Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өңдеу" анықтамалығын бекіту туралы

Жаңа

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2023 жылғы 23 қарашадағы № 1024 қаулысы

      Қазақстан Республикасының Экология кодексі 113-бабының 6-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:

      1. Қоса беріліп отырған ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өңдеу" анықтамалығы бекітілсін.

      2. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі.

      Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі
Ә. Смайылов

  Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2023 жылғы 23 қарашадағы
№ 1024 қаулысымен
бекітілген

Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өңдеу" анықтамалығы

Мазмұны

      Мазмұны

      Схемалар мен суреттердің тізімі

      Кестелер тізімі

      Глоссарий

      Алғысөз     

      Қолданылу саласы     

      Қолданылу қағидаттары     

      1.      Жалпы ақпарат     

      1.1.      Мұнай-газ өңдеу саласының құрылымы     

      1.1.1.      Мұнай өңдеу     

      1.1.2. Газ өңдеу     

      1.2. Бастапқы шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы     

      1.2.1. Шикі мұнай     

      1.2.2. Табиғи және ілеспе мұнай газы     

      1.3. Сала кәсіпорындарының өндірістік қуаттары     

      1.3.1. ҚР мұнай өңдеу қуаты     

      1.3.2. ҚР табиғи газды қайта өңдеу бойынша қуаттар     

      1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер     

      1.4.1. Қазақстан Республикасының мұнай нарығы     

      1.4.2. Табиғи газ нарығы     

      1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары     

      1.6. Мұнай-газ өңдеу саласының негізгі экологиялық проблемалары     

      1.6.1. Энергия тиімділігі және климат     

      1.6.2. Атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындылары     

      1.6.3. Ластағыш заттардың төгінділері     

      1.6.4. Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару     

      1.6.5. Топырақ пен жер асты суларының ластануы     

      1.6.6. Шу мен діріл     

      1.6.7. Қоршаған ортаға әсерді төмендету     

      2.      Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдістемесі     

      2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары     

      2.2. Техникаларды ең үздік қолжетімді техникаға жатқызу өлшемшарттары     

      3.      Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер     

      3.1. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процесі     

      3.1.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.2. Мұнайды бастапқы айдау     

      3.2.1. Мұнай шикізатын атмосфералық айдау қондырғысы     

      3.3. Вакуумдық айдау процесі     

      3.3.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.3.2. Су буы есебінен вакуум алу технологиясы бар мазутты (ВТ) айдау жөніндегі вакуумдық қондырғылар     

      3.3.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.4. Гидрогенизациялық процестер     

      3.4.1. Процестер туралы жалпы мәліметтер     

      3.4.2. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту     

      3.4.3. Бензинді фракцияларды (нафталарды) гидротазарту     

      3.4.4. Керосин фракцияларын гидротазарту     

      3.4.5. Дизельді фракцияларды (газойльді) гидротазарту     

      3.4.6. Вакуумдық газойльді гидротазарту     

      3.5. Каталитикалық риформинг     

      3.5.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.5.2. Катализатордың стационарлық қабаты бар каталитикалық риформинг қондырғысы     

      3.5.3. Катализатордың қозғалмалы қабаты бар каталитикалық риформинг қондырғысы     

      3.5.4. Хош иісті көмірсутектерді алу үшін каталитикалық риформинг қондырғысы     

      3.5.5. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.6. Изомерлеу     

      3.6.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.6.2. Хлорланған (фторланған) алюмоплатинді катализаторларда төмен температуралы изомерлеу     

      3.6.3. Цеолитті катализаторларда орташа температуралық изомерлеу     

      3.6.4. Хлормен (фтормен) қапталған алюмоплатинді катализаторларда жоғары температуралы изомерлеу     

      3.6.5. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.7. Висбрекинг және басқа да термиялық технологиялық процестер     

      3.7.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      3.7.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.8. Этерификация     

      3.8.1. ҮАМЭ каталитикалық крекингінің жеңіл нафтасын этерификациялау қондырғысы     

      3.8.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.9. Каталитикалық крекинг     

      3.9.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.9.2. Каталитикалық крекинг және өнімдерді фракциялау процесінің мәні     

      3.9.3. Каталитикалық крекинг және катализатордың жалған сұйытылған қабатында регенерациясы     

      3.9.4. Құрамында микросфералық цеолит бар катализатордағы лифт-реактордағы каталитикалық крекинг     

      3.9.5. Крекинг өнімдерін фракциялау     

      3.9.6. Абсорбция, газ бөлу және күкіртсіздендіру секциясы     

      3.9.7. Жеңіл бензинді демеркаптанизациялау     

      3.9.8. Жеңіл бензинді фракциялау     

      3.9.9. Көмірсутегі ағындарын моноэтаноламин ерітіндісімен күкіртсутектен тазарту     

      3.9.10. Технологиялық конденсатты тазарту торабы     

      3.9.11. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.10. Олигомеризация (полимеризация)     

      3.11. Адсорбция процестері     

      3.11.1. Сутегінің қысқа циклді адсорбция қондырғылары (КЦА)     

      3.11.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.12. Кокстеу процестері     

      3.12.1. Баяу кокстеу қондырғысы     

      3.12.2. Коксты қыздыру технологиясы     

      3.13. Битум өндірісі     

      3.13.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.13.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.14. Күкіртсутекті қайта өңдеу     

      3.14.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.14.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.15. Сутегі өндірісі     

      3.15.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.15.2. Сутектің адсорбциялық концентрациясы     

      3.15.3. Сутегін бу конверсиясымен алу     

      3.15.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.16. Хош иісті көмірсутектер өндірісі     

      3.16.1. Хош иісті көмірсутектерді өндіру кешені (ХКӨ)     

      3.16.2. Бензол алу блогы бар катализатордың үздіксіз регенерациясы бар каталитикалық риформинг қондырғылары     

      3.16.3. "ParamaX" ХКӨ параксилол өндіру қондырғысы     

      3.16.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.17. Мұнай өңдеу материалдарын сақтау және тасымалдау     

      3.17.1. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарлары     

      3.17.2. Шикізат пен тауар өнімдерін ағызу және құю жүйелері     

      3.17.3. Цистерналарды булау және дайындау технологиясы     

      3.17.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.18. Табиғи және ілеспе мұнай газын дайындау және қайта өңдеу     

      3.18.1. Табиғи және ілеспе газды қайта өңдеудің жай-күйі мен дамуы туралы жалпы ақпарат     

      3.18.2. Тауар өнімін ала отырып, табиғи және ілеспе газды қайта өңдеу процестерінің схемасы     

      3.18.3. Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын қайта өңдеу технологиясы     

      3.18.4. Сұйытылған көмірсутекті газдарды алу технологиялары     

      3.18.5. Газ конденсатын тұрақтандыру технологиялары     

      3.18.6. Газ күкіртін өндіру технологиялары     

      3.18.7. "SULFREX" СКГ күкіртсіздендіру технологиясы     

      3.18.8. MEROX әдісі бойынша газдарды күкірттен тазарту     

      3.18.9. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.19. Табиғи және ілеспе мұнай газын сепарациялау процесі     

      3.19.1. Төмен температуралы газды сепарациялау технологиясы     

      3.19.2. Көмірсутекті газдарды төмен температуралы бөлу технологиялары     

      3.19.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.20. Салқындату жүйелері     

      3.20.1. Салқындатқыш суды тазарту және айналым су реагенттерін мөлшерлеу жүйелері     

      3.20.2. Салқындату құрылғылары (салқындату мұнаралары, мұнаралар)     

      3.20.3. Салқындатқыш суды тазарту және айналым суға арналған реагенттерді мөлшерлеу жүйелері     

      3.20.4. Салқындату құрылғылары (градирнялар, мұнаралар)     

      3.20.5. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.21. Энергетикалық жүйе     

      3.21.1. Жылумен жабдықтау (қазандық)     

      3.21.2. Отынмен жабдықтау     

      3.21.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.22. Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқару     

      3.22.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.22.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.23. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату     

      3.23.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.23.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.24. МӨЗ-дің құрамдастырылған/кешенді қондырғылары     

      3.24.1. ЭЛТҚ АТ құрамдастырылған қондырғысы     

      3.24.2. ЭЛТҚ-АВТ құрамдастырылған қондырғысы     

      3.24.3. ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы     

      3.25. Шығарындыларды азайту әдістері     

      3.25.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер     

      3.25.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      3.26. Сарқынды суларды тазарту     

      3.26.1. Сарқынды суларды тазарту әдістері     

      3.26.2. Ластағыш заттар төгінділерінің ағымдағы деңгейлері     

      4.      Эмиссиялар мен ресурстарды тұтынуды болдырмау және/немесе азайтуға арналған жалпы ең үздік қолжетімді техникалар     

      4.1. Экологиялық менеджмент жүйесі     

      4.2. Су ресурстарын басқару     

      4.3. Ластану "қалпағы" тұжырымдамасын қолдана отырып, өндірістік объектілер деңгейінде атмосфераға шығарындыларды басқару     

      4.4. Энергияны үнемдеу техникалары     

      4.5. Өндірісті басқару     

      4.6. Энергия тиімділігін арттыру     

      4.7. Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату бойынша жұмыстарды ұйымдастыру     

      4.8. Имитациялық модельдеу     

      5.      Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қаралатын техникалар     

      5.1. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері     

      5.1.1. Тұзсыздандырудың оңтайлы әдістері     

      5.1.2.  Су тазарту құрылыстарына сарқынды суларды төгу алдында мұнай мен суды бөлу процесін жақсарту     

      5.1.3. Қалқыма заттардың/судың және мұнайдың бөлінуі     

      5.1.4. Тұзсыздандыру үшін суды қайта пайдалану     

      5.1.5. Тұзсыздандырғыштың тұз ерітіндісін жою     

      5.2. Мұнайды бастапқы айдау     

      5.2.1. Бөлшек айдау қондырғысы     

      5.2.2. Шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы жылу интеграциясы     

      5.3. Вакуумдық айдау процесі     

      5.3.1. Вакуумдық айдау қондырғысында вакуумдық қысымды төмендету     

      5.3.2. Конденсатордан вакуумдық эжектормен конденсацияланбайтын заттарды тазарту     

      5.4. Гидрогенизациялық процестер     

      5.4.1. Гидродесульфуризация процестері     

      5.4.2. Каталитикалық айдау

      5.4.3. Мұнай өнімдерін сілтілік ерітінділермен каскадты тазарту     

      5.4.4. Пайдаланылған ащы натрийді пайдалану әдістері     

      5.4.5. Каталитикалық депарафинизация     

      5.5. Каталитикалық риформинг     

      5.5.1. Регенерациялық пайдаланылған газдарды тазарту     

      5.5.2. Регенерациялық пайдаланылған газды тазартуға арналған электр сүзгіш     

      5.5.3. Каталитикалық риформинг нәтижесінде полихлорланған дибензо-п-диоксиндер мен дибензофурандар (ПХДД/Ф) шығарындыларын азайту     

      5.6. Изомерлеу     

      5.6.1. Цеолиттерді изомерлеу процесі     

      5.6.2. Белсенді хлорид негізіндегі катализаторды изомерлеу процесі     

      5.7. Висбрекинг және басқа да термиялық реакциялар     

      5.7.1. Газойльдің жылу термиялық крекинг қондырғысы     

      5.7.2. Реакциялық камерасы бар висбрекинг қондырғысы     

      5.7.3. Висбрекинг қондырғыларында кокс түзілуінің төмендеуі     

      5.8. Этерификация.     

      5.8.1. Этерификация. Каталитикалық айдау     

      5.9. Каталитикалық крекинг     

      5.9.1. Каталитикалық крекинг (КК) қондырғыларында шикізатты гидротазарту     

      5.9.2. ФКК қондырғысының регенераторынан бөлінетін түтін газдарын кәдеге жарататын қазан-кәдеге жаратушы және детандер      5.9.3. Каталитикалық крекингтің технологиялық процесін оңтайландыру     

      5.9.4. Катализаторды таңдау     

      5.9.5. Азот оксидтерімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)     

      5.9.6. Азот оксидтерімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

      5.9.7. Азот оксидтерімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. NOx концентрациясын төмендету үшін СО тотығу реакцияларындағы промоторлар     

      5.9.8. Азот оксидімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. NOX концентрациясын төмендетуге арналған арнайы қосымдар      5.9.9. Азот оксидтерімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. Төмен температуралы тотығу (SNERT процесі / LoTOX әдісі)      5.9.10. Бөлшектердің газдардан бөлінуімен күрес жөніндегі шаралар. Үшінші сатыдағы сепараторлар     

      5.9.11. Бөлшектердің газдардан бөлінуімен күрес жөніндегі шаралар. Электростатикалық сүзгілер (ЭСС)     

      5.9.12. Газдарды қалқыма заттардан тазарту әдістері. Басқа сүзгілер     

      5.9.13. Күкірт оксидтерімен ластануды болдырмайтын әдістер. SOX-төмендететін қосымдар     

      5.9.14. Скрубберлермен газдарды ылғалды тазарту     

      5.9.15. Құрғақ және жартылай құрғақ тазарту скрубберлері     

      5.10. Олигомерлеу     

      5.11. Адсорбция процестері     

      5.12. Кокстеу процестері     

      5.12.1. Баяу кокстеу нәтижесінде шығарындылардың алдын алу әдістері. МӨЗ-дің отын газы желісіне беру үшін газ бөлу қондырғысына жіберу.     

      5.12.2. Баяу кокстеу нәтижесінде шығарындылардың алдын алу әдістері. МӨЗ-дің отын газы желісіне беру үшін газ бөлу қондырғысына жіберу.     

      5.12.3. Мұнай коксын қыздыру процесінде шығарындылардың алдын алу әдістері     

      5.12.4. Флексикокинг     

      5.12.5. Коксты өңдеу және сақтау     

      5.12.6. Кокстеу процестерінде қалқыма бөлшектер шығарындыларының алдын алу әдістері     

      5.12.7. Құрамында мұнайы бар шламдарды және/немесе қалдықтарды кокс шикізаты ретінде пайдалану     

      5.12.8. SO2 шығарындыларын азайту әдістері     

      5.12.9. Кокс газын тазарту     

      5.12.10. Судың ластануын болдырмау әдістері. Коксты кесу үшін мұнай/кокс ұсақтарын судан бөлу     

      5.12.11. Топырақтың ластануын төмендету әдістері. Кокстың ұсақ-түйектерін бақылау және қайталама пайдалану     

      5.13. Битум өндірісі

      5.13.1. Битум өнімдерін сақтау     

      5.13.2. Атмосфераға шығарындыларды бақылау технологиялары. Бас погондардың газдарын өңдеу     

      5.13.3. Атмосфераға шығарындыларды бақылау технологиялары. Конденсацияланбайтын өнімдер мен конденсаттардан жылуды пайдалану     

      5.13.4. Атмосфераға шығарындыларды бақылау технологиялары. Битум материалдарын сақтау және тасымалдау кезінде желдеткішті пайдалану     

      5.13.5. Сарқынды суларды алдын ала өңдеу технологиялары     

      5.14. Күкіртсутекті қайта өңдеу     

      5.15. Сутегі өндірісі

      5.15.1. Метанның бу риформингі     

      5.15.2. Ішінара тотығу     

      5.15.3. Газды қыздырумен риформинг     

      5.15.4. Сутегін тазарту     

      5.16. Хош иісті көмірсутектер өндірісі     

      5.17. Сұйық көмірсутекті қосылыстарды сақтау және тасымалдау     

      5.17.1. Понтоны бар резервуарлар     

      5.17.2. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар     

      5.17.3. Қалқымалы шатырдағы тығыздау жүйесі

      5.17.4. Сақтауды ұйымдастыру жүйесі     

      5.17.5. Резервуарлардың түбі арқылы ағып кетудің алдын алу     

      5.17.6. Қос түбі бар резервуар     

      5.17.7. Өткізбейтін геомембраналар     

      5.17.8. Ағып кетуді анықтау     

      5.17.9. Катодты қорғау     

      5.17.10. Резервуардағы түптік қалдықтарды қысқарту     

      5.17.11. Рзервуарды тазарту бойынша операциялар     

      5.17.12. Резервуарлардың түсі     

      5.17.13. Сақтаудың басқа да тиімді әдістері     

      5.17.14. Ағынды араластыру     

      5.17.15. Топтамалармен араластыру     

      5.17.16. Мұнай өнімдерін құю процесінде бу қысымын тұрақтандыру     

      5.17.17. Мұнай өнімдерін төменгі құю     

      5.17.18. Мұнай өңдеу объектісіндегі герметикалық төсем     

      5.17.19. Тактілік құюдыдың автоматтандырылған қондырғысы     

      5.18. Табиғи газды және ілеспе газды дайындау және қайта өңдеу     

      5.18.1. ҰОҚ шығарындыларын азайту технологиялары     

      5.18.2. Төгінділерді қысқарту технологиялары     

      5.18.3. Қалдықтардың түзілу көлемін қысқарту технологиялары     

      5.18.4. Табиғи газдан аминмен күкіртсутегін алып тастау     

      5.19. Табиғи және ілеспе мұнай газын сепарациялау процесі     

      5.19.1. Ұшпа шығарындыларды азайту     

      5.19.2. Төмен температуралы сепарациямен газдарды бензиннен арылту технологиясы (газдардан мақсатты көмірсутекті компоненттерді алу технологиясы)     

      5.19.3. Төмен температуралы конденсация немесе төмен температуралы конденсация және ректификация әдісімен көмірсутектерді алу технологиясы     

      5.19.4. Газдарды сорбциялық бензиннен арылту технологиялары     

      5.19.5. Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын күкіртті қосылыстардан тазарту технологиясы     

      5.19.6. Сұйытылған көмірсутекті газдарды (СКГ) алу техникасы     

      5.19.7. Гелийді табиғи газдан бөлу технологиясы     

      5.19.8. Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын ректификациялық бөлу технологиясы (газ фракциялау қондырғылары)     

      5.20. Салқындату жүйелері

      5.20.1. Ауаны салқындату     

      5.20.2. Салқындатқыш және технологиялық суларды бөлу     

      5.20.3. Салқындатқыш суға мұнай ағып кетудің алдын алу     

      5.21. Энергетикалық жүйе     

      5.21.1. Жобалау әдістері     

      5.21.2. Буды басқару және буды тұтынуды азайту     

      5.21.3 Газ тұтынуды ұлғайту     

      5.21.4 МӨЗ сұйық отынын гидротазарту     

      5.21.5 Пештер мен қазандықтар     

      5.21.6. Газ турбиналары     

      5.21.7. Азот оксидтерін бақылау және олармен күресу әдістері. NОХ төмен шығарындысы бар оттықтар. Ультратөмен NOХ шығаратын оттықтар     

      5.21.8. Құрамында төмен NOX бар құрғақ жану камералары     

      5.21.9. Сұйылтқышты құю     

      5.21.10. Энергетикалық жүйе. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)     

      5.21.11. Энергетикалық жүйе. Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)     

      5.21.12. CО және NOX каталитикалық қалпына келтіру     

      5.21.13. Электрстатикалық сүзгілер (ЭСС)     

      5.21.14. Когенерациялық қондырғылар (КГҚ)     

      5.21.15. Жалған сұйық қабаты бар қазандық     

      5.21.16. Түтін газын рециркуляциялау     

      5.21.17. Отынды жағу (соңа дейін жағу) кезеңі     

      5.21.18. Күлі аз отын түрлеріне көшу     

      5.21.19. Отынға қосымдар

      5.21.20. Түтін газдарын күкіртсіздендіру процестері

      5.22. Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқару     

      5.23. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату

      5.24. МӨЗ-дің құрамдастырылған/кешенді қондырғылары

      5.25. Қалдықтарды басқару әдістері

      5.25.1. Шламды өңдеу және онымен жұмыс істеу

      5.25.2. Қалдықтардың биологиялық ыдырауы     

      5.26. Шығарындыларды азайту әдістері

      5.26.1. CO шығарындыларын азайту әдістері

      5.26.2. CO2 шығарындыларын бақылау нұсқалары

      5.26.3. NOX шығарындыларын азайту әдістері. NOX төмен температуралы тотығуы

      5.26.4. Шығарындыларды азайту және мұнай өңдеу процестерінің катализаторын пайдалану

      5.26.5. Шығарындыларды азайту әдістері. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

      5.26.6. Шығарындыларды азайту әдістері. Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

      5.26.7. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Циклондар     

      5.26.8. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Электрстатикалық фильтр (ЭСФ)     

      5.26.9. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Сүзгілеу     

      5.26.10. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Дымқыл скрубберлер

      5.26.11. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Басқа дымқыл әдістер     

      5.26.12. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Қалқыма бөлшектердің шығарындыларымен күресу әдістерінің комбинациясы      5.27. Бөлінетін газдарды барынша азайту және оларды өңдеу

      5.27.1. Күкіртті қалпына келтіру және SOХ шығарындыларын азайту әдістері. Аминмен өңдеу     

      5.27.2. Күкірт өндіру қондырғылары (КӨҚ). Клаус процесінің тиімділігін арттыру     

      5.27.3. Бөлінетін газдарды тазарту қондырғылары (ҚГТҚ ). SO2-ге дейін тотықтыру және SO2-ден күкірт алу

      5.27.4. Күкірт диоксидінің шығарындыларымен күрес әдістері. Түтін газын күкіртсіздендіру (FGD)

      5.27.5. ҰОҚ шығарындыларымен күрес әдістері. Зауыттың технологиялық процесі мен құрылысына байланысты ҰОҚ шығарындыларын болдырмау/азайту әдістері

      5.27.6. ҰОҚ шығарындыларымен күрес әдістері. Бу ұстау қондырғылары (VRU)

      5.27.7. ҰОҚ шығарындыларымен күресу әдістері. Бумен деструкциялау (VD)     

      5.27.8. Шығарындылармен күрес әдістері. Алаулар     

      5.27.9. Ауа ластағыштарының деңгейін төмендетуге арналған SNOX құрамдастырылған технологиясы     

      5.27.10. Күкіртті қалпына келтіру және SO2 шығарындыларын азайту әдістері     

      5.28. Сарқынды суларды тазарту     

      5.28.1. Қышқыл ағындарды булау қондырғысы     

      5.28.2. Сарқынды суларды төгу көзінен көмірсутектердің құрамын қысқарту және алу     

      5.28.3. Сарқынды суларды бастапқы тазарту – ерімейтін заттарды алу     

      5.28.4. Қосымша тазарту     

      5.28.5      . Сумен жабдықтау және су бұру жүйесі     

      5.28.6. Интеграцияланған салынған сулы-батпақты алқаптар     

      5.28.7. Сарқынды суларды қайта пайдалану дәрежесін арттыру     

      5.28.8. Төгілетін сарқынды сулар мен ластағыш заттардың мөлшерін аппараттық есепке алу     

      5.29. Шумен ластануды болдырмау

      5.29.1. Шумен ластануды болдырмау мақсатында төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалану көзделеді:

      6.      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдар қамтылған қорытынды

      6.1. Жалпы ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.1.1. Экологиялық менеджмент жүйесі

      6.1.2. Энергия тиімділігін арттыру     

      6.1.3. Атмосфераға шығарындылардың және технологиялық процестердің негізгі параметрлерінің мониторингі

      6.1.4. Суға төгінділердің мониторингі

      6.1.5. Бөлінетін газдарды тазарту жүйелерін пайдалану

      6.1.6. Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару

      6.1.7. Имитациялық модельдеу     

      6.1.8. Шумен ластану     

      6.3. Мұнайды бастапқы айдауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.4. Мұнайды вакуумды айдау процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.5. Гидрогенизациялық процестерге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.6. Каталитикалық риформинг процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.7. Изомерлеу процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.8. Висбрекинг және басқа да жылу процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.9. Этерификациялауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.10. Каталитикалық крекинг үшін ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.11. Олигомеризациялауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.12. Адсорбция процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.13. Кокстеу процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.14. Битум өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.15. Күкіртті сутекті қайта өңдеу процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.16. Сутегін өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.17. Хош иісті көмірсутектерді өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.18. Сұйық көмірсутек қосылыстарын сақтау және тасымалдау процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.19. Табиғи газды және ілеспе газды дайындау және қайта өңдеу процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.20. Табиғи және ілеспе мұнай газын сепарациялау процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.21. Салқындату жүйелері процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.22. Энергетикалық жүйелерге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      6.23. Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқаруға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды     

      6.24. Түтін газының жылуын жою

      6.25. МӨЗ Құрама / кешенді қондырғылары     

      6.26. Қалдықтарды басқару әдістері     

      6.27. Шығарындыларды азайту және кешенді басқару әдістері     

      6.28. Бөлінетін газдарды азайту және оларды өңдеу

      6.29. Сарқынды суларды тазарту

      6.30. Атмосфераға шығарындыларды болдырмау және бақылау әдістерін сипаттау

      6.30.1. Шаң

      6.30.2. Азот оксидтері (NOx)     

      6.30.3.      Күкірт оксидтері (SOx)     

      6.30.4. Құрама техникалар (SOX, NOX және тозаң)     

      6.30.5. Көміртегі тотығы (CO)     

      6.30.6. Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

      6.30.7. Басқа техникалар     

      6.31. Сарқынды сулардың төгілуін болдырмайтын немесе бақылайтын техникалардың сипаттамасы

      6.31.1. Сарқынды суларды алдын ала тазарту

      6.31.2. Сарқынды суларды тазарту     

      7.      Перспективалы техника

      7.1. МӨЗ және МӨЗ қызметіне шолу

      7.2. Мұнайды бастапқы айдау     

      7.2.1. Мұнай мен мұнай фракцияларын күкірттен, тұздан және басқа қоспалардан бөлуге арналған тәсіл мен құрылғы

      7.3. Каталитикалық крекинг

      7.4. Каталитикалық риформинг

      7.5. Кокстеу

      7.6. Энергетикалық жүйе

      7.7. Этерификация

      7.8. Сутегі өндірісі

      7.9. Гидрогенизациялық процестер

      7.10. Гидрокрекинг

      7.11. Изомерлеу

      7.12. Өнімді өңдеу

      7.13. Пайдаланылған газдарды өңдеу

      8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар

      Библиография


Схемалар мен суреттердің тізімі

      1.1-сурет. Қазақстан Республикасында 2017 – 2020 жылдар кезеңінде мұнай өнімдерінің негізгі түрлерін өндіру, мың тонна

      1.2-сурет. Шикі мұнай экспорты бойынша Қазақстан Республикасының статистикалық деректері

      1.3-сурет. Табиғи газ экспорты бойынша Қазақстан Республикасының статистикалық деректері

      1.4-сурет. Қазақстан Республикасында 2010 – 2019 жылдар кезеңінде мұнай өнімдерін өндіру

      1.5-сурет. Қазақстан Республикасында 2010 – 2019 жылдар кезеңінде негізгі мұнай өнімдерін өндіру

      1.6-сурет. Қазақстан Республикасында 2010 – 2019 жылдары орта есеппен өнімдер бөлінісінде мұнай өнімдерін өндіру құрылымы

      1.7-сурет. Қазақстан Республикасына 2010 – 2019 жылдары автомобиль бензинінің импорты

      1.8-сурет. Қазақстан Республикасына 2010 – 2019 жылдары дизель отынының импорты

      1.9-сурет. Қазақстан Республикасына 2010 – 2019 жылдары мазут импорты

      1.10-сурет. Қазақстан Республикасынан 2010 – 2019 жылдары автомобиль бензинінің экспорты

      1.11-сурет. Қазақстан Республикасынан 2010 – 2019 жылдары дизель отынының экспорты

      1.12-сурет. Қазақстан Республикасынан 2010 – 2019 жылдары мазуттың экспорты

      1.13-сурет. Мұнай және газ өңдеу кәсіпорындарының шығарындыларындағы ластағыш заттар шығарындыларының үлесі

      2.1-сурет. Техниканы ендіру мен пайдаланудың экономикалық тиімділігін бағалау кезеңдері

      3.1-сурет. Кешенді технологиялық аудиттен өткен МӨЗ бен ГӨЗ-да тұтынылатын отын-энергетикалық ресурстардың түрлері мен арақатынасы

      3.2-сурет. ҚР мұнай өңдеу кәсіпорындарында үлестік энергия тұтыну

      3.3-сурет. ЕО, Ресей және ҚР мұнай өңдеу кәсіпорындарының энергия сыйымдылығы

      3.4-сурет. Мұнайды тұзсыздандырудың бір сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы

      3.5-сурет. Сарқынды суды қарсы ағынмен құю кезінде мұнайды тұзсыздандырудың екі сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы

      3.6-сурет. Сарқынды суды қарсы ағынмен құю кезінде мұнайды тұзсыздандырудың үш сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы

      3.7-сурет. Екі бағанды атмосфералық түтікшені орнату схемасы

      3.8-сурет. АВТ қондырғысының қағидатты технологиялық схемасы

      3.9-сурет. Бу эжекциясы бар ВТ қондырғысының қағидатты схемасы

      3.10-сурет. Гидротазарту қондырғысының блок-схемасы

      3.11-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесінің технологиялық схемасы

      3.12-сурет. Гидротазарту блогының технологиялық схемасы

      3.13- сурет. Дизель отынын гидротазарту қондырғысының қағидатты схемасы:

      3.14-сурет. Вакуумдық газойльді гидротазартудың қағидатты схемасы:

      3.15-сурет. Стационарлық катализаторы бар риформинг қондырғысының технологиялық схемасы

      3.16-сурет. Катализатордың қозғалмалы қабаты бар риформингті орнатудың технологиялық схемасы (CCR-риформинг)

      3.17-сурет. Дуалформинг процесінің қағидатты технологиялық схемасы

      3.18-сурет. Диэтиленгликольмен (ДЭГ) 62-105 °С фракциясының катализатынан ареналарды экстракциялау қондырғысының технологиялық схемасы

      3.19-сурет. Процестің технологиялық схемасы

      3.20-сурет. Бензинді фракцияның орташа температуралы изомеризациясының схемасы, цеолит катализаторында 62 °С қайнаудың басталуы

      3.21-сурет. Жоғары температуралы изомерацияны орнату схемасы

      3.22-сурет. Шығарылатын камерасы бар висбрекинг қондырғысының технологиялық схемасы

      3.23-сурет. МТБЭ өндіру процесінің оңайлатылған технологиялық схемасы

      3.24-сурет. ТАМЭ өндірісінің оңайлатылған технологиялық схемасы

      3.25-сурет. Каталитикалық крекинг сұйықтығының жеңілдетілген технологиялық схемасы

      3.26-сурет. Каталитикалық крекинг және өнімдерді фракциялау секциясының блок-схемасы

      3.27-сурет. Қозғалыстағы шарикті катализаторы бар қондырғылардың реакторлық-регенераторлық блогының қағидатты схемасы

      3.28-сурет. Лифт-реакторы бар қондырғылардың реакторлық-регенераторлық блогының қағидатты схемасы

      3.29-сурет. Рекинг микросфералық катализаторы бар қондырғылардың реакторлық блоктарының конструкциясы

      3.30-сурет. Абсорбция, газ бөлу және күкіртсіздендіру секциясының блок-схемасы

      3.31-сурет. Олигомеризацияны орнатудың жеңілдетілген схемасы

      3.32-сурет. Екі блокты баяу кокстау қондырғысының қағидатты технологиялық схемасы

      3.33-сурет. Коксты камералардан гидравликалық түсіруге арналған жабдықты құрастыру

      3.34-сурет. Коксты қыздыру схемасы

      3.35-сурет. Гудронды битумдарға тотықтыру жөніндегі қондырғының технологиялық схемасы

      3.36-сурет. Баған түріндегі тотықтырғыш

      3.37-сурет. Жаңғырту бағаналарының схемалары

      3.38-сурет. Екі бұрандалы төрт секциялы құбырлы реактор

      3.39-сурет. Клаус процесінің технологиялық схемасы

      3.40-сурет. PSA әдісімен сутегі концентрациясының төрт адсорберлі қондырғысының технологиялық схемасы

      3.41-сурет. Көмірсутекті газды бу конверсиясымен сутегін алу қондырғысының қағидатты технологиялық схемасы

      3.42-сурет. Қалқымалы төбесі бар резервуар

      3.43-сурет. Понтоны бар резервуар

      3.44-сурет. Газ теңестіруші жүйе

      3.45-сурет. Мұнайды ағызуға және қара мұнай өнімдерін құюға арналған құрамдастырылған екі жақты темір жол эстакадасы

      3.46-сурет. Табиғи және ілеспе газды қайта өңдеудің сарқынды схемалары

      3.47-сурет. СКГ сілтілі тазартудың технологиялық схемасы

      3.48-сурет. Метанол бүрку арқылы сұйытылған газдарды алу схемасы

      3.49-сурет. Детандер-компрессорлық агрегатты пайдалана отырып, С3+ терең алу схемасы

      3.50-сурет. Этан бөлусіз газ бөлу қондырғысының технологиялық схемасы

      3.51-сурет. Қышқыл газдағы күкіртсутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары

      3.52-сурет. Екі конверторы бар Клаусты қондырғысының технологиялық схемасы

      3.53-сурет. "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы

      3.54-сурет. SCOT процесінің технологиялық схемасы

      3.55-сурет. Күкіртті суда түйіршіктеудің технологиялық схемасы

      3.56-сурет. "SULFREX" СКГ күкіртсіздендіру технологиялық процесінің схемасы

      3.57-сурет. MEROX процесінің технологиялық схемасы

      3.58-сурет. Газды төмен температуралы ажырату технологиясы

      3.59-сурет. Табиғи газдан СПБО алу технологиясы

      3.60-сурет. Табиғи газдан этан алу технологиясы

      3.61-сурет. ЖККФ қосымша алумен көмірсутекті газдарды төмен температуралы бөлу қондырғысы

      3.62-сурет. Этанды қосымша алумен көмірсутекті газдарды төмен температуралы бөлу қондырғысы

      3.63-сурет. Ылғалды салқындату мұнаралары

      3.64-сурет. Су ысытатын қазандықтары бар қазандық қондырғысының схемасы

      3.65-сурет. Бу қазандығы қондырғысының схемасы

      3.66-сурет. РСҚ схемасы

      3.67-сурет. МӨЗ-ді сұйық отынмен қамтамасыз етудің қағидаттық схемасы

      3.68-сурет. Газ тарату пунктісінің схемасы

      3.69-сурет. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының қағидаттық схемасы

      3.70-сурет. Бензинді фракцияларды екінші рет айдау блогы бар АВТ қондырғысының қағидатты схемасы

      3.71-сурет. Нөсер суларын механикалық тазарту схемасы

      3.72-сурет. Сарқынды суларды тазарту қондырғысының схемасы

      3.73-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту схемасы

      3.74-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту (БИО) қондырғысының схемасы

      4.1-кесте. ЭМЖ моделін жүйелі жетілдіру

      4.2-сурет. Ластанудың "қақпағы" тұжырымдамасының бірыңғай "виртуалды мұржасы" [2]

      4.3-сурет. Имитациялық модельдеу процесінің схемасы

      5.1-сурет. Бөлшектеп айдау қондырғысының технологиялық схемасы

      5.2-сурет. Каталитикалық крекинг қондырғысында шикізатты гидротазартқаннан кейін шикізаттағы күкірт концентрациясының және күкірт оксиді (SO2) шығарындыларының өзгеру динамикасы

      5.3-сурет. Каталитикалық крекинг қондырғысында шикізатты гидротазартқаннан кейін күкірт оксидінің (SO2) орташа айлық шығарындылары

      5.4-сурет. Кәдеге жарату қазандығы мен детандер ФКК қондырғысының регенераторынан келетін түтін газдарының жылуын кәдеге жарату үшін пайдаланылады.

      5.5-сурет. Үйкелуге төзімді және ФКК қондырғыларында қолданылатын катализатордың стандартты құрылымы.

      5.6-сурет. Үйкелуге төзімсіз катализаторды таңдаудың 100 күннен кейін қалқыма бөлшектердің шығарындыларына (мг/Нм3) әсері.

      5.7-сурет. СКҚ әдісі бойынша NOx конверсиясының DeNOx реакторына кіреберісте температуралы математикалық функция түрінде ұсынылған қорытынды деректері (Еуропа МӨЗ ФКК қондырғысында)

      5.8-сурет. Германия МӨЗ-де СКЕҚ реакторлық блогы бар ФКК қондырғысынан атмосфераға шығарындылар.

      5.9-сурет. ФКК қондырғыларында NOX түзілуінің жеңілдетілген химиялық процесі

      5.10-сурет. ФКК қондырғыларында қоспаларды қолдануға байланысты NOX концентрациясының төмендеу нәтижелері

      5.11-сурет. Толық жағу режимінде ФКК қондырғысындағы азот оксидтерінің (NOX) шығарындылары катализаторға әртүрлі қоспақтары бар конфигурацияда артық оттегі O2 функциясы ретінде ұсынылған.

      5.12-сурет. NOX концентрациясын төмендететін қоспақ қолданылатын толық жағу режиміндегі ФКК қондырғысының өнімділігі

      5.13-сурет. АҚШ МӨЗ ФКК қондырғысын өнеркәсіптік пайдаланудың бастапқы нәтижелері (Техас штаты) – 2007 жыл

      5.14-сурет. Циклон-конфузор түріндегі құйынды сепараторлар қолданылатын TSS схемасы

      5.15-сурет. Германияда ФКК қондырғысында ЭСФ қолданылатын қалқыма бөлшектердің орташа тәуліктік концентрациясы.

      5.16-сурет. Германияда ФКК қондырғысында ЭСФ қолданылатын қалқыма бөлшектердің орташа тәуліктік концентрациясы.

      5.17-сурет. Германиядағы ЭСФ жабдықталған ФКК қондырғысының үздіксіз мониторингінің қорытындысы бойынша тозаң шығарындыларының күнделікті мәндерін бөлу.

      5.18-сурет. ФКК қондырғысында жентектелген қорытпадан жасалған үш сатылы кері үрлеу сүзгісінің өнімділігі.

      5.19-сурет. Толық емес жағу ФКК қондырғысындағы газ концентрациясының бастапқы профиліне SOx-төмендететін қоспақтардың әсерін графикалық бейнелеу

      5.20-сурет. ФКК қондырғысында құрамында 1,6 % күкірт бар шикізатты өңдеудегі SOx-төмендететін қоспақтардың тиімділігі.

      5.21-сурет. Шикізат құрамында 0,5 % күкірт болса, ФКК қондырғысында шикізатты өңдеудегі SOx-төмендететін қоспақтардың тиімділігі.

