Очистка атмосферного воздуха и сточных вод на компрессорной станции

Содержание

1. Характеристика предприятия и технологических процессов ………………1
1. Структура предприятия…………………………………………………1
2. Технологическая схема производства…………………..……………..4
1. Очистка газов………………………………………………………...5
2. Компримирование газа………………………………………………5
3. Охлаждение газа……………………………………………………..6
2. Оценка воздействия предприятия на окружающую среду………….………7
1. Физико-географическая и климатическая характеристика района расположения предприятия……………………………………………7
2. Растительный покров и животный мир………………………………..9
3. Геологические особенности региона………………………………….9
4. Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы……………………………………………………………….11
5. Инвентаризация источников выбросов………………………..………14
6. Санитарно-защитная зона предприятия………………………………..16
7. Мероприятия по охране окружающей среды в период НМУ…….…..17
8. Расчет рассеивания загрязняющих веществ…………………………20
9. Расчет образования загрязняющих веществ от источников  
   выделения………………………………………………………………22
1. Расчет выброса от емкости с нефтешламом (площадка  
   обезвоживания нефтешлама)………………………………………24
10. Характеристика предприятия как источника загрязнения  
    гидросферы…………………………………………………………….25
11. Образование отходов на предприятии………………………….……26
3. Теоретические основы процессов очистки выбросов…………….………30
4. Расчетная часть………………………………………………………………37
1. Расчет флотатора………………………………………………………37
2. Расчет нефтеловушки …………………………………………………42

1. Характеристика предприятия и технологических процессов

1. Структура предприятия

Компрессорная станция (КС) является структурным подразделением управления, обеспечивающим бесперебойность  технологического процесса транспорта газа потребителям и плановую производительность в период отбора-закачки газа в  подземное хранилище газа (ПХГ).

В состав КС входят все объекты, системы, здания, сооружения расположенные  на промплощадке и вне ее, которые обеспечивают деятельность компрессорной станции.

КС предназначена для  закачки газа в ПХГ в летний период и  его отбора в осенне-зимний период эксплуатации. В состав КС  входят следующие цеха:

1. Компрессорный цех №2;
2. Компрессорный цех №3;
3. Цех очистки и осушки газа;
4. Химическая лаборатория.

Компрессорный цех № 2

В компрессорном цехе установлены: 3 агрегата ГПА-Ц-6,3/51В,  5 агрегатов ГПА-Ц-6,3/100. Суммарная мощность составляет 68,0 МВт (92480 л.с.). 

Номинальное давление газа на входе I ступени - 34,8 кг/см², на выходе I ступени    - 51,0 кг/см², на выходе II ступени - 100,0 кг/см².

Охлаждение технологического газа после компремирования - воздушное, аппаратами АВЗ-64 - 8 шт. для ГПА-Ц-6,3/51В, АВГ-160 - 8 шт. для ГПА-Ц-6,3/100.Очистка газа осуществляется с помощью трех фильтр-сепараторов. Для подготовки топливного, пускового, импульсного газа  используется  блок БПТПГ.

Компрессорный цех № 3

В компрессорном цехе № 3 установлены ГМК типа МК-8 в количестве

8 шт.: зав.№ 144, 139, 138, 133,134, 132, 131, 130. Общая мощность - 22400 (л.с.). Давление на входе - 55 (кгс/см²), на выходе - 103 (кгт/см²).Охлаждение газа после компремирования воздушное аппаратами АВГ- 160 - 6 секций по  
4 аппарата - 24 шт. Охлаждение воды  горячего цикла ГМК-АВО воды - 6 шт.

Охлаждение воды  холодного  цикла ГМК - ГРД- 350 - 4 секции. Узел очистки  газа ¾ фильтр-сепаратор ГП 605.-1.00.000 зав.№ 37980.

Система пускового и КИПиА воздуха - компрессора воздушные ВМ;-15/25-2шт., 2Р-10/20- 2шт., 302ВП- 3шт., 4ВУ-1-5/9-2шт.

