологический процесс

Системы теплоснабжения

Системы водоснабжения

Системы канализации

Скважины

Система подготовки газа к транспорту

Конденсатопровод

Межпромысловый коллектор газа

Метанолопровод

Компрессорная станция

ГПА

Установка очистки газа

Производственно-технологические установки

Промысловая подготовка

природного газа

Установка регенерации метанола

Установки сепарации пластового газа высокого давления

Установки очистки газа от сероводорода и окиси углерода

Установка осушки и отбензинивания газа

Установка очистки и компримирования газа среднего

давления

Установка стабилизации конденсата и обработки СВ

Склады хранения и отгрузки готовой продукции

Общезаводское оборудование

Системы теплоснабжения

Системы водоснабжения

Системы канализации

Хозяйственно-бытовые сточные воды и производственные сточные воды с

качественным составом близким к хозяйственно-бытовым проходят обработку на

очистных сооружениях биологической очистки. Основными загрязнителями

168

хозяйственно-бытовых сточных вод являются взвешенные вещества, соединения азота

(азот аммонийный, азот нитратов и азот нитритов), соединения фосфора, железо и

синтетические поверхностно активные вещества (СПАВ).

Поверхностный сток (дождевые и талые воды) на ряде предприятий

канализуется совместно с производственными и хозяйственно-бытовыми сточными

водами, на других предприятиях сброс дождевых (талых) вод не организован. На

загрязнение поверхностного стока промплощадки существенно влияют характер

технологических процессов, количество и техническое состояние автотранспорта и

механизмов, организации складского хозяйства, культура производства на

предприятии, благоустройство и качество уборки территории.

Характеристики сточных вод и состав очищенных для сточных вод приведены в

таблице 3.93.

Таблица 3.93 - Характеристика производственных сточных вод до и после очистки

Неочищенная вода

После

ЗВ

Ед. изм.

минимум

ср. знач.

максимум

очистки

Взвешенные

мг/л

100

вещества

200

Нефтепродукты

мг/л

500

1000

МЭГ

мг/л

100

1000

1500

Na⁺

мг/л

0,1

0,19

K⁺

мг/л

0,05

0,12

Mg²⁺

мг/л

0,8

Ca²⁺

Cl^-

мг/л

HCO

мг/л

150

200

Азот

мг/л

4,0

аммонийный

Фосфаты

мг/л

0,1

HSO

мг/л

H₂S

мг/л

0,5

0,75

0,9

0,2

Минерализация

мг/л

250

500

750

500

Нитраты

мг/л

20,0

Нитриты

мг/л

0,05

БПК_полн.

мг/л

2500

130

мг/л

4-5

6,5-8,5

Промышленные отходы

В процессе очистки сточных вод образуется значительные объемы шламов

(таблица

3.94). Шлам, образующийся в результате очистки пластовых вод и

производственных сточных вод на газовых месторождениях состоит из:

 песка, глины, минеральных солей (не менее 62,76 %);

 хлоридов натрия и кальция (от 10 % до 24,52 %);

 сульфида железа (не более 0,7 %);

 нефти (не более 1 %).

169

Таблица 3.94 - Отходы, образующиеся при канализовании и на очистных сооружениях

Ил избыточный

биологических

Биологическая

очистных

Передача на

Канализа-

очистка

сооружений

утилизацию

ционные

хозяйственно-

1,42

хозяйственно-

другой

насосные

бытовых

бытовых и

организации

стоков

смешанных сточных

вод

Таблица 3.95 - Характеристика отходов канализации и очистных сооружений

Отход

Характеристика отхода

Отходы (осадки) с песколовок и

Осадки, содержащие песок, глину, воду, минеральные

отстойников, содержащие тяжелые

соли (не менее 66,15 %; продукты коррозии (оксиды

фракции углеводородов в

железа; сульфиды железа), серу, ионы металлов: медь

количестве менее 10 %

(не более 0,01 %), марганец (не более 0,09 %), цинк (не

более 0,02 %), свинец (0,01 %) и тяжелые фракции

углеводородов (асфальтены, смолы) - менее 10 %,

образуются при очистке производственных сточных вод в

отстойниках и песколовках

Отходы (осадки) с песколовок и

Осадки, содержащие минеральные компоненты (песок,

отстойников, содержащие тяжелые

глину, воду, минеральные соли) не менее 45,83 %,

фракции углеводородов в

оксиды железа не более 6 %, сульфиды железа не более

количестве 10 % и более

18 %, хлориды натрия и кальция (не более 1,44 %) и в

том числе тяжелые фракции углеводородов

(асфальтены, смолы, парафины) в количестве 10 % и

более, образуются при очистке производственных

сточных вод в отстойниках и песколовках

Всплывающая пленка из

Всплывающая пленка, содержащая газоконденсат (от 15

нефтеуловителей

% до 70 %), минеральные масла (до 10 %), воду и

(бензиноуловителей)

механические примеси, образуется при отстаивании

водонефтяных эмульсий в нефтеуловителях

Шлам нефтеотделительных

Шлам, состоящий из песка, глины, минеральных солей

установок

(не менее 38 %); оксидов железа (не более 5 %),

сульфидов железа (не более 10 %), асфальтенов, смол

(не более 28 %), нефти (не более 10 %) и воды (не более

9 %), образуется при очистке производственных и

ливневых сточных вод от газоконденсата и масел на

нефтеотделительных установках

170

Окончание таблицы 3.95

Отход

Характеристика отхода

Отходы от установок очистки

Шлам, состоящий из песка, глины, минеральных солей

пластовых вод и производственных

(не менее 62,76 %), хлоридов натрия и кальция (от 10 %

сточных вод перед закачкой в пласт

до 24,52 %), сульфида железа (не более 0,7 %), нефти

на газовых месторождениях

(не более 1 %), образуется в результате очистки

пластовых вод и производственных сточных вод на

газовых месторождениях

Отходы от установок очистки

Шлам, состоящий из песка, глины, минеральных солей

пластовых вод и производственных

(не менее 30,5 %), хлоридов натрия и кальция (не более

сточных вод перед закачкой в пласт

14,2 %), железа сульфида (не менее 10,7 %), нефти (не

на газоконденсатных

менее 17,2 %), натрия сульфита (не более 15,78 %),

месторождениях

образуется в результате очистки пластовых вод и

производственных сточных вод перед закачкой в пласт

на газоконденсатных месторождениях

Ткани фильтровальные, тканевые

Целлюлоза фильтровальная текстильная, содержащая

фильтры, отработанные в процессе

песок (не более 7,29 %), воду (не более 27,69 %)

очистки нефтесодержащих

нефтепродукты (не более 25 %), диэтаноламин (не более

производственных сточных вод

0,1 %), железа оксид (не более 1,06 %), натрия хлорид

(не более 0,37 %) и серу (не более 2,43 %), образуется в

результате замены фильтра по истечении срока годности

и/или досрочном выходе из строя при техническом

обслуживании и ремонте установок очистки амино-, соле-

и нефтесодержащих сточных вод

Сульфоуголь, отработанный в

Сульфоуголь, содержащий механические примеси и

процессе водоподготовки (очистка

воду, образуется в результате замены по истечении

воды от механических примесей и

срока годности в процессе водоподготовки

умягчения питьевой воды)

Кварцевый песок, отработанный в

Не пригодный для использования песок (диоксид

процессе очистки воды от железа

кремния), содержащий оксиды железа, воду и

при водоподготовке

механические примеси, образуется при очистке воды от

железа в процессе водоподготовки

Ионообменные смолы для

Катионовая смола, утратившая потребительские

водоподготовки, потерявшие

свойства и содержащая механические примеси и воду,

потребительские свойства

образуется в результате замены по мере загрязнения

и/или по истечении срока годности при техническом

обслуживании установки водоподготовки

Отбросы с решеток

Отбросы, содержащие куски бумаги, текстиля,

пластмассы, веток и др., оседающие на решетках,

образуются при первичной очистке сточных вод

Отходы (осадки) при механической

Осадок, содержащий песок, оксиды железа,

очистке сточных вод

нефтепродукты в количестве менее 15 %, образуются

при механической очистке сточных вод

Осадок с песколовок и отстойников

Осадки песка, содержащего оксиды железа,

очистных сооружений (в том числе

нефтепродукты в количестве менее 15 %, образуются

осадок ливневых стоков)

при очистке ливневых стоков на песколовках и

отстойниках

Иловые осадки после биологической

Ил отработанный, содержащий белок, клетчатку,

очистки хозяйственно-бытовых,

нефтепродукты (не более 5 %), образуется при

сточных вод

биологической очистке хозяйственно-бытовых и сточных

вод на очистных сооружениях

Осадки с иловых площадок

Ил отработанный, содержащий белок, клетчатку, воду и

нефтепродукты (не более 1,5 %), образуется при

биологической очистке сточных вод на очистных

сооружениях

171

Выбор технологии очистки сточных вод должен производиться в соответствии с

горизонтальным справочником НДТ - информационно-техническим справочником НДТ

8-2015 «Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении

работ и оказании услуг на крупных предприятиях».

3.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию

метанола

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха парами метанола

на объектах УКПГ являются:

а)

неорганизованные источники:

1) разгружаемые транспортные емкости (авто- и железнодорожные цистерны,

бочки, резервуары водного транспорта);

2) приемные и технологические резервуары «чистого» метанола и водо-

метанольного раствора;

3) запорно-регулирующая арматура на внешних и внутренних технологических

линиях УКПГ;

б)

организованные источники:

1) непрерывного действия - вытяжные трубы систем общеобменной вентиляции

из помещений основного технологического оборудования;

2) периодического действия

- «залповые выбросы» от «свечей» при

периодических продувках технологического оборудования.

Валовый выброс природного газа при заправке метанольных устройств

составляет 3,913 т/год.

172

Таблица 3.96 - Выбросы от организованных источников

Валовые выбросы, т/год

Макс.-разовые выбросы, г/с

Кол-во

Наименование оборудования

От единицы

От всех ед.

От единицы

От всех ед.

г/м³

м/с

ед.