      5.22-сурет. SOx концентрациясын төмендететін қоспақтар қолданылатын ФКК француз қондырғысында SO2 шығарындыларын азайту

      5.23-сурет. SOx құрамын төмендетудің нысаналы көрсеткіштерімен салыстырғанда ФКК қондырғысындағы NOx құрамын төмендету қоспақтарының үлестік құны

      5.24-сурет. ФКК қондырғыларындағы SOx концентрациясын төмендететін қоспақтардың экономикалық аспектілері – шығындарға жалпы шолу

      5.25-сурет. Атмосфераға SO2 шығарындыларының вариативтілігі: ортақ құбырмен мұнай коксын шыңдайтын екі қондырғының (айналым пештер) мысалы

      5.26-сурет. Атмосфераға NOX шығарындыларының вариативтілігі: ортақ құбырмен мұнай коксын шыңдайтын екі қондырғының (айналым пештер) мысалы

      5.27-сурет. Атмосфераға тозаң шығарындыларының вариативтілігі: ортақ құбырмен мұнай коксын шыңдайтын екі қондырғының (айналым пештер) мысалы

      5.28-сурет. Кокс газын өңдеу

      5.29-сурет. МӨЗ-де қолжетімді сутек өндірісінің процестері үшін H2/CO арақатынасы

      5.30-сурет. Қалқымалы қақпағы бар резервуардың мысалы

      5.31-сурет. Германиядағы МӨЗ-де салынған қалқымалы қақпағы бар резервуардағы бірнеше тығыздағыштардың мысалы.

      5.32-сурет. Газойльдерді (автомобиль дизель отыны мен отын мазутын) араластырудың сарқынды жүйесінің жеңілдетілген схемасы

      5.33-сурет. Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарының іріктемесі үшін отын қоспасының бөлшектері мен NOx және SO2 үлестік шығарындыларының арасындағы арақатынас

      5.34-сурет. Еуропалық ЕҚТ бюросының техникалық жұмыс тобының 2008 жылғы деректер іріктемесіндегі газ бен мұнай құрамындағы күкірттің пайызы

      5.35-сурет. Мұнай өңдеу зауытының отын газының құрамының NOX шығарындыларына әсері (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады)

      5.36-сурет. Сұйық технологиялық отын ретінде пайдалануға жарамды фракциялардағы күкірт, азот және металдар құрамы

      5.37-сурет. Мұнай өңдеу зауытының отын газын жағу кезінде ауаны алдын ала қыздырудың NOx шығарындыларына әсері (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады)

      5.38-сурет. Отынның үш түрін пайдаланатын газ турбинасынан атмосфераға шығарындылардың тәуліктік құбылуы (J-GTA - 170 МВт мұнай өңдеу зауытынан мысал)

      5.39-сурет. Табиғи газ бен МӨЗ отын газының қоспасымен жұмыс істейтін газ турбинасына бу айдауды қолданудың әсері (МӨЗ отын газының 75%)

      5.40-сурет. Газ және көп отынды жағу қондырғыларына арналған NOx шығарындылары төмен Оттықлардың сипаттамалары (5.31-кестедегі деректер)

      5.41-сурет. Каталитикалық жүйенің схемалық сипаттамасы

      5.42-сурет. Шламды өңдеу мен жағудың жеңілдетілген технологиялық схемасы

      5.43-сурет. Ылғалды скруббермен жинау тиімділігі

      5.44-сурет. Аминдерді өңдеуге арналған қондырғының жеңілдетілген технологиялық схемасы

      5.45-сурет. Күкірт алу қондырғысының жеңілдетілген технологиялық схемасы (Клаус процесі)

      5.46-сурет. Cansolv регенеративті тазарту процесіне шолу

      5.47-сурет. Абсорбциялық регенеративті тазарту процесінің жеңілдетілген схемасы

      5.48-сурет. VRU белсендірілген көмірмен адсорбциялау процесі

      5.49-сурет. VRU мембраналық бөлу процесі

      5.50-сурет. Буды тұтып алу қондырғысының жеңілдетілген технологиялық схемасы

      5.51-сурет. Ай бойы VRU-дан атмосфералық шығарындылардың өзгергіштігі (12 деректер жиыны)

      5.52-сурет. Күні бойы екі VRU-дан атмосфералық шығарындылардың өзгергіштігі (8 және 9 деректер жиыны)

      5.53-сурет. Кейбір VRU әдістері мен термиялық тотықтыруға күрделі шығындар (2001)

      5.54-сурет. Алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы

      5.55-сурет. Gela-дағы мұнай өңдеу зауытындағы SNOX технологиялық схемасы.

      5.56-сурет. Қышқыл ағындарды булауды қондырғысының жеңілдетілген технологиялық схемасы (SWS)

      5.57-сурет. API мұнай-су сепараторының жалпы сипаттамасы

      5.58-сурет. PPI Параллель пластиналы сепаратордың жалпы сипаттамасы

      7.1-сурет. Биоотынның негізгі технологияларының жай-күйі

Кестелер тізімі

      1.1-кесте. Қазақстан Республикасының ірі МӨЗ үлесіне келетін көмірсутек шикізатын қайта өңдеу көлемі, мың тонна

      1.2-кесте. 2018 – 2024 жылдардағы кезеңде мұнай өндіру және ішкі нарыққа өңдеу үшін тиеп жөнелту көлемі

      1.3-кесте. 2018 – 2024 жылдарда Қазақстан Республикасында табиғи газ өндіру және тауарлық газ өндірісінің көлемі

      1.4-кесте. Қазақстан Республикасының ірі МӨЗ жобалық қуаты

      1.5-кесте. МӨЗ жаңғыртылғаннан кейін өндірілетін мұнай өнімдері көлемінің арақатынасы, мың тонна

      1.6-кесте. Қазақстан Республикасының ГӨЗ жобалық және қолданыстағы қуаты

      1.7-кесте. Қазақстан Республикасында табиғи газ тұтыну көлемі

      1.8-кесте. 2017 – 2020 жылдардағы кезеңде Қазақстан Республикасында мұнай өнімдерінің негізгі түрлерінің өндірісі, мың тонна

      1.9-кесте. ҚР МӨЗ-де экологиялық әсер ету түрлері және материалдық-энергетикалық ресурстарды тұтыну

      1.10-кесте. Үш жыл ішінде "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдарының стационарлық көздерінен бөлінетін, атмосфераны ластайтын неғұрлым таралған заттардың жалпы шығарындылары

      1.11-кесте. Қазақстан Республикасының ірі мұнай өңдеу зауыттарынан атмосфераға шығарындылар ("ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ 2019 жылғы "Орнықты даму туралы есебі" және жол берілетін шығарындылар жобалары негізінде)

      1.12-кесте. Кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардың негізгі көздерінен бөлінетін шығарындылар көлемі

      1.13-кесте. МӨЗ және ГӨЗ шығаратын ауаның негізгі ластағыштары және олардың негізгі көздері

      1.14-кесте. SO2 шығарындыларын қондырғылар бойынша орташа мән ретінде бөлу

      1.15-кесте. Кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындар бойынша негізгі ластағыш заттардың жалпы шығарындылары мен үлестік мәндері

      1.16-кесте. МӨЗ-де технологиялық процестердің топтары бойынша төгінділер көлемін орташаландырылған бөлу

      1.17-кесте. МӨЗ және ГӨЗ шығаратын судың негізгі ластағыштары (параметрлері)

      1.18-кесте. Кәсіпорындардан, кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардан су бұрудың жалпы көлемі

      1.19-кесте. 2020 жылы кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардың төгінділеріндегі ластағыш заттардың жалпы мәні

      1.20-кесте. 2020 жылы кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардан негізгі ластағыш заттар төгінділерінің үлестік мәндері

      1.21-кесте. 2020 жылы кешенді технологиялық аудиттен өткен Қазақстан Республикасының МӨЗ сарқынды суларымен ластағыш заттардың жалпы шығарындылары

      1.22-кесте. МӨЗ және ГӨЗ түзілетін қатты қалдықтардың негізгі түрлері

      1.23-кесте. Қазақстандық МӨЗ және ГӨЗ түзілетін қатты қалдықтардың мөлшері

      3.1-кесте. Негізгі МӨЗ-де және ГӨЗ-де отын-энергетикалық ресурстың әрбір түрін тұтыну үлесі

      3.2-кесте. Тұзсыздандырудың екі сатылы схемасының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.3-кесте. Тұзсыздандырудың екі сатылы схемасы қондырғысының қалдықтары

      3.4-кесте. Тұзсыздандырудың үш сатылы схемасын орнатудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.5-кесте. Тұзсыздандырудың үш сатылы схемасы қондырғысының қалдықтары

      3.6-кесте. Атмосфералық түтікшені орнатудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.7-кесте. Атмосфералық түтікше қондырғысының шығарындылары

      3.8-кесте. Атмосфералық түтікше қондырғысының қалдықтары

      3.9-кесте. АВТ қондырғысының негізгі өнімдері

      3.10-кесте. АВТ қондырғысының бағдарлы материалдық балансы

      3.11-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшелі қондырғының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.12-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшелі қондырғының шығарындылары

      3.13-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшелі қондырғының қалдықтары

      3.14-кесте. Отын профиілінің ВТ-да мазутты вакуумдық айдау өнімдері

      3.15-кесте. Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.16-кесте. Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының шығарындылары

      3.17-кесте. Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының қалдықтары

      3.18-кесте. Бастапқы шикізат, қажетті өнімдер және гидротазартудың технологиялық міндеттері

      3.19-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.20-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесіндегі шығарындылар

      3.21-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесінен қалдықтар

      3.22-кесте. Бензин фракцияларын (нафталарды) гидротазартудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.23-кесте. Бензинді фракцияларды (нафталарды) гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

      3.24-кесте. Бензинді фракцияларды (нафталарды) гидротазарту процестерінен қалдықтар

      3.25-кесте. Керосин фракцияларын гидротазартуының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.26-кесте. Керосин фракцияларды гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

      3.27-кесте. Керосин фракцияларын гидротазарту процестерінен қалдықтар

      3.28-кесте. Дизель фракцияларын (газойльді) гидротазарту процесі бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.29-кесте. Дизель фракцияларын (газойльді) гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

      3.30-кесте. Дизель фракцияларын (газойльді)г идротазарту процестерінен қалдықтар

      3.31-кесте. Вакуумдық газойльді гидротазартудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.32-кесте. Вакуумдық газойльді гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

      3.33-кесте. Дизель фракцияларын гидротазарту процестерінен қалдықтар

      3.34-кесте. Каталитикалық риформинг қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.35-кесте. Каталитикалық риформинг қондырғысының шығарындылары

      3.36-кесте. Каталитикалық риформинг қондырғысының қалдықтары

      3.37-кесте. С5 және С6 парафинді көмірсутектердің жоғары температуралы изомерлеу процесінің негізгі параметрлері

      3.38-кесте. Жоғары температуралы изомерлеу қондырғысының материалдық балансы

      3.39-кесте. Изомерлеу қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.40-кесте. Изомерлеу қондырғысының шығарындылары

      3.41-кесте. Изомерлеу қондырғысының қалдықтары

      3.42-кесте. Висбрекинг қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.43-кесте. Висбрекинг қондырғысының шығарындылары

      3.44-кесте. Висбрекинг қондырғысының қалдықтары

      3.45-кесте. Этерификация процесінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.46-кесте. Этерификация процесінің қалдықтары

      3.47-кесте. Құрғақ газ бөлетін фракциялаушы абсорберлер мен бензинді тұрақтандыру бағаналары жұмысының технологиялық режимі

      3.48-кесте. Жеңіл бензин мен пропан бағанын тұрақтандыру бағанының технологиялық жұмыс режимі

      3.49-кесте. Каталитикалық крекинг қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.50-кесте. Катализатордың жылжымалы қабаты бар FCC және RCC каталитикалық крекинг қондырғыларынан шығарындылар

      3.51-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде пайда болатын қатты қалдықтар

      3.52-кесте. Олигомеризация процесі бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.53-кесте. Олигомеризация процесінде пайда болатын қалдықтар

      3.54-кесте. Сутектің қысқа циклді адсорбциясы қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.55-кесте. Сутегінің қысқа циклді адсорбция қондырғысының шығарындылары

      3.56-кесте. Сутегінің қысқа циклді адсорбция қондырғысының қалдықтары

      3.57-кесте. ҚР МӨЗ-де баяу кокстеу қондырғыларының тізбесі

      3.58-кесте. Кокстың әрқилы түрлерін өндіру үшін пайдаланылатын мұнай қалдықтарының сипаттамасы

      3.59-кесте. Сұйық кокстеу өнімдерінің типтік қасиеттері

      3.60-кесте. Мұнай кокстеріне қойылатын нормативтік талаптар

      3.61-кесте. Баяу кокстеу қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.62-кесте. Баяу кокстеу қондырғысының шығарындылары

      3.63-кесте. Баяу кокстеу қондырғысының қалдықтары

      3.64-кесте. Мұнай коксын қыздыру қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.65-кесте. Мұнай коксын қыздыру қондырғысының шығарындылары

      3.66-кесте. Мұнай коксын қыздыру қондырғысының қалдықтары

      3.67-кесте. Қуыс бағанадағы гудронның тотығу процесінің материалдық балансы

      3.68-кесте. Битум өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.69-кесте. Битум өндіру қондырғысының шығарындылары

      3.70-кесте. Битум өндіру қондырғысының қалдықтары

      3.71-кесте. Күкірт өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.72-кесте. Құрамдастырылған күкірт өндіру қондырғысының шығарындылары

      3.73-кесте. Құрамдастырылған күкірт өндіру қондырғысының қалдықтары

      3.74-кесте. Әртүрлі компоненттердің адсорбция шамасының өзгеруі

      3.75-кесте. Жұмыс істейтін адсорберлер санының қондырғы өнімділігіне тәуелділігі

      3.76-кесте. Сутегі өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.77-кесте. Сутегі өндіру қондырғысының шығарындылары

      3.78-кесте. Сутегі өндіру қондырғысының қалдықтары

      3.79-кесте. Хош иісті көмірсутектер өндіру қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.80-кесте. Хош иісті көмірсутектерді өндіру қондырғысының шығарындылары

      3.81-кесте. Хош иісті көмірсутектер өндіру қондырғысының қалдықтары

      3.82-кесте. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын пайдалану кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.83-кесте. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын пайдалану кезіндегі шығарындылар

      3.84-кесте. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын пайдалану кезіндегі қалдықтар

      3.85-кесте. Шикізат пен тауар өнімдерін төгу және құю процесін ұйымдастыру кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.86-кесте. Шикізат пен тауар өнімдерін төгу және құю процесін ұйымдастыру кезіндегі қалдықтар

      3.87-кесте. Цистерналарды булау және дайындау процесін ұйымдастыру кезіндегі қалдықтар

      3.88-кесте. Технологиялық режимнің негізгі параметрлері және Клаус қондырғысының жұмыс көрсеткіштері

      3.89-кесте. Табиғи газды өңдеуде энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері

      3.90-кесте. Ілеспе газды өңдеуде энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері

      3.91-кесте. Атмосфераны ластаудың негізгі көздерінің ластағыш заттардың нақты шығарындылары бойынша көрсеткіштері

      3.92-кесте. Табиғи және ілеспе газды қайта өңдеу кезіндегі өндіріс қалдықтары

      3.93-кесте. "SULFREX" СКГ күкіртсіздендіру қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.94-кесте. "SULFREX" СКГ күкіртсіздендіру қондырғысының қалдықтары

      3.95-кесте. Салқындатқыш суды тазарту және айналым жүйесінің реагенттерін мөлшерлеу процесін ұйымдастыру кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.96-кесте. Салқындатқыш құрылғылардың энергетикалық ресурстарды тұтынуы (градирнялар, мұнаралар)

      3.97-кесте. Салқындатқыш суды тазарту процесін ұйымдастырудан және циркуляциялық жүйенің реагенттерін мөлшерлеу кезіндегі қалдықтар

      3.98-кесте. Салқындату құрылғыларының қалдықтары (градирнялар, мұнаралар)

      3.99-кесте. Қазандықтың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.100-кесте. Қазандық қондырғыларынан атмосфераға шығарындылар

      3.101-кесте. Қазандық қалдықтары

      3.102-кесте. Отынмен жабдықтау процесін ұйымдастыру кезінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

      3.103-кесте. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату қондырғыларының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.104-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

      3.105-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процестеріндегі қалдықтар

      3.106-кесте. ЭЛТҚ-АТ қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.107-кесте. ЭЛТҚ-АТ қондырғысының шығарындылары

      3.108-кесте. ЭЛТҚ-АТ қондырғыларының қалдықтары

      3.109-кесте. ЭЛТҚ-АВТ өнімдері

      3.110-кесте. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.111-кесте. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының шығарындылары

      3.112-кесте. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының қалдықтары

      3.113-кесте. ЛК-6У қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.114-кесте. ЛК-6У құрамдастырылған қондырғысының шығарындылары

      3.115-кесте. ЛК-6У құрамдастырылған қондырғысының қалдықтары

      3.116-кесте. Алау қондырғыларының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

      3.117-кесте. Алау қондырғыларының ластағыш заттар шығарындыларының орташа мәндері

      3.118-кесте. Алау қондырғыларының қалдықтары

      3.119-кесте. Типтік МӨЗ сарқынды суларының сипаттамасы

      3.120-кесте. МӨЗ сарқынды суларының құрамындағы ластағыш заттардың тізбесі

      4.1-кесте. Осы бөлімде сипатталған әрбір техника бойынша ақпарат

      4.2-кесте. 4 және 5-бөлімдерде қаралған техникалардың саны

      4.3-кесте. Өндірістік нысандарды басқару кезінде SO2 шығарындыларын азайту нұсқаларының мысалы

      4.4-кесте. Өндірістік объектілер деңгейінде басқару кезінде NOx шығарындыларын азайту нұсқаларының мысалы

      4.5-кесте. Энергия үнемдеу техникалары

      5.1-кесте. Бір қондырғы шикі мұнайдың екі түрін өңдеу үшін пайдаланылған кезде шикі мұнайды бөлшектеп айдау кезінде энергияны тұтыну

      5.2-кесте. Шикізаттың бір тоннасына инженерлік қамтамасыз етуге қойылатын стандартты талаптар

      5.3-кесте. Инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары

      5.4-кесте. Бензин мен дистиллятты демеркаптанизациялаудың әртүрлі процестеріне байланысты шығындар туралы мәліметтер

      5.5-кесте. Қуаты 200 кт майларды парафиннен арылту (сольвентті) қондырғысына арналған шығындар туралы деректер

      5.6-кесте. Инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары

      5.7-кесте. Каталитикалық крекингте шикізатты гидротазарту (шикізаттың стандартты түрі – мазут және вакуумдық газойль)

      5.8-кесте. Кейбір стандартты орналасу схемаларына сәйкес қуаты жылына 1,5 млн т ФКК қондырғысында гидротазартуға байланысты шығындар диапазоны

      5.9-кесте. Үш неміс МӨЗ бойынша күйе үрлеу процесінің әсерінің мысалдары

      5.10-кесте. ФКК алты қондырғысы бойынша СКҚ реакторлық блоктарының көрсеткіштері

      5.11-кесте. ФК қондырғыларында қолданылатын СКҚ жүйесінің экономикалық аспектілері.

      5.12-кесте. ФКК орнатқаннан кейін селективті каталитикалық қалпына келтіруді (СКҚ) (шикі газ) қондырғысына жұмсалатын шығындардың негізгі факторлары

      5.13-кесте. Үш ФКК қондырғысы бойынша СБКҚ жүйесінің көрсеткіштері.

      5.14-кесте. СКҚ және СБКҚ реакторлық блоктары бар ФКК қондырғыларына жұмсалатын шығындар - алты ФКК қондырғыларының мысалындағы экономикалық тиімділік деректері.

      5.15-кесте. Каталитикалық қоспақтардың құнын ФКК қондырғыларындағы газ ағынындағы NOX концентрациясын реттеудің басқа әдістерімен салыстыру.

      5.16-кесте. АҚШ-та ФКК толық жану қондырғыларында қолданылатын NOX қоспақтарының әртүрлі сипаттамалары

      5.17-кесте. ФКК қондырғыларында қолданылатын үшінші сатыдағы циклондар бойынша экономикалық аспектілер.

      5.18-кесте. ФКК қондырғыларында қолданылатын ЭСФ бойынша экономикалық деректер

      5.19-кесте. ФКК қондырғыларындағы әртүрлі сүзгілеу құрылғыларының құны туралы деректер

      5.20-кесте. Саптама құрылғыларының тұрақты жұмысы кезінде SOX төмендететін қоспақтарды кәдеге жаратудың өнімділігі мен өзіндік құны

      5.21-кесте. Күкірт шығарындыларымен күресудің екі шарасының экономикалық аспектілері: қоспақтар және газды скруббері - алты ФКК қондырғысы бойынша шығындардың тиімділігі туралы деректер.

      5.22-кесте. Тазарту тиімділігінің негізгі болжамды мәндері және ылғалды тазарту скрубберлерін қолданғаннан кейінгі технологиялық көрсеткіштер

      5.23-кесте. АҚШ-тағы кейбір ФКК қондырғыларының газды ылғалды тазарту Вентури скрубберлерінің өнімділігі.

      5.24-кесте. Wellman-Lord скрубберінің регенеративті тазарту жүйесі арқылы қол жеткізілген өнімділіктің стандартты мәндері.

      5.25-кесте. ФКК қондырғыларында орналасқан газдарды ылғалды тазарту скрубберлерін қайта жарақтандыруға арналған шығындар

      5.26-кесте. ФКК қондырғысының бөлінетін газдарды ылғалды тазартудың әртүрлі регенеративті емес скрубберлеріне арналған нақты шығындары

      5.27-кесте. ФКК қондырғыларында қолданылатын регенеративті және регенеративті емес ылғалды газ скруббері арасындағы шығындарды салыстыру.

      5.28-кесте. Сұйық кокстеу кезіндегі шығарындылар коэффициенттері

      5.29-кесте. Мұнай коксын өндіру кезіндегі шығарындылардың мәндері (жасыл коксты қыздыру)

      5.30-кесте. Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында пайдаланылатын мұнай коксын қыздыру қондырғысының үлгісінен атмосфераға шығарындылар

      5.31-кесте. Мұнай және мұнай өнімдерінің резервуарлық паркіндегі (мұнай және мұнай өнімдері қоймасы) ҰОҚ бақылау

      5.32-кесте. Резервуар құрылыстарының жобалық деректері

      5.33-кесте. Тығыздағыштарды таңдау және болжамды тиімділік

      5.34-кесте. Әртүрлі резервуарларда өткізбейтін геомембранамен жаңартуға арналған сметалық шығындар.

      5.35-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазарту жөніндегі үлгілік деректер

      5.36-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазартуға арналған типтік сметалық шығындар

      5.37-кесте. Қол жеткізілген экологиялық пайда және экологиялық көрсеткіштер

      5.38-кесте. Табиғи газ өндіретін қондырғылардағы кәріз тазарту қондырғыларының типтік өнімділігі

      5.39-кесте. Көмірсутектерді төмен температуралы сепарация әдісімен алу кезіндегі 4.2-тармақтың технологиялық көрсеткіштері

      5.40-кесте. Көмірсутектерді төмен температуралы конденсация немесе төмен температуралы конденсация және ректификация әдісімен алу кезіндегі ауа 4.3-тармағының технологиялық көрсеткіштері

      5.41-кесте. Газдарды сорбциялық бензиннен арылту кезіндегі 4.4-тармақтың технологиялық көрсеткіштері

      5.42-кесте. Күкіртті қосылыстардан ЖКАФ тазартудың технологиялық көрсеткіштері

      5.43-кесте. СКГ алу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

      5.44-кесте. Табиғи газдан гелий бөлу кезіндегі 5.1.2-тармақтың технологиялық көрсеткіштері

      5.45-кесте. 5.2.2-тармақтың технологиялық көрсеткіштері - Энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері, материалдық-техникалық ресурстарды жұмсау нормаларының және атмосфералық ауаға ластағыш заттар шығарындыларының көрсеткіштері, ЖКАФ-ты ГФҚ-ға және қосымша бөлу технологиялары

      5.46-кесте. Еуропалық Одақтың мұнай өңдеу зауыттарында хабарланған жылу алмасуды арттыруға инвестициялардың мысалдары

      5.47-кесте. Сұйық технологиялық отын ретінде пайдалануға жарамды фракциялардағы күкірт, азот және металдардың құрамы

      5.48-кесте. МӨЗ сұйық отынын күкіртсіздендіруге арналған шығындар

      5.49-кесте. Оттықсы мен конструкциясы оңтайлы пештер мен қазандықтардан күтілетін CO шығарындылары

      5.50-кесте. Оттықсы мен конструкциясы оңтайлы пештер мен қазандықтардан күтілетін NOX шығарындылары

      5.51-кесте. Оттықсы мен конструкциясы оңтайлы пештер мен қазандықтардан қалқыма бөлшектердің күтілетін шығарындылары

      5.52-кесте. Бастапқы әдістерді қолдану кезінде газ турбиналарынан атмосфераға күтілетін технологиялық көрсеткіштер

      5.53-кесте. Газ турбиналарынан NOX шығарындылары - Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарының іріктемесі бойынша деректер

      5.54-кесте. Зауыттың Еуропалық ЕҚТ бюросы техникалық жұмыс тобы деңгейіндегі сауалнамалардағы NOX шығарындысы төмен Оттықлардың ұсынылған өнімділігі

      5.55-кесте. Жаңғыртылған жағдайда МӨЗ пайдаланудың түрлі шарттарында өлшенген шығарындылардың типтік диапазондары

      5.56-кесте. Норвегиядағы табиғи газ өндіретін зауыттардағы NOX шығарындысы өте төмен Оттықлардың мысалы

      5.57-кесте. NOX шығарындысы төмен және өте төмен Оттықларды жаңғыртуға жұмсалатын шығындардың нақты мысалдары

      5.58-кесте. NOX шығарындыларына әртүрлі жабдық түрлеріне арналған төмен NOX құрғақ камералары арқылы қол жеткізіледі

      5.59-кесте. Сұйылтқышты айдау арқылы газ турбиналары қол жеткізетін NOX шығарындылары

      5.60-кесте. Мұнай өңдеу зауыттарының әртүрлі қазандықтары үшін жаңғыртылған СБКҚ арқылы қол жеткізілген NOX шығарындылары

      5.61-кесте. Селективті бейкаталитикалық қалпына келтіру (СБКҚ) шығындарының мысалдары мен негізгі факторлары

      5.62-кесте. Қуаты 99 МВт мұнай өңдеу зауытының қазандығы үшін карбамидті СБКҚ жаңғырту шығындарын бағалау (2009 жыл)

      5.63-кесте. Жағу қондырғыларындағы NOX шығарындыларымен күресу әдістеріне арналған шығындар туралы деректер (СКҚ және СБКҚ)

      5.64-кесте. Mitteldeutschland-тағы бүкіл мұнай өңдеу зауытының электр станциясындағы газ концентрациясы

      5.65-кесте. Тазартылған газбен жұмыс істеу кезінде селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ) шығындарының негізгі факторлары

      5.66-кесте. Тазартылған газбен жұмыс істеу кезінде селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ) шығындарының негізгі факторлары

      5.67-кесте. СКҚ-ның реформатор пеш етіп қайта жабдықтауға жұмсалатын инвестициялық шығындар (1998 жыл)

      5.68-кесте. Инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары

      5.69-кесте. Полимерлеу қондырғысында стандартты энергия тұтыну

      5.70-кесте. Каталитикалық конденсация процесінің типтік пайдалану шығындары

      5.71-кесте. Мұнай өңдеудің әртүрлі қондырғылары үшін СКҚ жаңғыртудың рентабельділігі туралы деректер

      5.72-кесте. Мұнай өңдеу зауытының отын газындағы қол жеткізілетін H2S қалдық концентрациясы

      5.73-кесте. Амин тазарту қондырғысынан алынатын H2S бір тоннасына энергия тұтыну

      5.74-кесте. Амин өңдеудің кейбір аспектілерімен байланысты әртүрлі ортадағы әсерлерге шолу

      5.75-кесте. Еуропалық кәсіпорындардағы Клаус УПС процесінен күкірт алудың тиімділігі

      5.76-кесте. УПС + УООГ әдістерінің негізгі санаттары үшін CO2 қосымша шығарындылары

      5.77-кесте. УПС шығарындылары 20000 т/жыл

      5.78-кесте. Электр энергиясын тұтыну

      5.79-кесте. Қолданыстағы екі сатылы УПС 100 т/тәул жаңғыртудың типтік екі жобасына шығындардың мысалдары.

      5.80-кесте. УООГ әртүрлі процестері мен конфигурациялары үшін УПС күтілетін сипаттамалары

      5.81-кесте. Кейбір УООГ-мен байланысты кросс-медиа әсерлер

      5.82-кесте. УООГ негізгі санаттары үшін қалпына келтірудің күтілетін тиімділік диапазоны

      5.83-кесте. 5 неміс МӨЗ-де УООГ-дан кейін өлшенген күкірт алу диапазоны

      5.84-кесте. Өңдеу қуатына байланысты жаңа УПС және УПС жаңғырту үшін шығындар мысалдары

      5.85-кесте. Қолданыстағы УПС 100 т/тәул жаңғыртуға арналған салыстырмалы күрделі шығындар.

      5.86-кесте. TGT гидросульфаттау қондырғысының толық пайдалану шығындары

      5.87-кесте. Күкірт алу қондырғыларындағы SO2 шығарындыларымен күресудің үш әдісінің экономикалық тиімділігі – 7 УПС іріктемесі бойынша шығындардың тиімділігі туралы мәліметтер

      5.88-кесте. Тиімділікке жалпы шолу

      5.89-кесте. Күкірт тазартудың әртүрлі процестерінің экологиялық артықшылықтары

      5.90-кесте. Күкіртсіздендірудің әртүрлі процестерінің әртүрлі ортаға әсері

      5.91-кесте. Күкірт тазартудың әртүрлі процестерінің пайдалану деректері

      5.92-кесте. Күкіртсіздендірудің әртүрлі процестерінің қолданылуы

      5.93-кесте. Күкіртті тазарту процестері іске асырылған қондырғылардың мысалдары

      5.94-кесте. Күкіртсіздендірудің әртүрлі процестерінің экономикасы

      5.95-кесте. Күкірт тазартудың әртүрлі процестерін ендірудің жетекші факторларына шолу

      5.96-кесте. Автомобиль бензинін құйған кезде бу тұту қондырғыларына арналған шығарындылар мәндері

      5.97-кесте. VRU әдістеріне байланысты ілеспе әсерлер

      5.98-кесте. VRU әдістерінің қолданылуына шолу

      5.99-кесте. 3,5 г/Нм3 болғанда жұмыс істейтін VRU бір сатылы адсорбция үшін шығындар туралы деректерді мысалы (2008 ж.)

      5.100-кесте. VRU кейбір француз сайттары үшін шығындар туралы деректерді мысалы

      5.101-кесте. VRU үшін мәлімделген күрделі шығындар мен қуат ерекшеліктерінің мысалдары

      5.102-кесте. Мұнай өңдеу зауытында қолданылатын ҰОҚ термиялық тотығуды бақылау әдісі

      5.103-кесте. Алау жүйесін әртүрлі қолдану

      5.104-кесте. Алау газы құрамының мысалдары

      5.105-кесте. Норвегия мұнай өңдеу зауытында қолданылатын алау газының NOX шығарындылары коэффициенттерінің мысалы

      5.106-кесте. Ұлыбританиядағы мұнай өңдеу зауытындағы екі алаудың есептік шарттарының мысалы (2007 ж.)

      5.107-кесте. 5 ай пайдаланылғаннан кейін 72 сағаттық сынақтан кейінгі SNOX сипаттамалары (Gela)

      5.108-кесте. Орташа жұмыс жағдайындағы SNOX сипаттамалары (Gela)

      5.109-кесте. SNOX сипаттамалары (OMV Швехат)

      5.110-кесте. 2003 - 2007 жылдары Gela SNOX зауытына техникалық қызмет көрсетуге жұмсалған шығыс (мың еуро)

      5.111-кесте. Қышқыл ағындарды булау қондырғысы туралы деректер

      5.112-кесте. Холборн қ. МӨЗ-де қышқыл ағындарды булаудың екі сатылы қондырғысының өнімділігі

      5.113-кесте. Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.114-кесте. Қышқыл суды булау қондырғыларының экономикалық аспектілері мен жұмыс көрсеткіштері

      5.115-кесте. 2008 жылғы Еуропалық ЕҚТ бюросының техникалық жұмыс тобының іріктемесі шеңберінде тазарту құрылыстарынан алынған есепке сәйкес қолданылатын техникалар

      6.1-кесте. Атмосфераға шығарындыларға қатысты ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер үшін базалық шарттар

      6.2-кесте. ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер.

      6.3-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан NOX шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

      6.4-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан шығарылатын тозаң үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

      6.5-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан шығарылатын SO2 үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

      6.6-кесте. Толық емес жағу режимі үшін каталитикалық крекинг процесінде регенератордан ауаға көміртегі тотығының (СО) шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

      6.7-кесте. Ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстарын салу және алу операциялары нәтижесінде бейметан ҰОҚ және ауаға бензол шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер:

      6.8-кесте. Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандықтар) ауаға СО шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

      6.9-кесте. Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандықтар) ауаға NOX шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

      6.10-кесте. Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандықтар) ауаға SO2 шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер

Глоссарий

      Осы глоссарий осы Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өңдеу" анықтамалығында (бұдан әрі – ЕҚТ бойынша анықтамалық) қамтылған ақпаратты түсінуді жеңілдетуге арналған. Осы глоссарийдегі терминдердің анықтамалары (тіпті олардың кейбіреулері Қазақстан Республикасының нормативтік құқықтық актілерінде келтірілген анықтамаларға сәйкес келуі мүмкін болса да) заңды анықтамалар болып табылмайды.

      Глоссарийде мынадай бөлімдер бар:

      терминдер мен олардың анықтамалары;

      аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы.

      Терминдер мен олардың толық жазылуы

      Осы ЕҚТ анықтамалығында мынадай терминдер пайдаланылады:


жаңа қондырғы

алғаш пайдалануға осы ЕҚT бойынша анықтамалық жарияланғаннан кейін берілген қондырғы немесе осы қондырғының қолданыстағы іргетастарындағы қондырғыны ЕҚT бойынша анықтамалық жарияланғаннан кейін толығымен ауыстыру. Осы ЕҚT бойынша анықтамалық жарияланғаннан кейін пайдалануға берілген, бірақ бұрын пайдаланылған немесе күрделі жөндеуден өткен қондырғы жаңа қондырғыға жатпайды.

жұмыс істеп тұрған қондырғы

жаңа қондырғы болып табылмайтын қондырғы;

бөлінетін газ

тазартылуға тиіс процесс нәтижесінде, мысалы, қышқыл газдан арылту қондырғысында және күкірт алу қондырғысында (КАҚ) түзілетін жиналған газ;

түтін газы

тотығу, әдетте жану сатысынан кейін қондырғыдан бөлінетін түтін газдары (мысалы, регенератор, Клаус қондырғысы);

қалдық газ

КАҚ-тан бөлінетін түтін газының жалпы атауы (әдетте, Клаус процесі);

ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

кез келген органикалық қосылыс, сондай-ақ 293,15 К кезінде бу қысымы 0,01 кПа немесе одан жоғары болатын немесе белгілі бір пайдалану жағдайларында тиісті ұшпалы болатын креозот фракциясы;

бейметан ұшпа органикалық қосылыстар (БМҰОҚ)

метанды ескермегендегі ұшпа органикалық қосылыстар;

ұшпа органикалық қосылыстардың диффузды шығарындылары

мұржалар сияқты белгілі бір шығарындылар нүктелері арқылы шығарылмайтын ұшпа органикалық қосылыстардың арнадан тыс шығарындылары. Олар "объект" көздерінен (мысалы, резервуарлар) немесе "нүктелік" көздерден (мысалы, құбыр фланецтері) пайда болуы мүмкін.

СО

көміртек тотығы;

NO2 ретінде көрсетілген NOx

оксида азот тотығы (NO) мен азота диоксидінің (NO2) NO2 ретінде көрсетілген жиыны;

SO2 ретінде көрсетілген SOx

күкірт диоксиді (SO2) мен күкірт триоксидінің (SO3) SO2 ретінде көрсетілген жиыны;

H2S

күкіртсутек. Карбонилсульфид пен меркаптан қосылмаған.

HCl ретінде көрсетілген хлорлы сутек

HCl ретінде көрсетілген газ тәріздес барлық хлоридтер;

HF ретінде көрсетілген фторлы сутек

HF ретінде көрсетілген газ тәріздес барлық фторидтер;

ФКК қондырғысы

флюид-каталитикалық крекинг қондырғысы: жылыту мен катализаторды қолдану арқылы ауыр көмірсутектерді терең конверсиялау процесі жүретін қондырғы. Ауыр көмірсутек молекулалары жеңіл молекулаларға ыдырайды.