Цех очистки и осушки газа

Цех  очистки и осушки газа  служит для подготовки  природного газа к дальнейшему  транспорту.

В ведении цеха находятся  2 блока:

1  блок - производительность 15 млн.м³ в сутки, при рабочем давлении 55 кг/см².

2  блок - производительность 40 млн.м³ в сутки, при рабочем давлении 90 кг/см².

               В состав 1 блока входят:

- 3 абсорбера;

- 2 блока регенерации  ДЭГа  с огневым подогревом;

- 4 аппарата воздушного  охлаждения паров рефлюкса;

- 8 АВО РДЭГа;

- б\б насосная ДЭГа (насос Т-2-10\100 - 2 шт.) б\б водокольцевых вакуумных насосов ВК-12М (2);

- емкость разгазирования насыщенного ДЭГа Е-10, с рабочим давлением 10 кг\см² и V = 4м³.

В состав 2 блока входят:

- 4 абсорбера;

- 3 блока регенерации   ДЭГа с огневым подогревом;

- 3 аппарата воздушного  охлаждения паров рефлюкса;

- 6 аппаратов воздушного  охлаждения  РДЭГа;

- 4 - б\б насосных ДЭГа (8 насосов Т-2-10\100);

- б\б водокольцевых вакуумных насосов ВВН-12М(3).

- емкость разгазирования насыщенного ДЭГа V=25м3, Рр= 25 кг\см², Е-301;

- емкость разгазирования пластовой воды V=8м3, Рр =10 кг\см², Е-301;

- буферная емкость V=16 м³, Рр=8 кг\см², Е-303;

- дренажная емкость V=50 м³, Е-205;

- емкость свежего ДЭГа V= 25м³ - 2 шт;

- 2 циклонных пылеуловителя  производительностью 15 млн.м³ в сутки каждый и рабочим давлением 55 кг\см².

Технологическая схема КС обеспечивает следующие процессы обработки  газа:

1) Очистка газа от капельной  влаги и механических примесей  при закачке.

2) Компримирование газа.

3) Охлаждение газа.

4) Осушка газа на выходе  из КС при отборе.

В период отбора газ с  ГРП по коллекторам поступает  на площадку мехочистки КС, где в фильтрах-сепараторах очищается от механических примесей. Вода из фильтров-сепараторов подаётся в дегазатор пластовой воды, откуда газ выветривания направляется на свечу, а вода сбрасывается в ёмкость, откуда направляется на установку термической нейтрализации промстоков.

После очистки от влаги  и мехпримесей газ по двум трубопроводам поступает во всасывающий коллектор первой ступени компремирования, где запроектировано 9 агрегатов с нагнетателями на выходное давление 4 МПа.

После первой ступени нагретый по двум трубопроводам поступает в аппараты воздушного охлаждения. Охлажденный газ по двум трубопроводам поступает во всасывающий коллектор второй ступени КС, где запроектировано  
9 агрегатов с нагнетателями на выходное давление 7 МПа.

После компремирования газ с давлением 7 МПа направляется на установку осушки газа. Установка абсорбционной осушки газа состоит из десяти входных сепараторов обвязанных параллельно. В сепараторах отбивается капельная влага. Из сепараторов газ через общий коллектор распределяется на семь абсорберов, обвязанных параллельно. Газ осушается 95%-ым раствором диэтиленгликоля – ДЭГа.

Осушенный газ замеряется и направляется в магистральный  газопровод.

Насыщенный раствор ДЭГа поступает в выветриватель, из которого газ выветривания направляется в систему топливного газа, а ДЭГ поступает на установку огневой регенерации, где из ДЭГа испаряется вода, углеводороды.  Регенерированный ДЭГ возвращается в абсорберы. Парогазовая смесь из регенератора проходит конденсатор-холодильник, конденсируется и поступает в ёмкость выветривания, из которой газ выветривания сбрасывается на свечу, а сконденсировавшаяся вода частично подаётся на орошение в огневой регенератор, а излишки сбрасываются в ёмкость, откуда подаются на установку термической нейтрализации промстоков.