оборудования

Насосная метанола

(V_в= 16000 м³/ч;

F_вп= 0,785 м²)

Насос

0,425

0,0135

0,0034

5,7

Задвижка

0,0395

0,0013

Фланцы

0,158·10^-3

0,632·10^-3

0,49·10^-4

1,96·10^-4

Итого

0,465 т/г

0,0150 г/с

Компрессорная

(V_в= 8500 м³/ч;

F_вп= 0,785 м²)

Компрессор центробежный

0,8·10^-4

0,25·10^-5

1,9·10^-6

3,01

Кран-отсекатель

0,053·10^-4

0,106·10^-4

0,17·10^-6

0,34·10^-6

Предохранительный клапан

0,548·10^-4

1,74·10^-6

Фланцы

0,192·10^-7

1,536·10^-7

0,61·10^-9

0,488·10^-6

Итого

1,47·10^-4

4,58·10^-6

Цех УКПГ

(У_в=250000 м³/ч

Р_вп= 19,6 м²)

Кран-отсекатель

0,053·10^-4

0,17·10^-6

2,1·10^-4

3,5

0,274·10^-4

0,80·10^-6

Задвижки

0,0395

0,079

0,0013

0,0026

Предохранительные клапаны

0,175

0,350

0,0039

0,0078

Фланцы*'

0,181·10^-4

5,7·10^-6

Резервуар водо-

0,548·10^-4

1,74·10^-6

метанольного

1,58·10^-4

44,24·10^-4

4,9·10^-6

0,137·10^-3

раствора

0,129

0,004

Итого

0,563

0,0145

173

3.9.6 Факельные установки

Ресурсопотребление

Уровни энергопотрбления факельными установками приведены в таблице 3.97.

Таблица 3.97 - Потребление энергетических ресурсов факельными установками

Минимальный

Максимальный

Наименование

Единицы измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

т.у.т.

14227

26827

топлива (всего)

Потребление

т.у.т.

топлива (жидкого)

Потребление

т.у.т.

14227

26827

топлива (газового)

Потребление

кВт*ч/т

27740

33288

электроэнергии

Потребление пара

Гкал

2107

2216

Выбросы

Эффективность сжигания, свечение, сажа и шум зависят от факельной системы.

Хорошо функционирующие факелы обычно достигают превращения

углеводородов в CO₂, 1,5 % - частично сожженные продукты (почти все СО) и 0,5 % -

не превращенные. Закрытые наземные факелы имеют сниженный уровень шума и

дыма по сравнению с высотными факелами. Однако первоначальная стоимость часто

делает их неподходящими для больших выбросов по сравнению с высотными

системами.

Для снижения уровня образования отходов применяют метод возврата

катализаторов, абсорбентов, адсорбирующих веществ и другим производителям для

утилизации.

В таблице

3.98 представлены средние значения выбросов загрязняющих

веществ факельных установок.

174

Таблица 3.98 - Выбросы загрязняющих веществ факельных установок

Код

Максимальный

Наименование

Годовая масса

Минимальный

загрязняющего

выброс

Средний выброс

загрязняющего

выбросов

выброс

вещества по 1316

загрязняющего

вещества

загрязняющего

(I - для атм.

вещества

вещества, г/с

выбросов

вещества, тонн

вещества, г/с

воздуха)

выбросов, г/с

Азота диоксид

0,00002 - 756

0,000005 - 24

Азота оксид

0,0003 - 123

0,00008 - 3,89

Метан

4,6017 - 3,54

0,15 - 4,99

Углерод (Сажа)

доп. 195

4,02 - 629,7

1,01 - 20

Углерода оксид

33,5 - 6297

8,38 - 199,7

Азота диоксид

5,34 - 8,18

1,29 - 1,97

1,34 - 2,04

Азота оксид

1,33 - 0,87

0,21 - 0,32

0,11 - 0,22

0,000000045 -

0,000000011 -

Бензапирен

0,000000068

0,000000016

0,000000017

Метан

1,31 - 2,01

0,32 - 0,49

0,33 - 0,50

Серы диоксид

0,188 - 1,3466

0,006 - 0,33

0,25 - 0,34

Углерода оксид

44,5084 - 68,1434

10,7 - 16,4

11,1 - 17

175

Отходы

Вид и состав отходов, образующихся на факельном хозяйстве, представлены в

таблице 3.99.

Таблица 3.99 - Характеристика отходов факельных установок

Смет с

Чистка и

Передача на

Сжигание

территории

уборка тер-

утилизацию

на

0,66

предприятия

ритории

другой

факеле

малоопасный

предприятия

организации

Чистка и

Передача на

уборка тер-

утилизацию

0,562

0,56

ритории

другой

предприятия

организации

Физические факторы воздействия

В таблице 3.100 приведены уровни контролируемых физических воздействий на

факельных установках.

Таблица 3.100 - Уровни контролируемых физических воздействий на факельных

установках

технологическое

Факел

Шум

дБА

60-63

оборудование

технологическое

неустранимый

Шум

дБА

91.2

оборудование

фактор

Электромагнитное

Электрическое

В/м

Факел ГФУ

загрязнение

поле от ПЭВМ

Электромагнитное

Магнитный поток

нТл

570

загрязнение

от ПЭВМ

предусмотреть

Факел

обеспечение

компрессорные

установки

Шум

дБА

61-81

предельных

воздушные

утилизации

уровней звукового

давления

176

3.9.7 Утилизация отходов

Ресурсопотребление

Уровни потребления энергоресурсов представлены в таблице 3.101.

Таблица

3.101

- Потребление энергетических ресурсов установкой переработки

шламов

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

кВтч

1103088

электроэнергии

Потребление

кВт*ч/т

3,54

21,1

электроэнергии

Гкал

14356

Потребление пара

Гкал

804

2019

Потребление пара

Свежая вода

м³

106725

м³/т

5911

11133

Свежая вода

Выбросы

Объемы выбросов ЗВ от установки переработки шламов приведены в таблице

3.102.

Таблица 3.102 - Выбросы установки переработки шламов УПНШ

Максимальный

Наименование

Годовая масса

Минимальный

Средний

выброс

загрязняющего

выбросов

выброс

загрязняющего

вещества

загрязняющего

вещества

выбросов

вещества, тонн

вещества, г/с

выбросов, г/с

Углеводороды

предельные C₆-

0,94

1,05

1,99

C₁₀

Бензол

0,55

0,015

0,017

0,033

Диметилбензол

(ксилол) (смесь

1,59

0,045

0,05

0,096

мета-, орто- и

параизомеров)

Метилбензол

3,71

0,11

0,12

0,22

(толуол)

Отходы

В таблице 3.103 приведены виды и состав отходов системы утилизации отходов.

177

Таблица 3.103 - Отходы системы утилизации отходов

Отход

Характеристика отходов

Отходы песка, не

Остатки песка, не содержащие опасных компонентов,

загрязненного опасными

образуются в результате проведения землеройных работ при

веществами

строительстве площадки хранения буровых растворов,

земляных амбаров хранения отходов бурения

Грунт, образовавшийся при

Остатки грунта, не содержащие опасных компонентов,

проведении землеройных

образуются в результате проведения землеройных работ при

работ, не загрязненный

строительстве площадки резервуаров хранения буровых

опасными веществами

растворов, земляных амбаров хранения отходов бурения и др.

В случае использования газоочистки при переработке шламов, то используются

щелочные растворы гидроксидов и оксидов кальция, в результате чего в качестве

отходов технологии образуется сульфат кальция.

Состав остатка после утилизации шлама представлен в таблице 3.104.

Таблица 3.104 - Состав остатка утилизации шлама

Наименование

Агрегатное

Состав

Содержание, %

отхода

состояние

10,6

Вода

Органическое вещество

0,18

Нефтепродукты

0,054

Зола

88,64

Свинец

0,0009

Цинк

Минеральный

0,0011

Твердое

Медь

остаток

0,0031

Никель

0,0021

Кобальт

0,0032

Железо

0,45

Марганец

0,058

Хром

0,036

Хлориды

0,059

Физические факторы воздействия

К физическим факторам воздействия при утилизации отходов относят шум,

вибрацию, тепловое излучение, электромагнитное загрязнение (таблица 3.105).

Таблица 3.105 - Физические воздействия, производимые установкой переработки

шламов

Единицы

Уровень

Фактор воздействия

Источник воздействия

измерения

воздействия

Шум

технологическое оборудование

дБА

Вибрация

технологическое оборудование

дБ

факторы среды, технологическое

Тепловое воздействие

гр. Цельсия

27.9

оборудование

Электромагнитное

Электрическое поле от ПЭВМ

В/м

загрязнение

Электромагнитное

Магнитный поток от ПЭВМ

нТл

580

загрязнение

178

3.9.8 Резервуарный парк

Газосброс природного газа является технологической операцией, применяемой

для сброса избытков газа или отработанного газа из элементов стационарных

криогенных систем хранения (резервуаров, трубопроводов, подстыковочных узлов

коммуникации, узлов рассечек и т.п.), транспортных резервуаров, а также при

эвакуации газа из других криогенных аппаратов и установок.

Пары СПГ должны, как правило, сбрасываться в специальные газоприемные

устройства, возвращаться на производство СПГ или в другой технологический цикл

работы криогенных систем, возвращаться в общепромышленную газовую сеть и лишь

при невозможности вышеперечисленного - выбрасываться в атмосферу.

При возврате сбрасываемого газа на производство или в технологический цикл

чистота возвращаемого СПГ должна соответствовать требованиям производства или

требованиям технологии работы криогенной системы.

Выброс паров в атмосферу может производиться с дожиганием их в

специальном факельном устройстве. В отдельных случаях, например, при

срабатывании предохранительных клапанов и разрывных мембран при проведении

газосброса в пути следования цистерны допускается выброс газа и паров без

дожигания с отведением выбрасываемой среды в безопасное место.

3.10 Определение маркерных веществ для объектов добычи газа

Газодобывающая промышленность оказывает значительное негативное

воздействие на окружающую среду в районах разработки и эксплуатации

месторождений, а также в прилегающих к объектам газодобычи населенных пунктах.

Добыча природного газа как комплекс технологических операций и процессов влияет

на атмосферный воздух, поверхностные и подземные водные ресурсы, почву,

растительность, животный мир и геологическую среду.