АА қондырғысы

мұнай шикізатын атмосфералық айдау қондырғысы (анықтамасын 3.2.1-бөлімнен қараңыз);

АВА қондырғысы

мұнай шикізатын атмосфералық-вакуумдық айдау қондырғысы (анықтамасын 3.2.2-бөлімнен қараңыз);

КӨҚ қондырғысы

күкірт өндіру қондырғысы (анықтамасын 1.20.3-бөлімнен қараңыз);

МӨЗ отын газы

шикі мұнайды, газ конденсатын және (немесе) қайта өңдеу өнімдерін қайта өңдеу процесінде бөлінетін және мұнай өнімдерін өндіруші жылу энергиясын алуға және жабдықты пайдалану режимі мен технологиялық сипаттамаларына байланысты мұнай өнімдерін өндірушінің өзге де технологиялық процестеріне жіберетін құрамы ауыспалы газ тәріздес отын;

технологиялық отын

шикі мұнайды, газ конденсатын және (немесе) қайта өңдеу өнімдерін қайта өңдеу процесінде бөлінетін және мұнай өнімдерін өндіруші жылу энергиясын алуға және жабдықты пайдалану режимі мен технологиялық сипаттамаларына байланысты мұнай өнімдерін өндірушінің өзге де технологиялық процестеріне жіберген құрамы ауыспалы газ тәріздес, сұйық және (немесе) қатты отын;

аралас отын

жабдықтың технологиялық сипаттамаларына сәйкес сұйық, газ тәрізді технологиялық отынды немесе табиғи газды кезекпен жағу режимін қолдану арқылы мұнай мен газды өңдеу кезінде пайдаланылатын отын;

жағу қондырғысы

МӨЗ-ге арналған отынды бөлек немесе МӨЗ объектісінде энергия өндіруге арналған басқа да отын түрлерімен, мысалы, қазандықтар (СО жағып бітіру қазандықтарынан басқа), пештер мен газ турбиналары жағатын қондырғы;

үздіксіз өлшеу

объектідегі стационарлық "автоматтандырылған өлшеу жүйесін" (АӨЖ) немесе "шығарындыларды үздіксіз мониторингтеу жүйесін" (ШҮМЖ) пайдалана отырып өлшеу;

ауық-ауық өлшеу

қолмен немесе автоматтандырылған эталондық әдістерді пайдалану арқылы берілген уақыт аралықтарында өлшенетін шаманы анықтау;

атмосфераға эмиссиялар мониторингі

түтін газдарындағы ластағыш заттар шығарындылары концентрациясының тікелей аспаптық және/немесе жанама өлшеу әдістері арқылы алынған бағасы;

болжамды шығарындыларды мониторингтеу бақылау жүйесі (БШМБ)

ластағыш зат шығарындыларының концентрациясын оның бірқатар үздіксіз бақыланатын технологиялық параметрлермен (мысалы, отын-газ шығыны, ауа/отын арақатынасы) өзара байланысы және шығарындылар көзінің отын немесе шикізат сапасы (мысалы, күкірт құрамы) туралы деректер негізінде анықтауға арналған жүйе;

ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстары

мұнайдың Рейд бойынша бу қысымы 4 кПа астам туындылары (МБҚ), мысалы нафта және хош иісті заттар;

алу жылдамдығы

бу тұтып алу қондырғысына (БТҚ) тасымалданатын лектен алынған БМҰОҚ пайызы.

      Аббревиатуралар мен олардың толық жазылуы

Аббревиатура

Толық жазылуы

ЦГБҚ

циклішілік газдандырылған бу-газ қондырғысы

МӨЗ

мұнай өңдеу және мұнай-химия зауыттары

ГӨЗ

газ өңдеу зауыттары

ҚЦА

сутектің қысқа циклдік адсорбциясы

АТҚҚ

автоматтандырылған тактілік құю қондырғысы

ТТС

төмен температуралы сепарация

ТТК

төмен температуралы конденсация

ТТА

төмен температуралы абсорбция

ЖКАФ

жеңіл көмірсутектердің ауқымды фракциялары

СКГ

сұйылтылған көмірсутек газдары

ГФҚ

газ фракциялаушы қондырғылар

КӨҚ

көкір өндіру қондырғылары

БГТҚ

бөлінетін газдарды тазарту қондырғылары

ҮМБЭ

Үштік-метил бутил эфирі

ҮЭБЭ

Үштік-этил бутил эфирі

ТАМЭ

трет-амил-метил эфирі

ЖШС

Жауапкершілігі шектелген серіктестік

АҚ

Акционерлік қоғам

АМӨЗ

Атырау мұнай өндеу зауты

ПМХЗ

Павлодар мұнай-химия зауты

ПҚОП

ПетроКазақстан ОйлПродактс

"СВ" БК

"CASPI BITUM" бірлескен кәсіпорын

"ҚМГ" ҰК

"ҚазМұнайГаз" ұлтық компания

КСШЗ

Көмірсутек шикізаты

ҚазГӨЗ

Қазақ газ өндеу зауыты

ҚҚӨК "ҚПО Б.В."

Қарашығанақ қайта өңдеу кешені "Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В."

Алғы сөз

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалық мазмұнының қысқаша сипаттамасы: халықаралық аналогтармен өзара байланысы

      ЕҚТ бойынша анықтамалығы Қазақстан Республикасының Экология және табиғи ресурстар министрлігінің 044 "Технологияларды және үздік практикаларды ілгерілету, бизнес пен инвестицияларды дамыту арқылы Қазақстанның "жасыл экономикаға" жылдам көшуіне жәрдемдесу" бюджеттік бағдарламасын іске асыру шеңберінде Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексін іске асыру мақсатында әзірленді (бұдан әрі – Экологиялық кодексі).

      ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеу кезінде қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді техникалардың техникалық және экономикалық қолжетімділігіне негіз болатын Қазақстан Республикасының климаттық, экономикалық, экологиялық жағдайларына, отын-шикізат базасына негізделген бейімделу қажеттілігін ескере отырып, ең үздік әлемдік тәжірибе және Еуропалық Одақтың ең үздік қолжетімді техникалар бойынша ұқсас және салыстырмалы анықтамалық құжаты Экономикалық ынтымақтастық және даму ұйымына мүше болып табылатын мемлекеттерде ресми қолданылатын Мұнай мен газды өңдеуге арналған ЕҚТ бойынша анықтамалық құжат (Best Available Techniques (BAT) Refiningof Mineral Oil and Gas) ескерілді.

      ЕҚТ жөніндегі анықтамалық мұнай мен газды қайта өңдеу саласындағы қызметті жүзеге асыратын кәсіпорындарға, сондай-ақ қоршаған ортаға әсер етуге кешенді экологиялық рұқсаттар беруге қатысты шешімдер қабылдау үшін қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органға арналған.

      Технологиялық процесс үшін бір немесе бірнеше жиынтығында ең үздік қолжетімді техникаларды қолдануға байланысты технологиялық көрсеткіштерді ең үздік қолжетімді техникалар "Мұнай және газ өңдеу" бойынша анықтамалықты әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы айқындады.

      Деректерді жинау туралы ақпарат

      ЕҚТ бойынша анықтамалықта Ең үздік қолжетімді техникалар жөніндегі бюроның функцияларын жүзеге асыратын қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органның ведомстволық бағынысты ұйымы жүргізген кешенді техникалық аудит және сауалнама нәтижелері бойынша алынған, Қазақстан Республикасының мұнай өңдеу және газ өңдеу зауыттары кәсіпорындарының техникалық-экономикалық көрсеткіштері, ауаға ластағыш заттардың шығарындылары және су ортасына төгінділері жөніндегі деректер пайдаланылды. Кешенді технологиялық аудитке арналған объектілердің тізбесін қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті орган бекітті және ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өңдеу" анықтамалықты әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы қарады.

      ЕҚТ бойынша анықтамалықта Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросының деректері пайдаланылды, "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ, "KAZENERGY" Қазақстан мұнай-газ және энергетика кешені ұйымдарының қауымдастығы" ЗТБ есептері, KAZENERGY ұлттық энергетикалық баяндамасы, мұнай және газ өңдеу саласындағы қызметті реттейтін Қазақстан Республикасының заңнамалық актілері талданды. Қосымша ақпаратты "Халықаралық жасыл технологиялар және инвестициялық жобалар орталығы" КЕАҚ Басқарма Төрағасының 2021 жылғы 25 ақпандағы №19-21п, 2021 жылғы 25 наурыздағы №34-21п, 2021 жылғы 10 маусымдағы №68-21п бұйрықтарымен анықтамалықтың жобасын қарау, әзірлеуге, пысықтауға қатысу бойынша қызметті жүзеге асыру мақсатында құрылған техникалық жұмыс тобы ұсынды. Алынған ақпаратты Экологиялық кодексінің 113-бабы 6-тармағының қағидаттарын, оның ішінде ашықтық пен айқындықты, үздік әлемдік тәжірибеге бағдарлануды басшылыққа ала отырып, ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықтарды әзірлеу мәселелері бойынша техникалық жұмыс топтарының қызметін ұйымдастырушылық, әдістемелік және сараптамалық-талдамалық қолдауды қамтамасыз ететін Ең үздік қолжетімді техникалар бюросы талдап, бағалады.

      ЕҚТ бойынша басқа анықтамалықтармен өзара байланысы

      ЕҚТ бойынша анықтамалық Экологиялық кодексінің талаптарына сәйкес әзірленетін ЕҚТ бойынша анықтамалықтар серияларының бірі болып табылады:

      энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу;

      мұнай және газ өңдеу;

      бейорганикалық химиялық заттар өндірісі;

      цемент және әк өндірісі;

      шаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік;

      мыс және бағалы металл - алтын өндірісі;

      мырыш және кадмий өндірісі;

      қорғасын өндірісі;

      шойын және болат өндірісі;

      қара металды одан әрі қайта өңдеу бұйымдарынның өндірісі;

      мұнай және газ өндіру;

      темір кендерін (өзге де қара металл кендерін қоса алғанда) өндіру және байыту;

      түсті металл (бағалы металды қоса алғанда) кендерін өндіру және байыту;

      қалдықтарды кәдеге жарату және залалсыздандыру;

      көмір өндіру және байыту;

      атмосфералық ауа мен су объектілеріне ластағыш заттар эмиссияларының мониторингі;

      қалдықтарды жағу арқылы кәдеге жарату және жою;

      титан және магний өндірісі;

      алюминий өндірісі;

      ферроқорытпа өндіру;

      елді мекендердің орталықтандырылған су бұру жүйелерінің сарқынды суларын тазарту;

      ұсақ талшықты органикалық синтез өнімдері және полимер өндірісі.

      ЕҚТ бойынша анықтамалығының мыналармен байланысы бар:

ЕҚТ бойынша анықтамалықтың атауы

Байланысты процестер

Мұнай және газ өндіру

Ілеспе және табиғи газды қайта өңдеу және дайындау

Шаруашылық және (немесе) өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік

Энергетикалық тиімділік

Атмосфералық ауа мен су объектілеріне ластағыш заттар эмиссияларының мониторингі

Эмиссиялар мониторингі

Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу

Энергия өндірісі


Қолданылу саласы

      Экологиялық кодексінің 3-қосымшасына сәйкес ЕҚТ бойынша осы анықтамалық мыналарға қолданылады:

      кокс және мұнай өнімдерін өндіруге, табиғи газды қайта өңдеуге.

      Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың қолданылу саласын, сондай-ақ технологиялық процестерді, жабдықтарды, техникалық тәсілдер мен әдістерді осы ЕҚТ жөніндегі анықтамалықты қолдану саласы үшін ең үздік қолжетімді техникалар ретінде ең үздік қолжетімді техникалар бойынша "Мұнай және газ өңдеу" анықтамалығын әзірлеу жөніндегі техникалық жұмыс тобы айқындады.

      Анықтамалық мынадай негізгі технологиялық процестерге қолданылады:

Р/с №

Технологиялық процестер

Қысқаша сипаттамасы

1

2

3

1

Мұнайды тұзсыздандыру және сусыздандыру

Мұнайды бастапқы айдауға дейін мұнай өңдеу зауытындағы мұнайдан тұздар мен суды кетіру процестері

2

Бастапқы мұнай айдау

Мұнайдың атмосфералық және вакуумдық айдау процестері

3

Гидрогенизациялық процестер

Бензинді, керосинді, дизельді фракцияларды (дизель отынын депарафинизациялауды қоса алғанда), вакуумды газойлды, қайталама процестердің газойлін гидротазарту процестері

4

Каталитикалық риформинг

Үздіксіз регенерациясы бар катализатордың стационарлық немесе жылжымалы қабатын қолдана отырып, каталитикалық риформинг қондырғыларында жоғары октанды бензин компоненттерін алу процестері

5

Сутегі өндірісі

Көмірсутектердің толық тотығуы және бу конверсиясы кезінде сутекті алу процестері

6

Адсорбция

Сутекпен байытылған газдардағы қоспаларды таза сутек алу үшін жеке таңдалған адсорбциялық материалдардың көмегімен байланыстыру процесі

7

Изомерлеу

С5 - С6 көмірсутегі фракцияларынан жоғары октанды, экологиялық таза тауарлық бензин компоненттерін алу процесі

8

Висбрекинг және басқа да термиялық реакциялар

Тұтқырлықты төмендету және мұнай мен газды өңдеу тереңдігін ұлғайту мақсатында ауыр мұнайды және/немесе мұнай қалдығын термиялық өңдеу процестері

9

Этерификация (жай эфирлер алу)

Тауарлық бензиндерге жоғары октанды қоспалар ретінде пайдаланылатын МТБЭ, ЭТБЭ, ТАМЭ сияқты жай эфирлер өндірісі

10

Каталитикалық крекинг

Бензин компоненттерін, дизель отынын және қанықпаған көмірсутекті газдарды ала отырып, мұнайды өңдеу тереңдігін арттыру үшін вакуумдық газойлды, ауыр мұнай фракцияларын термокаталитикалық өңдеу процестері

11

Олигомеризациялау

Көмірсутекті газдардан жоғары октанды бензин компоненттерін алу процесі

12

Кокстеу

Баяу кокстеу процестері (кокстеу газын, автобензин компоненттерін және кокстеудің жеңіл және ауыр газойлін ала отырып, мұнай өңдеудің ауыр қалдықтарынан мұнай коксын өндіру), коксты қыздыру (жоғары температура әсерінен коксты тығыздау)

13

Битум өндірісі

Битум алынғанға дейін ауаны оттегімен өңдеудің ауыр қалдықтарын тотықтыру процесі

14

Күкіртсутекті қайта өңдеу

Мұнай өңдеудің термогидрокаталитикалық процестерінің технологиялық газдарынан элементтік күкіртке бөлінетін күкіртсутегін өңдеу процестері: күкіртсутегін жоғары температурада жағу және каталитикалық конверсиялау

15

Хош иісті көмірсутектер өндірісі

Ауыр риформат қоспасын бөлу, толуол мен ксилолды изомерлеу және трансалкилирлеу арқылы бензол мен параксилолды өндіру процестері

16

Мұнай өңдеу материалдарын сақтау және тасымалдау

Мұнай және мұнай өнімдерін резервуарларда сақтау жүйелері, шикізат пен тауар өнімін құбыржол жүйелері мен цистерналарға ағызу/құю жүйелері

17

Мұнай өңдеу және газ өңдеу зауыттарында табиғи және ілеспе мұнай газын қайта өңдеу

Табиғи және ілеспе газды күкірті бар қосылыстардан кейінгі фракцияларға бөле отырып, кептіру, тазарту процестері

18

Табиғи және ілеспе мұнай газын бөлу процесі

Газ және сұйық фазаларды механикалық бөлу процесі.

19

Салқындату

Салқындату жүйелері және айналымдағы суды дайындау әдістері

20

Энергетикалық жүйе

МӨЗ-ді жылумен жабдықтау және электрмен жабдықтау процестері

21

Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқару

Мұнай өңдеу зауыттарын басқару процестері, соның ішінде қоршаған ортаны басқару құралдары және жалпы зауыттық шаруашылықты тиісті жүргізу әдістері

22

Түтін газдарының жылуын жою

МӨЗ-де энергия ресурстарын алу үшін түтін газдарының жылуын пайдалану процестері

23

Шығарындыларды азайту

Атмосфераға шығарындыларды азайту немесе азайту технологиялары МӨЗ-де қолданылатын шығарындыларды азайту әдістері

28

Сарқынды суларды тазарту

Ағызу алдында МӨЗ-де сарқынды суларды тазарту әдістері

      Анықтамалық қызметтің және технологиялық процестердің мынадай түрлеріне қолданылмайды:

      шикі мұнайды, ілеспе және табиғи газды барлау және өндіру;

      мұнайды магистральдық құбыржолдары арқылы тасымалдау және мұнай өңдеу зауытында өңдеу үшін шикізат ретінде пайдалану алдында кен орнында шикі мұнайды, ілеспе және табиғи газды дайындау;

      мұнай және газ өндіру кен орындарында шикі газды (ілеспе және табиғи газды) және техникалық күкірт дайындау және өңдеу процестері;

      4) шикі мұнайды, ілеспе және табиғи газды, мұнай мен газды қайта өңдеу өнімдерін тасымалдау;

      5) биоотын өндірісі;

      6) мұнай-газ өңдеу өнімдерінің маркетингі және өткізуі;

      7) тек қана өнеркәсіптік қауіпсіздікті немесе еңбекті қорғауды қамтамасыз етуге қатысты мәселелерді қамтуға тиіс.

      1), 2) және 3) процестер ЕҚТ бойынша анықтамалықтардың Экологиялық кодексінің талаптарына сәйкес әзірленетін серияға енгізілген ЕҚТ бойынша анықтамалықта көрсетілетін болады.

      Осы анықтамалық басқа анықтамалықтармен қайталануды болдырмау қажеттілігін назарға ала отырып, барынша жан-жақты болатындай етіп әзірленген және мұнай мен газды қайта өңдеу процестеріне тән басым ақпаратты қамтиды. Бұл, атап айтқанда, мыналарды білдіреді:

      5-бөлімдегі сарқынды суларды тазарту процесіне қоршаған ортаға теріс әсерді төмендету мақсатында сапалы техника қолданылады. 6-бөлімде мұнай-газ өңдеу кәсіпорындарының сарқынды суларының пайда болуы мен төгінділерінің ерекшеліктерін ескере отырып, технологиялық көрсеткіштерді белгілеу кезінде түсініктеме беріледі.

      Өндірістегі қалдықтарды басқару аспектілері осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта қызметтің негізгі түрі барысында пайда болатын қалдықтарға қатысты ғана қарастырылады. Көмекші технологиялық процестердің қалдықтарын басқару жүйесі ЕҚТ бойынша тиісті анықтамалықтарда қаралады, олардың тізімі алғысөзде келтірілген. Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта қосалқы технологиялық процестердің қалдықтарын басқарудың жалпы қағидаттары қарастырылады.

      Анықтамалыққа мұнай мен газды өңдеуге тән энергетикалық жүйелерге егжей-тегжейлі талдау, яғни өнім алу мақсатында отын жағатын зауыттардың өз қажеттіліктеріне жылу және электр энергиясын өндіруге арналған қондырғылар ғана кіреді. Ірі жағу қондырғыларындағы техникалар мен шығарындылардың рұқсат етілген деңгейлері бойынша қосымша ақпарат "Энергия өндіру мақсатында ірі қондырғыларда отын жағу" ЕҚТ бойынша анықтамалығында келтірілген.

      Ақпарат болған жағдайда, экономикалық деректер 5-бөлімде ұсынылған техникалардың сипаттамасымен бірге келтірілді. Бұл деректер шығындардың мөлшері мен олардың тиімділігі туралы болжамды түсінік береді.

      Әдісті қолданудың нақты шығындары мен пайдасы ЕҚТ бойынша анықтамалықта толық бағаланбайтын қондырғыдағы нақты жағдайға байланысты болуы мүмкін.

      Шығындар туралы деректер болмаған кезде әдістердің экономикалық тиімділігі туралы тұжырымдар ЭЫДҰ елдерінің қолданыстағы қондырғылардағы тәжірибесінің мысалдары негізінде жасалады.

      Осы анықтамалықта санамаланған және сипатталған техникалар нормативтік сипатта болмайды және толық болып табылмайды. Қоршаған ортаны қорғаудың белгіленген технологиялық көрсеткіштерден аспайтын деңгейі қамтамасыз етілген жағдайда басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

Қолданылу қағидаттары

      Құжаттың мәртебесі

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалық объект/объектілер операторларын, уәкілетті мемлекеттік органдарды және жұртшылықты объект/объектілер операторларының "жасыл" экономика қағидаттарына және ең үздік қолжетімді техникаларға көшуін ынталандыру мақсатында ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықты қолдану саласына жататын ең үздік қолжетімді техникалар мен кез келген перспективалы техникалар туралы хабардар етуге арналған.

      Ең үздік қолжетімді техникаларды ендіру негізінде кешенді экологиялық рұқсат алған объектілерде өндірістік экологиялық бақылау жүргізу кезінде осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта белгіленген шарттар мен ұсынымдар пайдаланылады.

      Қолдануға міндетті ережелер

      ЕҚТ бойынша анықтамалықтың "6. Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдарды қамтитын қорытынды" деп аталатын бөлімінің ережелері ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларды әзірлеу кезінде қолдануға міндетті болып табылады.

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындылардың бір немесе бірнеше ережесінің жиынтығын қолдану қажеттілігін объектілердің операторлары технологиялық көрсеткіштер сақталған жағдайда, кәсіпорындағы экологиялық аспектілерді басқару мақсаттарына сүйене отырып өз бетінше айқындайды. Осы ЕҚТ бойынша анықтамалықта берілген ең үздік қолжетімді техникалардың саны мен тізімі енгізуге міндетті емес.

      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытынды негізінде объектілердің операторлары ең үздік қолжетімді техникалар бойынша қорытындыларда бекітілген технологиялық көрсеткіштер деңгейіне қол жеткізуге бағытталған экологиялық тиімділікті арттыру бағдарламасын әзірлейді.

      Ұсынымдық ережелер

      Ұсынымдық ережелер сипаттамалық сипатқа ие және ЕҚТ қолдануға байланысты технологиялық көрсеткіштерді белгілеу процесін талдауға ұсынылған:

      1-бөлім: мұнай мен газды қайта өңдеу, саланың құрылымы, пайдаланылатын өнеркәсіптік процестер мен МӨЗ және ГӨЗ технологиялары туралы жалпы ақпарат ұсынылған;

      2-бөлім: ЕҚТ-ға жатқызу әдістемесі, ЕҚТ-ні сәйкестендіру тәсілдері сипатталған;

      3-бөлім: өндірістік процестің немесе түпкілікті өнім өндірісінің негізгі кезеңдері сипатталған, ағымдағы шығарындылар, шикізатты тұтыну және сипаты, суды тұтыну, энергияны пайдалану және Қалдықтардың пайда болуы тұрғысынан жазу кезінде МӨЗ және ГӨЗ қондырғыларының экологиялық сипаттамалары туралы деректер мен ақпарат ұсынылған;

      4-бөлім: технологиялық процестерді жүзеге асыру кезінде олардың қоршаған ортаға теріс әсерін төмендету үшін қолданылатын және техникалық қайта жарақтандыруды, қоршаған ортаға теріс әсер ететін объектіні қайта жаңартуды талап етпейтін әдістер мен техникалар сипатталған;

      5-бөлім: ЕҚТ анықтау мақсатында қарау үшін ұсынылатын қолданыстағы әдістердің сипаттамасы ұсынылған;

      7-бөлім: жаңа мен перспективалық техникалар туралы ақпарат ұсынылған;

      8-бөлім: ЕҚТ бойынша анықтамалықты қайта қарау шеңберінде болашақ жұмыс үшін қорытынды ережелер мен ұсынымдар келтірілген.

Жалпы ақпарат

      Мұнай-газ саласы – Қазақстан экономикасының жетекші секторы. Мұнай-газ секторы елдің жалпы салық түсімдерінің едәуір бөлігін, сондай-ақ экспорттық кірістерді әкеледі және тікелей шетелдік инвестициялардың көп бөлігі үшін қызығушылық секторы болып табылады. Соңғы онжылдықта Қазақстанның мұнай-газ саласына тікелей шетелдік инвестициялар көлемі 70 млрд. АҚШ долларын құрады. США. Энергетикалық индустрияның әлемдік көшбасшыларының кеңінен қатысуы өңірдің инвесторлар үшін тартымдылығын куәландырады.

      Мұнай-газ өңдеудің мақсаты шикі мұнай мен табиғи газ сияқты табиғи шикізатты пайдалы тауарлық өнімдерге айналдыру болып табылады. Шикі мұнай мен табиғи газ-бұл әлемнің көптеген аймақтарында әртүрлі мөлшерде және құрамда барланған табиғи көмірсутектер.

      Мұнай мен газды қайта өңдеу тауарлық өнімдердің кең спектрін, ең алдымен отынның әр түрін (автомобиль, авиация, қазандық және т.б.), сондай-ақ мұнай-химия өнімдерін алу үшін кейіннен өңдеуге арналған шикізатты алуға бағытталған көптеген физикалық және химиялық процестерді біріктіреді. Қазақстан Республикасында мұнай өңдеу өнеркәсіптің жетекші саласы болып табылады және мемлекет пен шетелдік инвесторлардың табысты интеграциясының үлгісі болып табылады.

      Әрбір мұнай және газ өңдеу зауыты көмірсутек шикізатының белгілі бір түрін (құрамында қандай да бір қоспалар, табиғи немесе ілеспе мұнай газы, конденсат және т.б. бар жеңіл немесе ауыр шикі мұнай) өңдеуге бейімделген. Әр зауыт белгілі бір түпкі мұнай өнімдерін өндіруге дайын. Әдетте, неғұрлым күрделі (неғұрлым күрделі) мұнай өңдеу зауыттары тұтынушылар үшін жоғары құндылыққа ие ашық түсті мұнай өнімдерін (бензин сияқты) шығарады.

      Қазіргі уақытта Қазақстан Республикасында шикізаттық бағыттылықтан көмірсутек шикізатын терең өңдеуге көшу, яғни мұнай-газ химиясын дамыту бойынша жүйелі жұмыс жүргізілуде.

      Мемлекеттің жаңа саяси бағытына сәйкес "Қазақстан-2050" Стратегиясы Қазақстан жай ғана шикізат беруден энергия ресурстарын қайта өңдеу мен аса жаңа технологиялармен алмасу саласындағы ынтымақтастыққа көшуге тиіс.

      Мұнай-газ өңдеу саласының құрылымы

      Мұнай өңдеу

      Қазақстан Республикасының мұнай өңдеу саласының құрылымы "АМӨЗ" ЖШС, "ПМХЗ" ЖШС, "ПКОП" ЖШС, "СВ" БК" ЖШС, "Конденсат" АҚ сияқты алты ірі мұнай өңдеу зауыттарынан тұрады. Үш ірі мұнай өңдеу зауыты индустриялық-инновациялық дамудың мемлекеттік бағдарламасы аясында жаңғыртудан және қайта жаңғыртудан өтті.

      "АМӨЗ" ЖШС-Қазақстан Республикасының мұнай өңдеу саласының тұңғышы, Ұлы Отан соғысы жылдарында екі жыл бойы АҚШ-тан "ленд-лизинг" бойынша жеткізілетін жабдықтарды жинақтау негізінде салынған, 1945 жылдың қыркүйегінде пайдалануға берілген. "АМӨЗ" ЖШС шикізатты өңдеудің алыс-беріс схемасы бойынша жұмыс істейді, яғни алынатын шикізатты әр түрлі мұнай өнімдеріне өңдейді де, кейін олар алыс-беріс компанияларына қайтарылады. Мұнай өңдеудің негізгі соңғы өнімдері: түрлі маркалы бензиндер, дизель отыны, қазандық отыны (мазут), авиациялық және жарықтандырғыш керосиндер, пеш отыны, сұйытылған газ, битум, параксилол, бензол және басқа да мұнай өнімдері болып табылады.

      "ПМХЗ" ЖШС - Қазақстанның солтүстік-шығысындағы мұнай өңдеу және мұнай өнімдерін өндіру бойынша ірі кәсіпорын. Зауыт 1978 жылы пайдалануға берілді және Батыс Сібір кен орындарында мұнай шикізатын өңдеуге бағытталған. Зауыт алыс-беріс шикізатымен жұмыс істейді. Мұнай өңдеудің негізгі соңғы өнімдері: түрлі маркалы бензиндер, дизель отыны, қазандық отыны (мазут), авиациялық және жарықтандырғыш керосиндер, пеш отыны, сұйытылған газ, битум, параксилол, бензол және басқа да мұнай өнімдері болып табылады.

      "ПКОП" ЖШС алыс-беріс мұнайын өңдеуді жүзеге асырады. Зауыт 1985 жылы салынған, Қазақстанның үш мұнай өңдеу зауытының ішіндегі ең жаңасы болып табылады. Бұл Қазақстанның оңтүстігінде, республиканың халық тығыз орналасқан бөлігінде орналасқан жалғыз мұнай өңдеу зауыты. Қолайлы географиялық орналасуды және жоғары техникалық мүмкіндіктерді ескере отырып, кәсіпорынның ішкі және сыртқы нарықтарға жеткізуді жүзеге асыруға барлық алғышарттары бар. Мұнай өңдеудің негізгі соңғы өнімдері: түрлі маркалы бензиндер, дизель отыны, қазандық отыны (мазут), авиациялық және жарықтандырғыш керосиндер, пеш отыны, сұйытылған газ, битум, параксилол, бензол және басқа да мұнай өнімдері болып табылады.

      "СВ" БК" ЖШС жол саласының жоғары сапалы жол битумына қажеттілігін қамтамасыз ету үшін Қазақстан Республикасын үдемелі индустриялық-инновациялық дамыту жөніндегі 2010-2014 жылдарға арналған мемлекеттік бағдарламада көзделген "Ақтау пластикалық масса зауытында жол битумдарын өндіру" жобасын іске асыру шеңберінде салынған. Мұнай өңдеудің негізгі соңғы өнімдері: битум, тазартылған (тауарлық) мұнай.

      "Конденсат" АҚ Батыс Қазақстан облысында Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнының аумағында орналасқан. "Конденсат" АҚ қызметінің негізгі түрі жоғары сапалы мотор отындарын ала отырып, көмірсутек шикізатын өңдеу болып табылады. Жақында өңдеу көлемін ұлғайту арқылы ірі мұнай өңдеу кәсіпорындары санатына өтті. Мұнай өңдеудің негізгі соңғы өнімдері: түрлі маркалы бензиндер, дизель отыны, вакуумдық газойль, гудрон болып табылады.

      Жоғарыда аталған мұнай өнімдерін өндірушілерден басқа, Қазақстанда "шағын МӨЗ" деп аталатын Қуаттылығы аз мұнай өнімдерінің 30-ға жуық өндірушісі тіркелген. "Мұнай өнімдерінің жекелеген түрлерін өндіруді және олардың айналымын мемлекеттік реттеу туралы" ҚР Заңына сәйкес қуаттылығы аз мұнай өнімдерін өндіруші жобалық қуаты жылына 800 мың тоннадан кем шикі мұнайды және (немесе) газ конденсатын өңдеу көлемін көздейтін технологиялық қондырғыларда мұнай өнімдерін өндіруді жүзеге асыратын мұнай өнімдерін өндіруші болып табылады.

      Қазақстан Республикасында мұнай өңдеу өнімдерінің өндірісі негізінен ірі мұнай өңдеу зауыттары орналасқан өңірлерде шоғырланған – бұл Шымкент қаласы – "ПКОП" ЖШС, Атырау қаласы - "АМӨЗ" ЖШС, Павлодар қаласы - "ПМХЗ" ЖШС. Ақтау қаласында "СВ" БК" ЖШС битум өндіру зауыты орналасқан.

      Аталған зауыттардың үлесіне Қазақстандағы мұнай өңдеудің 94 % жуығы тиесілі. Аталған МӨЗ-дің төртеуі "ҚМГ "ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдары болып табылады. Қалған мұнай өңдеу "шағын МӨЗ" үлесіне тиесілі. Олар негізінен төмен сапалы өнімдердің немесе жартылай фабрикаттардың аз ғана көлемін шығарады. Алайда, "шағын МӨЗ" республиканы төмен октанды бензинмен (АИ–80) қамтамасыз етуде маңызды рөл атқарады, оны жаңғыртудан кейін негізгі үш ірі МӨЗ-де шығару тоқтатылды. Жанармайдың бұл түрі әлі күнге дейін негізінен ауылшаруашылық техникалары үшін қолданылады.

      2019 жылы "ҚМГ" ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдарының үлесіне келетін Қазақстандағы мұнай өңдеу зауыттарында көмірсутек шикізатын (КСШ) өңдеу көлемі 16 965 мың тоннаны құрады. 2019 жылы 805 мың тоннаға немесе 2018 жылға қарағанда 4,9 % - ға артық қайта өңделді, бұл негізінен жүргізілген жаңғырту нәтижесінде зауыт қуатын арттыру есебінен "ПКОП" ЖШС қайта өңдеу көлемінің 668 мың тоннаға немесе 14,1 %-ға ұлғаюымен байланысты болды.

      "ҚМГ "ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдарын қоса алғанда, ірі МӨЗ үлесіне келетін көмірсутек шикізатын қайта өңдеу көлемі мың тонна 1.1-кестеде берілген.

      1.1-кесте. Қазақстан Республикасының ірі МӨЗ үлесіне келетін көмірсутек шикізатын қайта өңдеу көлемі, мың тонна

Р/с №

Зауыт атауы

Жыл

2017

2018

2019

2020

1

2

3

4

5

6

1

"АМӨЗ" ЖШС

4723,65

5267,73

5388,25

5016,30

2

"ПМХЗ" ЖШС

4746,92

5340,28

5290,04

5003,57

3

"ПКОП" ЖШС (50 %)

4685,63

4732,52

5400,75

4793,70

4

"СП" CB" ЖШС (50 %)

717,87

819,00

885,97

865,19

5

Қорытындысында төмендегілердің үлесі
"ҚМГ" ҰК" АҚ

14874,07

16159,53

16965,01

15678,76

6

"Конденсат" АҚ

214,20

323,19

151,25

129,87

      Еншілес және тәуелді ұйымдар "ҚМГ "ҰК" АҚ мұнай өңдеу зауыттары мұнайды белгіленген тарифтер бойынша қайта өңдеу жөніндегі қызметтерді ғана көрсетеді, мұнайды қайта өңдеу үшін сатып алмайды және алынған мұнай өнімдерін сатпайды. Мұнай жеткізушілер дайын мұнай өнімдерін өздері сатады. Мұнай өңдеу зауыттары тек өндірістік мәселелерге назар аударады, нәтижесінде қайта өңдеу қызметі оңтайландырылады және шығындар азаяды.

      Қазіргі уақытта Қазақстан Республикасында шикізаттық бағыттылықтан көмірсутек шикізатын терең өңдеуге көшу, яғни мұнай-газ химиясын дамыту бойынша жүйелі жұмыс жүргізілуде.

      Салада Республиканың тәуелсіздігі кезеңінде бензол, параксилол, бутадиен, майлау майлары, полипропилен, метил-трет-бутил эфирі және т.б. сияқты базалық және түпкі мұнай-газ химиясы өнімдерін шығару бойынша бірнеше маңызды өндірістер енгізілген. Қазақстанда анықтамалықты әзірлеу сәтінде мұнай-газ химиясын дамыту шеңберінде:

      "АМӨЗ" ЖШС-да бензол және параксилол өндіру қондырғылары салынды және іске қосылды;

      Атырау облысындағы "Ұлттық индустриялық мұнай-химия технопаркі" арнайы экономикалық аймағының аумағында "KLPE" ЖШС интеграцияланған газ-химия кешенін жобалау және салу бойынша жұмыстарды жүзеге асыруда. Бұл жобаны іске асыру ішкі және сыртқы нарықтарда өткізу үшін қуаты жылына 1,25 млн. тонна полиэтиленнің ірі тоннажды өндірісін іске қосуға мүмкіндік береді. Шикізат ретінде газ бөлу қондырғысында талап етілетін көлем мен сапаға дейін дайындалатын мұнай-газ кен орындарынан алынатын газ пайдаланылатын болады.

1.1.2. Газ өңдеу

      Қазақстан Республикасының газ өңдеу саласының құрылымы алты кәсіпорыннан тұрады:

      "ҚазГӨЗ" ЖШС 1972 жылы Маңғышлақ түбегінде салынды және Қазақстанның алғашқы газ өңдеу зауыты болды. Зауыт "Маңғыстаумұнайгаз" АҚ, "Өзенмұнайгаз" АҚ, "TENGE Oil & Gas" ЖШС, "Тасболат Ойл Корпорейшн" ЖШС жер қойнауын пайдаланушы жеткізушілерден шикі газды қайта өңдеуді жүзеге асырады;

      Теңіз ГӨЗ-1 бірінші буын зауыты және теңіз ГӨЗ-2 екінші буын зауыты кіретін "Теңізшевройл" ЖШС газ өңдеу зауыты. Теңіз ГӨЗ 1995 - 1999 жылдар аралығында кезең-кезеңмен пайдалануға берілді, Батыс Қазақстан облысында орналасқан. Зауытта Теңіз кен орнының ілеспе газы қайта өңделеді, ол пропан-бутан фракциясының көп мөлшерімен сипатталады және күкірттің жоғары құрамымен, көмірқышқыл газының және тазартуды және өңдеуді талап ететін ілеспе компоненттердің болуымен ерекшеленеді. Теңіз ГӨЗ ілеспе газды сепарациялайды және өңдейді, пропан-бутан қоспаларын, құрғақ газ, пропан, бутан және күкірт өндіреді;

      "СНПС-Ақтөбемұнайгаз" АҚ Жаңажол газ өңдеу зауыты Жаңажол, Кеңқияқ кен орындарының және барлау блогының ілеспе газын қайта өңдеуді жүзеге асырады. Жаңажол ГӨЗ қызметінің негізгі түрлері газ шикізатын қайта өңдеу, газ және оларды қайта өңдеу өнімдерін тасымалдауды ұйымдастыру және қамтамасыз ету болып табылады. Жоба бойынша зауыттың тауарлық өнімдері: тауарлық газ, конденсат, сұйытылған газ болып табылады;

      Амангелді газ өңдеу зауыты "Амангелді Газ" ЖШС Жамбыл облысындағы мұнай өнімдері мен сұйытылған газдың ең ірі өндірушісі болып табылады. Амангелді ГӨЗ өндірістік қуатына қуаты жылына 200 мың тонна өнім беретін МПУ-4-200 көмірсутегін өңдеу қондырғысы, қуаты жылына 4 млн. м3 газдан астам УПГ – 4,38 алау газын қайта өңдеу және сұйытылған газ өндіру қондырғысы, қуаты жылына 300 мың тоннадан астам өнім шығаратын УПН – 100 мұнай өңдеу қондырғысы кіреді;

      "ҚазМұнайТеңіз" ТМК ЖШС Боранкөл газ өңдеу зауыты Толқын және Боранкөл кен орындарында ілеспе және табиғи газды қайта өңдеу объектілерінің бірыңғай технологиялық кешенін білдіреді. Сондай-ақ, Боранкөл ГӨЗ "Ембімұнайгаз" АҚ, "Қазақтүрікмұнай" ЖШС, "Meerbusch" ЖШС, "Табынай" ЖШС жер қойнауын пайдаланушы жеткізушілерден шикі газды қайта өңдеуді жүзеге асырады;

      Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. Қарашығанақ қайта өңдеу кешені Қазақстан Республикасы Батыс Қазақстан облысы Бөрлі ауданының аумағында орналасқан. ҚПО ҚБК-да Қарашығанақ мұнай-газ конденсаты кен орнының көмірсутектерін Сұйықтық пен газға бөлу, газды сусыздандыру және тазарту, мұнай мен конденсат қоспасын тұрақтандыру және күкіртсіздендіру, отын газын күкіртсіздендіру, газды қабатқа кері айдау немесе магистральдық құбыржолдары арқылы тасымалдау үшін дайындау жүзеге асырылады. КПО дайындалған газды магистральдық құбыр арқылы Орынбор газ өңдеу зауытына жібереді. Орынбордан Қазақстанға тауарлық газ қайтарылады;

      Аталған газ өңдеу зауыттарынан басқа тауарлық (құрғақ) және сұйытылған газды өндіруді "ПМХЗ" ЖШС, "АМӨЗ" ЖШС, "ПКОП" ЖШС, "Жайықмұнай" ЖШС, "Қазақойл-Ақтөбе" ЖШС, "KazFrac" ЖШС, "Саутс Ойл" ЖШС, "Gaz Processing Company" ЖШС, "Қазгермұнай "БК"ЖШС компаниялары жүзеге асырады. Қосымша тауарлық (құрғақ) газ өндіруді газды дайындау және кептіру қондырғыларында немесе газды кешенді дайындау қондырғыларында мұнай және газ өндіретін 13 компания жүзеге асырады.