2. Технологическая схема производства

В период отбора газ из ПХГ  по шлейфам поступает на площадки ГРП, где в сепараторах-пылеуловителях очищается от мехпримесей и пластовой (конденсационной) воды. Далее очищенный газ поступает на КС.

На КС в период отбора газа осуществляется только очистка  и осушка газа перед подачей газа потребителю (в магистральный газопровод). Осушка газа от влаги (в зимний период) осуществляется на площадке ЦООГ. Газ  поступает в абсорберы, где осушается  ДЭГом и подается потребителю или в магистральный газопровод. Промстоки, образующиеся на площадке ЦООГ (стоки из сепараторов), также сбрасываются в промканализацию и поступают на очистку на локальные очистные сооружения (ЛОС).

В период закачки газа газ  из магистрального газопровода поступает  на КС, где проходит мехочистку, двухступенчатое компремирование на ГПА и охлаждение на АВО. Далее газ поступает на ГРП ПХГ, где проходит дополнительную мехочистку и распределяется по скважинам.

Очистка газа от механических примесей и капельной влаги при  закачке газа на КС осуществляется на площадке мехочистки в сепараторах-пылеуловителях (фильтр-сепараторах). Пластовая вода из пылеуловителей при продувке поступает в емкость разгазирования и далее по системе промышленной канализации на ЛОС.

После очистки промстоки закачиваются в пласт через поглощательные скважины. Выделившийся из воды газ сбрасывается на свечу. Нефтепродукты отделившиеся на ЛОС передаются специализированной организации для утилизации.

Технологическая схема компрессорной  станции представлена на рисунке  1.

1. Очистка газов

Очистка газа на КС от механических примесей осуществляется на сепараторах-пылеулавителях. Фильтры, применяемые для очистки газа, от пыли, отличаются от коагуляторов насадочными элементами, которые изготавливают ив плотной ткани. Между волокнами ткани фильтра проходит газ, а частицы пыли задерживаются на поверхности ткани. Одним из наилучших материалов для изготовления фильтров является войлок, спрессованный в мягкую подушку и расположенный параллельно направлению потока газа. Однако тканевые фильеры очень трудно очищать от пыли, все они разрушаются под действием газа, особенно в присутствии жидкости. Отчасти этот недостаток удалось преодолеть путем применения наиболее устойчивых к действию органических жидкостей. Тканевые фильтры даже с насадкой синтетических материалов малоэффективны при улавливании из газа капель жидкости.

2. Компримирование газа

Для компримирования природного газа на КС  используют газоперекачивающие агрегаты типа, ГПА-Ц-6,3/51В с авиационным приводом. Этот агрегат был разработан в 1972 году на базе авиационного двигателя с самолетов ТУ-114, ТУ-95, НК-12МВ. Внедрение агрегатов типа ГПА-Ц-6,3/51В на магистральных газопроводах с диаметром труб 1420 мм значительно способствует решению задач по увеличению транспортировки газа из отдаленных труднодоступных районов в центральные и другие области страны.

Данный агрегат блочного исполнения. Сборка всех блоков агрегата происходит на заводе-изготовителе, а  монтаж по месту строительства КС. Агрегат обеспечивает нормальную работу на открытом воздухе с температурой от – 40 до +35 ^оС с относительной влажностью до 100 %, а также при наличии осадков (дождь, снег, туман).