Результатом антропогенного воздействия газодобывающих предприятий на

окружающую среду становятся ее качественные изменения, вызванные нарушением

структурных и функциональных связей между ее компонентами. Особенно характерно

проявление последствий нарушения естественного равновесия природных комплексов

в криолитозоне, где осуществляется значительная часть добычи газа. Причиной

изменений геодинамического состояния элементов рельефа, геокриологической

обстановки, ландшафтно-климатических, гидрогеологических и других условий

является совокупное воздействие газодобывающих промыслов на все компоненты

геосистем, что представляет собой одну из определяющих особенностей данной

отрасли промышленности [59].

Кроме того, характерной чертой всех видов загрязнений, связанных с

газодобычей, является непредсказуемость, неравномерность, непостоянство состава

загрязнений. Вещества, входящие в состав техногенных потоков, геохимически

активны, часто высокотоксичны и опасны для природной среды [60].

Каждая из стадий освоения газоносных территорий отличается степенью

преобразования природной среды и уровнями воздействия на нее. Анализ отдельных

технологических процессов и установок, а также качественных и количественных

179

показателей негативного влияния на окружающую среду позволяет выделить основные

источники воздействия и состав загрязняющих веществ, поступающих в объекты

окружающей среды.

В соответствии с распоряжением Правительства РФ № 1316-р от 8 июля 2015 г.

[61], устанавливающим перечень загрязняющих веществ, в отношении которых

применяются меры государственного регулирования в области охраны окружающей

среды, система нормирования экологических воздействий газодобывающих компаний

должна охватывать только загрязняющие вещества, входящие в этот перечень и

характерные для данного типа промышленности.

В соответствии с п.5 ст. 67 ФЗ от 10.01.2002 г. № 7 «Об охране окружающей

среды» (с изм. от 3.07.2016 г.), «при осуществлении производственного экологического

контроля измерения выбросов, сбросов загрязняющих веществ в обязательном

порядке производятся в отношении загрязняющих веществ, характеризующих

применяемые технологии и особенности производственного процесса на объекте,

оказывающем негативное воздействие на окружающую среду (маркерные вещества)»

[62].

Таким образом, с целью оптимизации механизма производственного контроля и

мониторинга состояния окружающей среды из перечня загрязняющих веществ,

характерных для данной отрасли промышленности, выделяются маркерные вещества

[63]. Маркерным веществом является «наиболее значимый представитель группы

веществ, внутри которой наблюдается тесная корреляционная взаимосвязь,

выбираемый по определенным критериям. Особенностью маркерного вещества

является то, что по его значению можно оценить значения всех веществ, входящих в

группу» [64].

Федеральным законом № 219-ФЗ вводится новый инструмент осуществления

производственного экологического контроля

- маркерные вещества: «При

осуществлении производственного экологического контроля измерения выбросов,

сбросов загрязняющих веществ в обязательном порядке производятся в отношении

загрязняющих веществ, характеризующих применяемые технологии и особенности

производственного процесса на объекте, оказывающем негативное воздействие на

окружающую среду (маркерные вещества)».

Данное определение абстрактно, поэтому его необходимо конкретизировать в

подзаконных актах для того, чтобы установить способ формирования перечня

маркерных веществ для конкретных предприятий. При этом в законе 219-ФЗ не

оговаривается, каким способом должна осуществляться конкретизация, т.е. этот

вопрос является предметом обсуждения и принятия решения. Принимаемое решение

во многом определит порядок работы органов власти и предприятий в части

нормирования,

разрешительных

процедур

утверждения

документов,

производственного экологического контроля, эффективность этой деятельности и

временные и финансовые затраты на нее.

В существующем законодательстве имеются следующие перечни загрязняющих

веществ:

- Примерный перечень загрязняющих веществ, способных накапливаться в

донных отложениях водных объектов (утв. приказом Министерства природных

ресурсов и экологии от 24 февраля 2014 г. № 112);

180

- Перечень загрязняющих веществ, в отношении которых применяются меры

государственного регулирования в области охраны окружающей среды (утв.

распоряжением Правительства РФ от 8 июля 2015 г. № 1316-р);

- Перечень вредных веществ, подлежащих контролю в воздухе

производственных помещений (утв. постановлением Главного государственного

санитарного врача РФ от 30 мая 2003 г. № 107);

- Перечень загрязняющих веществ и их ПДК на рабочих местах в дорожном

хозяйстве (утв. распоряжением Минтранса РФ от 14 апреля 2003 г. № ОС-339-р);

- Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу на разных этапах

строительства скважин (утв. Минтопэнерго РФ и Минприроды РФ 25 января, 10 августа

1996 г.);

- Перечень основных загрязняющих веществ, выделяемых предприятиями ТДК,

их ПДК в атмосферном воздухе населенных пунктов (утв. Министерством охраны

окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации 18 ноября

1992

года);

- Перечень веществ, вредных для здоровья людей или для живых ресурсов

моря, сброс которых запрещается, и нормы предельно допустимой концентрации этих

веществ в сбрасываемых смесях в открытом море при наличии разрешения (утв.

Министерством природных ресурсов РФ 12 июля 1999 г.).

Приведенные перечни используются в системе государственного управления

для решения той или иной управленческой задачи (осуществления контроля

концентрации загрязняющих веществ на рабочих местах в дорожном хозяйстве, в

воздухе производственных помещений и т.д.).

Следует отметить высокий уровень конкретизации некоторых задач,

инструментом решения которых являются указанные выше перечни веществ

например, задача контроля концентрации вредных веществ, выбрасываемых на

разных этапах строительства скважин [65].

В случае разработки перечней маркерных веществ также необходимо

установить решаемую с помощью данного инструмента задачу управления. Опыт

выделения некоторого подмножества загрязняющих веществ, аналогичного множеству

веществ, определяемому как «маркерные», можно усмотреть в системе экологического

регулирования США.

Законом о чистом воздухе от

1970 г. установлен перечень индикаторных

загрязняющих веществ (criteria pollutants) для атмосферного воздуха: свинец, двуокись

азота, окись углерода, озон, диоксид серы и твердые частицы. Индикаторные вещества

выделяются среди загрязняющих веществ большей распространенностью и большими

объемами выбросов.

В нашей стране обсуждение идеи использования маркерных веществ в системе

управления качеством окружающей среды началось задолго до ее законодательного

внедрения. Одной из первых попыток такого внедрения является включение концепции

выделения маркерных веществ в Экологическую промышленную политику (далее -

ЭПП), разработанную и утвержденную Российским союзом промышленников и

предпринимателей (РСПП). Данный документ фиксирует позицию российского бизнес-

сообщества в решении проблем экологического регулирования.

В основе определения понятия «маркерные вещества», содержащегося в ЭПП,

лежит утверждение о том, что каждая технология обладает определенным спектром

181

воздействия - набором загрязняющих веществ, попадающих в окружающую среду в

результате применения данной технологии. Спектр воздействия характеризуется

наличием зависимости между концентрациями содержащихся в нем веществ. То есть,

зная концентрации части веществ спектра воздействия, можно с высокой точностью

контролировать концентрацию остальных веществ спектра. Выбор веществ,

концентрация которых позволяет судить о концентрации остальных веществ спектра,

есть выбор маркерных веществ для данной технологии.

Таким образом, для определения подмножества маркерных веществ из

множества загрязняющих веществ можно использовать различные подходы, некоторые

из которых проиллюстрированы выше. Маркерные вещества при этом выступают в

качестве инструмента решения некоторых задач управления качеством окружающей

среды. Для осуществления выбора подхода к определению понятия «маркерные

вещества» необходимо определить задачу управления, которая должна решаться с

помощью данного инструмента.

Рассмотренные выше подходы к определению маркерных веществ отвечают

следующим задачам управления качеством окружающей среды:

Задача уменьшения нагрузки на предприятия по контролю

выбросов/сбросов загрязняющих веществ (уменьшение затрат на датчики онлайн

контроля). Решается при определении маркерных веществ как веществ, концентрация

которых позволяет оценивать концентрацию группы веществ для данной технологии.

Данный подход предлагается ЭПП.

Применение данного подхода приводит к сокращению группы веществ,

необходимых для мониторинга на данном предприятии. Отметим, что подход не

подразумевает обязательной установки датчиков онлайн-контроля «на конце трубы» -

возможен контроль параметров осуществления производственного процесса на

промежуточных этапах. Данная задача показывает наличие такого атрибута понятия

«маркерные вещества», как «технология». При применении такого подхода легко

проиллюстрировать разницу между маркерными и опасными загрязняющими

веществами. Для смеси веществ, являющейся спектром воздействия данной

технологии, маркерным веществом может быть выбрано не самое опасное в смеси, а,

например, затраты на измерение концентрации которого наименьшие, или

надежность/простота измерения концентрации которого выше. Очевидно, что при

применении данного подхода составление общего перечня маркерных веществ для

всех предприятий противоречит решаемой задаче управления - снижению количества

веществ, концентрацию которых необходимо контролировать на данном предприятии.

Задача уменьшения нагрузки на службы мониторинга воздействия на

окружающую среду. Решается при определении маркерных веществ как веществ,

вносящих наибольший вклад в загрязнение окружающей среды. Так же, как и в случае

определения маркерных веществ на основе спектра воздействия технологии (подход

№ 1), определяемые на основе данного подхода маркерные вещества не обязательно

входят в категорию опасных. Данная задача показывает наличие такого атрибута

понятия «маркерные вещества», как «локализация» (конкретная среда). Отметим, что

составление общего перечня маркерных веществ, определенных для каждой

конкретной территории приведет к необоснованному увеличению количества

загрязняющих веществ, концентрацию которых необходимо измерять для каждой

территории.

182

Задача администрирования экологической платы. Решается при

определении маркерных веществ как веществ, плата за которые составляет основную

часть всей экологической платы предприятия. При таком подходе выделяется часть

загрязняющих веществ предприятия, суммарные экологические платежи за

выбросы/сбросы которых составляют незначительную часть от общей суммы

экологических платежей. Отмена необходимости осуществления выплат за

сбросы/выбросы данных веществ позволяет также избежать расходов по их

администрированию. Данная задача показывает наличие такого атрибута понятия

«маркерные вещества», как «структура экологических платежей».