      Газ өндірісі Қазақстанның 7 облысында жүзеге асырылады: Атырау, Маңғыстау, Ақтөбе, Батыс Қазақстан, Қызылорда, Жамбыл, Шығыс Қазақстан.

1.2. Бастапқы шикізат түрлері бойынша саланың құрылымы

      Мұнай және газды қайта өңдеу кәсіпорындарына арналған шикізат: стандарттау жөніндегі қолданыстағы құжаттарға дайындалған және сәйкес келетін шикі мұнай, газ конденсаты және (немесе) қайта өңдеу өнімдері, ілеспе және табиғи газ.

1.2.1. Шикі мұнай

      Шикі мұнай – қойнауқаттық және стандарттық (қысым 101,3 кПа, температура 20 оС) жағдайларда сұйық фазада болатын метан, нафтен және хош иісті топтардың көмірсутекті қосылыстарынан тұратын табиғи қоспа. Мұнайдағы көмірсутекті емес қосылыстар күкірт, азот, оттегі, органометалл кешендері, шайырлар мен асфальтендер түрінде болады. Мұнайдағы тұрақты компонент-бұл күкірт, ол әртүрлі қосылыстар түрінде де, еркін түрінде де болады. Резервуардағы майлардың көпшілігінде еріген газ белгілі бір мөлшерде болады.

      Мұнайдың құрамы мен физикалық қасиеттерінің айырмашылығы бойынша олар бірқатар түрлерге бөлінеді. Оларды типтеу топтық көмірсутек құрамы, фракциялық құрамы, күкірт және басқа да көмірсутекті емес компоненттер, асфальтендер мен шайырлар бойынша жүргізіледі.

      Топтық көмірсутек құрамы көмірсутектердің негізгі үш тобының - метан, нафтен және хош иісті тобының құрамын (массасы бойынша пайызбен) көрсетеді. Мұнайда ерітілген қатты көмірсутектер-парафиндердің болуы маңызды мәнге ие болады. Парафиндердің саны бойынша мұнай аз парафинді немесе жеңіл (1,5 %–дан жоғары емес), парафинді немесе ауыр (1,51 - 6 %) және Жоғары парафинді немесе битуминозды (6 % - дан жоғары) болып бөлінеді.

      Фракциялық құрам 350 оС дейін үдеу кезінде қайнайтын мұнай фракцияларының және қайнау температурасы 350 оС жоғары май фракцияларының (дистилляттардың) салыстырмалы құрамын (массасы бойынша пайызбен) көрсетеді.

      Күкірттің құрамы бойынша мұнай аз күкіртті (0,6 %-ға дейін), күкіртті (0,61-ден 1,8 %-ға дейін), жоғары күкіртті (1,81-ден 3,5 %-ға дейін) және аса жоғары күкіртті (3,5 %-дан жоғары) болып бөлінеді. Мұнайдағы күкірттің 0,5 %-дан астамы өнеркәсіптік мәнге ие болады.

      Шайырлар саны бойынша мұнай аз шайырлы (5 %-дан аз), шайырлы (5-тен 15 %-ға дейін) және жоғары шайырлы (15 %-дан жоғары) болып бөлінеді. Кейбір жоғары шайырлы майлардағы сирек металдардың (ванадий, титан, никель және т.б.) концентрациясы өнеркәсіптік мәндерге жетуі мүмкін.

      Тасымалдау және өңдеу алдында шикі мұнай кен орындарында дайындық кезеңінен өтеді. Қазақстан Республикасының ірі МӨЗ-деріне өңдеуге түсетін мұнай қолданыстағы ұлттық стандарттарға сәйкес келеді.

      Конденсат – белгілі бір термобариялық жағдайларда еріген күйде газда болатын және конденсация қысымынан төмен қысым төмендеген кезде сұйық фазаға ауысатын негізінен жеңіл көмірсутекті қосылыстардың табиғи қоспасы. Конденсатты қамтитын газдың негізгі параметрлері-С5+ жоғары көмірсутектердің ықтимал мөлшері, стандартты жағдайдағы конденсаттың тығыздығы және конденсацияның басталу қысымы. Қолданыстағы ұлттық стандарттарға сәйкес келетін шикі және тұрақты конденсат деп екіге бөлінеді.

      Қазақстанда мұнай қорларының жалпы көлемі шамамен 30 млрд. баррельді немесе әлемдік қорлардың 1,7 %-ын құрайды. Осы көрсеткіш бойынша Қазақстан Таяу Шығыс, Латын Америкасы, сондай-ақ Ресей мен АҚШ мемлекеттерінен кейін мұнай және конденсат қоры бойынша әлемде 11 позицияда тұр.

      2020 жылғы 18 қаңтардағы EDIN және Vantage Data деректері бойынша Қазақстан PRMS сыныптамасына сәйкес 2P (ықтимал 2Р (Probable reserves-PRB) санатындағы мұнайдың қалған қорлары бойынша ОПЕК – ке кірмейтін елдердің топ-5-ке кіреді). IHS Markit базалық сценарийіне сәйкес, Қазақстанда шикі мұнай өндірудің өсуі болжануда: 2040 жылға қарай жыл сайын 148,3 млн. тоннаға дейін.

      Қазақстанда мұнай өндірудің жалпы серпіні бұрынғысынша елеулі шамада үш ірі ауқымды жобаға: Теңіз, Қарашығанақ және Қашаған кен орындарына байланысты болады.

      IHS Markit болжамы болжамды кезең ішінде салыстырмалы түрде шағын ауқымдағы жаңа жобалар санының өсуін, сондай-ақ жаңа технологиялар мен жұмыс әдістерін неғұрлым кеңінен қолданудың арқасында Қазақстанның жұмыс істеп тұрған ескі кен орындарында өндірудің салыстырмалы түрде баяу төмендеуін болжайды.

      Қазақстандық мұнайдың негізгі көлемі экспортқа жіберіледі. Шикі мұнай мен газға экспорттық кірістің 60 %-ға жуығы тиесілі. Елдің жер қойнауын пайдаланушылары өңдеу үшін ішкі нарыққа ел бойынша өндірілетін мұнайдың 1 % 20 %-дан азы жеткізіледі.

      2018-2024 жылдар кезеңінде мұнайды өндіру және ішкі нарыққа қайта өңдеу үшін жөнелту көлемі 1.2-кестеде келтірілген.

      1.2-кесте. 2018 – 2024 жылдардағы кезеңде мұнай өндіру және ішкі нарыққа өңдеу үшін тиеп жөнелту көлемі

Р/с №

Атауы

Жыл

Нақты мәндер

Жоспарлы мәндер

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Конденсатты қоса алғанда, мұнай өндіру көлемі, млн. тонна*

90,36

90,55

85,65

91,0

91,0

100,0

100,0

2

ҚР МӨЗ-де мұнай өңдеу көлемі, млн. тонна*

16,16

16,96

15,7

17,0

17,0

17,0

17,0

3

Өндіру көлеміне пайыз, %

17,88

18,73

18,33

18,68

18,68

17,00

17,00

      * ақпарат Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2019 жылғы 31 желтоқсандағы № 445 бұйрығымен бекітілген "Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің 2020 - 2024 жылдарға арналған Стратегиялық жоспарының" және 2020 жылға арналған "Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің 2020 - 2024 жылдарға арналған стратегиялық жоспарын іске асыру туралы есептің" деректері бойынша ұсынылды.

1.2.2. Табиғи және ілеспе мұнай газы

      Газ – газ тәрізді фазада немесе мұнай немесе суда еріген күйде, ал стандартты жағдайларда (қысым 101,3 кПа, температура 20 оС) көмірсутекті және көмірсутекті емес қосылыстар мен элементтердің табиғи қоспасы-тек газ тәрізді фазада. Стандартты жағдайдағы газдың негізгі компоненттері метан және оның гомологтары – этан, пропан, бутан. Газда көбінесе күкіртсутегі, гелий, көмірқышқыл газы, азот және инертті газдар, кейде сынап болады. Этан, пропан және бутандар сұйытылған газ өндірісі мен мұнай-химия өнеркәсібі үшін шикізат болып табылады.

      Шикі газ – өндірілген тазартылмаған табиғи, ілеспе, тақтатас газы, көмір қабаттарындағы метан, сондай-ақ шығу тегі өзге де көмірсутекті газ.

      Әлемде үш елге – Ресейге, Иранға, Катарға шығарылатын газ қорының жалпы 55,5 % келеді.

      Газ қоры бойынша Қазақстан әлемде 22-ші және Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы (бұдан әрі -ТМД) елдері арасында Ресей мен Түрікменстаннан кейін 3-ші орында.

      Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия алынатын газ қорларын 3,8 трлн. м3, оның ішінде ілеспе газ – 2,2 трлн. м3 және табиғи (бос) газ – 1,6 трлн. м3.

      Барлық барланған газ қорларының шамамен 98 %–ы Қазақстанның батысында шоғырланған, бұл ретте 87 %-ы ірі мұнай-газ және мұнай-газ конденсатты кен орындарында шоғырланған.

      Осылайша, Қазақстанда газ өндірудің 90 %-ға жуығын "Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В.", "Норт Каспиан Оперейтинг Компани Н.В.", "Теңізшевройл" ЖШС және "СНПС-Ақтөбемұнайгаз" АҚ қамтамасыз етеді.

      OPEC Annual Statistical Bulletin 2020 деректері бойынша, Қазақстан табиғи газ өндіру бойынша әлемде 52 газ өндіруші елдің ішінде 28-орынды алады.

      Тек 2020 жылдың қаңтар-мамыр айларында Қазақстан Республикасында табиғи газды сұйық немесе газ тәріздес күйінде өндіру 24,8 млрд. м3 жетті, бұл 2019 жылдың сәйкес кезеңімен салыстырғанда 7,2 %-ға артық. Газ тәріздес күйдегі табиғи газдың үлесіне өндірудің 40,3 %-ы немесе 10 млрд. м3, ілеспе мұнай газының үлесіне-59,7 % - ы немесе 14,8 млрд. м3 тиесілі болды. Ақшалай мәнде табиғи газ өндіру 141,9 млрд. теңгені құрады.

      Өңірлік бөліністе табиғи газ өндірудің ең үлкен көлемі Атырау облысына тиесілі болды (Қазақстан бойынша өндіру көлемінің 45,3 %- ы, 11,2 млрд. м3 –жылына 18,6 %-ға қосымша). Сондай-ақ, газ өндіретін басты облыстар арасында Батыс Қазақстан (Қазақстан бойынша өндіру көлемінің 36,6 %-ы, 9,1 млрд. м3 - плюс 5 %) және Ақтөбе (қазақстан бойынша өндіру көлемінің 10,5 %-ы, 2,6 млрд. м3 – минус 12,2 %) облыстары бар.

      Қазақстан Республикасында 2018 - 2024 жылдардағы табиғи газды өндіру және тауарлық газды өндіру көлемі 1.3-кестеде келтірілген.

      1.3-кесте. 2018 – 2024 жылдарда Қазақстан Республикасында табиғи газ өндіру және тауарлық газ өндірісінің көлемі

Р/с №

Атауы

Жыл

Нақты мәндер

Жоспарлы мәндер

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Газ өндіру көлемі, млрд. м3 *

55,5

54,6

55,1

55,8

56,0

51,0

62,0

2

Тауарлық газ өндірісінің көлемі, млрд. м3 *

33,3

31,3

30,5

30,9

31,0

31,1

31,2

3

Өндіру көлеміне пайыз, %

60,00

57,33

55,35

55,38

55,36

60,98

50,32

      * ақпарат Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2019 жылғы 31 желтоқсандағы № 445 бұйрығымен бекітілген "Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің 2020 - 2024 жылдарға арналған Стратегиялық жоспарының" және 2020 жылға арналған "Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің 2020 - 2024 жылдарға арналған стратегиялық жоспарын іске асыру туралы есептің" деректері бойынша ұсынылды.

      2004 жылы Алауды жағуға тыйым салу енгізілгенге дейін өндірілетін ілеспе мұнай газының бір бөлігі (5 млрд. м3 дейін) тауарлық газға өңделмеді, бірақ кен орындарының алауларында жағылды, бұл атмосфераға шығарындыларға және өндіру аудандарының экологиясына айтарлықтай әсер етті. 2004 жылдан бастап мұнай өндіруді ұлғайту және кен орындарының меншікті қазандықтары мен электр станцияларында жылу мен электр энергиясын өндіру үшін жағу үшін газды қабатқа кері айдау есебінен алауда жағу көлемі біртіндеп қысқара бастады.

      Ескертпелер:

      1) ілеспе газдан айырмашылығы, табиғи газ негізінен метаннан тұрады және көбінесе бірден газ тасымалдау жүйесі бойынша қайта өңдеусіз тауарлық газ ретінде жеткізілуі мүмкін;

      2) 2004-2018 жылдар кезеңінде қабатқа кері айдау көлемі 9,5 есе (19,1 млрд. м3 дейін) өсті, бұл ретте кен орындарында іске қосылған газ электр станцияларының жалпы белгіленген қуаты 955 МВт-қа ұлғайды.

      Жер қойнауын пайдаланушылар шикі газды ұтымды пайдалану және қоршаған ортаға зиянды әсерді азайту мақсатында көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган бекітетін нысан бойынша шикі газды өңдеуді дамыту бағдарламаларын әзірлейді. Шикі газды өңдеуді дамыту бағдарламалары көмірсутектер саласындағы уәкілетті органның бекітуіне жатады және әрбір үш жыл сайын жаңартылуға тиіс. Бағдарламалар ілеспе газды ұтымды пайдалану және оны жағу немесе қабатқа кері айдау (кәдеге жарату) көлемдерін қысқарту арқылы қоршаған ортаға зиянды әсерді азайту мақсатында жаңартылуға тиіс.

1.3. Сала кәсіпорындарының өндірістік қуаттары

1.3.1. ҚР мұнай өңдеу қуаты

      Қайта өңделетін мұнай көлеміне әсер ететін негізгі факторлардың бірі қайта өңдеу кәсіпорындарының қуаты болып табылады. Қазақстанда мұнайдың негізгі көлемін бес ірі МӨЗ өңдейді. Қазақстан Даму банкі 2015 – 2019 жылдарға арналған индустриялық-инновациялық дамудың мемлекеттік бағдарламасы шеңберінде қаржыландырған "АМӨЗ" ЖШС, "ПМХЗ" ЖШС, "ПКОП" ЖШС жаңғырту олардың мұнайды қайта өңдеу бойынша өндірістік қуаттарын жоғары қайта бөлу өніміне кеңейтуге ықпал етті.

      Қазақстанның ірі МӨЗ жобалық қуаты 1.4-кестеде көрсетілген.

      1.4-кесте. Қазақстан Республикасының ірі МӨЗ жобалық қуаты

Р/с

Зауыт атауы

Қайта өңделетін шикізат түрі

Жобалық қуаты, жылына мың тонна

1

2

3

4

1

"АМӨЗ" ЖШС

мұнай

5500

2

"ПМХЗ" ЖШС

мұнай

6000

3

"ПКОП" ЖШС

мұнай

6000

4

"СП" CB" ЖШС

мұнай

1000

5

"Конденсат" АҚ

мұнай, конденсат

850

      Қазақстан Республикасының ірі МӨЗ үлесіне келетін көмірсутек шикізатын өңдеудің нақты көлемі 1.1-кестеде келтірілген.

      Қазақстанның негізгі үш МӨЗ-дегі өзгерістің маңызды факторы ашық түсті мұнай өнімдерінің шығу көлемінің ұлғаюы болып табылады, ол көмірсутек шикізатын қайта өңдеудің азық-түлік себетінің құнын арттырды, сондай-ақ жүргізілген жаңғыртудың нәтижесі болды.

      МӨЗ жаңғыртылғаннан кейін өндірілетін мұнай өнімдері көлемінің арақатынасы 1.5-кестеде келтірілген.

      1.5-кесте. МӨЗ жаңғыртылғаннан кейін өндірілетін мұнай өнімдері көлемінің арақатынасы, мың тонна

Р/с №

Зауыттың/мұнай өнімдерінің атауы

Жыл

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

1

"АМӨЗ" ЖШС

4 540 (100 %)

 4 676 (100 %)

4 825 (100 %)

2

Ашық түсті*

2 045 (45 %)

2 826 (57 %)

2 842 (59 %)

3

Қара**

2 263 (50 %)

1 578 (34 %)

1 561 (33 %)

4

Мұнай химиясы***

9 (0,2 %)

19 (0,7 %)

145 (3 %)

5

Өзгелері

223 (4,8 %)

453 (9 %)

289 (6 %)

6

"ПМХЗ" ЖШС

4 312 (100 %)

4 908(100 %)

4 986 (100 %)

7

Ашық түсті

2 688 (63 %)

3 225 (67 %)

3 281 (69 %)

8

Қара

1 032 (23 %)

1 067 (21 %)

1 159 (19 %)

9

Өзгелері

592 (14 %)

616 (12 %)

546 (12 %)

10

"ПКОП" ЖШС ("ҚМГ "ҰК" АҚ акцияларының 50 %)

4 516 (100 %)

4 489 (100 %)

5 172 (100 %)

11

Ашық түсті

2 517 (60 %)

2 845 (66 %)

3 761 (76 %)

12

Қара

1 901 (37 %)

1 433(30 %)

998 (18 %)

13

Өзгелері

98 (3 %)

211 (4 %)

413 (6 %)

      * бензин, дизель отыны және авиаотын;

      ** мазут, вакуумдық газойль және битум;

      *** бензол және параксилол.

      Қазақстанның МӨЗ қуатын арттыру және мұнай өңдеу тереңдігін арттыру бойынша жұмыстар жалғасуда.

      "ПМХЗ" ЖШС-де "Ертіс" жобасы бойынша техникалық – экономикалық негіздеме (ТЭН) әзірленуде, ол булану температурасы минус 32 °С және одан төмен дизель отынының қысқы сорттарын өндіруге бағытталған; "АМӨЗ" ЖШС-де мұнай-химия өнімдерін (бензол және параксилол) шығару 145 тоннаға дейін (45 %) ұлғайтылды; "СП "CB" ЖШС кәсіпорнында битум өндірісінің рекордтық көлеміне қол жеткізілді-369 мың тонна, бұл ішкі нарықты толық қамтамасыз етуге мүмкіндік берді.

      Қазақстанның мұнай-газ химиясы саласының өсу әлеуеті зор және ол отандық экономиканы дамытудың негізгі локомотивтерінің бірі бола алады.

      Жаңа кәсіпорындардың іске қосылуына және жұмыс істеп тұрған зауыттардың өнім шығару көлемінің артуына байланысты жыл сайын мұнай-газ-химия өнімдері өндірісінің өсуі байқалады. Осылайша, 2020 жылы өндірілген өнім көлемі 360 мың тоннаны құрады, бұл 2016 жылмен салыстырғанда 4 есе көп. 2030 жылға қарай көлем 3 млн. тоннаға дейін өседі деп күтілуде.

      Әлемдік нарықта мұнай-газ химиясы өнімдері арасында полиэтилен және полипропилен үлкен сұранысқа ие, бұл барлық полимерлердің жалпы тұтынуының 60 %-ы. Сонымен қатар, осы полимерлердің әлемдік өндірісі 2030 жылға дейін жарияланған барлық жобаларды жүзеге асырған жағдайда да сұраныстан артта қалады.

      Platts және IHS халықаралық маркетингтік компанияларының деректері бойынша полипропиленге сұраныс 62 млн. тоннадан (2015 жылы) 98 млн. тоннаға дейін (2030 жылы), ал ұсыныс тиісінше 73 млн. тонна және 90 млн. тоннаға артады. Сондай-ақ полиэтиленге сұраныс 90 млн. тоннадан (2015 жылы) 161 млн. тоннаға дейін (2030 жылы), ал ұсыныс тиісінше 93 млн. тонна және 121 млн. тоннаға артады.

      Осыған байланысты, мұнай-химия арнайы экономикалық аймағының аумағында полипропилен (қуаты жылына 500 мың тонна) шығару жөніндегі "зәкірлі" жоба іске асырылуда. Анықтамалықты әзірлеу сәтінде жобаны іске асырудың жалпы прогресі 87 %-ды құрайды. Полипропилен өндіретін зауыт қуаттылығы бойынша Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы елдеріндегі ең ірі зауыттардың біріне айналады және әлемдегі жетекші өндірістердің ондығына кіреді.

      2021 жылы Түркістан облысында қуаттылығы жылына 81 мың тонна және жылына 57 мың тонна Шымкент мұнай-химия зауытының шикізат базасында полипропилен мен бензинге октан қанықтыратын қоспалар өндіретін тағы бір зауыттың құрылыс-монтаж жұмыстарын аяқтап, пайдалануға беріледі деп күтілуде.

      Атырау, Түркістан және Батыс Қазақстан облыстарында іске асыру жоспарланып отырған полиэтилентерефталат, карбамид, циклогексан, базалық майлар, метанол және олефиндер өндіру жөніндегі перспективалы жобалар әзірлеудің әртүрлі сатыларында тұр.

      Бұл жобалар қосылған құны жоғары 4-5 қайта бөлу өнімін ала отырып, мұнай мен газды терең өңдеу бойынша қуаттар құруды көздейді.

      Жоғарыда аталған мұнай-газ-химия жобаларын іске асыру құрылыс кезеңінде 10 мыңнан астам жұмыс орнын және 3 мыңнан астам тұрақты жұмыс орнын құруға мүмкіндік береді. Мұнай-газ химиясы жобаларын іске асырудан елдің ЖІӨ-ге қосқан үлесі 2030 жылға қарай 1,3-тен 2,5 %-ға дейін бағаланады.

      Осылайша, базалық мұнай-газ химиясы өнімінің пайда болуы шағын және орта бизнестің дамуына серпін береді, ол тұрмыстық және өнеркәсіптік мақсаттағы түпкілікті өнімді (медициналық бұйымдар, құрылыс материалдары, автомобиль жасауға арналған компоненттер, қаптама өнімі және тағы басқалар) өндіретін болады.

      1.3.2. ҚР табиғи газды қайта өңдеу бойынша қуаттар

      Қазақстанның ГӨЗ жобалық қуаттары 1.6-кестеде берілген.

      1.6-кесте. Қазақстан Республикасының ГӨЗ жобалық және қолданыстағы қуаты

Р/с

Зауыт атауы

Қайта өңделетін шикізат түрі

Қолданыстағы қуаты, жылына млн. м3)**

1

2

3

4

1

"ҚазГӨЗ" ЖШС

шикі газ*

751,00

2

Теңіз ГӨЗ

шикі газ*

8674,16

3

Жаңажол ГӨЗ

шикі газ*

4635,34

конденсат

4

Амангелді ГӨЗ

шикі газ*

322,69

5

Боранкөл ГӨЗ

шикі газ*

326,05

      * "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасы кодексінің 12-бабына сәйкес: "үлес салмағына қарамастан, жер қойнауынан қалыпты атмосфералық температура мен қысым кезінде газ тәріздес күйде алынатын кез келген көмірсутектер, оның ішінде тазартылмаған табиғи, ілеспе, тақтатас газ. Шикі газ деп танылады";

      ** Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің деректері бойынша (№ 10- 12/298 06.05.2021 ж.).

      Бес жыл ішінде, 2015 жылдан бастап 2019 жылға дейін Қазақстанда тауарлық газды ішкі тұтыну жылына 12,1-ден 16,3 млрд. м3-ге дейін 35 %-ға ұлғайды. Бірінші кезекте бұл өңірлерді газдандырумен байланысты, бұл тұтыну жылына шамамен 1,5–2 %-ға өседі.

      Қазақстан Республикасында табиғи газды тұтыну көлемі 1.7-кестеде келтірілген.

      1.7-кесте. Қазақстан Республикасында табиғи газды тұтыну көлемі

Р/с №

Көрсеткіштер

Кезең

2017

2018

2019

2020

Қаңтар-мамыр 2021

1

2

3

4

5

6

7

1

ҚР табиғи газды тұтыну, млрд. м3

13,8

15,1

16,3

17,0

8,9

      Қазақстандық кен орындарынан шикі табиғи газды өңдеу үшін жаңа қуаттарды іске қосу 2025 жылдан бастап 2040 жылға дейін тауарлық газдың жыл сайынғы өндірісін шамамен 10 – 15 млрд. м3 ұлғайтуға мүмкіндік береді. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ең консервативті болжамдары бойынша 2040 жылға қарай газ өндірісі ағымдағы 30 млрд-тан жылына 37 – 38 млрд. м3-ке дейін ұлғаяды. Осы уақытқа дейін тұтыну жылына 26 – 27 млрд. м3 дейін өседі (1.1-сурет).

     


      1.1-сурет. Қазақстан Республикасында 2017 – 2020 жылдар кезеңінде мұнай өнімдерінің негізгі түрлерін өндіру, мың тонна

      Олардың есебінен тауарлық газ өндірісін ұлғайту жоспарланып отырған жобалардың бірі – Қашаған кен орнында қуаты жылына 1 млрд. м3 газ өңдеу зауытын салу. Жоба жоспарлау сатысында тұр, әзірге жұмыстар жүргізіліп жатқан жоқ. Газ жеткізу шамамен 2023 жылы басталады.

      Екінші жоба – Атырау облысында Прорва кен орындары тобында қуаттылығы жылына 300 млн. м3 газды кешенді дайындау қондырғысын салу.

      Үшінші жоба Ақтөбе облысының Қожасай газ өңдеу зауытының қуатын 2023 жылдан бастап 300-ден 430 млн. текше метрге дейін кеңейтуді көздейді.

      Батыс Қазақстан облысындағы кен орындарының "Орал тобы" есебінен тауарлық газ өндірісін ұлғайту күтілуде-бұл "Жайықмұнай" ЖШС, "Урал Ойл энд Газ" ЖШС және "Степной леопард" ЖШС кен орындары. Осы блоктың есебінен тауарлық газ өндірісінің өсімі 2030 жылдан кейін 4,7 млрд. м3 қамтамасыз етіледі.

      "Жайықмұнай" ЖШС бас компаниясы Nostrum Oil & Gas деректері бойынша компанияның қазірдің өзінде жылына 4,2 млрд. м3 дейін шикі газды қайта өңдеу мүмкіндігі бар.

      Ресеймен үкіметаралық келісімдер аясында игеру қарастырылған кен орындарының ресурстары – Хвалынское (теңіз), Имашевское (жер) және Центральное (Теңіз) кен орындары. Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігі өзінің газ балансында қазақстандық тараптың қатысу үлесіне мөлшерлес көрсетілген кен орындарының көлемінің тек 50 %-ын ғана ескереді. Аталған блоктан тауарлық газ өндірудің болжамды көлемі 2040 жылы 5,1 млрд м3 құрайды.

      1.4. Сала шығаратын негізгі және жанама өнімдер

      Мұнай мен газды қайта өңдеу кәсіпорындары өнімнің кең спектрін шығарады:

      автомобильдерге, жүк көліктеріне, ұшақтарға, кемелерге және көліктің басқа түрлеріне арналған отын;

      өнеркәсіп, коммерциялық және тұрмыстық пайдалану үшін жылу мен электр энергиясын өндіруге арналған жағу отыны;

      мұнай-химия және химия өнеркәсібіне арналған шикізат;

      майлау, парафин/балауыз және битум сияқты арнайы өнімдер;

      энергия жылу (бу) және энергия (электр энергиясы) түрінде жанама өнім ретінде.

      Қазақстан зауыттарының мұнай мен газды қайта өңдеудің негізгі өнімдерінің тізбесі 15-тен астам атауды қамтиды:

      түрлі маркалы автобензин;

      авиациялық және жарықтандырғыш керосиндер;

      дизель отыны;

      қазандық отын (мазут);

      пеш отыны;

      гудрон;

      кокс;

      битум;

      вакуумдық газойль;

      тазартылған (тауарлық) мұнай, нафта;

      тікелей айдалатын газойль фракциясы;

      сұйытылған газ;

      тауарлық (құрғақ) газ;

      атмосфералық айдау қалдығы;

      параксилол;

      бензол;

      күкірт;

      басқа мұнай өнімдері.

      Аталған өнімдердің барлық спектрін тек үш зауыт шығарады: "АМӨЗ" ЖШС, "ПМХЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС.

      1.8-кестеде Қазақстан Республикасында 2017 – 2020 жылдар кезеңінде өндірілген мұнай өнімдерінің негізгі түрлерінің көлемі көрсетілген.

      1.8-кесте. 2017 – 2020 жылдардағы кезеңде Қазақстан Республикасында мұнай өнімдерінің негізгі түрлерінің өндірісі, мың тонна

р/с №

Өнімдер, зауыттар

Желтоқсан/
Қаңтар
2017 ж.

Желтоқсан/
Қаңтар
2018 ж.

2018 бен
2017 жылдың айырмашылығы, %

Желтоқсан/
Қаңтар
2019 ж.

Желтоқсан/
Қаңтар
2020 ж.

2020 мен
2019 жылдың айырмашылығы, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Мұнай өңдеу көлемі, барлығы:

15088,268

16391,719

108,6

17116,249

15808,64

92,4 %

1.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

4746,923

5340,281

112,5

5290,044

5003,57

94,6 %

1.2

"ПКОП" ЖШС

4685,631

4732,515

101,0

5400,746

4793,703

88,8 %

1.3

"АМӨЗ" ЖШС

4723,647

5267,734

111,5

5388,245

5016,303

93,1 %

1.4

"СП" CB" ЖШС

717,87

819,004

114,1

885,969

865,19

97,7 %

1.5

"Конденсат" АҚ

214,197

232,185

108,4

151,245

129,874

85,9 %

2

Автобензин, барлығы:

3033,846

3940,959

129,9

4551,382

4484,714

98,5 %

2.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

1285,067

1421,945

110,7

1361,508

1438,527

105,7 %

2.2

"ПКОП" ЖШС

1027,45

1331,519

129,6

1908,313

1958,272

102,6 %

2.3

"АМӨЗ" ЖШС

647,689

1128,963

174,3

1228,316

1043,576

85,0 %

2.4

"Конденсат" АҚ

73,640

58,532

79,5

53,245

44,339

83,3 %

3

Авиакеросин, барлығы:

298,93

382,97

128,1

625,089

438,225

70,1 %

3.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

0,00

71,87

0,0

191,86

117,95

61,5 %

3.2

"ПКОП" ЖШС

279,744

270,034

96,5

335,126

244,101

72,8 %

3.3

"АМӨЗ" ЖШС

19,186

41,066

> 2,1 есеге

98,103

76,174

77,6 %

4

Дизельдік отын, барлығы:

3987,315

4464,457

112,0

4810,316

4551,844

94,6 %

4.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

1403,434

1731,372

123,4

1727,422

1601,306

92,7 %

4.2

"ПКОП" ЖШС

1209,357

1243,354

102,8

1517,787

1411,005

93,0 %

4.3

"АМӨЗ" ЖШС

1374,524

1456,313

106,0

1516,383

1478,411

97,5 %

4.4

"Конденсат" АҚ

0,00

33,418

0,0

48,724

61,122

125,4 %

5

Мазут, барлығы:

3282,105

2812,363

85,7

2721,122

2067,478

76,0 %

5.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

690,62

707,682

102,5

730,576

588,106

80,5 %

5.2

"ПКОП" ЖШС

1082,308

970,466

89,7

760,785

410,488

54,0 %

5.3

"АМӨЗ" ЖШС

1509,177

1134,215

75,2

1229,761

1068,884

86,9 %

6

Сұйытылған газ, барлығы:

2902,115

3114,795

107,3

3195,75

3177,974

99,4 %

6.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

256,537

310,989

121,2

279,343

290,476

104,0 %

6.2

"ПКОП" ЖШС

96,885

168,744

174,2

295,197

327,068

110,8 %

6.3

"АМӨЗ" ЖШС

39,246

165,844

> 4,2 есеге

126,951

126,902

100,0 %

6.4

"ҚазГӨЗ" ЖШС

169,496

175,593

103,6

186,245

172,791

92,8 %

6.5

"Теңізшевройл" ЖШС

1382,391

1342,657

97,1

1347,77

1481,818

109,9 %

6.6

Жаңажол газ өңдеу зауыты "СНПС-Ақтөбе-мұнайгаз" АҚ

632,449

647,49

102,4

668,222

522,205

78,1 %

6.7

"Қазгермұнай" БК" ЖШС

150,609

143,535

95,3

119,712

88,88

74,2 %

6.8

Амангелді газ өңдеу зауыты "Амангелді Газ" ЖШС

3,57

7,509

> 2,1 есеге

14,991

12,078

80,6 %

6.9

"Жайықмұнай" ЖШС

141,917

118,838

83,7

109,745

86,173

78,5 %

6.10

"Қазақойл-Ақтөбе" ЖШС

24,83

28,409

114,4

28,286

28,733

101,6 %

6.11

"KazFrac" ЖШС

4,185

5,187

123,9

-

-

-

6.12

"Саутс Ойл" ЖШС

-

-

-

5,556

5,832

105,0 %

6.13

"Gaz Processing Company" ЖШС

-

-

-

13,732

35,018

> 2,6 есеге

7

Кокс, барлығы:

356,135

404,496

113,6

454,218

487,748

107,4 %

7.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

236,327

229,631

97,2

217,067

219,942

101,3 %

7.2

"ПКОП" ЖШС

0,00

41,388

0,00

114,014

137,515

120,6 %

7.3

"АМӨЗ" ЖШС

119,808

133,477

111,4

123,137

130,291

105,8 %

8

Битум, барлығы:

479,592

602,188

125,6

671,333

727,639

108,4 %

8.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

244,706

293,902

120,1

302,26

358,011

118,4 %

8.2

"ПКОП" ЖШС

0,00

0,00

0,0

0,00

0,00

0,0 %

8.3

"АМӨЗ" ЖШС

0,00

0,00

0,0

0,00

0,00

0,0 %

8.4

"СП" CB" ЖШС

234,886

308,286

131,2

369,073

369,628

100,2 %

9

Пеш отыны, барлығы:

134,235

177,863

132,5

38,078

59,843

157,2 %

9.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

72,643

28,402

0,00

2,75

16,963

> 6,2 есеге

9.2

"ПКОП" ЖШС

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00 %

9.3

"АМӨЗ" ЖШС

61,592

149,461

> 2,4 есеге

35,328

42,88

121,4 %

10

Вакуумдық газойль, барлығы:

1710,843

1016,009

59,47

729,241

381,159

52,3 %

10.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

96,92

65,571

67,7

126,014

32,085

25,5 %

10.2

"ПКОП" ЖШС

818,165

462,112

56,5

237,06

0,00

0,00 %

10.3

"АМӨЗ" ЖШС

754,214

443,445

58,8

330,945

321,536

97,2 %

10.4

"Конденсат" АҚ

41,544

44,881

108,0

35,222

27,538

78,2 %

11

Бензол

8,952

13,875

155

26,26

44,298

169 %

11.1

"АМӨЗ" ЖШС

8,952

13,875

155

26,26

44,298

169 %

12

Гудрон

74,05

38,774

52,4

22,839

9,369

41 %

12.1

"Конденсат" АҚ

74,05

38,774

52,4

22,839

9,369

41 %

13

Тікелей айдалатын газойль фракциясы

74,05

38,774

52,4

5,746

1,461

25,4 %

13.1

"Конденсат" АҚ

74,05

38,774

52,4

5,746

1,461

25,4 %

14

Атмосфералық айдау қалдығы

18,847

0,00

0,00

-

-

-

14.1

"Конденсат" АҚ

18,847

0,00

0,00

-

-

-

15

Параксилол

0,00

4,858

0,00

118,267

209,992

117,6 %

15.1

"АМӨЗ" ЖШС

0,00

4,858

0,00

118,267

209,992

117,6 %

16

Тазартылған (тауарлық) мұнай, нафта

470,908

501,331

106,5

508,236

485,832

95,6 %

16.1

"СП" CB" ЖШС

470,908

501,331

106,5

508,236

485,832

95,6 %

17

Күкірт

2654,618

2703,888

101,9

2725,65

2573,189

94,4 %

17.1

оның ішінде "ПМХЗ" ЖШС

27,048

46,633

172,4

47,725

44,926

94,1 %

17.2

"ПКОП" ЖШС

0,554

1,127

> 2,0 есеге

3,353

5,981

178,4 %

17.3

"АМӨЗ" ЖШС

2,486

4,432

178,3

4,048

4,576

113,0 %

17.4

"Теңізшевройл" ЖШС Теңіз газ өңдеу зауыты

2548,952

2574,963

101,0

2588,994

2451,358

94,7 %

17.5

"СНПС-Ақтөбе-мұнайгаз"АҚ Жаңажол газ өңдеу зауыты

69,217

70,298

101,6

71,748

56,098

78,2 %

17.6

"Gaz Processing Company" ЖШС




3,559

3,778

106,2 %

17.7

"Қазақойл-Ақтөбе" ЖШС

6,361

6,435

101,2

6,223

6,472

104,0 %

      * Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің деректері бойынша (№ 10-12/298 06.05.2021 ж.).

      Қазақстан Республикасының 2025 жылға дейінгі ұлттық даму жоспарына сәйкес еліміздің батыс өңірлерінде (Маңғыстау, Батыс Қазақстан, Ақтөбе, Атырау облыстары) "жаңа бөліністерді" дамыту үшін мұнай-химия, газ өңдеуді дамытуға, шикізатты қайта өңдеуге арналған отандық жабдықтар өндірісін жолға қоюға, сондай-ақ отандық компаниялардың мұнай сервистік қызметтер нарығын игеруіне баса назар аударылатын болады.

      1.4.1. Қазақстан Республикасының мұнай нарығы

      Қазақстан Республикасы әлемдік мұнай нарығында маңызды рөл атқарады, көмірсутегі шикізатының едәуір барланған қорлары мен әлі де елеулі болжамды ресурстарын қамтитын ірі әлеуетке ие болып отыр.