3. Охлаждение газа

Компримированный газ  после нагнетателей подается в трубчатые  теплообменные секции АВО, зигзагообразно расположенные относительно друг друга (трубы в секциях располагаются  горизонтально). Зигзагообразная горизонтальная компоновка теплообменных секций сочетает в себе такие достоинства: компактность, вертикальная ось вращения вентилятора  без промежуточного вала, снижение зависимости тепловой эффективности  АВЗ от направления и скорости ветра. Охлаждающий воздух поступает  в аппарат снизу, проходит входную  конфузорную воронку (где поток разгоняется и выравнивается поле скоростей) и рабочим колесом осевого вентилятора подается через диффузор (где повышается статическое давление, выравнивается поле скоростей закрученного потока) к теплообменным секциям. Пройдя секции, нагретый воздух уходит в атмосферу. Естественное движение нагреваемого воздуха снизу вверх позволяет использовать эту самотягу для снижения мощности электропривода вентилятора. Количество подаваемого воздуха регулируется углом постановки лопастей вентилятора. Чем круче поставлены лопасти, тем выше производительность, но одновременно возрастает и мощность, потребляемая электродвигателем вентилятора. Нижнее горизонтальное расположение вентилятора создает удобство обслуживания, простоту совмещения его с приводом, кроме того вентилятор работает в среде ненагретого воздуха, что обеспечивает и энергетические преимущества при эксплуатации АВО.

2. Оценка воздействия  предприятия на окружающую среду

2.1. Физико-географическая  и климатическая характеристика  
района расположения предприятия

Объекты ПХГ расположены  в умеренно-континентальной климатической  зоне. Зима длится 3 - 3,5 месяца - с декабря  до середины марта; продолжительность  лета 3,5 - 4 месяца - с июня до второй декады сентября. Наиболее холодным является январь, среднемесячные температуры  в январе изменяются от 0-1 °С в теплые годы, до минус 6 - 8°С в холодные годы. Абсолютный минимум температуры воздуха в январе достигал минус 36°С, абсолютный максимум + 18°С.

Самым теплым месяцем является июль, среднемесячные температуры в  июле изменяются от +14 до +16 °С в холодные годы, до +25 - + 27 °С в теплые. Абсолютный максимум температуры воздуха наблюдался в июле и составил  
+40 °С. Средняя продолжительность безморозного периода 170 - 180 дней; в самые теплые годы она достигает 224 дней, а в холодные составляет 130 дней.

Таблица 1 - Метеорологические  характеристики рассеивания веществ  и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере

Гидрология. Реки, протекающие  по рассматриваемому региону, являются левыми притоками Нижнего Дона. Основные водные артерии - это реки Егорлык  и его притоки Ташла, Русская, Правоегорлыкский канал. 

Рельеф. Ставропольская возвышенность (плато) занимает центральное положение  среди равнин Предкавказья. Господствующие абсолютные отметки плюс 300 - 600 м. На юге оно круто обрывается к продольной ложбине, отделяющей его от северных предгорий Большого Кавказа; на северо-западе - плавно переходит в Азово-Кубанскую равнину; на севере - пологим уступом спускается к приманычской низменности, занятой долиной Западного и Восточного Маныча, отделяющей Ставропольскую возвышенность от Сальско-Манычской гряды Южных Ергеней. К востоку от Ставропольской возвышенности лежит Терско-Кумская низменность.

В юго-западной части территории расположены долины р. Чибрик,  
р. Русская, ориентированные в субширотном направлении с востока на запад. Обе долины имеют глубину вреза 40 - 60 м и ширину до 1,5 км, разделены низким грядовым водоразделом. На крутых бортах нередко возникают оползни.

Почвы. Описываемая территория расположена в пределах Предкавказской провинции сверхмощных и мощных обыкновенных, южных, типичных и выщелоченных мицеллярно-карбонатных черноземов. Основным типом почв можно считать обыкновенные черноземы (81,1 %). Из оставшихся 18,9 % на долю комплексов и сочетаний различных разновидностей черноземов приходится  
13,2 %. Лугово-черноземные, аллювиальные, лугово-болотные почвы, солонцы и солончаки, приуроченные в основном к долинам рек Егорлык, Татарка и Русская занимают всего 5,7 % площади.