Определение перечня маркерных веществ на основе определения задачи,

решаемой с помощью данного инструмента в рамках экологического законодательства,

не осуществлялось. Перечни, соответствующие той или иной задаче управления,

необходимо разработать. Существующие перечни определены эмпирически, что

привело к неконтролируемости их содержания.

Методика выбора группы маркерных веществ для оптимизации системы

мониторинга атмосферного воздуха

[66] была разработана в

1995 г. и может

применяться и в отношении веществ, загрязняющих другие среды.

Маркерным веществом (или маркером), по этой методике, называется наиболее

яркий представитель корреляционной плеяды, который выбирается исходя из

определенных критериев. Особенностью маркерного вещества является то, что по его

значению можно оценить значения всех веществ, входящих в корреляционную плеяду.

В связи с применением в настоящей методике вероятностных способов оценки

необходима предварительная статистическая обработка имеющихся массивов данных

по всем видам воздействий на окружающую среду, которая предназначена для

выявления грубых ошибок. При анализе аномальных (резко выделяющихся)

наблюдений для отдельно взятого фактора его значения рассматриваются как

самостоятельный вариационный ряд и для него определяются аномальные

наблюдения с 5 %-ным уровнем значимости.

Анализ аномальных наблюдений выполняется до основной обработки данных.

Это необходимо для исключения из матрицы исходных данных грубых ошибок и резко

выделяющихся наблюдений, уровни которых сложились под влиянием особых

факторов, не характерных для основной совокупности. Аномальные наблюдения

определяются для каждого значения фактора в отдельности с использованием

статистики:

где: x_ik- i-тое наблюдение i-того фактора;

xk - среднее значение i-того фактора;

σ_k- среднее квадратическое отклонение i-того фактора.

Данная статистика имеет распределение Стьюдента и сравнивается с

табличным значением коэффициента Стьюдента для уровня значимости α=0,95 с n-3

183

степенями свободы (где n - количество наблюдений). Если значение

то данное наблюдение является аномальным и подлежит корректировке или

удалению.

Следует отметить, что резко выделяющиеся наблюдения могут содержать

достаточно важную информацию, и при удалении из анализируемой совокупности

аномальных наблюдений теряется потенциально важная информация о факторах.

Поэтому вместо удаления таких наблюдений используются процедуры оценки

параметров распределения, нечувствительные к структуре данных. Эти процедуры

оценивания называются робастными. Одна из таких процедур - винзоризованные

оценки. Сущность данной процедуры заключается в замене кратных аномальных

значений упорядоченного ряда на последующие и предшествующие значения

наблюдений этого ряда.

Порядок выбора маркерных веществ

Задача выбора маркерных веществ состоит в том, чтобы все выбрасываемые

промышленными предприятиями загрязняющие вещества на территории разделить на

группы, внутри которых наблюдается тесная корреляционная взаимосвязь, а затем по

некоторым критериям из каждой группы выбрать вещество-маркер, характеризующее

состояние всей группы. При выборе маркерных веществ необходимо использовать и

обрабатывать информацию двух уровней:



информация о суммированных воздействиях промышленными

предприятиями на рассматриваемой территории;



информация о воздействиях отдельных предприятий, расположенных на

рассматриваемой территории.

Для каждого из уровней необходимо произвести аналогичные расчеты по

определению маркеров, которые сводятся к следующим действиям.

Просуммировать массы выбросов загрязняющих веществ промышленных

предприятий, находящихся на исследуемой территории в разрезе ингредиентов (для

анализа данных территориального уровня).

Определить количество общих факторов, объясняющих определенную

часть общей дисперсии. Для этого необходимо использовать следующий критерий:

количество необходимых общих факторов определяется количеством собственных

значений корреляционной матрицы больших либо равных единице. В этом случае

общие факторы будут объяснять 95 % общей дисперсии.

К данным каждого из уровней необходимо применить метод

определения главных факторов факторного анализа, в результате чего формируется

так называемая матрица факторных нагрузок. Коэффициенты этой матрицы

представляют собой не что иное, как коэффициенты корреляции между исходным

фактором и общим фактором.

Для более четкой группировки факторов к матрице факторной нагрузки

необходимо применить метод ортогонального вращения «варимакс». Это приведет к

увеличению больших и уменьшению малых факторных нагрузок.

Используя матрицу факторных нагрузок, сгруппировать все исходные

факторы. В качестве критерия группировки необходимо использовать максимальную

факторную нагрузку с одним из общих факторов. В результате все исходные факторы

184

распределятся по группам, количество которых определяется количеством общих

факторов.

Рассчитать показатель М/ПДК и отсортировать факторы внутри группы

по этому показателю.

В качестве вещества-маркера для каждой группы следует выбирать

фактор с максимальным показателем М/ПДК.

Перечень маркерных загрязняющих веществ, характерных для производства,

представлен в таблице 3.76.

Перечень маркерных ЗВ производственных процессов, технологических

операций на производственных объектах по добыче углеводородного сырья приведен

в таблице 3.106.

Таблица 3.106 - Перечень маркерных веществ

Для атмосферного воздуха

Для водных объектов

Оксиды азота (NO_xв пересчете на NO₂)

Нефтепродукты

Диоксиды серы (SO )*

Взвешенные вещества

Оксиды углерода (CO)

Солесодержание

Метан (природный газ)

ХПК

Взвешенные вещества

БПК

* Характерно для отдельных месторождений с высоким содержанием сероводорода.

185

Таблица 3.107 - Перечень маркерных ЗВ процессов, технологических операций на производственных объектах по добыче газа

Маркерные ЗВ

Оксиды азота

Номер

Наименование производственного процесса,

Монооксид

(NO_xв

Взвешенные

Диоксид

п/п

технологической операции¹⁾

Метан

углерода

перечете на

вещества

серы

NO₂)

1.1

Сбор газа

1.1.1

Продувка скважин (свеча, факел)

+²⁾

1.1.2

Продувка

технологических

трубопроводов

(газосборных

сетей

межпромысловых

+²⁾

трубопроводов,

конденсатопроводов

нестабильного конденсата) (свеча, факел)

1.1.3

Стравливание при остановке на ремонт,

продувка с целью очистки установки сепарации

+²⁾

газа (свеча, факел)

1.2

Подготовка газа

1.2.1

Подготовка технологического газа в абсорберах,

адсорберах,

фильтрах

(сепараторах),

пылеуловителях (свеча)

1.2.2

Регенерация метанола (дымовая труба)

+²⁾

1.2.3

Регенерация ДЭГа, ТЭГа (дымовая труба)

+²⁾

1.2.4

Эксплуатация факельных устройств (факел)

+²⁾

1.3

Компримирование газа

1.3.1

Компримирование газа в ГПА (выхлопная труба)

+²⁾

1.3.2

Пуск, останов и изменение режимов работы ГПА

(свеча)

1.3.3

Подогрев газа (дымовая труба)

+²⁾

186

Продолжение таблицы 3.107

Маркерные ЗВ

Номер

Наименование производственного

Оксиды азота

Монооксид

Взвешенные

Диоксид

п/п

процесса, технологической операции¹⁾

Метан

(NO_xв перечете

углерода

вещества

серы

на NO₂)

1.3.4

Стравливание из АВО газа (свеча)

1.3.5

Стравливание при остановке на ремонт,

продувка с целью очистки газопроводов

«малого» и «большого» контура (свеча)

1.3.6

Стравливание через свечи газоотделителей

системы уплотнения ЦБН (свеча)

1.4

Сжигание ПНГ (факел)

+ (сажа)

+²⁾

1.5

Сжигание промстоков (дымовая труба)

+ (сажа)

+²⁾

1.6

Стабилизация газового конденсата (дымовая

+²⁾

труба)

1.7

Сжигание газов сероочистки (дымовая труба)

+²⁾

1.8

Сжигание продувочных газов (факел)

+²⁾

1.9

Выработка тепловой энергии (дымовая труба)

+²⁾

1.10

Выработка электроэнергии на газовых и

+ (сажа)

дизельных ЭСН (дымовая труба)

1.11

Подогрев реагентов

и теплоносителей

+²⁾

(дымовая труба)

¹⁾При осуществлении иных технологических операции, сопровождаемых выбросами приоритетных ЗВ, перечень указанных

технологических операций может изменяться.

²⁾При сжигании газа с содержанием сернистых соединений.

187

3.10.1 Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав выбросов

газодобывающих предприятий

Работы установок на предприятиях добычи и промысловой подготовки

природного газа сопровождаются выделением в атмосферный воздух загрязняющих

веществ. Выделяют технологически неизбежные выбросы и выделения загрязняющих

веществ вследствие неплотностей в оборудовании или отклонений в технологическом

режиме (аварийные выбросы).

Среди технологически неизбежных выбросов различают выбросы постоянного и

периодического действия (рисунок 3.6).

Рисунок 3.6 - Источники технологически неизбежных выбросов [67]

Источники газовыделений в результате наличия неплотностей разъемных

соединений оборудования или газопроницаемости материалов являются также

выбросами постоянного действия, к ним относятся:

- соединения фланцевого типа;

- уплотнения вращающихся валов насосов и компрессоров;

- уплотнения запорно-регулирующей арматуры [67].

Также вклад в загрязнение воздуха вносят неорганизованные выбросы

погрузочно-разгрузочных операций, товарно-сырьевого парка и выбросы от

технологического оборудования.

Следует отметить, что состав выбросов при добыче газа в первую очередь

зависит от состава и свойств добываемого сырья, геологических характеристик пласта,

набора реагентов, используемых для повышения производительности пласта и

подготовки газа, и может варьироваться в зависимости от месторождения.

В выбросах нефтегазовых предприятий может быть обнаружено незначительное

количество таких веществ, как фториды газообразные (гидрофторид, кремний

188

тетрафторид) в пересчете на фтор и фтористый водород (источники: механический цех

и сварочные посты).

Были выделены основные загрязняющие вещества, входящими в состав

выбросов предприятий по добыче природного газа (рисунок 3.7):

- метан, поступающие в атмосферный воздух в результате отсутствия

герметичности оборудования;

- предельные углеводороды, система предварительной подготовки газа и

сжигание топлива;

- продукты горения топлива (диоксид и оксид углерода, оксиды азота, оксиды

серы, взвешенные вещества);

- сероводород

- при разработке отдельных месторождений с высоким

содержанием серы;

- взвешенные вещества

- при проведении буровых работ, от установок

подготовки газа.