      2020 жылғы қаңтар – қыркүйек айларында Қазақстан 18,7 млрд. АҚШ доллары сомасына 55 млн. тонна мұнай экспорттады. Заттай көріністегі өсім 7,6 %-ды құрады, ақшалай көріністе-керісінше, көрсеткіш бірден 24,8 %-ға төмендеді.

      Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы елдеріне 120,3 млн. АҚШ долларына 439,4 мың тонна шикі мұнай жөнелтілді. (1.2-сурет). Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы елдері арасында қазақстандық мұнайдың негізгі импорттаушысы - Өзбекстан. Әлемнің қалған елдеріне 18,6 млрд. АҚШ долларына 54,6 млн. тонна мұнай жөнелтілді. США. Негізгі импорттаушылар Италия, Нидерланды және Үндістан болды.

     



      1.2-сурет. Шикі мұнай экспорты бойынша Қазақстан Республикасының статистикалық деректері

      Шикі мұнайды экспорттау тұрғысынан алғанда, Қытайдың өсіп келе жатқан үлесін қоспағанда, Қазақстан Республикасының сыртқы сауда әріптестерінің құрылымы ұзақ мерзімді перспективада сақталады. Еуропалық шикі мұнай нарығы тоқырайды, бірақ қазіргі уақытта қазақстандық мұнайға сұраныстың төмендеуі болжанбайды. Ұзақ мерзімді перспективада сұраныс динамикасының өзгеруінің негізгі драйвері Азия – Тынық мұхиты аймағы, атап айтқанда Үндістан мен Қытай болады.

      Қазақстан Республикасының импорттық отынға тәуелділігі "ҚазМұнайГаз "ҰК"АҚ еншілес немесе тәуелді кәсіпорындары болып табылатын негізгі ірі МӨЗ-дерді жаңғыртудың арқасында шешілді. 2019 жылдың қорытындысы бойынша нарықтың бензинмен, дизель отынымен және авиакеросинмен қамтамасыз етілуі 100 %-ға жетті. Бұл ретте, нарықтың ақшыл мұнай өнімдеріне қажеттілігі жыл сайын өсіп келеді, 2019 жылы тұтынудың өсуі 2018 жылмен салыстырғанда 120 %-ды құрады.

      Анықтамалықты әзірлеу кезінде Қазақстанда елдің ішкі қажеттілігінен артық мұнай өнімдері өндіріледі және бұл артық өнім 2030 жылдың басына дейін сақталады.

      2019 жылдан бастап Қазақстандық мұнай өнімдерін Орталық Азия елдеріне экспорттау бөлігінде қажетті заңнамалық және нормативтік құқықтық құжаттарды қабылдау бойынша жұмыс жүргізілуде. 2018 жылдың жазында қазақстандық үш ірі мұнай өңдеу зауытының резервуарларын мұнай өнімдерімен толтыруға жол бермеу мақсатында Ресей Федерациясынан бензин әкелуге тыйым салынды. "ҚМГ" ҰК " АҚ деректері бойынша қазақстандық өндірушілер 1,2 млн. тоннаға дейін отын экспорттауға мүмкіндік алды. Алғаш рет 2019 жылы бензиннің, оның ішінде Еуропаға экспорты ашылды.

1.4.2. Табиғи газ нарығы

      Қазақстанда "ҚазТрансГаз" АҚ тауарлық газды магистральдық газ құбырлары мен газ тарату желілері арқылы тасымалдау жөніндегі орталықтандырылған инфрақұрылымды басқарады, халықаралық транзитті қамтамасыз етеді және ішкі және сыртқы нарықтарда газ сатумен айналысады, құбырлар мен газ қоймаларын әзірлейді, қаржыландырады, салады және пайдаланады. "ҚазТрансГаз" АҚ басқаруында 40 мың километрден астам газ тарату желілерін, 18 мың километрден астам магистральдық газ құбырларын, 316 газ айдау агрегаттары орнатылған 56 компрессорлық станцияны, 3 жерасты газ қоймасын қамтитын орасан зор газ тасымалдау жүйесі орналасқан.

      2018 жылы жалпы сомасы 21 млрд. теңгеге 46 газдандыру жобасы іске асырылды (2017 жылы – 17 жоба). Елді газдандыру деңгейі 2019 жылғы 1 қаңтарда 49,68 %-ға жетті, 2017 жылмен салыстырғанда 2,3 %-ға өсті. Шамамен 9 миллион адам газға қол жеткізе алады. 2019 жылдың қорытындысы бойынша газдандыру деңгейіне 50,5 %-ға шығу жоспарлануда.

      1.3-суретте өңірлер бойынша 2018 – 2019 жылдардағы табиғи газдың экспорты көрсетілген.

     


     


      1.3-сурет. Табиғи газ экспорты бойынша Қазақстан Республикасының статистикалық деректері

      Қазақстанда 2019 жылғы 5 ақпанда алғаш рет ETS тауар биржасының алаңында Қосарланған қарсы жасырын аукцион режимінде сұйытылған мұнай газы сауда-саттығы өткізілді. Сауда-саттық электрондық сауда алаңдары арқылы Қазақстанның ішкі нарығына ТМД-ны іске асыруды көздейтін 09.01.2012 жылғы "Газ және газбен жабдықтау туралы" Заңға өзгерістер мен толықтыруларды іске асыру шеңберінде жүзеге асырылды.

      Қатысушылар электрондық сауда-саттыққа сатып алушы ретінде сұйытылған мұнай газын субъектілері болып табылатын сұйытылған мұнай газымен жабдықтау жүйелері немесе олардың өкілдері: газ желісі ұйымдары, өнеркәсіптік тұтынушылар, газ толтыру пункттерінің иелері немесе) автогаз құю станцияларының бар, меншік құқығымен немесе өзге де заңды негіздерде сыйымдылық сұйытылған мұнай газын сақтау жалпы көлемі кемінде 60 м3 мүмкіндігімен оларды толтыру теміржол цистерналарын не жасасқан қызметтер көрсету туралы шарт бойынша ауыстырып тиеу сұйытылған мұнай газының көлемі кемінде 60 м3 айына иесі газ толтыру станциялары.

      2021 жылы көтерме бағаларды мемлекеттік реттеу халыққа топтық резервуарлық қондырғылар арқылы өткізілетін сұйытылған газға ғана, сондай-ақ қосылған құны жоғары өнім өндіретін мұнай-химия кәсіпорындары үшін сақталады деп жоспарлануда.

      Бұған дейін Үкімет "Газ және газбен жабдықтау туралы" Заңға сәйкес газдың максималды көтерме құнын шектеген болатын. Бұл өндірушілердің шығындарына әкеліп қана қоймай, заңсыз экспортқа байланысты ішкі нарықта газ тапшылығы қаупі артты. Қазақстанда сұйытылған мұнай газын өндіру жылына шамамен 2,6 – 2,7 млн. тоннаны құрайды. Ел ішінде бұл көлемнің шамамен 36 % тұтынылады, ал қалғаны экспортқа жіберіледі. Кейіннен ішкі газ нарығындағы нарықтық баға сұйытылған газдың қосымша қуатын құруға қабілетті шетелдік инвесторларды тарта алады. Бұл жағдайда экспорттың айтарлықтай өсуіне сенуге болады.

1.5. Техникалық-экономикалық сипаттамалары

      Қазақстандағы мұнай өңдеу саласының ағымдағы жай-күйі

      Бүгінгі таңда Қазақстан экономикасы шикізат ресурстарының экспортына тәуелді, сондықтан шикізат нарықтарындағы бағаның сыртқы күрт ауытқуының әсеріне едәуір дәрежеде ұшырайды. 2018 жылы қазақстандық мұнай экспорты 70,2 млн. тоннаға дейін өсті, ал ішкі тұтынуға бағытталған мұнай 20,2 млн. тоннаны, яғни өндірілген мұнайдың жалпы көлемінің 20 %-ын құрады. Қазақстан 2030 және 2040 жылдар аралығындағы кезеңде мұнай өндіру мен экспорттаудың ең жоғары деңгейіне жетеді.

      Қазақстандық МӨЗ-дерге мұнайдың ірі жеткізушілері "ҚазМұнайГаз", "Petrosun", "Petroleum Operating" болып табылады, олар ҚР МӨЗ-де өңделетін мұнайдың негізгі бөлігін жеткізеді.

      Саланың құрылымы және мұнай және газ өңдеу зауыттарының өндірістік қуаттары туралы ақпарат 1.1 және 1.3-бөлімдерде берілген.

      Қазақстанда мұнай өңдеу тұтастай алғанда, мұнай өндіру көлемінің ұлғаюымен қатар, аздап озыңқы деңгейде дамып жатыр. Қазақстанда мұнай өңдеудің негізгі көлемін 5 ірі МӨЗ жүзеге асырады, олардың жиынтық қуаты үш МӨЗ-дің жаңғыртылуын ескере отырып, 19,55 млн. тоннаны құрайды, ал нақты өңдеу көлемі шамамен 16 млн. тоннаны құрайды.

      2018 жылғы 1 қаңтардан бастап Қазақстан аумағында К4 және К5 экологиялық класты бензин мен дизель отыны қолданылады. ҚР үш ірі МӨЗ: жаңғыртудан өткен "ПМХЗ" ЖШС, "АМӨЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС К4 және К5 экологиялық сыныптарының талаптарына жауап береді.

      ҚР мұнай өнімдерін өндіру

      1.4 – 1.6-суреттерде 2010 – 2019 жылдар кезеңінде Қазақстан Республикасында мұнай өнімдерін өндіру көлемі динамикасының кестелері ұсынылған. Деректер (1.4 – 1.6-суреттер) Қазақстан Республикасы стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің ұлттық статистика бюросы "Қазақстан және оның өңірлерінің өнеркәсібі" статистикалық жинағынан ұсынылған.

     


      1.4-сурет. Қазақстан Республикасында 2010 – 2019 жылдар кезеңінде мұнай өнімдерін өндіру

     


      1.5-сурет. Қазақстан Республикасында 2010 – 2019 жылдар кезеңінде негізгі мұнай өнімдерін өндіру

     


      1.6-сурет. Қазақстан Республикасында 2010 – 2019 жылдары орта есеппен өнімдер бөлінісінде мұнай өнімдерін өндіру құрылымы

      1.6-суреттен көріп отырғанымыздай, Қазақстанда өндірілетін негізгі өнімдер дизель отыны, отындық мазут және мотор отыны (бензин) болып табылады.

      Қазақстан Республикасының мұнай өнімдерінің импорты

      1.7 – 1.9-суреттерде Қазақстан Республикасы стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің ұлттық статистика бюросы "ҚР сыртқы саудасы" статистикалық жинағының негізінде 2010 – 2019 жылдар кезеңінде Қазақстан Республикасына мұнай өнімдері импорты көлемінің кестелері ұсынылған.

     


      1.7-сурет. Қазақстан Республикасына 2010 – 2019 жылдары автомобиль бензинінің импорты

      1.7-суреттен 2010 – 2019 жылдар аралығындағы кезеңде Қазақстанға автомобиль бензинінің негізгі импорттаушысы ресейлік жеткізушілер болғанын көруге болады.

     


      1.8-сурет. Қазақстан Республикасына 2010 – 2019 жылдары дизель отынының импорты

      Қазақстан – Ресейге дизель отыны мен мазут импорты бойынша да осындай жағдай қалыптасып отыр (1.8, 1.9-суреттер).


     



      1.9-сурет. Қазақстан Республикасына 2010 – 2019 жылдары мазут импорты

      Қазақстанда МӨЗ-ді жаңғырту аяқталғаннан кейін 2018 жылы мұнай өнімдерінің импорты күрт төмендеді. Бүгінгі күні қазақстандық МӨЗ ішкі нарықты мұнай өнімдерінің барлық түрлерімен толық қамтамасыз етеді.

      ҚР мұнай өнімдерін экспорттау

      1.10 – 1.12-суреттерде Қазақстан Республикасы стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің ұлттық статистика бюросы "ҚР сыртқы саудасы" статистикалық жинағының деректері негізінде 2010 – 2019 жылдар кезеңінде Қазақстан Республикасынан басқа елдерге мұнай өнімдерінің экспорты көлемінің кестелері ұсынылған.

     


      1.10-сурет. Қазақстан Республикасынан 2010 – 2019 жылдары автомобиль бензинінің экспорты

      1.10-суретте көрсетілген кестеден автомобиль бензині экспортының көлемі қазақстандық МӨЗ-дерді жаңғыртудан кейін өсе бастағанын көруге болады.

      Мұнай өнімдерін өндіруді ұлғайту Қазақстанға ішкі нарықтың қажеттілігін қамтамасыз етіп қана қоймай, экспортқа жіберілетін ашық түсті мұнай өнімдерінің артық көлемін алуға мүмкіндік береді.

     



      1.11-сурет. Қазақстан Республикасынан 2010 – 2019 жылдары дизель отынының экспорты

      1.11-суретте көрсетілген кестеден дизель отынының экспорты төмендей бастағанын көруге болады, бірақ 2020 жылдан бастап дизель отынын шетелге сату көлемінің артуы мүмкін.

     


      1.12-сурет. Қазақстан Республикасынан 2010 – 2019 жылдары мазуттың экспорты

      Мазут көлемі негізінен ТМД елдерінен тыс жерлерге экспортталады (1.12- сурет), атап айтқанда мазуттың негізгі көлемі Италия мен Нидерландыға жеткізіледі.

      Қазақстан ай сайын шетелге 20 – 30 мың тоннаға дейін бензин жөнелтеді. Болашақта қазақстандық ашық түсті мұнай өнімдерінің экспорты жақын арада ірі ауқымдарға жете алмайды, бірақ Қазақстан бірқатар өңірлік нарықтардағы, мысалы, Қырғызстан немесе Өзбекстан нарықтарындағы үлесті иеленуі мүмкін. Қазақстандық мұнай өнімдері экспортының негізгі бөлігін бұрынғысынша мазут құрайды, бірақ оның елдегі артығы қысқарды.

      Мазуттың қазақстандық экспортының экономикасы 2020 жылы Халықаралық теңіз ұйымының (IMO) теңіз кемелері үшін бункерлік отындағы күкірттің болуына шектеулер енгізілуіне байланысты таяу болашақта қолайлылығы азаятын болады. IMO ережелері күкірттің рұқсат етілген ең жоғары деңгейін 3,5-тен 0,5 %-ға дейін төмендетуді белгілейді және халықаралық деңгейде қолданылады. IMO жаңа ережелерін енгізу әлемдік нарықтардағы жоғары күкіртті мазут бағасының айтарлықтай төмендеуіне әкеледі деп күтілуде.

      Мұнай өңдеудің ел экономикасына қосқан үлесі

      Қазақстан Республикасы стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің ұлттық статистика бюросының 2020 жылғы 3 тамыздағы экспресс-ақпаратына сәйкес 2019 жылы ЖІӨ құрылымында "Мұнай өңдеу өнімдерінің өндірісі" ЖІӨ 69 532 626,5 млн. теңге болған кезде 769620,3 млн. теңгені, яғни ЖІӨ-нің 1,1 %-ын құрады.

      Мұнай-газ химиясын дамыту

      Шетелдік инвесторлар кеңесінің тапсырмасы шеңберінде мұнай-газ-химия жобасын іске асыру кезінде оның қажеттіліктерін ескере отырып, Үкімет пен инвестор арасында жеке келісім әзірлеу пысықталуда. Бұл шаралар 2025 жылға қарай 5 зауыттың құрылысын аяқтауға мүмкіндік береді:

      қуаттылығы жылына 500 мың тонна полипропилен өндіретін зауыт (Атырау облысы);

      қуаттылығы 57 млн. м3 азот және 34 млн. м3 құрғақ сығылған ауа техникалық газ өндіретін зауыт (Атырау облысы);

      Шымкент мұнай-химия зауытының шикізат базасында қуаттылығы жылына 80 мың тонна полипропилен және қуаттылығы жылына 60 мың тонна бензинге арналған октан қоспаларын өндіретін зауыт (Шымкент қ.);

      қуаттылығы жылына 430 мың тонна полиэтилентерефталат өндіретін зауыт (Атырау облысы);

      қуаттылығы жылына 182 мың тонна метанол (жылына 82 мың тонна) және гликоль (жылына 100 мың тонна) өндіретін зауыт (Орал қ.).

      2025 жылға қарай күтілетін нәтиже 2,0 млн. тонна мұнай-газ химиясы өнімін құрап, өндіріс көлемін 9 есеге арттыруды көздейді, ел экономикасына инвестициялар көлемі шамамен 3,9 млрд. АҚШ долларын құрайды. США.

      Болжамдар мен трендтер

      HISMarkit болжамы бойынша Қазақстанда мұнай өнімдерін тұтыну 2040 жылға қарай 18,5 млн. тонна деңгейіне дейін 29,5 %-ға ұлғаяды. Бұл бензинді, дизель және авиациялық отынды тұтынудың артуымен байланысты. Сұраныстың артуы мұнай өңдеу көлемінің 2040 жылға қарай шамамен 17,5 %-ға 21 млн. т/жыл деңгейіне дейін ұлғаюына әсер етеді.

      Әлемдік үрдістерді ескере отырып, көмірсутектер бағасының деңгейінде жоғары белгісіздік бар. Халықаралық энергетика агенттігі мен АҚШ энергетика жөніндегі ақпарат агенттігінің бағалауы бойынша 2035 жылға дейін мұнай бағасы барреліне 50 доллардан 200 долларға дейін болуы мүмкін.

      Қазақстанда соңғы жылдары табиғи газды жалпы өндірудің белсенді өсуі байқалады: 2018 жылы оның көлемі 2017 жылы айтарлықтай өскеннен кейін (13,4 %-ға) 4,8 %-ға өсті, бұл негізінен Қашаған кен орнында өндірудің ұлғаюына байланысты болды. Табиғи газ өндірудің байқалған өсуіне қарамастан, Қазақстанның газ нарығында шектеуші факторлар бар.

      Біріншіден, қазіргі уақытта жалпы газ өндірудің жартысынан көбі ілеспе газ болып табылады, ал қалған газ көлемі негізінен Қарашығанақ кен орнынан келеді, мұнда газ конденсатты сұйықтықтарды өндіруге де баса назар аударылады. Ілеспе газға мұндай жоғары тәуелділік сұранысқа байланысты газ өндірудің коммерциялық көлемін түзету міндетін қиындатады.

      Екіншіден, ілеспе газдың едәуір бөлігі күкірттің жоғары құрамына ие, бұл қашықтағы күкірттің үлкен көлемін қауіпсіз сақтауды, кәдеге жаратуды және монетизациялауды қамтамасыз ету үшін қымбат тұратын дайындық пен қосымша шараларды талап етеді.

      Үшіншіден, газға ішкі бағалардың ағымдағы төмен деңгейі ілеспе газ өндіруді жүзеге асыратын компаниялардың өз қалауы бойынша ішкі нарыққа қосымша коммерциялық көлемдерді жеткізуі үшін жеткілікті ынталандыруды қамтамасыз етпейді. Қазіргі уақытта резервуарға газды кері айдау өндіруші компания үшін де, үкімет үшін де қолайлы шешім болды, өйткені сұйық көмірсутектерді өндіруді ұлғайту өндірушілерге қосымша табыс пен мемлекетке қосымша кіріс әкеледі, сонымен қатар газды өңдеуге байланысты өндірістік қиындықтар мен қаржылық шығындарды жояды.

1.6. Мұнай-газ өңдеу саласының негізгі экологиялық проблемалары

      Қазақстан Республикасының мұнай және газ өңдеу зауыттары дайын өнім өндіру мақсатында Мұнай және (немесе) газ конденсатын және (немесе) оларды қайта өңдеу өнімдерін (бұдан әрі – шикізат) қайта өңдейтін өнеркәсіптік кәсіпорындар болып табылады. МӨЗ және ГӨЗ технологиялық процестерді жүзеге асыру кезінде энергияны, суды және басқа да материалдық ресурстарды белсенді тұтынады. МӨЗ-де және ГӨЗ-де сақтау (шикізат және дайын өнім) және қайта өңдеу процесінде атмосфераға, суға және топыраққа әсер етеді. МӨЗ және ГӨЗ қоршаған ортаға теріс әсер ететін I санаттағы объектілерге жатады. МӨЗ және ГӨЗ қоршаған ортаға зиянды әсерді азайту және табиғи ресурстарды ұтымсыз пайдалануды болдырмау есебінен өз қызметінің экологиялық қауіпсіздігін қамтамасыз ету бойынша жұмыстар жүргізеді. Экологиялық кодекске сәйкес МӨЗ және ГӨЗ экологиялық тиімділікті және өндірістік экологиялық бақылауды арттыру бағдарламаларын әзірлейді. Қазақстанның МӨЗ-і мен ГӨЗ-іне өңдеуге түсетін шикізаттың ерекшелігі, ол өндірілген және алдын ала дайындалған кен орнына байланысты әртүрлі құрам болып табылады. Шикізат құрамындағы өзгерістер мұнай-газ өңдеу процестерінің шығарындыларының, төгінділерінің және қалдықтарының құрамына әсер етуі мүмкін. Бұл әсер елеусіз болып саналады, өйткені технологиялық процестердің көпшілігі өңделетін материалдық ағындардың құрамындағы осы ауытқуларға арналған. Демек, МӨЗ процестерінің қоршаған ортаға шығарындыларының, төгінділерінің, қалдықтарының түрі мен мөлшері әдеттегі пайдалану кезінде жақсы белгілі. Алайда, бұрын МӨЗ-дері белгісіз көмірсутек шикізатын өңдеу кезінде шығарындылар мен төгінділердің ұлғаюына әкеп соқтыра отырып, өңдеу процестерінің өнімділігіне күтпеген әсер туындауы мүмкін. Бұл әсіресе судың ағып кетуіне және аз дәрежеде ауаға шығарындыларға әсер етуі мүмкін.

      1.9-кестеде МӨЗ-дің әртүрлі процестерінен/қондырғыларынан қоршаған ортаға әсер ету түрлері туралы ақпарат, сондай-ақ материалдық-энергетикалық ресурстарды тұтыну және жылу шығындары туралы ақпарат берілген.

      1.9-кесте. ҚР МӨЗ-де экологиялық әсер ету түрлері және материалдық-энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Процесс/
қондырғы

Экологиялық әсердің түрлері

атмосфераға шығарындылар

сарқынды сулардың шығарындылары

қалдықтардың пайда болуы

материалдар мен энергияны
тұтыну

жылу
шығыны

1

2

3

4

5

6

7

1

Негізгі процестер

1.1

Жеткізу

-

-

-

-

-

1.2

Жүктеу

X

-

-

-

-

1.3

Сақтау

X

0

X

0

0

1.4

Технологиялық пештер

X

-

0

X

X

2

Бөлу процестері

2.1

Шикі мұнайды атмосфералық айдау қондырғысы

X

X

0

X

X

2.2

Вакуумдық айдау қондырғысы

X

X

0

X

X

2.3

Газ бөлу қондырғысы

X

0

0

0

0

3

Конверсия процестері

3.1

Термокрекинг, висбрекинг

X

X

0

X

X

3.2

Баяу кокстеу

X

X

X

X

X

3.3

Каталитикалық крекинг

X

X

X

X

X

3.4

Гидрокрекинг

X

X

X

X

X

3.5

Битумның тотығуы

X

X

X

X

X

3.6

Риформинг

X

X

X

X

X

3.7

Изомерлеу

X

X

X

X

X

3.8

МТБЭ өндірісі

X

X

X

X

0

4

Қайта өңдеу процестері

4.1

Гидродесульфуризация

X

X

X

X

X

4.2

Күкіртсіздендіру

X

X

X

X

0

4.3

Газды жуу

X

0

X

X

0

5

Басқа процестер

5.1

Күкірт өндіру қондырғысы

X

X

0

0

0

5.2

Факелдік жүйе

X

X

0

0

0

5.3

Градирня

X

X

0

0

0

5.4

Сарқынды суларды тазарту

X

X

X

X

0

5.5

Араластыру қондырғылары

X

X

0

0

0

5.6

Бөлінетін газдарды шығару (пайдаланылған газды қалпына келтіру қондырғысы)

X

X

X

0

0

      Қазақстан Республикасында мұнай өңдеудің негізгі көлемі төрт ірі МӨЗ-ге тиесілі. Қолжетімді ресми ақпаратты ескере отырып, мұнай өңдеу өнеркәсібінің қоршаған ортаның ластануына әсерін көрсету үшін осы құжатта Оның "ҚазМұнайГаз "ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдарымен ластануы жөніндегі деректер ұсынылған. "ҚазМұнайГаз" ҰК "АҚ 2019 жылғы" Тұрақты даму туралы есебіне" сәйкес мұнай өңдеу кәсіпорындарының шығарындылары мұнай-газ саласы компаниялары (өндіруші, тасымалдаушы, қайта өңдеуші) шығарындыларының жалпы санының шамамен 19 %-ын құрайды. 1.10-кестеде "ҚазМұнайГаз"ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдарының стационарлық көздерінен бөлінетін атмосфераны неғұрлым көп таралған ластағыш заттардың жалпы шығарындыларының мәндері берілген.

      1.10-кесте. Үш жыл ішінде "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ еншілес және тәуелді ұйымдарының стационарлық көздерінен бөлінетін, атмосфераны ластайтын неғұрлым таралған заттардың жалпы шығарындылары

Р/с №

Объектінің атауы

Ластағыш заттардың атауы

Жылдар бойынша шығарындылар, мың тонна

ҚР-дағы жалпы шығарындылар үлесінің орташа мәні,
%

2015

2016

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Қазақстан Республикасы

стационарлық көздерден бөлінетін ең көп таралған атмосфераға ластағыш заттар***

2 180,0*

2 271,6*

2 357,8*

2 446,7*

2 483,1*

-

2

"ҚазМұнайГаз"ҰК" АҚ мұнай өңдеу еншілес және тәуелді кәсіпорындары

49,2**

46,2**

46,8**

52,1**

48,9**

2,1

      * Қазақстан Республикасының Стратегиялық жоспарлау және реформалар жөніндегі агенттігі Ұлттық статистика бюросының "Қазақстан Республикасында 2015 – 2019 жылдардағы қоршаған ортаны қорғау" статистикалық жинағынан алынған деректер;

      ** мәндер "ҚазМұнайГаз" ҰК "АҚ-ның 2019 жылғы "орнықты даму туралы есебінің" деректері және жол берілетін шығарындылар жобаларының негізінде алынды;

      *** стационарлы көздерден бөлінетін атмосфераны ластайтын ең көп таралған заттар ретінде: қатты заттар, газ тәрізді және сұйық заттар (күкірт диоксиді, көміртегі оксиді (II), азот оксидтері, көмірсутектер (ұшпа органикалық қосылыстарсыз), ұшпа органикалық қосылыстар) қарастырылады.


      2000 жылдан 2015 жылға дейінгі кезеңдегі қол жетімді статистикалық деректерді талдау көрсеткендей, атмосфералық ауаға газ өңдеу кәсіпорындарының әсер ету динамикасы негізінен бастапқы шикізатты өңдеу көлемінің өзгеруімен анықталады.

      2015 жылдан бастап Қазақстанның үш ірі мұнай өңдеу зауытында өндірісті кезең-кезеңімен жаңғырту жоспарлы түрде жүргізілді. Жаңғыртудың негізгі мақсаты қазіргі заманғы отандық мұнай-химия өндірісін дамыту үшін әлемдік стандарттарға жауап беретін жоғары сапалы мұнай өнімдері мен шикізат өндірісін кеңейту болды. Мұнай өңдеу зауыттарын жаңғырту кезінде үздік ғылыми-инновациялық әзірлемелерді қолдану және өндірісті автоматтандырудың жоғары деңгейін қамтамасыз ету қағидаты сақталды, сондай-ақ шикізат ресурстарын ұтымды пайдалану, оларды өңдеу кезінде технологиялық шығындарды азайту, энергия тиімділігін арттыру және қоршаған ортаның ластануын азайту міндеттері шешілді.

      Қоршаған ортаның ластануын азайту жөніндегі іс-шараларды айқындау кезінде екі тәсіл қолданылады:

      "кәсіпорында" – өндіріс процесінде ластағыш заттардың түзілуін төмендетуге мүмкіндік беретін "таза" технологияларды қолдану;

      "құбырдың соңында" – өндірістік циклдің соңында ластануды азайту технологияларын қолдану.

      Мысалы, ірі мұнай өңдеу зауыттарында шикізатты күкірт қосылыстарынан тазарту және оларды жою қондырғылары бар. Бұл Қазақстан үшін өте маңызды, өйткені қайта өңдеуге түсетін шикізаттың көпшілігінде күкіртті қосылыстардың едәуір деңгейі бар. Шикізатты күкірт қосылыстарынан тазарту өндіріс процесінде жүзеге асырылады, нәтижесінде өндірістік циклдің соңында қоршаған ортаға күкірт қосылыстарының шығарындылары мен төгінділері азаяды, сондай-ақ мұнай өнімдеріндегі күкірт мөлшері азаяды.

      "Құбырдың соңында" ластануды азайту тәсілінің мысалы – бөлінетін газдардағы қалқыма заттардың (шаңның) мөлшерін азайтуға мүмкіндік беретін әртүрлі сүзгілерді қолдану.

      Қоршаған ортаға ластануды төмендетудегі маңызды аспект екі тәсілді қолдануға мүмкіндік беретін интеграцияланған шешімдерді қолдану болып табылады: әрбір Технологиялық қондырғы үшін ЕҚТ ендіру ("кәсіпорында") және соңғы шығарындыларды/эмиссияларды тазартудың тиімді әдістерін қолдану ("құбырдың соңында"). Мысалы, NOx концентрациясын төмендететін қоспаларды қолдану және өндіріс циклінің соңында тазарту технологияларын қолдану NOx шығарындыларын едәуір азайтады.

      МӨЗ және ГӨЗ үшін маңызды мәселе парниктік газдарды азайту болып табылады. Қоршаған ортаға шығарындыларды төмендету технологиялық шешімдерді жетілдіру жолымен жүзеге асырылады, мысалы, отын мазутын технологиялық пештерде отын ретінде пайдаланылатын отын/табиғи газға ауыстыру, жаңа буын қосындыларын пайдалану, өндірістік объектілердің аумағын көгалдандыру және абаттандыру, жабдықтарды ауыстыру жөніндегі іс-шаралар, газды қайта өңдеу жөніндегі өндірістік қуаттарды кеңейту, газды қайта өңдеу жөніндегі қондырғыларды салу және т. б. МӨЗ және ГӨЗ технологиялық, экологиялық және экономикалық көрсеткіштерін жақсарту мақсатында көмірсутек шикізатын өңдеу процесінде бөлінетін газды және бөгде ұйым жеткізетін табиғи газды барынша пайдаланады. "АМӨЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС негізінен газ отынын пайдаланады. "ПМХЗ" ЖШС технологиялық процестердің пайдалану температуралық режимдері мен мұнайды терең өңдеу қондырғылары арасындағы құбыр байланысы газ тәрізді отынды жеткілікті көлемде өндіруге мүмкіндік бермейтіндігіне, ал табиғи газды сатып алу орынсыз екендігіне байланысты сұйық отынды көп дәрежеде пайдаланады. Павлодар облысында жақын орналасқан табиғи газ құбырлары жоқ, ал сұйытылған табиғи газды пайдалану үшін қайта газдандыру үшін қосымша технологиялық кешен салу қажет.

      Шығарындылардың азаюымен қатар ластағыш заттардың төгінділерін азайту бойынша іс-шаралар жүргізілуде. Мысалы,

      1) "АМӨЗ" ЖШС-да:

      "АМӨЗ" ЖШС сарқынды суларды тазарту құрылыстарын жетілдіру және "Тухлая балка" булану алаңдарын рекультивациялау;

      3 000 м3 көлемінде таза техникалық су көлемін ұлғайту үшін градирняны күрделі жөндеу, тазарту құрылыстарын тазалау тиімділігін жақсарту жүргізілуде;

      2) "ПКОП" ЖШС-да тазарту құрылыстарын жаңғырту жүргізілді, ультрафильтрация және кері осмос қондырғыларында сарқынды суларды тазартудың қосымша сатылары енгізілді.

1.6.1. Энергия тиімділігі және климат

      Қоршаған ортаның ластануы мен климат өзара байланысты. Жел мен жауын-шашын сияқты атмосфералық құбылыстар ең алдымен атмосферадағы ластағыш заттардың таралуына әсер етеді. Кейбір қолайсыз метеорологиялық жағдайларда ластағыш заттар шоғырлануының ең жоғары мәндері, егер олар белгіленген нормативтер шегінде жұмыс істесе де және экологиялық рұқсатқа сәйкес шығарындыларды азайту бойынша барлық қажетті әдістер мен шараларды пайдаланса да, МӨЗ және ГӨЗ маңында анықталуы мүмкін. Мұндай жағдайларда қолайсыз метеорологиялық жағдайлар туралы гидрометеорологиялық қызметтердің деректерін қолдана отырып болжау үшін нақты шаралар мен құралдар, сондай-ақ зауыт айналасындағы қоршаған ауада шоғырланудың шекті мәндерінің сақталуына кепілдік беру үшін қажет болған жағдайда шығарындыларды одан әрі басқару және азайту қажет болуы мүмкін. Зауыт қоршаған ортада шамадан тыс шоғырланудың ықтимал пайда болуын болжаған әрбір нақты жағдайда объект деңгейінде тиісті шаралар қабылданады. Бірінші қадам ретінде энергияны тұтынатын негізгі қондырғыларда күкірт мөлшері аз отынға біртіндеп көшу қажет. Келесі қадамдарды газ отынына біртіндеп көшуге және сұйық және қатты отынды пайдалануды азайтуға бағыттау керек. Алынған энергияны ұтымды пайдалану және оның шығынын азайту өте маңызды. Яғни, өндірістің энергия тиімділігін арттыру керек.

      МӨЗ-де және ГӨЗ-де электр энергиясы негізінен жоғары қысымды бу турбиналарында өндіріледі, бірақ сол жерде газ турбиналарында өндіріледі және/немесе желіден сатып алынады (мысалы, гидрогенерацияланатын энергия). Электр сорғылар, компрессорлар, басқару жүйелері, клапандар және т.б. жұмыс істеу үшін қажет. Сондықтан мұнай өңдеу зауыттарының электр жүйелері кең.

      Энергетикалық жүйелерді жақсы жобалау және басқару көптеген процестердің жоғары интеграциясы мен өзара тәуелділігін ескере отырып, мұнай өңдеу зауытының қоршаған ортаға әсерін азайтудың маңызды аспектілері болып табылады. Әдетте, мақсат - технологиялық процестер мен коммуналдық қызметтердегі өзгеретін отын өндірісі мен тұтынуды экономикалық және экологиялық шығындармен үздіксіз үйлестіру болып табылады. Бұл мәселе осы анықтымылықта талданады және 3-бөлімде мұнай өңдеу зауытында қолдануға болатын барлық әдістердің интеграциясы қарастырылады. Мұнай өңдеу зауытының энергия тиімділігі жекелеген процестердің энергия тиімділігін немесе энергия өндіру жүйесінің энергия тиімділігін арттыру арқылы ғана емес, сонымен бірге энергияны басқаруды, энергияны үнемдеуді және тұтастай алғанда мұнай өңдеу зауытында жылуды біріктіруді / қалпына келтіруді жақсарту арқылы да артуы мүмкін.

      Энергетикалық менеджмент ұзақ уақыт бойы мұнай өңдеу зауыттары үшін маңызды мәселе болды. Мысалы, ISO 50001, ISO 14000 жүйелерінің сериясы сияқты басқару әдістері энергияны басқарудың тиісті жүйелерін әзірлеуге тиісті негіз бере алады және тұтастай алғанда зауыттың энергия тиімділігін арттыра алады. Энергияны үнемдеу әдістері, мысалы, энергияны үнемдеу туралы есеп беру және ынталандыру, жану процесін жақсарту немесе мұнай өңдеу зауытының энергетикалық интеграциясын талдау – энергияны тұтынуды азайтуға, демек, зауыттың энергия тиімділігін арттыруға үлкен әсер етуі мүмкін кейбір әдістер. Тиімділікті арттырудың басқа техникалық құралдары жылуды біріктіру / қалпына келтіру әдістері болып табылады, олардың мысалдары: кәдеге жарату қазандықтарын орнату, энергияны қалпына келтіру үшін кеңейткіштерді орнату және жылу шығынын азайту үшін ғимараттар мен технологиялық қондырғылардың оқшаулауын арттыру. Бумен басқару - энергия тиімділігін арттырудың тағы бір жақсы құралы.

      Энергия тиімділігі экономиканың "алғашқы отыны" деп аталады, өйткені онда қолда бар ресурстарды неғұрлым толық пайдаланудың, экономикалық өсуді қолдаудың және энергия шығындарын қысқартудың ең жақсы мүмкіндіктері қамтылған.

      Энергия тиімділігін арттыру зауыттың энергетикалық қауіпсіздігін нығайтатын, планета климатының өзгеруіне қатысатын ластағыш заттар шығарындыларын азайту есебінен қоршаған ортаға әсерін төмендететін, өмір сүру сапасын жақсартатын және жалпы экономикалық әл-ауқатқа ықпал ететін қарапайым міндет болып көрінеді.

1.6.2. Атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындылары

      1.10-кестеде ұсынылған Қазақстан Республикасындағы атмосфералық ауаның ластануы жөніндегі статистикалық деректерге сәйкес төрт МӨЗ-дің үлесіне атмосфераға шығарындылардың 2,1 %-ы келеді, демек, мұнай өңдеудің барлық кәсіпорындарына олардың өнеркәсіптік қызметінің нәтижесінде түзілетін атмосфераға шығарындылардың 4 %-дан астамы келеді. Негізгі үлес ластануы атмосфералық ауаның МӨЗ және ГӨЗ енгізеді күкірт диоксиді (SO2), азот оксиді (NOX), көміртек тотығы (СО2 мен СО), ұшпа органикалық қосылыстар (шектелген көмірсутектер С1 – С5 және С6 – С10, алкан С12 – С19 және басқа да қосылыстар), олар адамның өндірістік және басқа да іс-әрекеті процесінде қалыптасатын қалқыма бөлшектер РМ-10 және РМ-2,5 (шаң, күйе, күл). Олардың үлесіне зиянды заттар шығарындыларының жалпы көлемінің шамамен 90 %-ы тиесілі. Мұнай мен газды қайта өңдеу кәсіпорындары атмосфераға аталған ластағыштарды шығарады, бірақ шығарындылар көлеміндегі үлесі аталған заттарға қарағанда әлдеқайда аз: бензол-толуол-ксилол (БТК), күкіртті сутек (H2S), күкіртті көміртек (СЅ2), метан (СН4), аммиак (NH3), карбонил сульфиді (COS), фторсутек (HF) және металдар (V, Ni және басқалары), сондай-ақ олардың иістері.