Хорошие физические свойства черноземов наряду с их обеспеченностью  питательными веществами обуславливают  высокое плодородие почв.

2.2. Растительный  покров и животный мир

Подавляющее большинство  рассматриваемой территории распахано. В связи с высокой распаханностью территории естественная растительность почти не сохранилась. Лишь на крутых склонах остались участки разнотравно-степной растительности с превалированием узколистных дерновинных злаков (ковыль Лессинга, ковыль украинский, типчак) и широким участием разнотравья (шалфеи, колокольчики, клевера и др.) и эфемероидов (мортук и др.). Основными выращиваемыми культурами являются зерновые и, среди них, озимая пшеница. Выращиваются также кукуруза, ячмень, овес, рожь, подсолнечник, сахарная свекла, картофель, овощи, многолетние травы. Используются полевые севообороты с чистыми парами.

Животный мир сочетает представителей южнорусских степей и азиатских пустынь. В степи обитают грызуны (суслики, полевки, хомяки, тушканчики и др.), встречаются ушастый ёж, ласка, лисица, волк. Из птиц наиболее характерны жаворонок, перепел, щурка, серая куропатка, степной орел.

2.3. Геологические  особенности региона

Геологическое строение. В  тектоническом отношении основным структурным элементом Ставропольской нефтегазоносной области является Ставропольский свод (структура первого  порядка), входящий в состав Предкавказской микроплиты (рис. 2). В палеозойском фундаменте он выражен поднятием антикавказского (поперечного) направления, ограниченного: на юге Восточно-Кубанским прогибом и разделяющим их Армавиро-Невиномысским разломом; на западе ¾ Кропоткинской впадиной;  на севере ¾ Манычским прогибом; на востоке ¾ Прикумским поднятием и Чернолесской впадиной.

Рисунок 2 - Геологический  разрез

В пределах месторождения  выделено четыре залежи, приуроченные, к отложениям зеленой свиты, хадумского, чокракского и караганского горизонтов. Все залежи связаны с терригенным типом коллекторов.

Чокракская залежь, эксплуатируемая для местных нужд с 1952 года, утверждена с запасами 116 млн. м³. Начальное пластовое давление газа 1,35 ата, а положение ГВК от 120 м на северо-западе до 140 м на юго-востоке.

Залежь газа в зеленой  свите эоцена Северо-Ставропольской площади открыта в 1956 г. Она приурочена к асимметричной брахиантиклинальной складке с более крутым (1^о20΄) северным и пологим (0°30΄) южным крылом. Глубина залегания продуктивного пласта 950 ¾ 990 м. Газовая залежь перекрывается региональной покрышкой, представленной известковистыми глинами, с прослоями мергелей и плотных глауконитовых песчаников, толщиной 140 ¾ 160 м. Залежь газа характеризовалась как пластовая сводовая, водоплавающая.

Хадумская газовая залежь была открыта в 1950 г. В тектоническом плане она приурочена к двум поднятиям платформенного типа ¾ Северо-Ставропольскому и Пелагиадинскому, соединенным между собой неглубокой седловиной. Северо-Ставропольское поднятие простирается с юго-запада на северо-восток. В пределах контура газоносности по хадумской залежи размеры ее 33х18 км. Пелагиадинское поднятие ориентировочно субширотно, его размеры в пределах контура газоносности хадумской залежи 16х11 км. Внешний контур газоносности является общим для этих поднятий. Общая площадь газоносности составляет 590 км², из которых 460 км² приходится на Северо-Ставропольскую структуру, а 130 км² относится к Пелагиадинской. Характерной особенностью указанных поднятий являются широкие своды, пологие крылья, что указывает на незначительную деформацию пород осадочного чехла. Дизъюнктивных нарушений в пределах месторождения не установлено. Газовая залежь относится к типу пластовых со значительной по размерам (около 110 км²) зоной отсутствия подошвенной воды, называемой "сухим полем".