Рисунок 3.7 - Состав выбросов основных загрязняющих веществ газодобывающего

предприятия на этапе эксплуатации

3.10.2 Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав сбросов

газодобывающих предприятий

Для водных объектов удобно устанавливать интегральные показатели

показатели, характеризующие группы индивидуальных веществ со сходными

свойствами, характеристиками или признаками, характеризующие экологическую

эффективность технологических процессов и эффективность работы очистных

сооружений, позволяющие оценить общий уровень загрязнений, не осуществляя

полной программы индивидуальных измерений. Широкий список контролируемых

показателей может негативно сказаться и на результативности мониторинга состава

сточных и поверхностных вод. При большом объеме получаемой мониторинговой

информации, в том числе частично недостоверной и противоречивой, возможность ее

анализа для оперативного принятия необходимых управленческих решений часто в

значительной мере снижается. Особенно это относится к водным объектам

многоцелевого использования, когда присутствие в воде какого-либо компонента

189

может рассматриваться для одних видов водопользования как позитивный, а для

других как негативный факт [61].

Состав сточных вод, образующийся при добыче газа, зависит от типа химических

реагентов, используемых при добыче углеводородного сырья и в целях снижения риска

коррозии оборудования и трубопроводов, химического состава добываемой продукции

и геологических характеристик пласта.

Основной объем образующихся производственных сточных вод при добыче

природного газа составляют попутно добываемые пластовые воды, характеристики

которых и обуславливают химический состав сточных вод. По данным добывающей

промышленности Северного моря объемы пластовых вод варьируется 2-30 м³/сут. для

газовых месторождений [68].

Состав производственных сточных вод предприятий добычи природного газа

может быть охарактеризован следующими показателями:

неорганические соли;

–

взвешенные вещества;

–

ионы натрия, кальция, магния;

–

тяжелые металлы;

–

сульфаты;

–

хлориды;

–

нефтепродукты;

–

метанол;

–

гликоли.

Многие нефтегазодобывающие предприятия не имеют непосредственных

выпусков сточных вод в поверхностные водные объекты, а очищенная вода до

требований нормативов закачивается обратно в пласт.

3.10.3 Перечень химических веществ, входящих в состав отходов

производства газодобывающих предприятий

В результате процессов первичной подготовки газа на предприятиях добычи

образуется большое количество промышленных отходов различного химического

состава. Состав этих отходов зависит от используемых в процессе очистки химических

реагентов и геологических характеристик пласта и варьируется в зависимости от

месторождения. Состав производственных отходов необходимо определять в каждом

конкретном случае, однако можно выделить основные загрязнители, характерные для

газодобывающей отрасли, соответственно.

Согласно принципу нормирования выбросов НДТ подразумевается объединение

оборудования в технологические блоки и анализ суммарных удельных показателей

экологических воздействий определенного технологического блока.

Выделенные показатели должны находиться под непрерывным мониторингом.

3.10.4 Перечень нормативов воздействия на окружающую среду

Основными экологическим критерием отбора наилучшей доступной технологии

являются обеспечение комплексного предотвращения экологического воздействия на

объекты окружающей среды, а именно одновременное сокращение выбросов и

190

сбросов загрязняющих веществ, сокращения образования отходов производства и

потребления, снижения энергоемкости и ресурсоемкости как отдельных

производственных процессов, так и всего производства в целом.

Устанавливаемые нормативы негативных воздействий на окружающую среду, а

также меры технического регулирования должны определяться на основе:

норм качества окружающей среды, установленные на законодательном

уровне;

критериев наилучших доступных технологий без указания на

использование какой-либо одной определенной технологии.

В целях предотвращения негативного воздействия на окружающую среду

объектов, оказывающих значительное и умеренное негативное воздействие на

окружающую среду (I и II категории) в нефтегазовой отрасли, устанавливаются

следующие виды нормативов допустимого воздействия на окружающую среду:

нормативы допустимых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в

атмосферу, водные объекты, почву;

нормативы образования отходов производства и потребления и лимиты на

их размещение;

нормативы допустимых физических воздействий (уровни шума, вибрации,

электромагнитных полей и иных физических воздействий);

нормативы допустимого извлечения компонентов природной среды;

–

нормативы допустимой антропогенной нагрузки на окружающую среду;

–

нормативы иного допустимого воздействия на окружающую среду при

осуществлении хозяйственной деятельности [69].

В рамках принципа НДТ необходимо установление всех перечисленных

нормативов для каждого технологического блока промышленного предприятия. Анализ

комплексного воздействия промышленного предприятия позволяет установить уровни

удельных выбросов основных загрязняющих веществ, соответствующие НДТ. Для

каждого технологического блока и каждого загрязняющего вещества устанавливается

отдельные уровни удельных выбросов, которые можно достичь путем внедрения НДТ.

Необходимо учесть, что устанавливаются разные уровни НДТ для новых установок,

только введенных в эксплуатацию, и установок, проработавших много лет. Рассмотрим

способ предоставления данных на примере установок комплексной подготовки и газа и

газодобывающей отрасли соответственно (рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 - Уровни НДТ для установок предварительной подготовки газа

191

Важнейшими аспектами НДТ газодобывающих предприятий являются вопросы

увеличения

ресурсосбрежения

энергоэффективности.

Нормативы

ресурсосбережения включают требования к порядку обращения с отходами (включая

лимиты на их размещение) с целью их вовлечения в хозяйственный оборот в качестве

вторичных ресурсов. Нормативы ресурсосбережения, как правило, определяются на

основе методологии технологического нормирования. Технологическое нормирование

заключается в учете технико-технологических характеристик установки при условии

обеспечения выполнения требований по предотвращению

сокращению

экологических воздействий.

Наряду с возможностью снижения отрицательного воздействия на окружающую

среду и экономическими преимуществами, в определении наилучших доступных

технологий принцип энергоэффективности является не менее важной составляющей.

Повышение энергоэффективности предприятия имеет непосредственную связь со

снижением

выбросов

загрязняющих

веществ

атмосферу,

поэтому

энергоэффективность является одним из определяющих

факторов для оценки

предприятий, на которых применяются процессы, связанные с генерацией и

расходованием электрической и тепловой энергии. Для таких крупных объектов, как

газодобывающие предприятия, оценка энергоэффективности представляет собой

важную задачу ввиду огромных количеств потребляемой ими энергии.

Энергоэффективность

предприятия

определяется

двумя

основными

показателями:

Удельные затраты энергии. Этот показатель вычисляется как потребляемая

предприятием энергия для получения тонны продукции. Однако этот показатель не

отражает всей комплексности системы энергоснабжения и энергопотребления

предприятий нефтегазовой отрасли.

Метод учета продукции. В рамках данного метода рассматриваются объемы

производимой продукции и выработанная собственная энергия и рассчитывается

удельные затраты энергии при производстве

1 т продукции. Умножая величину

удельных затрат энергии на количество собственно выработанной энергии, получается

показатель, характеризующий исходное потребление для конкретного предприятия.

Таким образом, при рассмотрении применяемых нормативов и оценке

экологической эффективности процессов (с учетом уровней выбросов/сбросов,

достигаемых при внедрении НДТ) необходимо учитывать следующее:

- получаемые в результате анализа уровни НДТ могут отличаться от ПДВ или

ПДС и других нормативов;

- уровни НДТ будут различными для нововведенных установок и установок,

эксплуатируемых несколько лет;

- на конкретной установке понижение уровня выбросов/сбросов в случае

применения НДТ может оказаться не наилучшим решением, если принять во внимание

экономические аспекты и комплексное воздействие на окружающую среду.

192

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАИЛУЧШИХ ДОСТУПНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

4.1 Общая методология определения технологии газодобычи в

качестве НДТ

В Российской Федерации критерии определения технологии в качестве НДТ

установлены статьей 28.1 [60]. Согласно указанной статье ФЗ, применение наилучших

доступных технологий направлено на комплексное предотвращение и (или)

минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. Сочетанием критериев

достижения целей охраны окружающей среды для определения НДТ являются:

- наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в расчете

на единицу времени или объем производимой продукции (товара), выполняемой

работы, оказываемой услуги либо другие предусмотренные международными

договорами Российской Федерации показатели (критерий 1);

- экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации (критерий 2);

- применение ресурсо- и энергосберегающих методов (критерий 3);

- период ее внедрения (критерий 4);

- промышленное внедрение этой технологии на двух и более объектах,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду (критерий 5).

Статья 28.1 ФЗ №7 также устанавливает следующее:

- порядок определения технологии в качестве НДТ устанавливается

Правительством Российской Федерации;

- методические рекомендации по определению технологии в качестве

наилучшей доступной технологии разрабатываются уполномоченным Правительством

Российской Федерации федеральным органом исполнительной власти.

В настоящее время постановлением Правительства Российской Федерации от

23 декабря 2014 г. № 1458 утверждены Правила определения технологии в качестве

наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования

информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям

(далее

- Правила). Указанные Правила устанавливают порядок определения

технологии в качестве НДТ, в том числе определения технологических процессов,

оборудования, технических способов, методов для конкретной области применения.

В Правилах уточнена формулировка вышеназванных критериев, на основании

которых технологические процессы, оборудование, технические способы и методы

оцениваются в качестве НДТ:

- наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в расчете

на единицу времени или объем производимой продукции (товара), выполняемой

работы, оказываемой услуги либо соответствие другим показателям воздействия на

окружающую среду, предусмотренным международными договорами Российской

Федерации (критерий 1);

- экономическая эффективность внедрения и эксплуатации (критерий 2);

- применение ресурсо- и энергосберегающих методов (критерий 3);

- период внедрения (критерий 4);

193

- промышленное внедрение технологических процессов, оборудования,

технических способов, методов на двух и более объектах в Российской Федерации,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду (критерий 5).