      Жүргізілген кешенді технологиялық аудит барысында Қазақстан Республикасының аумағында жұмыс істейтін ірі мұнай өңдеу зауыттарының жалпы әсері бағаланды. Мұнай өңдеу зауыттарынан атмосфераға ластағыш заттардың үлестік шығарындылары кең ауқымда ауытқып отыратыны және кәсіпорынның технологиялық күрделілігіне, қайта өңделетін шикізатқа, сондай-ақ пайдаланылатын энергия ресурстарына байланысты екені анықталды (1.12-кесте). Мысалы, "СП" CB" ЖШС-нің меншікті көрсеткіші ең төмен, өйткені кәсіпорында тек мұнайды бастапқы өңдеу блогы мен битумды тотықтыру қондырғысы ғана жұмыс істейді. "ПМХЗ" ЖШС өз кезегінде ең жоғары үлестік көрсеткішпен сипатталады, өйткені технологиялық пештерге арналған отын ретінде мазут пайдаланылады. "АМӨЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС енгізілген технологиялық процестердің ұқсас жиынтығына байланысты шығарындылардың салыстырмалы үлестік көрсеткіштеріне ие.

      1.11-кестеде Қазақстан Республикасының ірі мұнай өңдеу зауыттарынан атмосфераға шығарындылардың мәні келтіріледі.

      МӨЗ және ГӨЗ ластағыш заттар шығарындыларының ұйымдастырылған және ұйымдастырылмаған көздері бар. Шығарындылардың негізгі ұйымдастырылған көздеріне технологиялық пештердің түтін құбырлары, алау газын жағуға арналған шырақтар, өндірістік үй-жайлардың желдеткіш құбырлары және т. б. жатады. МӨЗ және ГӨЗ шығарындыларының ұйымдастырылмаған көздері мыналар болып табылады: резервуарлар, цистерналар төгу-құю эстакадалары, тазарту құрылыстарының булану беттері, бекіту арматурасы мен технологиялық қондырғылардың ернемектік қосылыстарының тығыз еместігі, тығыздама құрылғыларының, сынама іріктеу крандарының сақтандыру клапандарының, ашық тұрақты жұмыс істейтін дренаждардың және т.б. бос қуыстары.

      Кешенді технологиялық аудит нәтижелері бойынша ластағыш заттардың негізгі көздері ретінде ұйымдастырылған көздер - мұнай-газ өңдеу зауыттары қондырғыларының технологиялық пештері қабылданды. 1.13-кестеде шығарындылардың жалпы көлеміне кәсіпорынның салымы бар шығарындылардың негізгі көздерінен ластағыш заттар шығарындыларының көлемі келтірілген.

      1.11-кесте. Қазақстан Республикасының ірі мұнай өңдеу зауыттарынан атмосфераға шығарындылар ("ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ 2019 жылғы "Орнықты даму туралы есебі" және жол берілетін шығарындылар жобалары негізінде)

Р/с №

Көрсеткіштің атауы, өлшем бірлігі

Жыл

2015 ж.

2016 ж.

2017 ж.

2018 гж.

2019 ж.

1

2

3

4

5

6

7

1

"СП" CB" ЖШС

1.1

Қайта өңдеу көлемі, мың тонна

375,04

623,52

718,24

819,00

885,97

1.2

Ластағыш заттардың шығарындылары, тонна

(рұқсат етілген лимит)

760,09

760,09

760,09

397,61

566,50

(факт)

341,59

747,90

489,31

331,66

489,59

1.3

Мұнайдың 1 тоннасына ластағыш
заттардың үлестік шығарындылары, кг

(рұқсат етілген лимит)

2,03

1,22

1,06

0,49

0,64

(факт)

0,91

1,20

0,68

0,40

0,55

2

"ПКОП" ЖШС

2.1

Қайта өңдеу көлемі, мың тонна

4 493

4 501

4 686

4 733

5 401

2.2

Ластағыш заттардың шығарындылары, тонна

(рұқсат етілген лимит)

20 304,2

22 420,0

23 089,5

26 383,0

27 833,5

(факт)

16 684,4

16 691,8

16 693,2

18 128,5

14 340,2

2.3

Мұнайдың 1 тоннасына ластағыш
заттардың үлестік шығарындылары, кг

(рұқсат етілген лимит)

4,52

4,98

4,93

5,57

5,15

(факт)

3,71

3,71

3,56

3,83

2,66

3

"ПМХЗ" ЖШС

3.1

Қайта өңдеу көлемі, мың тонна

4 810,5

4 590

4 747

5 340

5 290

3.2

Ластағыш заттардың шығарындылары, тонна

(рұқсат етілген лимит)

32 659,5

32 659,5

41 007,7

35 811,9

34 207,2

(факт)

23 663,9

22 589,2

23 411,6

23 943,6

23 614,8

3.3

Мұнайдың 1 тоннасына ластағыш
заттардың үлестік шығарындылары, кг

(рұқсат етілген лимит)

6,79

7,12

8,64

6,71

6,47

(факт)

4,92

4,92

4,93

4,48

4,46

4

"АМӨЗ" ЖШС

4.1

Қайта өңдеу көлемі, мың тонна

4 867,7

4 761

4 724

5 268

5 388

4.2

Ластағыш заттардың шығарындылары, тонна

(рұқсат етілген лимит)

12 914,6

16 573,7

21 962,2

23 589,8

23 418,4

(факт)

8 457,0

6 085,4

6 228,8

9 658,7

10 423,2

4.3

Мұнайдың 1 тоннасына ластағыш
заттардың үлестік шығарындылары, кг

(рұқсат етілген лимит)

2,65

3,48

4,65

4,48

4,35

(факт)

1,74

1,28

1,32

1,83

1,93


      1.12-кесте. Кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардың негізгі көздерінен бөлінетін шығарындылар көлемі

Р/с №

Кәсіпорын атауы

Жалпы шығарылым, т/жыл*

Үлесі, %

макс

мин

орташа

1

2

3

4

5

6

1

"АМӨЗ" ЖШС

8431

2906

5668

22,38

2

"ПМХЗ" ЖШС

7353

6662

7007

27,67

3

"ПКОК" ЖШС

3204

1369

2286

9,03

4

"ҚазГӨЗ" ЖШС

488

488

488

1,93

5

"СП" CB" ЖШС

82

68

74

0,30

6

Жиыны:

19557

11492

15525

61,28

      * "Мұнай өңдеу саласының ең үздік қолжетімді технологиялар қағидаттарына сәйкестігіне сараптамалық бағалау туралы есебінен" деректер, 2021.

      МӨЗ және ГӨЗ ластануының негізгі көздеріне орта есеппен ластағыш заттар шығарындыларының 61,28 % келеді.

      Ластанудың негізгі көздері мынадай технологиялық процестер болып табылады: мұнай шикізатын атмосфералық айдау (ЭЛОУ-АВТ), каталитикалық риформинг, дизель отынын гидротазарту, бензинді гидротазарту, баяу кокстеу, каталитикалық крекинг, битум өндіру, күкірт өндіру, жылу және электр энергиясын өндіру.

      Электр станциялары, қазандықтар, жылытқыштар және каталитикалық крекинг-атмосфераға көміртегі оксиді, азот оксиді (NOX), ЕҚТ атылған бөлшектер және күкірт оксиді (SOX) шығарындыларының негізгі көзі.

      Мұнай өңдеу процестері көп энергияны қажет етеді; әдетте, мұнай өңдеу зауыттарының атмосфераға шығарындыларының 60 %-дан астамы әртүрлі процестер үшін энергия өндірумен байланысты.

      Күкірт регенерациясы қондырғылары мен алау қондырғылары да осы шығарындыларға өз үлестерін қосады. Катализаторларды ауыстыру және кокстеу процесі қалқыма бөлшектердің шығарылуына әкеледі. Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ) мұнайды, газды және көмірсутекті шикізатты қайта өңдеу өнімдерін сақтау және төгу-құю, мұнайдан суды бөлу процестері кезінде, МӨЗ және ГӨЗ тазарту құрылыстарында түзіледі; ҰОҚ сондай-ақ ұйымдастырылмаған шығарындылар көздерінен бөлінеді.

      1.13-суретте мұнай мен газды қайта өңдеу кәсіпорындарының шығарындыларындағы ластағыш заттар шығарындыларының үлесі көрсетілген.

     



      1.13-сурет. Мұнай және газ өңдеу кәсіпорындарының шығарындыларындағы ластағыш заттар шығарындыларының үлесі

      1.13-кестеде қарапайым мұнай-газ өңдеу зауыты шығаратын негізгі ластағыш заттардың негізгі көздерін көрсете отырып, олардың қысқаша сипаттамасы келтіріледі.

      1.13-кесте. МӨЗ және ГӨЗ шығаратын ауаның негізгі ластағыштары және олардың негізгі көздері

Р/с №

Ауаның негізгі ластағыштары

Негізгі көздер

1

2

3

1

Көміртек оксиді

Технологиялық пештер мен қазандар
ФКК қондырғыларының регенераторлары
Көміртегі тотығын (СО) жағу қазандары
Күкіртті регенерациялау қондырғылары
Факелдік жүйе
Қалдықтарды жағуға арналған пештер

2

Азот оксидтері (NO, NO2)

Технологиялық пештер, қазандар, газ турбиналары
ФКК қондырғыларының регенераторлары
Көміртегі тотығын (СО) жағу қазандары
Мұнай коксын қыздыру қондырғысы
Факелдік жүйе
Қалдықтарды жағуға арналған пештер

3

Азот диоксиді (N2O)

ФКК қондырғыларының регенераторлары

4

Қалқыма бөлшектер (РМ10, РМ2,5)

Технологиялық пештер мен қазандар, әсіресе сұйық мұнай зауыты отынын жағу кезінде
ФКК қондырғыларының регенераторлары
СО көміртегі тотығын жағу қазандықтары
Кокс зауыттары
Қалдықтарды жағуға арналған пештер

5

Күкірт диоксиді

Технологиялық пештер, қазандар, газ турбиналары
ФКК қондырғыларының регенераторлары
Көміртегі тотығын (СО) жағу қазандары
Мұнай коксын қыздыру қондырғысы
Күкіртті регенерациялау қондырғыларының шырақты жүйесі (SRU)
Қалдықтарды жағуға арналған пештер

6

Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

Қойма құрылыстары және тиеу-түсіру құрылғылары
Газды сепарациялау қондырғылары
Мұнайдан суды сепарациялау жүйелері
Ұйымдастырылмаған шығарындылар (клапандар, фланецтер және т. б.) желдеткіш саңылаулар
Факелдік жүйе

      Көміртегі (СО) оксидінің шығарындылары

      СО жалпы газ тәрізді ластағыш зат болып табылады және жану процестерінің аралық өнімі ретінде пайда болады. Көміртегі монооксидін түзу тетігі мынандай: негізгі құрамы метаннан тұратын көмірсутекті газ жанған кезде метан→ формальдегид→углерода оксид→углерода диоксид тізбекті қатары түзіледі, жағымсыз жағдайда (оттегінің жетіспеуі, жану аймағының суып кетуі) тізбекті реакция үзіліп қалуы және жанатын өнімдерде оксид көміртегі болуы мүмкін. СО көздері: технологиялық пештер/қазандар, газ турбиналары, каталитикалық крекинг регенераторлары, алау жүйесі, жағу қондырғылары, суық сору құбырлары болып табылады.

      Азот оксидтерінің шығарындылары

      Анықтама бойынша NOX термині тек NO (азот оксиді) және NO2 (азот диоксиді) дегенді білдіреді. NO2 сонымен қатар каталитикалық крекинг қондырғыларынан және кейбір селективті каталитикалық қалпына келтіру жүйелерінен түтін газдарында болуы мүмкін. Көптеген жану процестерінде NO жалпы NOX-тің 90 %-дан астамына ықпал етеді. Алайда, NO атмосферада NO2-ге дейін тез тотығатындықтан, NO шығарындылары әдетте NO2 ретінде жалпы мөлшерде қайта есептеледі.

      NOX ластануының негізгі көздері жану процестері болып табылады, яғни технологиялық пештер, қазандар мен газ турбиналары, Клаус қондырғысы, каталитикалық крекинг регенераторлары және аз дәрежеде бөлінетін газдарды жағу қондырғылары мен факелдік жүйелер.

      Каталитикалық крекинг орнатылмаған МӨЗ жағдайында NOX шығарындыларына пештер мен қазандықтар негізгі үлес қосады, олар көбінесе шығарындылардың 60 – 90 % құрайды. Газ турбиналары мен Клаус қондырғылары, егер олар мұнай өңдеу зауыттарында жұмыс істесе, NOX шығарындыларының едәуір бөлігіне (30 – 50 %) жауап береді және зауыт деңгейіндегі ең жоғары шығарындылармен байланысты. Клаус қондырғылары мен факелдік жүйелер, әдетте, NOx шығарындыларында 5 – 10 %-дан аз.

      Каталитикалық крекинг қондырғысы МӨЗ-де пайдаланылатын жағдайларда, пештер мен қазандар зауыттық шығарындылардың 50 – 80 % NOX өндіреді, ал каталитикалық крекинг қондырғысының өзі олардың тек 15 – 25 %-ын құрайды. Кокстеу қондырғысы азот оксидтері шығарындыларының жалпы көлеміне (40 %-дан астам) айтарлықтай үлес қоса алады.

      Мұнай өңдеу зауыттарының NOX шығарындылары отынның түріне, азоттың немесе сутектің құрамына, жану жабдықтарының дизайнына және пайдалану жағдайларына байланысты. Каталитикалық крекинг қондырғысының регенераторының нақты жағдайында, түтін газы, NOX негізінен жоғары жану температурасында ауасы бар азотты араластыру арқылы өндірілген жылу NOX емес, бірақ шикізат құрамындағы азот құрамына тікелей байланысты. Тиісінше, зауыттар арасындағы NOX шығарындыларының деңгейінде, тіпті әр түрлі уақытта бір зауытта әртүрлі жану құрылғылары арасында айтарлықтай айырмашылықтар болуы мүмкін.

      Азот оксидтері атмосфералық ауаға енген кезде сумен қосылып, "қышқыл жаңбыр" компонентін құра алады. Сонымен қатар, NOX ұшпа органикалық қосылыстармен және күн сәулесімен бірге жердегі озонның пайда болуына әкелуі мүмкін.

      Қалқыма бөлшектердің шығарындылары

      Технологиялық пештер/қазандар, каталитикалық крекинг қондырғыларының регенераторлары, кокстеу қондырғылары, қалдықтарды Жағу қондырғылары, пештер мен алауларды кокстеу және үрлеу қалқыма бөлшектер шығарындыларының негізгі көздері болып табылады. Көбінесе олардың түзілуі сұйық отынды жағу нәтижесінде пайда болады. Құрамында улы заттар бар қалқыма бөлшектер (мысалы, ауыр металдар және полициклді хош иісті көмірсутектер) олардың қоршаған ортаға әсері тұрғысынан ерекше назар аударуды қажет етеді. Статистикалық деректер көрсеткендей, көптеген МӨЗ шығарындыларының диапазоны жылына шығарылған қатты бөлшектердің шамамен 20 – 700 тоннасын құрайды, олар өңделген мұнайдың миллион тоннасына 4 – 75 тонна қатты бөлшектердің шығарындыларының үлестік диапазонына сәйкес келеді. Егер отын ретінде газ пайдаланылса немесе тиімді шаң жинау құрылғылары (электр немесе сөмке сүзгілері) орнатылған болса, мұнай өңдеу зауыттарында шығарындылардың төменгі мәндеріне қол жеткізуге болады.

      Шығарындылардағы теқтатылған заттардың қауіптілігі олардағы ауыр металдар мен адсорбцияланған полиароматикалық қосылыстардың болуымен байланысты. Қатты шығарындылардағы негізгі ауыр металдар-мышьяк, сынап, никель және ванадий. Никель мен ванадий дистилляция процестеріндегі ауыр қалдықтарға шоғырланған және пештерде жанғаннан кейін немесе катализатордың термиялық регенерациясынан кейін электр немесе мата сүзгілеріндегі қатты бөлшектермен бірге шығарылады.

      Күкірт оксидтерінің шығарындылары (SO2)

      Барлық шикі мұнай құрамында күкірт қосылыстары бар, сондықтан атмосфераға күкірт оксидтерінің шығарындылары МӨЗ үшін бұрыннан проблема болып келеді. Мұнай өңдеу кәсіпорындарының күкірт қосылыстарының жалпы шығарылуына қосқан үлесі аз – отын-энергетика кешені шығарындыларының жалпы санының 5 %. Атмосфераға шығарылған кезде күкірт диоксиді атмосфералық сумен қосылып, күкірт қышқылын - "қышқыл жаңбырдың"құрамдас бөлігі бола алады. Мұнай-газ өңдеудегі SO2 шығарындыларына көмірсутегі шикізатын өңдеу процесінде бөлінетін және энергия өндіру үшін пайдаланылатын отынды жағу процестері негізгі үлес қосады. Технологиялық ағындардан күкіртті алу және кәдеге жарату процестерінің қуаты жеткіліксіз болған кезде шикізаттағы күкірт құрамы мен күкірт диоксидінің түтін газдарымен шығарындылар арасында тікелей байланыс бар. Мұнай-газ өңдеу отынындағы күкірт мөлшері – бұл ағындарды қыздыру қажеттілігі, шикізаттағы күкірт мөлшері, шығарындыларды шектеу және экономикалық орындылық арасындағы нақты тепе-теңдік. Жану процесінде жанармайдағы күкірт SO2-ге айналады.

      Күкірт оксидтерінің шығарындыларының таралуы каталитикалық крекинг, Клаус, гидротазалау қондырғылары арасында өзгеруі мүмкін және пештер мен қазандықтың жұмыс режиміне байланысты болады.

      SO2 шығарындыларының негізгі көздері технологиялық пештер/ қазандар, күкірт өндіретін қондырғылар, каталитикалық крекинг регенераторлары, алау жүйесі, Сарқынды суларды тазарту жүйелері және бөлінетін газдарды жағу қондырғылары, коксты жою және коксты қыздыру операциялары болып табылады. 1.14-кестеде МӨЗ-де ластағыш заттар шығарындыларының көздері бойынша SO2 шығарындыларының шамамен бөлінуі көрсетілген.

      1.14-кесте. SO2 шығарындыларын қондырғылар бойынша орташа мән ретінде бөлу

Р/с №

SO2 көздері

SO2 шығарындыларына ластағыш заттар көздерінің шамамен қосқан үлесі, %*

1

2

3

1

Пештерде/қазандықтарда жанатын отын

48

2

Каталитикалық крекинг қондырғылары

11

3

Күкірт өндіру қондырғылары

16

4

Факелдер

20

5

Басқалары

5

6

Жиыны:

100

      * Қазақстан Республикасында ресми дереккөздерде осыған ұқсас деректердің болмауына байланысты, МӨЗ көздерінің SO2 шығарындыларына үлесін көрсету үшін Ресей Федерациясының МӨЗ бойынша деректер ұсынылған.

      Күкірт оксидтері шығарындыларының негізгі үлесі пештер мен қазандықтарға тиесілі. Каталитикалық крекинг қондырғысымен жұмыс істейтін МӨЗ үшін бұл қондырғы SO2 зауыт шығарындыларының 15-30 % құрайды. SO2 шығарындыларының басқа көздеріне (шамамен 5 %) келесі процестерді жатқызуға болады:

      1) сарқынды суларды тазарту қалдықтарын және/немесе технологиялық конденсацияланбайтын қалдық газдарды жағу;

      2) кокстеу қондырғылары;

      3) алаулар.

      Ұшпа органикалық қосылыстардың диффузиялық шығарындылары

      Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ) – қоршаған орта температурасында буланып, жағымсыз иіс, "фотохимиялық түтін" және жеткілікті күн радиациясы, тропосфералық озонның пайда болуына ықпал ететін органикалық көміртегі бар барлық қосылыстарға қолданылатын жалпы термин. ҰОҚ шығындарын шығарындыларға негізделген немесе тікелей өлшенетін әртүрлі тәсілдермен санауға болады.

      МӨЗ-дегі ҰОҚ-ның негізгі көздері құбыржолдардың тиек арматурасы жүйелерінен, сарқынды суларды тазарту жүйелерінен, резервуарлардан (резервуардың тынысы), мұнай мен мұнай өнімдерін төгу-құю жүйелерінен, басқа да сақтау орындарынан, беру және үрлеу жүйелерінен ұйымдастырылмаған шығарындылар болып табылады. Сорғылардың, компрессорлардың, клапандардың және фланецтердің тығыздағыштары және жабдықтың ағып кетуі сияқты ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларының көздері ҰОҚ жалпы шығарындыларына айтарлықтай үлес қосуы мүмкін. Көмірсутеткер жағымсыз жану жағдайында да бөлінуі мүмкін, бірақ олардың мөлшері аз болады.

      Зауыт деңгейіндегі ҰОҚ-ның ең жоғары шығарындылары негізінен ұйымдастырылмаған шығарындыларға (қондырғылар мен құбырлардан ағып кету) және мұнай мен мұнай өнімдерін сақтау кезінде шығарындыларға байланысты.

      Технологиялық жабдықтың ұйымдастырылмаған шығарындылары ҰОҚ атмосферасына мұнай өңдеу зауытынан шығарылған ең үлкен жеке көздердің бірі болып табылады және жалпы шығарындылардың 50 % құрайды. Ұйымдастырылмаған шығарындыларға клапандар, сорғы және компрессор тығыздағыштары, фланецтер, розеткалар және тесіктер сияқты құрылғылардан шыққан шығарындылар кіреді. Қарастырылған клапандар ұйымдастырылмаған шығарындылардың шамамен 50-60 % құрайды.

      Ауаға басқа шығарындылар

      Басқа ластағыш заттар метан (сақтау және техникалық қызмет көрсету (жүктеу), суық желдеткіш құбырлар мен ағып кетулер) және өртке қарсы жабдықтан алынған газдар, H2S, NH3, CS2, БТК, HF және басқалары да МӨЗ атмосферасының шығарындыларына өз үлесін қосады. Күкіртті сутектің негізгі көздері: факелді газдарды кәдеге жарату қондырғысынан тазартылмаған газ, газдарды тазарту және фракциялау технологиялық қондырғыларынан моноэтаноламиннің қаныққан ерітінділері және құрамында күкіртсутегі бар газ болып табылады. Күкіртсутек атмосфераға сондай-ақ күкіртті-сілтілі сарқынды сулардан және технологиялық конденсаттардан (сорғылар, компрессорлар, арматура), бастапқы қайта өңдеу және гидротазарту, термокрекинг қондырғыларынан бөліну (булану) есебінен түседі. Күкірт сутегі шығарындыларының маңызды көздері араластыру бароконденсаторлары, сондай-ақ күкірт өндіретін қондырғылар болып табылады.

      Мұнай өңдеу зауыттарындағы иістер негізінен H2S сияқты күкірт қосылыстарымен, меркаптандармен, сонымен қатар кейбір көмірсутектермен (мысалы, хош иісті заттармен) жасалады. Мұнай-газ өңдеу зауыттарындағы иістің негізгі көздері қоймалар (мысалы, күкірті жоғары мұнай), битум өндірісі, деминерализатор, кәріз құбырлары, қысымды флотация және био тазарту және алау жағу болып табылады.

      Кешенді технологиялық аудит жүргізу нәтижесінде нормаланатын ластағыш заттардың шығарындылары бойынша деректер алынды және 1.15-кестеде кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындар бойынша негізгі ластағыш заттардың жалпы шығарындылары мен үлестік мәндері келтірілген. Негізгі ластағыш заттардың үлестік мәндері өңделген шикізаттың кг/т ретінде айқындалған. 1.15-кестеде ұсынылған ластағыш заттар маркерлік заттарды анықтау мақсатында қаралды.

      1.15-кесте. Кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындар бойынша негізгі ластағыш заттардың жалпы шығарындылары мен үлестік мәндері

Р/с №

Өңделген шикізаттың саны, т/жыл

Ластағыш заттардың атауы

код
 

Жалпы шығарылым, т/жыл

Өңделген шикізаттың үлес мәні, кг/т

Макс

Мин

макс

мин

орта

макс

мин

орта


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

"АМӨЗ" ЖШС

1.1

3300000

3000000

Азот оксиді

304

841,18

100,40

470,79

0,2549

0,0335

0,1442

1.2

3300000

3000000

Азот диоксиді

301

4234,86

612,43

2423,64

1,2833

0,2041

0,7437

1.3

3300000

3000000

Күкірт диоксиді

330

708,97

294,44

501,71

0,2148

0,0981

0,1565

1.4

3300000

3000000

Көміртек оксиді

337

1949,95

269,89

1109,92

0,5909

0,0900

0,3404

1.5

Жиыны:

7734,96

1277,16

4506,06




2

"ПМХЗ" ЖШС

2.1

5428709

4612664

Азот оксиді

304

93,93

85,66

89,80

0,0186

0,0173

0,0179

2.2

5428709

4612664

Азот диоксиді

301

695,17

680,14

687,65

0,1474

0,1281

0,1378

2.3

5428709

4612664

Бензол

602

93,93

85,66

89,80

0,0186

0,0173

0,0179

2.4

5428709

4612664

Жылу электр станцияларының мазут күлі

2904

6,43

5,53

5,98

0,001199

0,001185

0,001192

2.5

5428709

4612664

Күкірт диоксиді

330

2635,88

3130,61

2883,25

0, 6787

0, 4855

0,5821
 
 

2.6

5428709

4612664

Күкіртсутек

333

10,61

8,34

9,48

0,001955

0,001809

0,001882

2.7

5428709

4612664

Шекті С1-С5 көмірсутектерінің қоспасы

415

3455,44

2971,67

3213,56

0,6442

0,6365

0,6404

2.8

5428709

4612664

Шекті көмірсутектер қоспасы С6-С10А

416

2383,08

1388,77

1885,93

0,4390

0,3012

0,3700

2.9

5428709

4612664

Толуол

621

50,11

43,14

46,63

0,009353

0,009231

0,009292

2.10

5428709

4612664

Көміртек оксиді

337

711,17

706,90

709,03

0,1533

0, 1310

0,1421

2.11

5428709

4612664

Ксилол

616

5,03

4,33

4,68

0,000938

0,000927

0,000933

2.12

5428709

4612664

Жылу электр станцияларының мазут күлі

2904

3,44

3,23

3,33

0,000699

0,000633

0,000666

2.13

5428709

4612664

Шекті көмірсутектер С12-С19 )

2754

4053,74

2729,90

3391,82

0,7467

0,5918

0,6693

2.14

Жиыны:

14197,98

11843,88

13020,94




3

"ҚазГӨЗ" ЖШС

3.1

508236

501612

Азот оксиді

304

106,38

57,93

82,16

0,2093

0,1155

0,1624

3.2

508236

501612

Азот диоксиді

301

480,56

428,39

454,47

0,9455

0,8540

0,8998

3.3

508236

501612

Метан

410

23,72

41,73

32,72

0,0832

0,0467

0,0649

3.4

508236

501612

Күкірт диоксиді

330

243,37

98,61

170,99

0,4788

0,1966

0,3377

3.5

508236

501612

Күкіртсутек

333

0,2073

0,0844

0,1458

0,000408

0,000168

0,000288

3.6

508236

501612

Шекті С1-С5 көмірсутектерінің қоспасы

415

521,16

507,30

514,23

1,0254

1,0113

1,0184

3.7

508236

501612

Күйе

328

44,99

24,12

34,56

0,0885

0,0481

0,0683

3.8

508236

501612

Көміртек оксиді

337

597,87

392,51

495,19

1,1764

0,7825

0,9794

3.9

508236

501612

Шекті көмірсутектер С12-С19

2754

1,70

1,60

1,65

0,003337

0,003193

0,003265

3.10

Жиыны:

2019,96

1552,28

1786,12




4

"ПКОП" ЖШС

4.1

5400746

4493312

Азот оксиді

304

1210,40

695,48

952,94

0,2241

0,1548

0,1894

4.2

5400746

4493312

Азот диоксиді

301

50,62

21,30

35,96

0,009373

0,004740

0,007057

4.3

5400746

4493312

Күкірт диоксиді

330

1114,97

369,75

742,36

0,2064

0,0823

0,1444

4.4

5400746

4493312

Көміртек оксиді

337

818,93

282,51

550,72

0,1516

0,062873

0,1073

4.5

5400746

4493312

Шекті көмірсутектер С12-С19

2754

0,1500

0,0700

0,1100

2,78E - 05

1,56E - 05

2,17E - 05

4.6

5400746

4493312

Күкіртсутек

333

0,0030

0,0010

0,0020

5,56E - 07

2,23E - 07

3,89E - 07

4.7

Жиыны:

3195,07

1369,11

2282,09




5

"СП" CB" ЖШС

5.1

762286

352122

Азот оксиді

304

5,79

3,14

4,47

0,008926

0,007592

0,008259

5.2

762286

352122

Азот диоксиді

301

37,42

33,91

35,66

0,0963

0,0491

0,0727

5.3

762286

352122

Метан

410

14,73

14,73

14,73

0,0418

0,0193

0,0306

5.4

762286

352122

Көміртек оксиді

337

52,62

42,40

47,51

0, 1204

0, 0690

0,0947

5.5

762286

352122

Күкірт диоксиді

330

0,5200

0,4700

0,4950

0,001335

0,000682

0,001008

5.6

762286

352122

Күкіртсутекі (Дигидросульфид)

333

0,7245

0,4488

0,5866

0, 001275

0, 000950

0,001113

5.7

762286

352122

Шекті С1-С5 көмірсутектерінің қоспасы

415

234,30

64,03

149,16

0,3074

0,1818

0,2446

5.8

762286

352122

Шекті көмірсутектер С12-С19

2754

70,34

2,38

36,36

0,0923

0,0068

0,0495

5.9

762286

352122

Шекті көмірсутектер қоспасы С6-С10А

416

83,50

17,28

50,39

0,1095

0,0491

0,0793

5.10

Жиыны:

499,94

178,79

339,36





      Кешенді технологиялық аудит нәтижелері маркерлік заттар болып саналатын негізгі ластауыштарға жалпы саннан МӨЗ және ГӨЗ-ден атмосфераның ластануына барынша үлес қосатын мынадай заттарды жатқызған жөн: азот оксиді, азот диоксиді, көміртегі оксиді және күкірт диоксиді.

1.6.3. Ластағыш заттардың төгінділері

      Мұнай-газ өңдеу зауыттары бу беру, салқындатқыш су тізбектеріндегі, энергиямен қамтамасыз ету және авариялық өртке қарсы сумен жабдықтау жүйелеріндегі су теңгерімін ұстап тұру үшін суды тұрақты негізде тұтынады. Су сонымен қатар технологиялық процестер мен жабдықтарға техникалық қызмет көрсету кезінде жұмсалады. Мұнай мен газды қайта өңдеу кәсіпорындарының суды тұтынуы туралы толығырақ ақпарат 3-бөлімде берілген.

      Көмірсутектермен байланыс кезінде су ластанады және тазарту қондырғыларында тазартылуы керек.

      Суды тұтынған кезде оның жоғалуы бу мен салқындатқыш судың тізбегіне байланысты болады:

      1) конденсатпен үрлеу;

      бу тұтыну;

      3) булану;

      4) салқындататын сумен үрлеу және контурда ағып кету.

      Өртке қарсы сумен жабдықтау желілерінің ысыраптары жоспарлы тазартуды, алғашқы өрт сөндіру құралдарын сынау және/немесе пайдалану үшін пайдаланылатын суды және желідегі ағып кетуді қамтуы мүмкін. Технологиялық процестерге кіретін тұтынылатын будың бір бөлігі көмірсутектер мен заттардың әртүрлі фракцияларымен тікелей байланысқа түседі. Осы процестер нәтижесінде пайда болған конденсаттар бөлінеді және өңдеу жүйесінен алынады. Алынатын конденсаттар сепарацияға және тазартуға жатады, мысалы, Судан күкіртсутекті (H2S) және аммиакты (NH3) алу үшін булау колоннасында. Содан кейін тазартылған суды мұнайды тұзсыздандыру немесе технологиялық ағындарды сумен шаю сияқты басқа өңдеу процестеріне қолдануға болады.

      Мұнайды тұзсыздандыру немесе шаю сияқты технологиялық мақсаттар үшін пайдаланылатын су мұнаймен немесе көмірсутектердің басқа да фракцияларымен және қосылыстарымен тікелей байланысқа түседі. Техникалық қызмет көрсету кезінде тазарту және тазарту жүйелерінде қолданылатын жуу суы және/немесе бу құрамында ластағыш заттар бар сарқынды сулардың көзі болуы мүмкін.

      МӨЗ-де және ГӨЗ-де сарқынды сулардың басқа да көздері бар, олар мыналарды қамтиды:

      мұнай және өнімдер резервуарларынан бөлінген және шығарылған су;

      нөсерлі ағындар, энергиямен қамтамасыз ету жүйелерінің суы, бу конденсаты және/немесе өрт сөндіруге арналған су, дренаждық аймақ шегінде мұнаймен, аралық қосылыстармен, дайын өнімдермен, қоспалармен, химикаттармен және/немесе майлау майларымен жанасатын су;

      мұнай шламдарын айыру қондырғыларынан ағатын су;

      МӨЗ және ГӨЗ аумағының дренаждық жүйелерінен алынған су;

      резервуарларды және құбыржол қосылыстарының герметикалығын мерзімді тексеру және металдарды пассивациялау жұмыстары кезінде ағызылатын су;

      санитарлық қолданғаннан кейінгі су.

      Технологиялық алаңға түсетін жаңбыр суы мұнаймен, көмірсутектердің әртүрлі фракцияларымен және басқа заттармен, мысалы, кейбір резервуарлық жүйелермен, қайталама оқшаулау жүйелерімен, жүк көліктерін, теміржол вагондарын тиеу және түсіру аймақтарымен, осы заттар бар жабдықты қамтитын өндірістік аймақтармен, сондай-ақ техникалық қызмет көрсету аймағымен байланыса алады.

      Осылайша, МӨЗ және ГӨЗ құрамында еритін және ерімейтін заттар бар сарқынды сулардың әртүрлі ағындарын шығарады, олар қоршаған ортаға тасталған кезде ластағыш заттарға айналады. Негізгі МӨЗ-дің барлық сарқынды сулары жеке тазарту құрылыстарына жіберіледі. МӨЗ-де қолданылатын сарқынды суларды тазарту технологиялары жинақтауыштарды тоғандарға тастамас бұрын ластағыш заттардың мөлшерін азайтуға бағытталған.

      Технологиялық процесте тұтынылатын судың көлемі мен сапасы және сарқынды сулардың құрамы өндіріс технологиясына, шығарылатын өнімнің түріне, кәсіпорынның техникалық жабдықталу деңгейіне байланысты. Мұнай-газ өңдеу кәсіпорындарының ерекшелігі, сарқынды сулар, әдетте, оқшауланған өндірістік процестерден немесе агрегаттардан емес, тұтастай кәсіпорыннан жиналатын ағындардың жиынтығы болып табылады. Технологиялық процестердің топтары бойынша сарқынды сулардың ағынын бөлу 1.16-кестеде келтірілген.

      1.16-кесте.МӨЗ-де технологиялық процестердің топтары бойынша төгінділер көлемін орташаландырылған бөлу

Р/с №

Технологиялық процестер тобы

Сарқынды сулардың жалпы санынан үлесі, %

1

2

3

1

Мұнайды өңдеудің алғашқы процестері

42

2

Мұнай өнімдерін тазарту процестері

29

3

Мұнайды қайта өңдеудің қайталама процестері

27

4

Қосалқы қондырғылар мен энергия жүйелерін пайдалану

2

      Пайда болу көздеріне байланысты МӨЗ сарқынды сулары мынадай топтарға бөлінеді:

      құрамында мұнайы бар бейтарап сарқынды сулар – мұнай өнімдерін конденсациялау, салқындату және жуу кезінде, аппаратураны тазартқаннан кейін, сорғылар тығыздамаларының төлкелерін салқындатудан кейін пайда болады. Сондай-ақ оларға технологиялық аппараттардың науаларынан дренаждық сулар және қондырғы алаңдарынан нөсерлік сулар жатады;

      2) электр тұзсыздандыру қондырғыларынан (ЭЛОУ) түсетін эмульсияланған мұнай мен ерітілген тұздардың (негізінен натрий хлориді) жоғары концентрациясы бар тұзды сарқынды сулар. Олардағы тұздардың мөлшері негізінен өңделген мұнайдың сапасына байланысты;

      3) күкіртті-сілтілі сарқынды сулар-ашық түсті мұнай өнімдері мен сұйытылған газдарды сілтілеу кезінде түзіледі;

      4) күкірт қышқылын регенерациялау қондырғыларынан алынған қышқыл сарқынды сулар-аппаратурадағы қосылыстардың тығыз болмауы және коррозиядан қышқылдың жоғалуы нәтижесінде пайда болады;

      5) құрамында күкіртсутегі бар сарқынды сулар негізінен атмосфералық-вакуумдық айырғыш құбыр (АВҚ) қондырғыларын араластыратын барометрлік конденсаторлардан, каталитикалық крекингтен, баяу кокстеуден, гидро тазартудан және гидрокрекингтен түседі.

      МӨЗ-дің негізгі технологиялық процестерінде түзілетін сарқынды суларды өндірістік бақылау ластанудың негізгі көздерін айқындауға және су объектілеріне теріс әсерді төмендету жөніндегі іс-шараларды жүргізуге мүмкіндік береді.

      Сарқынды суларды ластайтын заттардың негізгі сипаттамаларына мыналар жатады:

      мұнай өнімдерінің жалпы құрамы;

      оттегіге биохимиялық қажеттілік (ОБҚ);

      оттегіге химиялық қажеттілік (ОХҚ);

      4) аммоний азотының құрамы, азоттың жалпы құрамы;

      5) қалқыма заттардың жалпы құрамы;

      6) металл иондарының жалпы құрамы;

      7) жалпы органикалық көміртектің (ЖОК) құрамы;

      8) фенолдардың құрамы;

      9) фосфаттардың құрамы;

      10) нитриттер мен нитраттардың құрамы;

      11) жалпы темір құрамы;

      12) сульфаттардың құрамы;

      13) хлоридтердің құрамы;

      14) СБАЗ және басқа да микроластағыштарды ұстау;

      15) бензолдың, толуолдың, этилбензолдың және о-ксилолдың (БТЭК) құрамы.