2.4. Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы

Работа установок на КС сопровождается выделением в атмосферу  загрязняющих веществ.

Загрязнение атмосферы происходит как за счет технологически неизбежных выбросов, так и вследствие неплотностей разъемных соединений оборудования, арматуры, газопроницаемости материала. Основными вредными веществами, поступающими в атмосферу с промплощадки КС, является природный газ – углеводороды и продукты их сгорания: оксиды азота и оксид углерода.

В период отбора постоянными  организованными источниками выделения  оксидов азота и оксида углерода на промплощадке являются:

- дымовая труба котельной;

- дымовые трубы блоков  регенерации ДЭГа;

- дымовые трубы подогревателей  блоков подготовки топливного  пускового газа;

- установка термической  нейтрализации промстоков.

Постоянными организованными  источниками выделения углеводородов  являются:

- свечи блок осушки  газа ( выветриватели).

Неорганизованными источниками  выбросов углеводородов на КС являются:

- утечки вследвтвии газопроницаемости материалов;

- утечки вследствии неплотностей разъемных соединений оборудования.

Перечень загрязняющих веществ  с указанием максимальной разовой  предельно допустимой концентрации в воздухе населенных пунктов, класса опасности, среднегодового выброса  дан в таблице 3.

Таблица 3 – Образование  загрязняющих веществ

Перечень загрязняющих  веществ, выбрасываемых в  атмосферу, представлен в таблице 4.

Таблица 4 – Перечень загрязняющих веществ

Основными загрязняющими  веществами являются: углерода оксид, код 337; азота диоксид, код 301; окись азота, код 304; ангидрид сернистый, код 330; сажа, код 328.

Эффектом суммации воздействия  выбросов обладают следующие группы веществ:

- Азота диоксид. Код  301 +  Ангидрид сернистый. Код  330.

- Код группы суммации - 6009.

- Сернистый ангидрид. Код  330 + Фтористые газообразные. Код 342

- Код группы суммации  – 6039.

- Углерода оксид. Код  337 + Пыль цементная. Код 2918

- Код группы суммации  – 6046.

Суммарный валовый выброс загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу  от СПБУ при существующем положении  составляет 41,809968 т/на период бурения, в том числе: твердых 0,462505т, газообразных 41,347463т.

 Для всех выбрасываемых  загрязняющих веществ нормативы  ПДВ, определены на существующем  уровне.

Превышений ПДК на границе  и за пределами санитарно-защитной зоны по всем выбрасываемым веществам  источниками не наблюдается.

Аварийные выбросы отсутствуют.

Нормативы ПДВ предлагается установить сроком на 5 лет.

2.5. Инвентаризация источников выбросов

Основанием разработки инвентаризации источников выбросов загрязняющих веществ  служит статья 22 Федерального закона от 4 мая 1999 г. №96 «Об охране атмосферного воздуха», в соответствии с которой юридические лица, имеющие источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух и вредных физических воздействий на него, проводят инвентаризацию выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, вредных физических воздействий на атмосферный воздух и их источников.

Инвентаризация выбросов загрязняющих веществ в атмосферу  является систематизацией сведений о распределении источников выбросов на территории, количестве и составе  выбросов.

Инвентаризация является основой для ведения всей воздухоохранной деятельности.

Основной целью инвентаризации является выявление и учет источников загрязнения атмосферы, определение  количественных и качественных характеристик  выбросов загрязняющих веществ для:

- подготовки исходных  данных для нормирования выбросов  и установления нормативов предельно  допустимых и временно согласованных  выбросов загрязняющих веществ  в атмосферу (ПДВ и ВСВ) предприятий; 

- подготовки исходных  данных для оценки загрязнения  атмосферы (в частности, в рамках  расчетного мониторинга загрязнения  атмосферы);