Правила также устанавливают, что определение технологических процессов,

оборудования, технических способов, методов (далее - технологии) в качестве НДТ

проводится в соответствии с методическими рекомендациями по определению

технологии в качестве НДТ, которая, как указано в статье 28.1, разрабатываются

уполномоченным Правительством Российской Федерации федеральным органом

исполнительной власти. В настоящее время приказом Министерства промышленности

и торговли Российской Федерации (Минпромторг России) от 31 марта 2015 г. № 665

утверждены (разработанные в соответствии с указанными выше нормативными

правовыми актами) Методические рекомендации по определению технологии в

качестве наилучшей доступной технологии (далее - Рекомендации) [70]. Главной

целью Рекомендаций является формирование научно-методической базы для

технических рабочих групп (ТРГ) по технологии в качестве НДТ на основании данных,

полученных от промышленности и других информированных сторон. В Рекомендациях

установлена совокупность критериев отнесения технологии к НДТ, рассмотрены общие

методологические подходы к определению НДТ, порядок отнесения технологии к НДТ и

принципы взаимодействия членов ТРГ.

Отдельные методические аспекты определения наилучших доступных

технологий, в том числе технологий обезвреживания отходов термическим способом

(сжигания отходов), содержатся в ряде других документов [71, 72, 73, 74, 75,76], в

которых отмечено, что при определении технологии в качестве НДТ целесообразно

учитывать соответствие ее новейшим разработкам в данной сфере применения;

экономическую и практическую приемлемость технологии для объекта хозяйственной

деятельности; оправданность применения технологии с точки зрения минимизации

техногенного воздействия на окружающую среду.

В общем случае при отнесении технологии к НДТ соблюдается следующая

последовательность действий:

а) первоначально целесообразно выделить технологии, направленные на

решение ранее выделенных экологических проблем (с учетом маркерных

загрязняющих веществ, отходов обезвреживания, выбросов, сбросов и иных видов

негативного воздействия, а также потребляемых ресурсов и материалов);

б) для выделенных технологий проводится оценка воздействия на различные

компоненты окружающей среды и уровней потребления различных ресурсов и

материалов;

в) оценка, при наличии необходимой информации, затрат на внедрение

технологий и содержание оборудования, возможные льготы и преимущества после

внедрения технологий, период внедрения;

г) по результатам

оценки из выделенных технологий газодобычи

выбираются технологии:

1) обеспечивающие предотвращение или снижение воздействия на различные

компоненты окружающей среды (для выбросов

- по каждому из основных

загрязняющих веществ, для отходов обезвреживания - по каждому из основных видов

отходов, определенных ранее) или потребления ресурсов;

194

2) внедрение которых не приведет к существенному увеличению объемов

выбросов других загрязняющих веществ, сбросов загрязненных сточных вод,

образования отходов обезвреживания, потребления ресурсов, иных видов негативного

воздействия на окружающую среду и увеличению риска для здоровья населения выше

приемлемого или допустимого уровня;

3) внедрение которых не приведет к чрезмерным материально-финансовым

затратам (с учетом возможных льгот и преимуществ при внедрении);

4) имеющие приемлемые сроки внедрения;

д)

установление

технологий,

имеющих положительное заключение

государственной экологической экспертизы на проекты технической документации на

новые технику, технологию, использование которых может оказать воздействие на

окружающую среду.

4.2

Методы, позволяющие пошагово рассмотреть несколько

технологий и выбрать наилучшую доступную технологию

На практике, согласно Рекомендациям, оценка технологий на их соответствие

установленным нормативными правовыми актами критериям определения в качестве

НДТ осуществляется в следующей очередности, включающей 5 последовательных

шагов. Заключительным (6-м) шагом является принятие членами ТРГ решения об

отнесении технологии в НДТ, которое осуществляется в соответствии с установленным

Рекомендациями порядке (таблица 4.1).

Таблица 4.1 - Очередность рассмотрения критериев, учитываемых при отнесении

технологии газодобычи к НДТ

Очередность (шаг)

рассмотрения (алгоритм

Основные действия

оценки) технологии

Рассмотрение критерия

Промышленное внедрение

технологических процессов, оборудования, технических

способов, методов на

2-х и более объектах в Российской

Федерации, оказывающих негативное воздействие на

окружающую среду

Рассмотрение критерия 1. Наименьший уровень негативного

воздействия на окружающую среду в расчете на единицу

времени или объем производимой продукции (товара),

выполняемой работы, оказываемой услуги либо соответствие

другим показателям воздействия на окружающую среду,

предусмотренным международными договорами Российской

Федерации

Рассмотрение критерия

2. Экономическая эффективность

внедрения и эксплуатации

Рассмотрение критерия 4. Период внедрения

Рассмотрение критерия

Применение ресурсо-

энергосберегающих методов

Принятие членами ТРГ решения об отнесении технологии к

НДТ

195

4.2.1 Шаг

1. Рассмотрение критерия

5 «Промышленное внедрение

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов на 2

и более объектах в Российской Федерации, оказывающих негативное

воздействие на окружающую среду»

Рассмотрение данного критерия осуществляется в два этапа:

- этап

1. Получение общей информации о применяемых на практике

технологиях газодобычи;

- этап 2. Выбор технологий газодобычи, внедренных на двух или более

предприятиях в Российской Федерации.

На этапе 1 (этап сбора и обработки данных) проводится сбор и анализ общих

сведений о применяемых на практике технологиях газодобычи.

Основным источником информации о применяемых на практике технологиях

газодобычи являются сведения, полученные в результате анкетирования предприятий,

которое осуществляется на основе специальной анкеты.

Анкета для каждого предприятия, на котором применяются технологии

газодобычи, в обязательном порядке включает следующие разделы (вопросы, на

которые должны быть получены ответы):

- информация о предприятии;

- сведения о составе производства с указанием используемого технологического

процесса (сушка, сжигание, пиролиз, газификация, плазменный метод) и оборудования,

включая перечень основных технологических узлов, срок эксплуатации, мощность

основного оборудования;

- графическая схема технологического процесса, на которой должны быть

указаны этапы технологического процесса (накопление и предварительная подготовка

обезвреживаемых отходов, термическое обезвреживание, теплоиспользование,

получение и обращение с побочными продуктами, очистка газовых выбросов,

обращение с образующимися отходами) и все возможные источники эмиссий (с

указанием среды, в которую происходит эмиссия);

- описание производственного процесса и основных этапов производства,

включая описание основных его стадий; технологии очистки газообразных выбросов,

которые группируются по веществам; утилизация остаточных продуктов газообразных

продуктов сгорания; контроль за выбросами; контроль и очистка сточных вод, в том

числе в результате дренажа площадок; утилизация и обработка отходов). Отдельные

технологии описываются по следующим параметрам:



техническая характеристика и технологические параметры используемого

оборудования (основного и природоохранного) с указанием производителя (фирмы,

страны);



сведения о материальном балансе;



сведения об удельных эмиссиях вредных веществ (сбросы, выбросы,

отходы), включая данные о соблюдении нормативов качества атмосферного воздуха

после рассеивания выбросов;



сведения об опасных и вредных факторах производства;



сведения о пожаро-взрывоопасности технологических сред (в

соответствии с ФЗ № 123);

196



сведения о соответствии производства требованиям пожарной

безопасности;



сведения о выполненных технологических, технических и организационных

мероприятиях;



сведения о разработчике технологии и оборудования;



копии технических и разрешительных документов (паспорта оборудования,

заключения государственной экологической экспертизы, разрешения на применение,

сертификаты соответствия и т. п.).

Анкета заполняется предприятиями и организациями, внедрившими

технологические процессы, оборудование, технические способы, методы газодобычи.

Для целей определения перспективных НДТ анкета заполняется также и

предприятиями (организациями), осуществляющими научно-исследовательские и

опытно-конструкторские работы или опытно-промышленное внедрение технологий в

данной сфере. Необходимо учитывать, что к НДТ, помимо технологических процессов

непосредственно газодобычи, могут быть отнесены такие стадии технологического

процесса, как очистка отходящих газов, очистка сточных вод, методы обращения с

отходами, образующимися в результате обезвреживания отходов термическим

способом, методы утилизации получаемых вторичных энергоресурсов.

В качестве дополнительных источников информации используются

международные справочники НДТ, статистические сборники, результаты научно-

исследовательских и диссертационных работ, иные источники, а также информация,

полученная в ходе консультаций с экспертами в соответствующей области.

На этапе 2 осуществляется выбор технологий газодобычи, внедренных на 2 и

более предприятиях в России, который осуществляется в соответствии с алгоритмом,

приведенным в Методических рекомендациях (рисунок 4.1).

Обработка информации для выбора технологий газодобычи, внедренных на 2 и

более предприятиях в Российской Федерации, включает:

- группировку (классификацию) используемых и перспективных технологий

газодобычи по типам;

- группировку технологических процессов, оборудования, технических способов,

методов, приемов и средств по стадиям, на которых они применяются;

- учет ограничений по применимости каких-либо технологий, связанных с

территориальными (региональными) условиями, в том числе климатическими; при

наличии существенных различий в применяемых технологиях в зависимости от

территориальных (региональных), в том числе климатических, условий технологии

следует сгруппировать в зависимости от условий, в которых они применяются; в таком

случае НДТ определяются как для области применения НДТ в целом, так и для каждой

группировки технологий в отдельности;

- оценку воздействия на окружающую среду и потребления ресурсов на всех

стадиях

производства,

включая

определение

стадий

производства,

характеризующихся наибольшим воздействием на окружающую среду (по видам

воздействия, по видам загрязняющих веществ и классам опасности отходов) и

потреблением ресурсов (по видам ресурсов - вода, энергия, реагенты и т. д.).

197

- характер негативного воздействия и удельные (на единицу обезвреженных

отходов) значения эмиссий вредных веществ (в составе выбросов/сбросов/отходов).

В первом случае устанавливаются все виды эмиссии вредных веществ (в

составе выбросов/сбросов/отходов) и их объемы (масса). При оценке опасности

используемых и (или) образующихся в ходе технологических процессов вредных

веществ устанавливаются так называемые маркерные загрязняющие вещества,

выделяющиеся в атмосферу, поступающие в водные объекты, в промежуточные

продукты и твердые отходы. По степени воздействия на организм вредные вещества

подразделяются на четыре класса опасности: 1-й - вещества чрезвычайно опасные;

2-й - вещества высокоопасные; 3-й - вещества умеренно опасные; 4-й - вещества

малоопасные. Особое внимание следует обратить на данные о соблюдении

нормативов качества атмосферного воздуха после рассеивания выбросов, особенно

веществ 1-го и 2-го классов опасности, а также на состав отходов обезвреживания

(остаточных продуктов переработки отходов), образующихся в ходе технологических

процессов, и на состав выбросов в атмосферу.