      1.17-кестеде кейбір негізгі су ластағыштары және олардың мұнай өңдеу зауытындағы көздері туралы қысқаша ақпарат берілген.

      1.17-кесте.МӨЗ және ГӨЗ шығаратын судың негізгі ластағыштары (параметрлері)

Р/с

Суды ластағыш

Көзі

1

2

3

1

Мұнай, мұнай өнімдері

Дистилляция, гидротазарту, висбрекинг, каталитикалық крекинг, гидрокрекинг қондырғылары, пайдаланылған сілтілік, балласт суы, коммуналдық ағындар (жаңбыр суы)

2

Аммонийлі азот
NH3 (NH4+)
 

Дистилляция, гидротазарту, висбрекинг, каталитикалық крекинг, гидрокрекинг қондырғылары, санитарлық блоктар

3

Фенолдар

Дистилляция, гидротазарту, висбрекинг, каталитикалық крекинг қондырғылары, пайдаланылған сілті, балласты су

4

Органикалық химиялық заттар (ОБҚ,ОХҚ, ЖОК)

Дистилляция, гидротазарту, висбрекинг, каталитикалық крекинг, гидрокрекинг қондырғылары, пайдаланылған сілті, балласт суы, коммуналдық ағындар (жаңбыр суы), санитарлық блоктар

5

Қалқыма заттар

Дистилляция, висбрекинг, каталитикалық крекинг, пайдаланылған Каустик қондырғылары, балласт суы, санитарлық блоктар

6

Амин қосылыстары

СКГ зауыттарында CO2 жою

7

Хлоридтер (Сl бойынша)

Электр тұзсыздандыру қондырғылары( ЭТҚ), химиялық су тазарту қондырғылары

8

Сульфаттар (SO4 бойынша)

Электр тұзсыздандыру қондырғылары (ЭТҚ), химиялық су тазарту қондырғылары

9

Нитраттар (NO3 бойынша)

Электр тұзсыздандыру қондырғылары (ЭТҚ), химиялық су тазарту қондырғылары

      Сауалнама нәтижелері бойынша қазақстандық МӨЗ және ГӨЗ үшін нормаланатын ластағыш заттардың жалпы төгінділері бойынша деректер өңделді. МӨЗ және ГӨЗ есепке алу мен технологиялық мүмкіндіктерге әр түрлі жақындауы себебінен олар түзілетін барлық қондырғылар бойынша сарқынды сулардың төгінділері жөніндегі деректерді алу мүмкін емес. Осыған байланысты, осы анықтамалықта МӨЗ және ГӨЗ тазарту құрылыстарынан қоршаған ортаға түсетін сарқынды сулардың ластағыш заттарының көлемі мен құрамы қаралатын болады.

      Сарқынды сулардың нақты төгінділері 4 кәсіпорын бойынша белгіленген (1.18-кесте). "ҚазГӨЗ" ЖШС-не мәлімет берілмеген, өйткені бұрылатын сарқынды сулар шаруашылық-тұрмыстық сарқынды сулар санатына жатады.

      1.18-кесте. Кәсіпорындардан, кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардан су бұрудың жалпы көлемі

Р/с №

Кәсіпорын атауы

Су бұру, м3/жыл

макс

мин

1

2

3

4

1

"ҚазГӨЗ" ЖШС

10935,23

8010,66

2

"ПМХЗ" ЖШС

4733,30

4110,30

3

"ПКОК" ЖШС

2336310,00

1751295,00

4

"КазаГӨЗ" ЖШС

-

-

5

"СП" CB" ЖШС

93360,00

64851,00

6

Жиыны:

2445339,00

1828267,00

      МӨЗ төгінділеріндегі ластағыш заттардың жалпы мәндері, сарқынды сулардың санаттары және төгу орындары бойынша ақпарат 1.19-кестеде келтірілген.

      1.19-кесте. 2020 жылы кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардың төгінділеріндегі ластағыш заттардың жалпы мәні

Р/с №

Ағызылатын сарқынды сулардың санаты

Ағызу орны (сарқынды суларды қабылдағыш)

Ластағыш заттардың атауы

Ластағыш заттың төгіндісі, т/жыл

макс

мин

орта

1

2

3

4

5

6

7

1

"АМӨЗ" ЖШС

1.1

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Аммонийлі азот

3230,44

17,43

1623,94

1.2

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Қалқыма заттар

7779,58

1,57

3890,58

1.3

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Мұнай өнімдері

4999830

6,734574

2499918

1.4

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Фенол

200,02

0,145

100,08

1.5

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

БПК5

49,29

12,91

31,10

1.6

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Нитраттар (NO3 бойынша)

63,45

63,45

63,45

1.7

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Нитриттер (NO2 бойынша)

2,34

2,34

2,34

1.8

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Сульфаттар (SO4 бойынша)

2138,53

1192,92

1665,73

1.9

өндірістік + нөсер

Сарқынды су жинағыш

Хлоридтер (Cl бойынша)

2525,28

1822,09

2173,68

2

"ПМХЗ" ЖШС

2.1

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Мұнай өнімдері

2,83

2,11

2,47

2.2

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Аммонийлі азот

90,81

29,74

60,28

2.3

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

БПК5

20,88

20,22

20,55

2.4

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Қалқыма заттар

18,35

15,52

16,94

2.5

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Нитраттар (NO3 бойынша)

32,42

24,40

28,41

2.6

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Нитриттер (NO2 бойынша)

0,8100

0,4800

0,6450

2.7

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

СПАВ

0,9200

0,5900

0,7550

2.8

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Фенол

0,0450

0,0270

0,0360

2.9

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Хлоридтер (Cl бойынша)

268,10

158,30

213,20

2.10

нормативтік-таза

Сарымсақ "ПМХЗ" ЖШС сарқынды су жинағышы

Сульфаттар (SO4 бойынша)

811,45

413,95

612,70

3

"ПКОП" ЖШС

3.1

өндірістік + нөсер

К-31 құдығы

Қалқыма заттар

2,92

0,00100

1,46

3.2

өндірістік + нөсер

К-31 құдығы

Мұнай өнімдері

0,8780

0,00081

0,4394

4

"СП" CB" ЖШС

4.1

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Аммонийлі азот

0,1867

0,0570

0,1219

4.2

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

БПК5

0,5602

0,20

0,3801

4.3

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі 5000м3 / тәул. биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Қалқыма заттар

3,20

1,54

2,37

4.4

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Жалпы темір

0,0280

0,0194

0,0237

4.5

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Мұнай өнімдері

0,3734

0,0170

0,1952

4.6

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Нитраттар (NO3 бойынша)

4,2012

0,1134

2,1573

4.7

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Сульфаттар (SO4 бойынша)

140,04

43,28

91,66

4.8

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Фосфаттар

0,32676

0,00778

0,16727

4.9

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

Хлоридтер (Cl бойынша)

130,70

32,47

81,59

4.10

нормативтік-таза

Сарқынды суларды жергілікті жердің рельефіне (буландырғыш тоғанға) ағызу өнімділігі тәулігіне 5000 м3 биологиялық тазарту құрылыстарынан кейін жүзеге асырылады.

ХПК

8,40

3,47

5,94


      Кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындар бойынша өңделген шикізаттың кг/т ретінде айқындалған ластағыш заттар төгінділерінің үлестік мәндері туралы ақпарат 1.20-кестеде келтірілген.

      1.20-кесте.2020 жылы кешенді технологиялық аудиттен өткен кәсіпорындардан негізгі ластағыш заттар төгінділерінің үлестік мәндері

Р/с №

Саны
Өңделген шикізаттың саны, т/жыл

Ластағыш заттардың атауы

Ластағыш заттың төгіндісі, т/жыл

Өңделген шикізаттың үлес мәні, кг/т

Макс

Мин

макс

мин

орта

макс

мин

орта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

"АМӨЗ" ЖШС

1.1

3300000

3000000

Аммонийлі азот

3230,44

17,43

1623,94

0,09792

0,000581

0,049237

1.2

3300000

3000000

Қалқыма заттар

7779,58

1,57

3890,58

0,23575

5,22E - 05

0,117899

1.3

3300000

3000000

Мұнай өнімдері

4999830

6,734574

2499918

15,15

0,000224

7,57

1.4

3300000

3000000

Фенол

200,02

0,145

100,08

0,006061

0,000005

0,003033

1.5

3300000

3000000

БПК5

49,29

12,91

31,10

0,001494

0,000430

0,000962

1.6

3300000

3000000

Нитраттар (NO3 бойынша)

63,45

63,45

63,45

0,002115

0,001923

0,002019

1.7

3300000

3000000

Нитриттер (NO2 бойынша)

2,34

2,34

2,34

0,000078

0,000071

7,45E - 05

1.8

3300000

3000000

Сульфаттар (SO4 бойынша)

2138,53

1192,92

1665,73

0,064804

0,039764

0,052284

1.9

3300000

3000000

Хлоридтер (Cl бойынша)

2525,28

1822,09

2173,68

0,076524

0,060736

0,068630

2

"ПМХЗ" ЖШС

2.1

5340281

4589766

мұнай өнімдері

2,83

2,11

2,47

5,3E - 05

4,6E - 05

4,95E - 05

2.2

5340281

4589766

Аммонийлі азот

90,81

29,74

60,28

0,001700

0,000648

0,001174

2.3

5340281

4589766

БПК5

20,88

20,22

20,55

0,000441

0,000391

0,000416

2.4

5340281

4589766

Қалқыма заттар

18,35

15,52

16,94

0,000344

0,000338

0,000341

2.5

5340281

4589766

Нитраттар (NO3 бойынша )

32,42

24,40

28,41

0,000607

0,000532

0,000569

2.6

5340281

4589766

Нитриттер (NO2 бойынша)

0,8100

0,4800

0,6450

1,52E - 05

1,05E - 05

1,28E - 05

2.7

5340281

4589766

СПАВ

0,9200

0,5900

0,7550

1,72E - 05

1,29E - 05

1,5E - 05

2.8

5340281

4589766

Фенол

0,0450

0,0270

0,0360

8,43E - 07

5,88E - 07

7,15E - 07

2.9

5340281

4589766

Хлоридтер (Cl бойынша)

268,10

158,30

213,20

0,005020

0,003449

0,004235

2.10

5340281

4589766

Сульфаттар (SO4 бойынша)

811,45

413,95

612,70

0,015195

0,009019

0,012107

3

"ПКОП" ЖШС

3.1

5400746

4493312

Қалқыма заттар

2,92

0,0010

1,46

5,41E - 05

2,23E - 08

2,7E - 05

3.2

5400746

4493312

мұнай өнімдері

0,8780

0,00081

0,4394

1,63E - 05

1,8E - 08

8,14E - 06

4

"СП" CB" ЖШС

4.1

93000

64000

Аммонийлі азот

0,1867

0,0570

0,1219

0,000201

8,91E - 05

0,000145

4.2

93000

64000

БПК5

0,5602

0,20

0,3801

0,000602

0,000313

0,000457

4.3

93000

64000

Қалқыма заттар

3,2

1,54

2,37

0,003441

0,002406

0,002924

4.4

93000

64000

Жалпы темір

0,0280

0,0194

0,0237

3,03E - 05

3,01E - 05

3,02E - 05

4.5

93000

64000

мұнай өнімдері

0,3734

0,0170

0,1952

0,000402

2,66E - 05

0,000214

4.6

93000

64000

Нитраттар (NO3 бойынша )

4,2012

0,1134

2,1573

0,004517

0,000177

0,002347

4.7

93000

64000

Сульфаттар (SO4 бойынша)

140,04

43,28

91,66

0,150581

0,067625

0,109103

4.8

93000

64000

Фосфаттар

0,32676

0,00778

0,16727

0,000351

1,22E - 05

0,000182

4.9

93000

64000

Хлоридтер (Cl бойынша)

130,70

32,47

81,59

0,140542

0,050733

0,095637

4.10

93000

64000

ХПК

8,40

3,47

5,94

0,009035

0,005422

0,007228

      Кешенді технологиялық аудиттен өткен кемінде екі МӨЗ-де анықталатын ластағыш заттардың жалпы шығарындылары 1.21-кестеде келтірілген.

      1.21-кесте.2020 жылы кешенді технологиялық аудиттен өткен Қазақстан Республикасының МӨЗ сарқынды суларымен ластағыш заттардың жалпы шығарындылары


Р/с

Ластағыш заттың атауы

Жалпы төгінділер, т/жыл

1

2

3

1

Мұнай өнімдері (мұнай)

4999834,08

2

Қалқыма заттар

7804,05

3

Аммонийлі азот

3321,44

4

Сульфаттар (SO4 бойынша)

3090,02

5

Хлоридтер (Cl бойынша)

2924,08

6

Фенолдар

200,07

7

БПК5

70,73

8

Нитраттар (NO3 бойынша)

36,62


      Кешенді технологиялық аудит нәтижелері маркерлік заттар болып саналатын негізгі ластауыш заттарға гидросфераның ластануына барынша үлес қосатын жалпы санынан 5 затты жатқызуға болатындығын көрсетті: мұнай өнімдері (мұнай), қалқыма заттар, аммоний азоты, сульфаттар және хлоридтер.

      МӨЗ сарқынды суларды тазарту технологиялары дәлелденген технологиялар болып табылады және қазіргі уақытта әлемде ластанған сарқынды сулардың алдын алуға және алдын-алуға бағытталған.

      Осылайша, "ПКОП" ЖШС-де тазарту құрылыстарын жетілдіру бойынша жұмыстардың аяқталуының арқасында мұнай өнімдері мен қалқыма заттар бойынша өндірістік сарқынды суларды тазарту тиімділігі 76 %-дан 98 %-ға дейін жақсарды, бұл қоршаған ортаға эмиссияларды қысқарту есебінен экологиялық жүктемені төмендетеді. Тазартылған сарқынды су зауыттың айналымдық сумен жабдықтау жүйесінде пайдаланылады және нормативтік талаптарға сәйкес келеді.

      "АМӨЗ" ЖШС-де тазарту құрылыстарын жетілдіру Сарқынды суларды тазартудың көп сатылы жүйесін қолдану есебінен Жайық өзенінен су тартуды төмендетуге көмектеседі, ол ағындардан ластағыш заттардың 99 %-на дейін жоюға мүмкіндік береді, демек, тазартылған сарқындыларды 50 %-ға дейін өндіріске қайтаруға мүмкіндік беретін суды қайта пайдалануды бірнеше рет ұлғайтуға мүмкіндік береді. Бұл жоба булану алаңдарын пайдалануды тоқтатуға, Атырау қаласының жер асты суларына, флорасына, фаунасына және атмосфералық ауасына әсерін болдырмауға мүмкіндік береді.

1.6.4. Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару

      МӨЗ және ГӨЗ қалдықтары әдетте материалдардың үш санатын қамтиды:

      1) мұнайлы (мысалы, резервуарлардың түбіндегі тұнба) және мұнайлы емес (мысалы, тазарту құрылыстарынан) шламдар;

      2) әртүрлі сұйық, жартылай сұйық немесе қатты қалдықтарды (мысалы, ластанған топырақ, конверсия процестерінің пайдаланылған катализаторлары, құрамында мұнайы бар қалдықтар, жағу қондырғыларының күлі, пайдаланылған сілті, пайдаланылған саз, пайдаланылған химиялық заттар, қышқыл гудрон) қамтитын МӨЗ және ГӨЗ-дің басқа қалдықтары;

      3) мұнай-газ өңдеумен байланысты емес қалдықтар, мысалы, тұрмыстық қалдықтар, ғимараттарды бұзудан қалған қалдықтар және құрылыс қоқыстары.

      МӨЗ және ГӨЗ-де олардың қызметі процесінде пайда болған, жиналған, тасымалданған, кәдеге жаратылған немесе орналастырылған қалдықтардың түрлері, саны және шығу тегі тұрақты есепке алынады. МӨЗ және ГӨЗ I санаттағы объектілер ретінде экологиялық заңнама талаптарына сәйкес қалдықтарды басқару бағдарламаларын әзірлейді.

      1.22-кестеде МӨЗ және ГӨЗ түзілетін қатты қалдықтардың негізгі түрлері және олардың көздері туралы қысқаша ақпарат келтірілген.

      1.22-кесте.МӨЗ және ГӨЗ түзілетін қатты қалдықтардың негізгі түрлері

Р/с

Қалдықтардың түрі

Санат

Көзі

1

2

3

4

1

Мұнайы бар материалдар

Мұнай шламы

Резервуардың түбіндегі тұнба, биотазарту тұнбасы, сепараторлар шламдары, сарқынды суларды тазарту шламдары, ластанған топырақтар, мұнайды тұзсыздандырудан шламдар

Қатты материалдар

Ластанған топырақ, мұнай төгілу қалдықтары, қышқыл балшық сүзгісі, шайыр қалдықтары, сүзгі материалдары, тығыздағыштар, оқшаулау, белсендірілген көмір

2

Мұнай емес материалдар

Пайдаланылған катализаторлар (бағалы металдарды қоспағанда)

Каталитикалық крекинг процестері;
каталитикалық риформинг;
әртүрлі дистиллятты мұнай фракцияларын гидротазарту;
орташа және ауыр дистилляттардың гидрокрекингі;
каталитикалық гидродепарафинизация; десульфуризация

Басқа да материалдар

Шайырлар, қазандықтың су толтыру шламдары, ылғал жұтқыштар мен абсорбенттер, түтін газдарын күкіртсіздендіру қалдықтары

3

Бактар мен резервуарлар


Металл, шыны, пластик, бояу

4

Радиоактивті қалдықтар (егер пайдаланылса)

Катализаторлар, зертханалық қалдықтар

5

Коррозия өнімдері

Қорғасын / қорғасынсыз құбырлардағы өңез, тат

6

Құрылыс қоқысы, ғимараттарды бұзудан қалған қалдықтар

Металл скрабы, бетон, асфальт, құрылыс топырағы, асбест, минералды талшықтар, пластмасса / ағаш материалдары

7

Пайдаланылған химиялық заттар

Сынақ зертханасының химиялық заттары, сілті, қышқыл, қоспалар, көмірқышқыл натрий, еріткіштер, MEA/DEA (моно -/диэтаноламин)

8

Пирофорлық шөгінділер

Бактардағы, резервуарлардағы, технологиялық қондырғылардағы шөгінділер

9

Аралас қалдықтар

Тұрмыстық қалдықтар, өсімдік қалдықтары

10

Пайдаланылған майлар

Майлау майлары, мұнай эмульсиясы, трансформаторлық майлар, қалпына келтірілген майлар, мотор майлары, ұсталған мұнай өнімі

      Шламда немесе қалдықтардың басқа түрлерінде қалған мұнай немесе мұнай өнімі мұнай мен мұнай өнімінің ысырабын білдіреді және мүмкін болған жерде осындай мұнай немесе мұнай өнімін алу жөнінде шаралар қолданылады. Цехтардың немесе жекелеген технологиялық қондырғылардың жергілікті мұнай ұстағыштары ұстаған мұнай және мұнай өнімдері шикізатқа немесе МӨЗ қондырғыларының дайын өніміне қайтарылады. Мұнай шламдары ретінде арнайы жинағыштарға және/немесе тазарту құрылыстары мен Алау шаруашылығына жіберілген қондырғылардан мұнай мен мұнай өнімдерінің бір бөлігі арнайы жабдықтар мен жүйелерді қолдану арқылы зауыттың қайта өңдеу жүйесіне қайтарылуы мүмкін.

      Қалдықтарды кәдеге жарату көбінесе олардың құрамына және пайда болу орнына байланысты. Қалдықтарды кәдеге жаратудың жоғары пайдалану шығындарына байланысты қалдықтарды азайту тәсілдеріне көп көңіл бөлінеді.

      Қалдықтардың пайда болу үрдістері мұнай шламының түзілуі негізінен шаруашылық іс-шаралар есебінен төмендейтінін көрсетеді, ал МӨЗ және ГӨЗ сарқынды суларын биологиялық тазартуды пайдаланудың өсуі нәтижесінде биоазарту тұнбасының түзілуі ұлғаяды. Пайдаланылған катализатордың пайда болуы жаңа гидрокрекинг қондырғыларын, гидротазарту қондырғыларын және каталитикалық крекинг қондырғыларындағы шаң жинағыштарды орнату арқылы да артады. Қалдықтардың осы санаттарының барлығы үшін алаңнан тыс тазалау және жою үшін мердігерлерді тарту үлесі артуда.

      1.23-кестеде МӨЗ және ГӨЗ қатты қалдықтарының жиынтық саны бойынша ақпарат берілген.

      1.23-кесте. Қазақстандық МӨЗ және ГӨЗ түзілетін қатты қалдықтардың мөлшері

Р/с №

Зауыт атауы

Түзілу көлемі, т/жыл

Орналастыру көлемі, т/жыл

Тапсыруға жататын көлем, т/жыл

макс

мин

макс

мин

макс

мин

1

2

3

4

5

6

7

8

1

"АМӨЗ" ЖШС

10943

10211

7443

7011

7443

7011

2

"ПМХЗ" ЖШС

21597

17924

245

53

878

0

3

"ПКОП" ЖШС

6231

5146

0

0

2268

1268

4

"СП" CB" ЖШС

110

74

0

0

110

60

5

"ҚазГӨЗ" ЖШС

125

25

0

0

125

25

6

Жиыны:

39006

33380

7688

7064

10823

8364

      1.23-кестеде ұсынылған бес зауыттың ішінде "АМӨЗ" ЖШС және "ПМХЗ" ЖШС қалдықтарды көму полигондарының меншік иелері бар. МӨЗ полигондары МӨЗ пайдалану процесінде пайда болған қатты қауіпті және қауіпті емес өнеркәсіптік қалдықтарды жинауға және көмуге арналған. "АМӨЗ" ЖШС қалдықтарды көму полигонында пайдаланылған белсендірілген көмірді, қираған керамикалық түйіршіктерді және био тазалаудың тұнба тұнбасын орналастырады. "ПМХЗ" ЖШС қалдықтарды көму полигонында: құрамында темір қосындылары, майланған топырақ, кек бар аппараттарды тазалау өнімі, кейбір пайдаланылған катализаторлар, пайдаланылған адсорбенттер, қатты тұрмыстық және басқа қалдықтар орналастырылады. Қалған қалдықтарды "АМӨЗ" ЖШС және "ПМХЗ" ЖШС қалдықтарды жою немесе кәдеге жарату операцияларын жүргізу үшін мамандандырылған кәсіпорындарға береді.

      "ПКОК" ЖШС, "СП" CB" ЖШС және "ҚазГӨЗ" ЖШС барлық түзілген қалдықтарды мамандандырылған кәсіпорындарға береді.

      Қалдықтарды әкету мен тасымалдауды қызмет көрсетуге арналған шартқа сәйкес қалдықтардың қауіптілік деңгейіне және физикалық-химиялық қасиеттеріне сәйкес оларды тасымалдауға қойылатын талаптарды сақтай отырып, мамандандырылған кәсіпорындар жүзеге асырады.

1.6.5. Топырақ пен жер асты суларының ластануы

      МӨЗ мен ГӨЗ-дің көпшілігінде мұнай өнімдерінің тарихи шығындарымен ластанған аумақтар бар. МӨЗ және ГӨЗ ағымдағы тәжірибесі жер бетіне төгілулер мен ағулардың алдын алуға бағытталған. Бұрын ластанған аумақтардың ықтимал қауіптері туралы хабардар болу төмен болған. Мұндағы екі негізгі мәселе – жаңа төгілулердің алдын алу және әлі жойылмаған тарихи ластанулардың салдарын бақылау және жою. Осы анықтамалықтың шеңберінде топырақты рекультивациялау қолдану саласына кірмейді.

      Топырақ пен жер асты суларын мұнай және мұнай өнімдерімен ластаудың негізгі көздері, әдетте, көліктік және технологиялық құбырлар, қайта өңдеу қондырғылары, мұнайды, газды және қайта өңдеу өнімдерін сақтау және құю-құю объектілері болып табылады. Бұл объектілер, әдетте, авариялық жағдайлар немесе технологиялық процестердің қалыпты ағу жағдайларының бұзылуы нәтижесінде сұйық көмірсутектердің топыраққа төгілуі мүмкін көмірсутектердің өздерін немесе құрамында көмірсутегі бар суды қайта өңдеу, сақтау, төгу-құю және тасымалдау процестерімен байланысты. Сондай-ақ, ластанған су, катализаторлар және қалдықтар сияқты басқа заттармен ластану мүмкіндігі бар.

      МӨЗ балансындағы қалдықтарды көму полигондары қоршаған ортаны ластаудың әлеуетті көздері болып табылады. Экологиялық кодексінің 112-бабына және 114-бабына сәйкес МӨЗ және ГӨЗ қалдықтарын басқару бағдарламасында олардың объектілерінің құрамына кіретін қалдықтарды көмудің әрбір нақты полигоны үшін қалдықтарды жинақтау лимиттері мен көму лимиттерін белгілейді және негіздейді. "АМӨЗ" ЖШС және "ПМХЗ" ЖШС бар қалдықтарды көму полигондары қолданыстағы заңнамаға сәйкес салынған және жабдықталған. Егер "АМӨЗ" ЖШС полигон зауыт аумағынан 8 км қашықтықта болса, "ПМХЗ" ЖШС полигон зауыт қоршауынан 300 м қашықтықта орналасқан. Қалдықтарды көму полигондары қауіптілік деңгейіне және физикалық-химиялық қасиеттеріне байланысты қалдықтарды орналастыруға арналған тиісті карталарға бөлінген.

      "АМӨЗ" ЖШС қалдықтарды көму полигонының карталары түбі мен еңістері бойынша сүзуге қарсы асфальтбетонды экрандармен жабдықталған. Сүзуге қарсы экран жоспарланған, уланған, тығыздалған негізге салынған және қалыңдығы 500 мм топырақтан, 200 мм тереңдікке уланған, қалыңдығы 80 мм ұсақ түйіршікті асфальтбетоннан, қалыңдығы 4 мм ыстық битумнан тұрады. Үстіне асфальтбетон экраны қалыңдығы 10 мм құмның қорғаныш қабатымен жабылған.

      Автокөлікті түсіру үшін қалыңдығы 0,2 м құм-қиыршық тас қоспасымен жабылған алаң бар. Полигонның периметрі бойынша автожол күрделі жабынмен, карталарға кірумен және бетон плиталармен қапталған кюветтермен жетілдірілген.

      Полигон металл бұралмалы қақпалары бар тікенді сыммен қоршалған.

      Қатты өнеркәсіптік қалдықтарды полигонға тасымалдау арнайы жабдықталған автокөлікпен жүргізіледі.

      "ПМХЗ" ЖШС қалдықтарды көму полигоны қатты қалдықтардың ведомстволық жинақтауышы (бұдан әрі – жинақтауыш) деп аталады және ол құм карьерінің орнында орналасқан. Диск оңтүстік-батыстан солтүстік-шығысқа қарай созылған тіктөртбұрыш түрінде болады. Жинағыш дөңгелек дамбамен қоршалған, дамбаның артында жасыл алаңдар орналасқан және таза жаңбыр мен еріген суды жинауға арналған айналма арна бар. Периметрі бойынша диск тікенді сыммен қоршалған. Қалдықтарды орналастыру карталары сүзуге қарсы экрандармен (картаның түбі мен еңістері) қорғалған және жинауыштың жол жамылғысында қорғаныш қабаты (битум сіңген қиыршықтас) пайдаланылған. Көгалдандыру аумағы мен қорғау бөгетінің бөліктері айналма каналға қарай еңіс болады, сондықтан түскен жауын-шашын айналма каналға жиналып, буланады. Айналма каналдағы су жинақтағышты пайдалану процесінде технологиялық қажеттіліктерге пайдаланылуы мүмкін (мысалы, карталарды суару, пренатальды байланыстыру). Арнадан су алу жылжымалы мамандандырылған автокөлікпен жүзеге асырылады. Арнаның бітелуіне жол бермеу үшін ол мезгіл-мезгіл тазаланады. Қатты қалдықтардың ведомстволық жинақтауышымен қатар "ПМХЗ" ЖШС аумағында өндіріс және тұтыну қалдықтарын уақытша жинауға арналған арнайы алаңдар мен жинағыштар орналасқан.

      Артық тұнбаны жинақтауышқа шығарғанға дейін қабылдауға және уақытша жинауға арналған лай алаңдары. Жер асты суларын ластанудан қорғау және сүзуді болдырмау үшін алаң негізі полиэтилен үлдірдің екі қабатынан және топырақтың қорғаныш қабатынан жасалған сүзуге қарсы экран орнатылған. Алаңның периметрі бойынша сүзу суларын жинау үшін тесілген құбырлардан дренаж бар. Ұсталған ағын зауыттың сарқынды суларына қайтарылады.

      Кебекті кептіру және уақытша сақтау алаңы тазарту құрылыстарының аумағында орналасқан. Дренажды сулардың сүзілуіне және жер асты суларының ластануына жол бермеу үшін алаңның түбінде сазды экран және құмдақ қабаты бар. Кекті алаңда сақтау уақытша жүзеге асырылады, қалдықты алаңнан шығару жылына 2-3 рет жүзеге асырылады.

      Құрамында мұнайы бар ағындардың тұрақты айналымы режимінде жұмыс істейтін және зауыттың технологиялық схемасының буыны болып табылатын шламжинағыштар. Мұнай аулағыштарда, радиалды тұндырғыштарда және флотаторларда түзілетін мұнай шламдары шлам жинақтағыштарға айдалады (2 дана). Шлам жинағыштар-әрқайсысы 100×40 м герметикалық темірбетон резервуарлары, олар дренаж желісіне шығумен жабдықталған. Мұнай шламдарын жинақтау шлам жинақтағыштарда және авариялық қоймаларда жүргізіледі. Содан кейін мұнай шламдары бөлгіш резервуарларға және одан әрі мұнай шламдарын өңдеу қондырғысына түседі.

      Қалдықтарды көму полигондарының МӨЗ әсерін болдырмау және азайту үшін атмосфералық ауаны, су ресурстарын, топырақ пен топырақты қорғау бойынша бірқатар іс-шаралар жүргізіледі:

      қалдықтарды ылғалды күйде тығыздау және сақтау (сумен суару) есебінен зауыттың өнеркәсіптік алаңдарында (мысалы, кек кептіру алаңы, тұнба алаңдары)жиналатын қалдықтардың тозаңдануын болдырмау;

      қалдықтарды көму карталарының түптері мен еңістерінің гидрооқшаулағыш, сүзуге қарсы экрандарын орнату;

      қоршау және бөлу бөгеттерінің құрылысы;

      сарқынды суларды бұруға арналған дренаж жүйесінің құрылғысы;

      қалдықтарды жинағышта су жинайтын науалардың, су бұратын ордың, айналма арнаның құрылысы;

      технологиялық қондырғылар аумағын және қатты жабынмен, науалық және нөсерлік кәріз жүйесімен жабдықтарды орналастыру;

      жолдар мен науаларды битуммен сіңдіру, қиыршық тас себу;

      су бұрғыш ордың, айналма каналдың айналасында жасыл желектер жолағын қалыптастыру;

      қалдықтарды орналастыру карталарының айналасында бақылау ұңғымаларының желісін қалыптастыру;

      бақылау ұңғымалары бойынша жер асты суларының құрамын тұрақты режимдік бақылау;

      іріктеу нүктелерінде топырақ құрамына тұрақты режимдік бақылаулар жүргізу;

      қалдықтарды көму полигонының сым қоршауын, күзет мұнарасын, жарықтандыруды орнату;

      қалдықтарды көму полигонына бөгде қалдықтардың түсуін болдырмау;

      қалдықтардың қасиеттері мен қауіптілік деңгейлерін ескере отырып, оларды бөлек жинауды қамтамасыз ету.

      МӨЗ-де қалдықтармен жұмыс істеу кезінде өндірістік бақылау жүргізіледі. Экологиялық бақылау бағдарламасына сәйкес қалдықтарды көму полигоны ауданында төмендегілер жүргізіледі:

      1) топырақ пен өсімдік жамылғысының мониторингі;

      2) жерасты суларының мониторингі (полигонның жерасты суларының жай-күйіне ықтимал әсерін байқау үшін);

      3) атмосфералық ауаның мониторингі;

      4) радиациялық деңгейді бақылау.

      Балансында қалдықтарды көму полигондары бар МӨЗ оларды жою жобаларын әзірлейді және жою қорын құрады. Жою қоры қалдықтарды көму полигонын жабу, жерді рекультивациялау, полигон жабылғаннан кейін қоршаған ортаға әсер ету мониторингін жүргізу және ластануды бақылау процесін қаржы қаражатымен қамтамасыз ету үшін құрылады.

1.6.6. Шу мен діріл

      1.6.2 – 1.6.5-тармақтарда көрсетілгендермен қатар мұнай және газ өңдеу кәсіпорындарының қызметі шу және діріл сияқты физикалық факторларды қалыптастырады. Шу мен діріл, ең алдымен, кәсіпорын қызметкерлеріне, халыққа және жануарлар мен өсімдіктер әлемінің өкілдеріне теріс әсер етеді. Ұлттық заңнамада Халықаралық еңбек ұйымының (ХЕҰ), Дүниежүзілік денсаулық сақтау ұйымының (ДДҰ), Стандарттау жөніндегі халықаралық ұйымның (ИСО) құжаттарын ескере отырып, шу бойынша гигиеналық нормативтер, жұмыс орнында тиісті кәсіптік қатерлерді басқару рәсімдері және орындалатын жұмыстардың түріне байланысты медициналық қызмет көрсету регламенттері белгіленеді. Мұнай және газ өңдеу кәсіпорындары өз қызметінде адамға және табиғи ортаға әсер ететін физикалық факторларға қолданылатын гигиеналық нормативтерді басшылыққа алады. Мұнай және газды қайта өңдеу кәсіпорындары жұмыс істеп тұрған жабдықты пайдалану кезінде, жаңа технологиялық қондырғыларды жобалау және салу кезінде өндірілетін шу деңгейін төмендетуге ықпал ететін ЕҚТ қолдануға немесе шудың адамға және қоршаған табиғи ортаға әсерін барынша азайтуға мүмкіндік беретін құралдарды қолдануға ұмтылуы керек:

      қолданыстағы жабдықтар мен технологиялық қондырғылардан шуды бағалауды тұрақты жүргізу және шуды азайту жоспарын әзірлеу;

      жабдықты/технологиялық операцияны немесе белгіленген нормативтерден жоғары шу шығаратын бүкіл процесті жеке үй-жайға/құрылысқа/қондырғыға орналастыру;

      шу көзін қорғау үшін қорғандарды пайдаланыңыз;

      шуды қорғайтын қабырғаларды қолданыңыз;

      қызметкерлерді шудан жеке қорғанудың қажетті құралдарымен қамтамасыз ету және жұмыскерлердің су асты шуы бар үй-жайларда болу уақытын минимумға дейін қысқарту.

1.6.7. Қоршаған ортаға әсерді төмендету

      Осы анықтамалықтың негізгі мақсаты мұнай-газ өңдеу саласының кәсіпорындарына бірінші кезекте қоршаған ортаға әсерді төмендетуге және материалдық-энергетикалық ресурстарды ұтымды пайдалануға бағытталған ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпарат беру болып табылады

      Мұнай-газ өңдеу кәсіпорындарының қоршаған ортаға зиянды әсерін азайту, атмосфераға отынның жану өнімдерінің зиянды шығарындыларын азайту әдістерін екі топқа бөлуге болады:

      1) қолданыстағы технологиялармен ластағыш факторлардың зиянды әсерін азайту, басу, бейтараптандыру;

      2) қоршаған ортаға іс жүзінде әсер етпейтін тұйық технологиялық процестерді құру болып табылады.

      Мұнай мен газды өңдеу кезінде қоршаған ортаға әсерді төмендетудің өзекті бағыттары экологиялық таза процестерді әзірлеу (аз және қалдықсыз технологияларды ендіру және т.б.) және қалдықтарды кәдеге жарату, мұнай - газ өңдеу және мұнай-химия өндірістерінің газ шығарындыларын тазарту, сарқынды суларды тазарту, қоршаған ортаның мұнай және мұнай өнімдерімен ластану мониторингі және т.б. болып табылады.

      Жоғары технологиялық ғылымды қажетсінетін өнімдерді ендіру және ескірген техниканы ауыстыру маңызды сәт болып табылады, өйткені ескірген және пайдалану мерзімін өтеген техниканы қолдану электр энергиясын тұтынудың ұлғаюына және басқа да проблемаларға алып келеді.

      МӨЗ қондырғыларын және технологиялық процесті басқару жүйелерін жобалау тиісті қондырғыдан ең аз шығарындылармен қауіпсіз ажырату туралы ережелерді қамтуы тиіс. Жұмыстағы жоспарланбаған іркілістер кезінде осы ережелер сорғыларды, шығару жүйелерін, үрлеу жүйелерін, алау жүйелерін және басқа да жабдықтарды кейіннен бағдарламаланған Автоматты қосумен қоректендіруді беруді тоқтатуға кепілдік беруге тиіс. Мұндай жағдайлардың мысалдары-коммуналдық қызметтердің істен шығуы, жабдықтың бұзылуы, өрт немесе жарылыс. Қондырғының әртүрлі бөліктерінде тікелей төгілуге әкелетін төтенше жағдайлар, олар толығымен оқшауланбаған да, толығымен автоматтандырылған да емес, мысалы, құбыр мен резервуар түбінің үзілуі авариялық жағдайлардағы іс-қимыл тәртібіне сәйкес шешілуі тиіс. Мұндай тәртіп қоршаған ортаға әсерді барынша азайту үшін төгілуді азайтуға және одан кейін тез тазартуға бағытталуы керек.

Ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау әдістемесі

2.1. Детерминация, таңдау қағидаттары

      Техникаларды ең үздік қолжетімді техник ретінде анықтау Экологиялық кодексінің талаптарына сәйкес қағидаттар мен өлшемшарттарға негізделеді.

      Техниканы ең үздік қолжетімді ретінде айқындау әдіснамасы кәсіпорынның және қоршаған ортаны қорғау саласындағы мемлекеттік уәкілетті органдардың мақсаттарының орындалуын қамтамасыз ететін ең үздік қолжетімді техник-кандидат ретінде қабылданған балама техникаларды іріктеуге және салыстыруға негізделеді. Техник-кандидатты айқындау кешенді технологиялық аудит нәтижелеріне және қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді техникалардың техникалық және экономикалық қолжетімділігіне негіз болатын Қазақстан Республикасының климаттық, экономикалық, экологиялық жағдайларына және отын-шикізат базасына негізделген бейімделу қажеттілігін ескере отырып, халықаралық тәжірибені талдауға негізделеді.