При оценке выбросов в атмосферу необходимо учитывать следующие

параметры:

- характер последствий воздействия - долгосрочные необратимые воздействия

рекомендуется рассматривать как наносящие больший вред окружающей среде, чем

обратимые краткосрочные последствия;

- загрязняющие вещества, характеризующиеся высокой стойкостью,

биоаккумуляцией, токсическими и канцерогенными эффектами, рекомендуется

рассматривать как приоритетные в связи с возможностью их переноса на дальние

расстояния (в том числе трансграничным переносом).

Характер негативного воздействия и удельные значения эмиссий (в составе

выбросов/сбросов/отходов) оцениваются на основании следующих показателей:

а)

для выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух:

1) характеристика источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

2) перечень загрязняющих веществ, содержащихся в выбросах в атмосферу;

3) объем и (или) масса выбросов загрязняющих веществ до очистки в расчете на

тонну переработанного сырья (обезвреженных отходов);

4) наличие очистных сооружений;

5) метод очистки, повторного использования;

6) объем и (или) масса выбросов загрязняющих веществ после очистки в расчете

на тонну переработанного сырья;

7) информация о соблюдении установленных нормативов ПДВ;

б) для сбросов загрязняющих веществ:

1) характеристика источников сбросов загрязняющих веществ;

2) направление сбросов (в водный объект, в системы канализации и т. д.);

3) перечень загрязняющих веществ, содержащихся в сбросах;

4) объем и (или) масса сбросов загрязняющих веществ до очистки в расчете на

тонну переработанного сырья (обезвреженных отходов);

5) наличие очистных сооружений;

6) метод очистки, повторного использования;

7) объем и (или) масса сбросов загрязняющих веществ после очистки в расчете

на тонну переработанного сырья;

199

в) для отходов обезвреживания (остаточных

продуктов)

и отходов

потребления:

1) источники образования;

2) перечень образующихся отходов по классам опасности;

3) объемы образования отходов (абсолютные и удельные) и источники их

образования;

4) перечень размещаемых отходов по классам опасности;

5) объемы размещения отходов (абсолютные и удельные);

6) перечень обезвреживаемых, перерабатываемых и повторно используемых

отходов;

7) объемы обезвреживания, переработки и повторного использования отходов

(абсолютные и удельные);

г) для прочих факторов воздействия (шум, запах, электромагнитные и

тепловые воздействия):

1) перечень факторов;

2) источники воздействия;

3) уровень загрязнения окружающей среды до снижения в расчете на тонну

продукции (или постоянный уровень);

4) метод снижения уровня воздействия;

5) уровень загрязнения окружающей среды после снижения в расчете на тонну

продукции (перерабатываемого сырья).

Возможное (вероятное) изменение (снижение) рисков негативного воздействия

эмиссий (в составе выбросов/сбросов/отходов) после внедрения данной технологии

рекомендуется считать дополнительным критерием отнесения технологии к НДТ.

Рекомендуется из анализа исключить все виды воздействия, которые не

оказывают существенного влияния на окончательный результат при определении

технологии в качестве НДТ. Для обеспечения прозрачности при представлении

конечных результатов виды воздействия, которые были исключены как незначимые,

должны быть указаны, а их исключение обосновано.

По результатам рассмотрения критерия 1 «Наименьший уровень негативного

воздействия на окружающую среду в расчете на единицу времени или объем

производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги либо

соответствие другим показателям воздействия на окружающую среду,

предусмотренным международными договорами Российской Федерации» формируется

соответствующий подраздел справочника НДТ, включающий следующие положения:

- характеристику окружающей обстановки, которая предусматривает анализ

основных физических параметров исследуемой области и характеристику популяций,

потенциально подверженных воздействию;

- идентификацию маршрутов воздействия, источников загрязнения,

потенциальных путей распространения и точек воздействия на человека;

- количественную характеристику экспозиции

- установление и оценку

величины, частоты и продолжительности воздействий для каждого анализируемого

пути поступления эмиссий.

201

4.2.3 Шаг

3. Рассмотрение критерия

2 «Экономическая эффективность

внедрения и эксплуатации»

Анализ экономической эффективности заключается в оценке затрат на

внедрение и эксплуатацию технологии и выгоды от ее внедрения путем применения

метода анализа затрат и выгод. Если внедрение различных технологий дает

положительные результаты, то технологией с самой высокой результативностью

считается та, которая дает наилучшее соотношение «цена/качество». Недостаток

данного вида анализа заключается в необходимости обработки большого количества

данных, причем некоторые выгоды сложно представить в денежной форме.

Альтернативой методу анализа затрат и выгод, как указано в Рекомендациях, может

служить анализ эффективности затрат, используемый для определения того, какие

мероприятия являются наиболее предпочтительными для достижения определенной

экологической цели при самой низкой стоимости.

Экономическую эффективность (ЭФ) технологии рекомендуется определять

следующим образом:

ЭФ = Годовые затраты, руб. / Сокращение эмиссий, т/год

(1).

В контексте определения НДТ использование подхода экономической

эффективности не является исчерпывающим. Тем не менее, ранжирование вариантов

НДТ по мере возрастания их экономической эффективности является полезным,

например, чтобы исключить варианты, которые необоснованно и неоправданно дороги

по сравнению с полученной экологической выгодой.

Методология расчета затрат устанавливает алгоритм, позволяющий собрать

и проанализировать данные о капитальных затратах и эксплуатационных издержках

для сооружения, установки, технологии или процесса с учетом критерия

«Экономическая эффективность внедрения и эксплуатации».

Использование последовательного (поэтапного) подхода позволяет сравнить

альтернативные варианты даже в том случае, если данные были получены из

различных компаний, различных отраслей промышленности, различных регионов или

стран.

Основные принципы (этапы) оценки схематично показаны на рисунке 4.2.

200

Рисунок 4.2 - Основные принципы оценки экономической

целесообразности внедрения НДТ / методология оценки затрат

Основной принцип 1 - определение области применения и идентификации

альтернативных технологий. Этот принцип аналогичен основному принципу

в методологии оценки комплексного воздействия технологий на окружающую среду.

Основной принцип 2 - сбор и проверка правильности (валидация) данных о

затратах на внедрение технологий. Этот принцип помогает пользователю пройти все

этапы, необходимые для сбора, анализа и обоснования, учитывая любую

неопределенность в имеющихся данных.

Основной принцип

- определение структуры затрат. Этот принцип

устанавливает состав затрат, которые должны быть включены в оценку или исключены

из оценки. При оценке результатов этот принцип полезен для лица, принимающего

решение, тем, что помогает понять структуру затрат и статьи, на которые затраты были

отнесены: капитальные или эксплуатационные затраты. Принцип требует, чтобы

затраты были представлены настолько прозрачно, насколько возможно.

Распределение затрат по компонентам (например, инвестиционные затраты,

эксплуатационные затраты и т. д.) является существенным для обеспечения

202

прозрачности процесса, хотя нередко на практике трудно сделать разграничение

между затратами на реализацию процесса и экологическими затратами (затратами на

мероприятия по защите окружающей среды).

Основной принцип 4 - обработка и представление информации о затратах. Этот

принцип излагает процедуры по обработке и представлению информации о затратах.

Здесь необходимо принять во внимание норму дисконтирования и годовую процентную

ставку, полезный срок службы оборудования и ценность лома, образующегося в конце

жизненного цикла оборудования. Там, где это возможно, затраты должны быть

представлены в виде ежегодных затрат.

Основной принцип 5 - определение затрат, относящихся к охране окружающей

среды. Этот принцип устанавливает различия между затратами на охрану окружающей

среды и другими затратами (например, затратами на модернизацию процесса или

затратами на повышение эффективности процесса).

В ходе выполнения оценки экономической целесообразности внедрения НДТ

необходимо также рассмотреть:

- опыт предыдущего успешного использования в промышленном масштабе

сопоставимых технологий;

- информацию об известных авариях, связанных с внедрением и эксплуатацией

данной технологии на производстве;

- географические факторы климата внедрения технологий (расположение

относительно источников энергии, ее доступность, логистические цепочки), а также

технологические ограничения, связанные с региональными физико-географическими и

геологическими условиями, а также наличием особо охраняемых природных

территорий, памятников культуры и объектов рекреации.

При сборе и обосновании данных, касающихся затрат на внедрение технологии,

рекомендуется обратить особое внимание на следующие положения:

- источник и дата происхождения информации должны быть ясно указаны;

- данные о затратах должны быть максимально полными;

- данные о затратах следует получать из нескольких (независимых) источников;

- источники получения и происхождения всех данных необходимо указывать по

возможности точно;

- рекомендуется использовать современные доступные и действующие в

настоящее время данные;

- для обоснования данных следует представить диапазон количественных

показателей; если же это не представляется возможным, то рекомендуется

использовать качественный признак.

Для проведения оценки предлагаемой к внедрению технологии рекомендуется

определить структуру затрат с выделением капитальных затрат (на строительство

сооружений, приобретение и монтаж оборудования) и эксплуатационных.

В эксплуатационных затратах необходимо выделить затраты на техническое

обслуживание и ремонт, энергоносители, материалы и услуги, затраты на оплату

труда.

По итогам сбора информации о затратах рекомендуется обработать ее для

обеспечения дальнейшего объективного сравнения рассматриваемых альтернативных

вариантов. При этом может потребоваться рассмотрение таких вопросов, как

различные эксплуатационные сроки службы технологий (оборудования), годовая

203

процентная ставка по кредиту, расходы на кредитные выплаты, влияние инфляции и

валютный курс.

Внедрение технологии является сложным

и трудоемким процессом. Это

объясняется необходимостью внедрения автоматизированных методов управления, а

также наличием на действующих объектах технических систем различного назначения.

При

определении

экономической

эффективности

осуществления

природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба,

причиняемого

народному

хозяйству

загрязнением окружающей среды,

рекомендуется

руководствоватьсяположениями,

подходами

и методическими приемами,

обоснованными во Временной типовой методике

определения экономической

эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки

экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением

окружающей среды.

4.2.4 Шаг 4. Рассмотрение критерия 4 «Период внедрения»

Для оценки времени внедрения технологии следует использовать период

окупаемости определенной технологии в сравнении с затратами, относящимися к

обеспечению охраны окружающей среды. Необходимо провести оценку скорости

внедрения НДТ, так как именно сроки внедрения могут быть критичными для

промышленности. При этом рекомендуется раздельно рассматривать скорости

внедрения НДТ следующих временных масштабов в соответствии с Рекомендациями:

краткосрочные (от нескольких недель до месяцев); среднесрочные (от нескольких

месяцев до года); долгосрочные (обычно составляет несколько лет).

Технические и технологические решения НДТ должны обеспечивать

возможность создания производственно-технических комплексов путем их интеграции,

открытых для модернизации и развития, отвечающих положениям настоящего

справочника.

Выбор времени модернизации должен совпасть с плановой заменой

существующего оборудования, а инвестиционные циклы могут быть эффективным

средством для рентабельного внедрения технологии. Оценивая скорость (период)

внедрения НДТ, рекомендуется также проанализировать предельные затраты на

модернизацию. Для НДТ, которые требуют существенных инвестиционных

капитальных затрат или значительных модификаций производственных процессов и

инфраструктуры, представляется необходимым предусматривать более длительные

периоды их внедрения.

4.2.5 Шаг

Рассмотрение критерия

3 «Применение ресурсо- и

энергосберегающих методов»

При рассмотрении данного критерия следует учитывать требования

Методических рекомендаций и положения существующих нормативно-правовых

документов по энерго- и ресурсосбережению. Основным методическим приемом,

используемым при рассмотрении данного критерия, является сравнительный анализ

технологий с точки зрения их энергоэффективности и ресурсосбережения. Целью

данного анализа является установление технологии или технологий, которые

204

характеризуются (среди рассматриваемых) лучшими показателями энерго- и

ресурсосбережения.

Следует, прежде всего, провести сравнительный анализ технологий по

потреблению основных ресурсов, принимая во внимание:

а)

потребление энергии:

1) уровень энергопотребления в целом и в различных (основных,

вспомогательных и обслуживающих) технологических процессах (с оценкой основных

возможностей его снижения);

2) вид и уровень использования топлива (природный газ, мазут, горючие отходы

и т. д.);

б)

потребление воды:

1) технологические процессы, в которых используется вода;

2) объем потребления воды в целом и в различных технологических процессах (с

оценкой возможностей его снижения или повторного использования);

3) назначение воды (промывная жидкость, хладагент и т. д.);

4) наличие систем повторного использования воды;

в)

объем потребления сырья и вспомогательных материалов (реагентов и т.

п.) с оценкой возможностей их повторного использования.

Затем необходимо также рассмотреть возможность регенерации и рециклинга

веществ и рекуперации энергии, использующихся в технологическом процессе,

принимая во внимание, что:

а)

для снижения энергопотребления могут быть использованы следующие

методы и приемы:

1) внедрение на предприятии систем энергоменеджмента;

2) энергоэффективное проектирование на этапе строительства предприятия;

3) беспламенное сжигание (беспламенное окисление);

4) использование сжатого воздуха в качестве средства хранения энергии и т. д.;

б) для снижения потребления воды:

1) изменение технологического процесса (воздушное охлаждение вместо

водного, замкнутый водооборот);

2) предварительная обработка воды и ее повторное использование и т. д.;

в) для снижения потребления сырья:

1) возврат не подвергнутых смешиванию реагентов;

2) возврат боя/лома изделий в технологический процесс;

3) использование отходов других отраслей промышленности (например, как

топливо).

В качестве основных показателей энергоэффективности и ресурсосбережения,

применяемых для сравнительной оценки рассматриваемых технологий, используются

(при регламентированных условиях эксплуатации оборудования) удельные показатели

- удельные расходы электроэнергии, тепла, топлива, воды, различных материалов, т.

е. фактические затраты того или иного ресурса (электроэнергии, тепла, воды, реагента

и т. д.) на единицу обезвреженных отходов, выражаемые, например, для

электроэнергии в кВт-ч на 1 т обезвреженных отходов, для тепловой энергии в Гкал/т

отходов, для воды в м³/т отходов и т. д.

Ресурсосбережение (т. е. сбережение энергии и материалов) оценивается также

с точки зрения возможности реализация соответствующих правовых, организационных,

205

научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на

эффективное (рациональное) использование и экономное расходование топливно-

энергетических и других материальных ресурсов. На практике потенциал

ресурсосбережения реализуется через конкретные энерго- и ресурсосберегающие

мероприятия, которые можно разделить на

организационно-технические,

предполагающие повышение культуры производства, соблюдение номинальных

режимов эксплуатации оборудования, обеспечение оптимального уровня загрузки

агрегатов, ликвидацию прямых потерь топливно-энергетических ресурсов,

своевременное выполнение наладочных и ремонтно-восстановительных работ,

использование вторичных энергоресурсов (сюда же можно условно отнести

утилизацию низкопотенциального тепла вентиляционных выбросов, а также процессы

регенерации и рекуперации энергии), оснащение приборами учета используемых

энергетических и других ресурсов, и инвестиционные, связанные со своевременным

замещением морально устаревших производственных мощностей (производственных

узлов), внедрением современного энергоэффективного и энергосберегающего

оборудования, модернизацией и автоматизацией существующих технологических

процессов.

Любое возможное преобразование технологического процесса и (или)

используемого оборудования, влекущее за собой уменьшение удельного расхода

энерго- и других ресурсов на единицу обезвреженных отходов, особенно при снижении

(или, хотя бы, остающемся уровне выбросов и сбросов вредных веществ) следует

оценивать как повышение его энергоэффективности и ресурсосбережения (с учетом

экономической

эффективности

технологической

надежности

данного

преобразования).

Особое внимание следует уделить анализу возможностей вторичного

использования образующихся при термическом обезвреживании отходов побочных

продуктов (зола от сжигания, шлак, металлом, стекло, пиролизное топливо,

пиролизный газ и др.).

Результаты рассмотрения данного критерия являются дополнительным

положительным фактором при принятии решения в отношении определения той или

иной технологии газодобычи в качестве НДТ.

4.2.6 Шаг 6. Принятие членами ТРГ решения об отнесении технологии к НДТ

Технология газодобычи может быть определена в качестве НДТ при достижении

соглашения между всеми членами ТРГ по данному вопросу. При возникновении

различных мнений в ТРГ по какому-либо вопросу федеральным органом

исполнительной власти, ответственным за разработку информационно-технических

справочников НДТ, может быть предложено компромиссное решение. При

возникновении серьезных разногласий относительно того, какие технологии

определить в качестве НДТ, может быть проведена более углубленная комплексная

оценка технологий.

Окончательное решение о выборе технологии принимают не только с учетом ее

«экологичности», но и с учетом ее доступности с финансовой точки зрения. В данном

случае рекомендуется ориентироваться на следующий логический подход (рисунок

4.3).

206

При наличии особого мнения по определению технологии газодобычи в качестве

НДТ, не поддерживаемого всеми членами ТРГ, такая технология может быть

определена в качестве НДТ и включена в информационно-технический справочник

НДТ, что сопровождается специальными указаниями на особое мнение и допускается

при соблюдении следующих условий:

- в основе особого мнения лежат данные, которыми располагает ТРГ и

федеральный орган исполнительной власти, ответственный за разработку

информационно-технических справочников НДТ, на момент подготовки выводов

относительно НДТ;

- заинтересованными членами ТРГ представлены обоснованные доводы для

включения технологии в перечень НДТ. Доводы являются обоснованными, если они

подтверждаются техническими и экономическими данными, данными о воздействии на

различные компоненты окружающей среды, соответствием рассматриваемой

технологии понятию «наилучшая доступная технология» и критериям определения

НДТ в соответствии с Федеральным законом от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране

окружающей среды».

Рисунок 4.3 - Подход для принятия решения по НДТ

207

5 НАИЛУЧШИЕ ДОСТУПНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

5.1 Системы менеджмента

НДТ 1. Система экологического менеджмента

Система экологического менеджмента (СЭМ) является частью системы

менеджмента организации, которая нацелена на предотвращения загрязнения, связанного

с производственно-хозяйственной деятельностью, защиту окружающей среды и постоянное

улучшение общей экологической результативности предприятия. В 2015 году опубликован

международный стандарт ISO 14001:2015, а в 2016 году - ГОСТ Р ИСО 14001-2016.

Предотвращение загрязнения предполагает использование технологий, методов,

подходов, материалов или энергии для того, чтобы предотвратить или снизить до

минимально возможного уровня выбросы или сбросы загрязняющих веществ или

объемы образования отходов, чтобы минимизировать негативное воздействие на

окружающую среду.

Предотвращение загрязнения может включать устранение источника,

уменьшение его воздействия, оптимизацию технологического процесса, эффективное

использование ресурсов, замену материалов и энергии, повторное использование,

восстановление, вторичную переработку, утилизацию и очистку, т.е. полностью

соответствует принципам НДТ.

1. Общие требования.

2. Экологическая политика.

3. Требования к планированию:

- экологические аспекты;

- законодательные и прочие требования;

- цели, задачи и программы;

4. Внедрение и функционирование:

- структура и ответственность;

- обучение, осведомленность и компетентность;

- информирование;

- документация и контроль документации;

- управление операциями;

- подготовленность к аварийным ситуациям;

5. Проверки:

- мониторинг и измерения;

- оценка соответствия;

- несоответствия, корректирующие и предупреждающие действия;

- управление записями;

- внутренний аудит СЭМ;

6. Анализ и оценка СЭМ руководством организации.

Функционирование СЭМ обеспечивается путем разработки, внедрения и

выполнения основных процедур, необходимых для управления экологическими

аспектами, рисками и воздействиями. Экологический аспект - ключевое понятие СЭМ,

позволяющее соотнести деятельность организации и ее взаимодействие с ОС.

208

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017) - часть 3