      Ең үздік қолжетімді техникаларды іріктеу қағидаттары техникалық жұмыс топтары мен мүдделі тараптардың ең үздік қолжетімді техникаларды айқындау өлшемшарттарын есепке алу және талдау бойынша іс-қимылдарының реттілігін сақтауға негізделеді:

      эмиссиялардың маркерлік ластағыш заттарын ескере отырып, сала үшін негізгі экологиялық проблемаларды анықтау;

      саланың экологиялық проблемаларын шешуге бағытталған кандидат-техникті айқындау және түгендеу;

      осы ЕҚТ бойынша анықтамалықтың 2.2-тармағында келтірілген өлшемшарттарға сәйкес және ең үздік қолжетімді техникалардың өлшемшарттарын қанағаттандыратын техниктер тізбесін анықтай отырып, экологиялық тиімділік деңгейіне қол жеткізілген жағдайларды белгілеу негізінде техник-кандидаттарды бағалау, талдау және салыстыру;

      ең үздік қолжетімді техникамен қамтамасыз етілетін ең үздік экологиялық нәтижелілік деңгейлерін (ЕҚТ-мен байланысты технологиялық көрсеткіштерін қоса алғанда) айқындау.

      Саланың экологиялық проблемаларын шешуге бағытталған техник-кандидатты айқындау және түгендеу кезінде Қазақстан Республикасында және әлемдік қоғамдастықта бар кандидат-техниктің тізбесі қалдырылады. Бұдан әрі тізім Қазақстан Республикасының жағдайында қолданыстағы және/ немесе жаңа қондырғыда қолдану мүмкіндігі бойынша сараланады және оларды қолдану мүмкіндігі немесе мүмкін еместігі туралы дәлелді дәлелдер көрсетіледі.

      Ең үздік қолжетімді техник-кандидаттарды бағалау, талдау және салыстыру кезінде іс-қимылдардың мынадай дәйектілігі сақталады:

      белгіленген техникалар үшін қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету деңгейі және әртүрлі ресурстар мен материалдарды тұтыну деңгейі бағаланады;

      қажетті ақпарат болған кезде техникаларды ендіруге және жабдықтарды ұстауға жұмсалатын шығындарды, техникаларды енгізгеннен кейінгі ықтимал жеңілдіктер мен артықшылықтарды, ендіру кезеңін бағалау;

      бағалау нәтижелері бойынша негізгі технологиялық процестің белгіленген техникаларынан техникалар таңдалады:

      қоршаған орта компоненттеріне әсер етуді болдырмауды немесе төмендетуді қамтамасыз ету;

      оларды ендіру басқа ластағыш заттар шығарындылары көлемінің, ластанған сарқынды сулардың төгінділерінің, залалсыздандыру, ресурстарды тұтыну қалдықтарының пайда болуының, қоршаған ортаға теріс әсердің өзге де түрлерінің елеулі ұлғаюына және халықтың денсаулығы үшін қолайлы немесе жол берілетін деңгейден жоғары тәуекелдің ұлғаюына әкеп соқпайды;

      оларды ендіру шамадан тыс материалдық-қаржылық шығындарға әкеп соқпайды (ендіру кезінде ықтимал жеңілдіктер мен артықшылықтарды ескере отырып);

      ендірудің қолайлы мерзімдері бар.

2.2. Техникаларды ең үздік қолжетімді техникаға жатқызу өлшемшарттары

      Экологиялық кодексінің 113-бабы 3-тармағына сәйкес ең үздік қолжетімді техникаларды айқындау өлшемшарттары болып табылады:

      1) аз қалдықты технологияны пайдалану;

      2) қауіптілігі неғұрлым аз заттарды пайдалану;

      3) технологиялық процесте түзілетін және пайдаланылатын заттардың, сондай-ақ қалдықтардың қолданылуға келетіндей шамада қалпына келтірілуі мен рециклингіне ықпал ету;

      4) өнеркәсіптік деңгейде табысты сыналған процестердің, құрылғылардың және операциялық әдістердің салыстырмалылығы;

      5) ғылыми білімдегі технологиялық серпілістер мен өзгерістер;

      6) қоршаған ортаға тиісті эмиссиялардың табиғаты, ықпалы мен көлемі;

      7) жаңа және жұмыс істеп тұрған объектілер үшін пайдалануға берілу күні;

      8) ең үздік қолжетімді техниканы ендіруге қажетті мерзімдердің ұзақтығы;

      9) процестерде пайдаланылатын шикізат пен ресурстардың (суды қоса алғанда) тұтынылу деңгейі мен қасиеттері және энергия тиімділігі;

      10) қоршаған ортаға эмиссиялардың жағымсыз әсері мен қоршаған орта үшін тәуекелдерді болғызбау немесе олардың жалпы деңгейін барынша қысқарту қажеттігі;

      11) аварияларды болғызбау және қоршаған ортаға жағымсыз салдарларды барынша азайту қажеттігі;

      12) халықаралық ұйымдар жариялаған ақпарат;

      13) Қазақстан Республикасында немесе одан тыс жерлерде екі және одан да көп объектілерде өнеркәсіптік ендіру.

      Сондай-ақ ЕҚТ ретінде техниканы айқындау кезінде Экологиялық кодексі қағидаттарының сақталуын қамтамасыз ету – бұл ең жақсы қол жетімді кандидат болып табылатын әрбір техника үшін келесі шарттарды сақтау арқылы көрсетілген өлшемшарттарды біріктіру шарты:

      1) қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейі;

      2) оны ендіру мен пайдаланудың экономикалық тиімділігі;

      3) ресурс және энергия үнемдеу әдістерін қолдану;

      4) техниканы ендіру кезеңі;

      5) қоршаған ортаға теріс әсер ететін екі және одан да көп объектілерде техниканы өнеркәсіптік ендіру.

      Қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейі

      Техника-кандидатпен қоршаған ортаға теріс әсердің ең төменгі деңгейін қамтамасыз ету шарттары белгіленген кезде екі көрсеткіш қаралады:

      технологиялық процестерде пайдаланылатын және (немесе) түзілетін заттардың атмосфера, топырақ, су жүйелері, адам, басқа да тірі организмдер және тұтастай экожүйелер үшін қауіптілігі;

      шығарындылар мен төгінділердің құрамындағы зиянды заттар эмиссиясының мәні мен теріс әсерінің сипаты.

      Технологиялық процестерде пайдаланылатын және (немесе) түзілетін заттардың қауіптілігін айқындау кезінде шығарындылар мен төгінділер құрамындағы зиянды заттар эмиссияларына, олардың көлеміне (салмағына), сондай-ақ қалдықтардың көлемі мен қауіптілік деңгейіне түгендеу жүргізіледі. Технологиялық процестер барысында пайдаланылатын және (немесе) түзілетін зиянды заттардың қауіптілігін бағалау кезінде атмосфераға бөлінетін, су объектілеріне, аралық өнімдерге және қатты қалдықтарға түсетін маркерлік ластағыш заттар белгіленеді.

      Маркерлік заттарды таңдау келесі сипаттамаларды анықтауға негізделген:

      зат қарастырылып отырған технологиялық процеске тән;

      зат тұрақты шығарылымдарда және маңызды концентрацияларда болады;

      зат қоршаған ортаға айтарлықтай әсер етеді;

      затты анықтау әдісі қолжетімді, көбейтілетін және өлшем бірлігін қамтамасыз ету талаптарына сәйкес келеді;

      маркерлік заттарды айқындау үшін олардың ластағыш заттар шығарындыларының жалпы көлеміндегі ең көп жиынтық үлесі сандық өлшем болып табылады.

      Техниканы ендіру мен пайдаланудың экономикалық тиімділігі

      Экономикалық тиімділікті қамтамасыз ету шарттарын белгілеу кезінде техниканы ендіру мен пайдалануға арналған шығындарды бағалау және шығындар мен пайданы талдау әдісін қолдану арқылы оны ендіруден түсетін пайданы бағалау жүргізіледі. Егер әртүрлі әдістерді ендіру оң нәтиже берсе, онда ең жоғары тиімділігі бар техника "баға/сапа" арақатынасын беретін және сәйкесінше қарастырылған әдістер арасында ең жақсы экономикалық көрсеткіштерді көрсететін әдіс болып саналады. Бұл талдау әдісі деректерді неғұрлым кең қамтуды талап етеді, мұнда пайда/шығындар туралы деректерді ақшалай түрде ұсыну қиын.

      Технологияны енгізгенге дейін және одан кейінгі ақша ағындарының айырмашылығынан туындайтын қосымша ақша ағынына талдау жүргізу көптеген кәсіпорындар үшін ең танымал экономикалық талдау жүргізуге мүмкіндік береді.

      Шығындар мен пайдаларды талдау әдісінің баламасы-белгілі бір экологиялық мақсатқа қол жеткізу үшін ең қолайлы шараларды анықтау үшін пайдаланылатын шығындардың тиімділігін талдау. ЕҚТ кандидат-техниктерін олардың экономикалық тиімділігінің артуына қарай саралау алынған экологиялық пайдамен салыстырғанда негізсіз және негізсіз қымбат болатын нұсқаларды алып тастауға мүмкіндік береді.

      Техниканың экономикалық тиімділігі мына формулаға сәйкес анықталады:

      Экономикалық тиімділік = жылдық шығындар, теңге/эмиссиялардың қысқаруы, т/жыл.

      Шығындарды есептеу әдістемесі ендіру мен пайдаланудың экономикалық тиімділігін ескере отырып, құрылысқа, қондырғыға, технологияға немесе процеске арналған күрделі шығындар мен пайдалану шығындары туралы деректерді жинауға және талдауға мүмкіндік беретін алгоритмді белгілейді.

      Бағалаудың негізгі кезеңдері 2.1-суретте көрсетілген.


     



     


      2.1-сурет. Техниканы ендіру мен пайдаланудың экономикалық тиімділігін бағалау кезеңдері


      ЕҚТ-ны ендірудің экономикалық талдауын орындау барысында:

      1) салыстырмалы техникаларды өнеркәсіптік ауқымда алдыңғы сәтті пайдалану тәжірибесі;

      2) осы техниканы өндіріске ендіруге және пайдалануға байланысты белгілі авариялар туралы ақпарат;

      3) техникаларды ендіру климатының географиялық факторлары (энергия көздеріне қатысты орналасуы, оның қолжетімділігі, логистикалық тізбектер), сондай-ақ өңірлік физикалық-географиялық және геологиялық жағдайларға және ерекше қорғалатын табиғи аумақтардың, мәдениет ескерткіштері мен рекреация объектілерінің болуына байланысты технологиялық шектеулер қаралады.

      Техника-кандидатты бағалау жүргізу үшін күрделі шығындарды (құрылыстар салуға, жабдықтарды сатып алуға және монтаждауға) және пайдаланушылық шығындарды бөле отырып, шығындардың құрылымы айқындалады. Пайдалану шығындарында техникалық қызмет көрсету және жөндеу шығындары, энергия көздері, материалдар мен қызметтер, еңбек шығындары бөлінеді.

      Шығындар туралы ақпаратты жинау нәтижелері бойынша қарастырылып отырған балама нұсқаларды одан әрі объективті салыстыруды қамтамасыз ету үшін өңдеу жүргізіледі.

      Техниканы ендіру кезеңі

      Техниканы ендіру уақытын бағалау үшін қоршаған ортаны қорғауды қамтамасыз етуге жататын шығындармен салыстырғанда белгілі бір техниканың өтелу кезеңі пайдаланылады. Техниканы ендіру жылдамдығын бағалау жүргізіледі. Бұл жағдайда мынадай уақыт шкалаларының әдістерін енгізу жылдамдығын бөлек қарастыру ұсынылады:

      қысқа мерзімді (бірнеше аптадан айға дейін);

      орта мерзімді (бірнеше айдан бір жылға дейін);

      ұзақ мерзімді (әдетте бірнеше жылды құрайды).

      Жаңғырту уақытын таңдау қолданыстағы жабдықты жоспарлы ауыстыруға негізделеді. ЕҚТ ендіру жылдамдығын (кезеңін) бағалай отырып, модернизацияның шекті шығындарын талдау ұсынылады. Елеулі инвестициялық күрделі шығындарды немесе өндірістік процестер мен инфрақұрылымның елеулі модификацияларын талап ететін ЕҚТ үшін оларды Ендірудің неғұрлым ұзақ кезеңдерін көздеу қажет болып көрінеді.

      Ресурс және энергия үнемдеу әдістерін қолдану

      Ресурс және энергия үнемдеу әдістерін қолдануды талдау кезінде энергия және ресурс үнемдеу саласындағы қолданыстағы нормативтік-құқықтық құжаттардың талаптары мен ережелері ескеріледі. Талдаудың мақсаты энергия мен ресурстарды үнемдеудің ең жақсы көрсеткіштерімен сипатталатын әдістерді анықтау болып табылады.

      Мыналарды назарға ала отырып, негізгі ресурстарды тұтыну бойынша техникаларға салыстырмалы талдау жүргізіледі:

      энергияны тұтыну:

      әртүрлі (негізгі, қосалқы және қызмет көрсететін) технологиялық процестер үшін энергия тұтынудың жалпы деңгейі (оны төмендетудің негізгі мүмкіндіктерін бағалай отырып);

      отынды пайдалану түрі мен деңгейі;

      2) суды тұтыну:

      суды пайдаланатын технологиялық процестер;

      технологиялық процестер үшін де тұтынудың жалпы көлемі (оны төмендету немесе қайта пайдалану мүмкіндіктерін бағалай отырып);

      судың мақсаты (жуу сұйықтығы, хладагент және т. б.);

      суды қайта пайдалану жүйелерінің болуы;

      3) шикізат пен қосалқы материалдарды (реагенттерді және т.б.) қайта пайдалану мүмкіндіктерін бағалай отырып, оларды тұтыну көлемі.

      Салыстырмалы талдаудан кейін технологиялық процесте қолданылатын заттарды регенерациялау және рециклинг және энергияны рекуперациялау мүмкіндігі анықталады.

      Қаралатын техникаларды салыстырмалы бағалау үшін қолданылатын энергия тиімділігі мен ресурс үнемдеудің негізгі көрсеткіштері ретінде (жабдықты пайдаланудың регламенттелген жағдайларында) көрсеткіштер - өнім немесе көрсетілетін қызмет бірлігіне электр энергиясының, жылудың, отынның, судың, әртүрлі материалдардың үлестік шығыстары (электр энергиясы, жылу, су, реагент және т.б.) пайдаланылады, мысалы, электр энергиясы үшін өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің 1 көлеміне кВт-сағ, жылу энергиясы үшін – Гкал/өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің көлемі, су үшін - м3/өнімнің немесе көрсетілетін қызметтің көлемі және т. б.

      Ресурс үнемдеу (яғни энергия мен материалдарды үнемдеу) отын-энергетикалық және басқа да материалдық ресурстарды тиімді (ұтымды) пайдалануға және үнемді жұмсауға бағытталған тиісті құқықтық, ұйымдастырушылық, ғылыми, өндірістік, техникалық және экономикалық шараларды іске асыру мүмкіндігі тұрғысынан да бағаланады. Ресурсты үнемдеу әлеуеті нақты энергия және ресурсты үнемдеу іс-шаралары арқылы іске асырылады, оларды өндіріс мәдениетін арттыру, жабдықты пайдаланудың номиналды режимдерін сақтау, агрегаттарды тиеудің оңтайлы деңгейін қамтамасыз ету, отын-энергетикалық ресурстардың тікелей ысыраптарын жою, баптау және жөндеу-қалпына келтіру жұмыстарын уақтылы орындау, қайталама энергия ресурстарын пайдалану (желдету шығарындыларының төмен әлеуетті жылуын кәдеге жарату, энергияны регенерациялау және рекуперациялау процестерін қоса алғанда), пайдаланылатын энергетикалық және басқа да ресурстарды есепке алу аспаптарымен жарақтандыру және инвестициялық ресурстарды, моральдық ескірген өндірістік қуаттарды (өндірістік тораптарды) уақтылы алмастыру, қазіргі заманғы энергия тиімді және энергия үнемдейтін жабдықтарды ендіруге, қолданыстағы технологиялық процестерді жаңғырту және автоматтандыру деп бөлуге болады.

      Өнім немесе көрсетілетін қызмет көлемінің бірлігіне энергия және басқа ресурстардың үлестік шығынын азайтуға әкеп соғатын технологиялық процесті және (немесе) пайдаланылатын жабдықты кез келген ықтимал қайта құру, әсіресе зиянды заттардың шығарындылары мен төгінділерінің төмендеуі кезінде (немесе қазіргі деңгейі кезінде) оның энергия тиімділігі мен ресурс үнемдеуін арттыру (осы қайта құрудың экономикалық тиімділігі мен технологиялық сенімділігін ескере отырып) ретінде бағаланады.

      Қолданылатын процестер: қазіргі уақытта пайдаланылатын технологиялық, техникалық шешімдер

      Мұнай мен табиғи газ әртүрлі көмірсутектер мен аз мөлшердегі қосымдарының қоспасын білдіреді. Мұнай-газ өңдеу зауыттарына арналған шикізаттың құрамы көзге байланысты айтарлықтай өзгеруі мүмкін. Мұнай-газ өңдеу зауыттары – бұл процестердің үйлесуі мен реттілігі, әдетте, шикізаттың (шикі мұнай мен табиғи газдың) және өндірілетін өнімдердің сипаттамаларына өте тән күрделі кәсіпорындар. Мұнай өңдеу зауытында кейбір процестердің өнімдері берілуі мүмкін:

      дәл сол процеске оралу;

      жаңа процестерге;

      алдыңғы процеске оралады;

      дайын өнімді алу үшін басқа процестердің өнімдерімен араласады.

      Барлық МӨЗ өзінің конфигурациясы, үдерістердің интеграциясы, бастапқы шикізат, бастапқы шикізатқа икемділігі, өнім ассортименті, қондырғылардың ауқымы, сондай-ақ жобалау және басқару жүйелері бойынша ерекшеленеді. Бұдан басқа, зауыттарды басқару стратегиясындағы, нарықтық жағдайдағы, МӨЗ орналасқан жеріндегі, климаттық жағдай мен жасындағы, тарихи дамудағы, қолда бар инфрақұрылымдағы және экологиялық реттеудегі айырмашылықтар МӨЗ конфигурацияларының, конструкцияларының және жұмыс режимдерінің кең спектрінің маңызды себептерінің бірі болып табылады. Көрсетілген айырмашылықтар МӨЗ экологиялық көрсеткіштерінің вариативтілігіне әсер етеді.

      Әлемдік экологиялық стандарттарға сәйкес келетін отынның көп мөлшерін өндіру бүгінде мұнай өңдеу зауыттарының маңызды функциясы болып табылады және, әдетте, жалпы конфигурация мен жұмыс режимін анықтайды. Алайда, кейбір мұнай өңдеу зауыттары химия және мұнай-химия өнеркәсібіне арналған шикізат сияқты құнды отынсыз өнімдер шығарады. Мысал ретінде бу крекингін орнатуға арналған нафта үшін аралас шикізаты және басқа да өнімдер жатады. Қазақстанда органикалық химия кәсіпорындары енді ғана дами бастады, сондықтан мұнай-химия өнеркәсібі өнімдерінің желісі кеңейе алады. МӨЗ-дің басқа да арнайы өнімдеріне битум, майлау майлары, парафин және өнеркәсіптік пайдалануға арналған жоғары сапалы кокс жатады. Кейбір мұнай өңдеу зауыттары осы өнімдерді өндіру үшін жаңартылуы мүмкін.

      Мұнайды пайдалануға жарамды мұнай өнімдеріне қайта өңдеу екі фазаға және бірқатар қосалқы операцияларға бөлінуі мүмкін.

      Бірінші фаза – мұнайды тұзсыздандыру (3.1-тарау) және одан кейін оның әртүрлі компоненттеріне немесе "фракцияларына" айдау (3.2-тарау). Жеңіл компоненттер мен нафталарды одан әрі айдау мұнай өңдеу отыны, сұйытылған газ (пропан және бутан), бензин мен бастапқы мұнай-химия шикізатын араластыруға арналған компоненттер ретінде пайдалану үшін метан мен этан алу үшін жүзеге асырылады. Бұл жеңіл өнімдерді бөлу әр мұнай өңдеу зауытында өндіріледі.

      Қайта өңдеудің екінші фазасы – бұл бір-бірінен кейінгі үш процестен тұратын кешен: молекулаларды "ұсақтау", оларды күрделі молекулаларға біріктіру және мұнай өнімдерінің фракциялық құрамының өзгеруі. Бұл процестер көмірсутек молекулаларының құрылымын оларды кіші молекулаларға "бөліп", содан кейін оларды үлкен молекулаларға қосу немесе күрделі құрылымы бар молекулаларға айналдыру арқылы өзгертеді. Бұл процестердің мақсаты өңдеу процесінде алынған кейбір фракцияларды төмен түсетін процестердің тіркесімін қолдана отырып, тауарлық мұнай өнімдеріне түрлендіруден тұрады. Алынған әртүрлі өнімдердің саны шикізаттың құрамымен толығымен анықталады. Егер өнім ассортименті енді нарық талаптарына сәйкес келмесе, балансты қалпына келтіру үшін терең өңдеу қондырғыларын қосуға болады.

      Қарапайым өңдеу қондырғысы термиялық крекинг (3.7 тарау) болып табылады, оның көмегімен қалдық жоғары температураға ұшырайды, сондықтан қалдықтағы көмірсутектердің үлкен молекулалары ұсақ молекулаларға айналады. Термиялық крекинг қондырғылары кез-келген шикізатты өңдей алады, бірақ жеңіл өнімдердің салыстырмалы түрде аз мөлшерін шығарады. Термиялық крекингтің жетілдірілген түрі кокстеу қондырғысы (3.12 тарау) болып табылады, онда барлық қалдық дистилляттар мен кокс өнімдеріне айналады. Өңдеу тереңдігін арттыру және өнімнің сапасын жақсарту үшін бірқатар каталитикалық крекинг процестері жасалды, олардың ішінде ең көп тарағандары сұйық каталитикалық крекинг (3.9 тарау) және гидрокрекинг (3.4 тарау) болып табылады. МӨЗ-де қалдықтарды газдандыру процестері енгізілген, олар МӨЗ-ге ауыр қалдықтарды толығымен жоюға және оларды аралық пайдалану үшін таза газға айналдыруға, сондай-ақ құрамдастырылған цикл технологиясының көмегімен сутегі, бу және электр энергиясын өндіруге мүмкіндік береді.

      Қосалқы операциялар – бұл көмірсутекті отын өндірумен тікелей байланысты емес, бірақ қосалқы рөл атқаратын операциялар. Оларға энергия өндіру, сарқынды суларды тазарту, күкіртті қалпына келтіру, қоспалар өндірісі, бөлінетін газдарды тазарту, тазарту жүйелері, өнімдерді өңдеу және араластыру, өнімдерді сақтау кіреді.

      Осы тарауды қалыптастыру үшін кешенді технологиялық аудит жүргізу, негізгі зауыттардың технологиялық регламенттерін талдау және ресми құжаттарды талдау үшін қолжетімді басқа да деректер пайдаланылды.

      Осы тарауда қазіргі уақытта Қазақстан Республикасындағы мұнай мен газды қайта өңдеу кәсіпорындарында пайдаланылатын технологиялық процестер (немесе олардың үйлесімдері) сипатталады. Технологиялық процестер қысқаша сипатталған, қажет болған жағдайда процестің химизмі ұсынылған. Қазақстан зауыттарының ерекшелігі бірнеше негізгі және қосалқы процестер өтетін кешенді және құрама қондырғыларды қолдану болып табылады. Кешенді және құрама қондырғылар туралы ақпарат 3.24-тарауда ұсынылған.

      Қажет болған жағдайда процестің немесе қондырғының сипаттамасына қағидатты блок-схема (технологиялық схема) қосылады. Есепке алу ерекшеліктеріне байланысты технологиялық процесс немесе қондырғы материалдық-энергетикалық ресурстарды тұтыну және қоршаған ортаға эмиссиялар туралы ақпаратпен қоса жүреді. Материалдық-энергетикалық ресурстар ретінде мыналар қарастырылады:

      1) шикізат;

      2) электр энергиясы;

      3) жылу энергиясы;

      4) су;

      5) отын.

      Осы тарау осы анықтамалықты (2020) жазу кезіндегі қолданыстағы қондырғылардағы ағымдағы шығарындылар мен тұтыну деңгейлері туралы деректерді қамтиды.

      МӨЗ-дің және МӨЗ-дің қызмет процесінде қоршаған ортаға негізгі әсері туралы ақпарат 1.6-тарауда берілген.

      Мұнай өңдеу зауыттары шикізат пен өнімдердің көп мөлшерімен жұмыс істейтін және энергия мен судың қарқынды тұтынушылары болып табылатын өнеркәсіптік нысандар болып табылады.

      Энергияны тұтыну

      Мұнай өңдеу – энергияны көп қажетсінетін өндіріс салаларының бірі.

      Энергия негізінен шикізат пен өнімді технологиялық қондырғылармен жылыту процестеріне, сондай-ақ су буын өндіруге жұмсалады. Энергия алу үшін пештерде ішкі және сыртқы отын көздері пайдаланылады, оның көлемі МӨЗ мен ГӨЗ жылу энергиясының жалпы шығындарының 200 МВт дейін жетуі мүмкін. Энергияны каталитикалық крекинг сияқты кейбір процестерден алуға болады, коксты жағу кезінде сыртқы энергия көздері қосымша қолданылады. Ірі МӨЗ және ГӨЗ отын ретінде бірінші кезекте технологиялық отынды пайдаланады. Сонымен қатар, энергетикалық ресурстар ретінде: табиғи газ, жылу энергиясы және электр энергиясы қолданылады. 3.1-суретте кешенді технологиялық аудиттен өткен тұтынылатын отын-энергетикалық ресурстардың түрлері және олардың МӨЗ мен ГӨЗ үшін арақатынасы көрсетілген.

     



      3.1-сурет. Кешенді технологиялық аудиттен өткен МӨЗ бен ГӨЗ-да тұтынылатын отын-энергетикалық ресурстардың түрлері мен арақатынасы

      МӨЗ-де және ГӨЗ-де отын-энергетикалық ресурстардың әрбір түрін тұтыну үлесін көрсету үшін 3.1-кестеде 2020 жылға кешенді технологиялық аудиттен өткен МӨЗ және ГӨЗ бойынша деректер берілген.

      3.1-кестеден көріп отырғанымыздай, "СВ" БК" ЖШС-ны қоспағанда, технологиялық процестердегі барлық негізгі зауыттар негізінен мұнай мен газды қайта өңдеу процесінде бөлінген технологиялық отынды тұтынады және ол отын-энергетикалық ресурстардың жалпы көлемінің 78-ден 91 %-ға дейін құрайды. Технологиялық отынның құрамына: МӨЗ отын газы – 50-ден 81 %-ға дейін, тұрмыстық пеш отыны-0,04-тен 17 %-ға дейін, мұнай коксы және тақтатас 7 %-ға дейін кіреді. Меншікті отын-энергетикалық ресурстар санының жеткіліксіз болуына байланысты зауыттар бөгде ұйымдардан табиғи газды (13-тен 89 %-ға дейін) және электр энергиясын (6-дан 20 %-ға дейін) сатып алады. Осылайша, ірі МӨЗ мен ГӨЗ өздерінің технологиялық процестерінде негізінен газ тәрізді отынды пайдаланады, бұл атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарылуын төмендетуге ықпал етеді.

      3.1-кесте. Негізгі МӨЗ-де және ГӨЗ-де отын-энергетикалық ресурстың әрбір түрін тұтыну үлесі

Р/с №

Зауыт атауы

Отын-энергетикалық ресурс түрі (ОЭР)

Көлемі, т.у. т.*

ОЭР жалпы көлемінің үлесі, %

1

2

3

4

5

1

"АМӨЗ" ЖШС

Электр энергиясы

100672,29

7,45

Жылу энергиясы

255774,23

18,93

Тұрмыстық пеш отыны

38962,60

2,88

Табиғи газ

184713,35

13,67

Этиленді, пропиленді, бутиленді, бутадиенді қоса алғанда, тазартылған газдар және өзге де мұнай газдары

683741,23

50,61

Мұнай және тақтатас коксы

87253,20

6,46

Барлығы

1351116,90

100

2

"ҚазГӨЗ" ЖШС

Электр энергиясы

28495,27

19,62

Тұрмыстық пеш отыны, тонна

56,16

0,04

Этиленді, пропиленді, бутиленді, бутадиенді қоса алғанда, тазартылған газдар және өзге де мұнай газдары

116649,43

80,34

Барлығы

145200,86

100

3

"СВ" БК " ЖШС

Электр энергиясы

3078,02

11,02

Табиғи газ

24862,85

88,98

Барлығы

27940,87


4

"ПКОП" ЖШС

Электр энергиясы

31170,27

6

Тұрмыстық пеш отыны, тонна

92753,58

15

Табиғи газ

86838,56

14

Этиленді, пропиленді, бутиленді, бутадиенді қоса алғанда, тазартылған газдар және өзге де мұнай газдары

392545,87

65

Барлығы

603308,28

100

5

"ПМХЗ" ЖШС

Электр энергиясы

55651,70

9

Жылу энергиясы

118128,30

20

Тұрмыстық пеш отыны, тонна

99221,24

17

Этиленді, пропиленді, бутиленді, бутадиенді қоса алғанда, тазартылған

314257,40

54

газдар және өзге де мұнай газдары

587258,64

100

      * деректер 2021 жылғы "Мұнай өңдеу саласының ең үздік қолжетімді технологиялар қағидаттарына сәйкестігіне сараптамалық бағалау туралы есептен" ұсынылған.

      Кешенді технологиялық аудит жүргізу барысында МӨЗ және ГӨЗ энергия ресурстарының үлестік тұтынылуын бағалау жүргізілді. ҚР ірі МӨЗ-де энергия тұтынудың үлесі 3.2-суретте көрсетілген.

     


      3.2-сурет. ҚР мұнай өңдеу кәсіпорындарында үлестік энергия тұтыну

      2020 жылы "ПМХЗ" ЖШС-да 587258,8 т.у.т. энергия тұтыну кезінде 5003570 тонна мұнай өңделді. Тиісінше, өңделген шикізаттың тоннасына энергия ресурстарын нақты тұтыну 0,1173 т.у. т./т құрады.

      2020 жылы "ПКОП" ЖШС-да 603308,3 т.т. энергия тұтыну кезінде 4793702,9 тонна мұнай өңделді. Тиісінше, өңделген шикізаттың тоннасына энергия ресурстарын нақты тұтыну 0,1258 т.у.т./т құрады.

      2020 жылы "АМӨЗ" ЖШС 628413 т.у.т. энергия тұтыну кезінде 5016302 тонна мұнай өңдеді. Тиісінше, өңделген шикізаттың тоннасына энергия ресурстарын нақты тұтыну 0,1252 т.у.т./т құрады.

      3.2-суреттегі диаграммадан көріп отырғанымыздай, "СВ" БК" ЖШС-ны қоспағанда, үш ірі мұнай өңдеу зауытының үлестік мәні бір деңгейде. Нақты мәндердің осындай күрт айырмашылығының негізгі себебі әртүрлі технологиялық процестер және сәйкесінше шығарылатын соңғы өнімдер болып табылады.

      Кешенді технологиялық аудит нәтижелері бойынша зерттелетін зауыттарда энергия тиімділігінің бірқатар маңызды көрсеткіштерінің: энергетикалық тиімділік индексінің (ЭТИ) және өнімге қайта есептегендегі энергия сыйымдылығының (ЭС) мониторингі жоқ екені анықталды.

      Аудит барысында жиналған тікелей немесе жанама деректер бойынша энергия тиімділігінің көрсеткіштері (ЭТИ және ЭС) есептелді, олар бойынша әлемдегі өнеркәсіптік кәсіпорындарды салыстыру жүзеге асырылады (3.3-сурет).

     



      3.3-сурет. ЕО, Ресей және ҚР мұнай өңдеу кәсіпорындарының энергия сыйымдылығы

      3.3-суреттегі диаграммадан көріп отырғанымыздай, Қазақстанның ірі МӨЗ энергия сыйымдылығының деңгейі ЕО және Ресей елдеріндегі ең үздік МӨЗ-дерге қарағанда жоғары, яғни "АМӨЗ" ЖШС, "ПКОП" ЖШС және "ПМХЗ" ЖШС энергия сыйымдылығының нақты деңгейі МӨЗ энергия сыйымдылығының орташа әлемдік деңгейінен асады. Екінші жағынан, Қазақстанның МӨЗ өзінің технологиялық жағдайы бойынша еуропалық және ресейлік ЕҚТ бойынша анықтамалықта ұсынылған энергия тиімділігі жөніндегі талаптарға сәйкес келетіні анық анықталды. Қазақстанның МӨЗ-де энергия тиімділігін арттыру бойынша айтарлықтай әлеует бар, бұл өндіріс экономикасы мен экологияны жақсартуға ықпал ететін болады.

      Суды тұтыну

      Су мұнай мен газды өңдеудің барлық өндірістік процестерінің ажырамас бөлігі болып табылады.

      Су негізінен пайдаланылады:

      МӨЗ-де сутегі өндіру үшін және су буын өндіру үшін, көмірсутектерді айдау немесе крекинг процестеріне қатысу үшін, жуу, тазарту, тез салқындату немесе айдау (бумен) үшін. Сутекті өндіру үшін және энергетикалық мақсаттарда пайдаланылатын суды деминерализациялау қондырғылары судың ең үлкен тұтынушылары және МӨЗ-дегі сарқынды сулардың негізгі көзі болып табылады;

      тазалау операцияларында;

      қазандықтарда бу генерациясы үшін;

      және салқындату жүйелері үшін.

      Пайдаланылатын судың мөлшері бірінші кезекте МӨЗ типіне және, әсіресе, пайдаланылатын салқындату жүйелеріне байланысты: жабық немесе ашық (тура сарқынды). Мұнай өңдеу зауыттарындағы судың көп бөлігі (орташа есеппен 50 %-дан астам) салқындату үшін қолданылады.

      МӨЗ және ГӨЗ өз қызметінде су тұтыну көлемін қысқартуға, су ресурстарын пайдалану тиімділігін арттыруға, суды қайталап және айналымда пайдалануды арттыруға, сарқынды сулардың сапасын арттыруға және табиғи су объектілеріне әсерін барынша азайтуға ұмтылады. ҚР негізгі үш МӨЗ-де айналма сумен жабдықтау қолданылады. Айналма су зауытта тұтынылатын су көлемінің 85-тен 99 %-на дейін пайдаланылады, ал 1-ден 9 %-ға дейін су қайта пайдаланылады. ҚР үш ірі МӨЗ үшін қалалық сумен жабдықтау жүйелерінен алынатын су зауытта тұтынылатын судың жалпы көлемінің 1-5 % құрайды.

      "СВ" БК" ЖШС-ға "МАЭК-Қазатомөнеркәсіп" ЖШС-дан жеткізілетін су пайдаланылады және тек 12 %-ға жуығы тазартылған сарқынды сулар қайта пайдаланылады.

      Барлық түзілетін суларды тазалауға мамандандырылған бөгде ұйымға беруге байланысты "ҚазГӨЗ" ЖШС "су тұтыну және су бұру балансын" қалыптастыру бойынша одан әрі басқару жүргізілмейді.

      Табиғи және ілеспе газды өңдеудегі технологиялық көрсеткіштерін мен ресурстарды тұтынудың ағымдағы деңгейлері.

      Табиғи және ілеспе газды өңдеуде атмосфералық ауаны қорғауды реттеу саласындағы қызметті дамытудың басым бағыттары:

      атмосфералық ауаның ластану деңгейін төмендету мақсатында ЕҚТ ендіру; атмосфералық ауаға зиянды (ластағыш) заттардың шығарындыларын аулау, кәдеге жарату, залалсыздандыру, осындай шығарындыларды азайту немесе алып тастау жөніндегі іс-шараларды жүзеге асыру;

      атмосфералық ауаға зиянды (ластағыш) заттардың шығарындыларын және олардың көздерін есепке алу жүйесін жетілдіру;

      атмосфералық ауаға зиянды (ластағыш) заттар шығарындыларының белгіленген нормативтерінің сақталуын және атмосфералық ауа сапасы нормативтерінің сақталуын өндірістік бақылау жүйесін жетілдіру;

      атмосфералық ауаны қорғаудың мемлекеттік нысаналы бағдарламаларына және Қазақстанның осы саладағы халықаралық міндеттемелеріне сәйкес атмосфералық ауаға зиянды (ластағыш) заттардың шығарындыларын азайту шамасын және осындай азайту жүзеге асырылатын мерзімдерді айқындай отырып, қызметті жоспарлау, инвестициялық жобаларды әзірлеу және іске асыру кезінде экологиялық аспектілерді міндетті есепке алу және тәуекелдерді бағалау.

      Қалдықтармен жұмыс істеу саласындағы қызметті дамытудың басым бағыттары:

      технологиялық процесте одан әрі қолдану мақсатында пайда болатын қалдықтарды барынша пайдалы пайдалануға, оларды регенерациялауға және рециклингке көшу;

      қызметтің негізгі түрлерінде немесе толығымен қалдықсыз технологиялар болып табылатын қалдықтардың ең аз түзілуін қамтамасыз ететін ЕҚТ ендіру.

      Су пайдалану саласындағы қызметті дамытудың басым бағыттары:

      суды ұтымды пайдалану, өндірістік және шаруашылық-тұрмыстық қажеттіліктерге суды үлестік тұтынуды қысқарту, тауарлық өнім өндірісінің су сыйымдылығын және оны тасымалдау кезінде судың ысырабын азайту есебінен энергетикалық тиімділікті арттыру. Су тарту көлемінің және өндірістік және өзге де мұқтаждықтарға пайдаланылатын су көлемінің қысқаруы нәтижесінде су бұру көлемі мен су объектілеріне түсетін ластағыш заттардың саны пропорционалды түрде азаяды, осылайша су тарту мен су бұру ауқымының қысқаруы су экожүйелері мен олардың су теңгерімінің орнықтылығын сақтауға мүмкіндік береді. Технологиялық процестерде су ресурстарын үлестік тұтынуды төмендету және су ысырабын қысқарту өнеркәсіптік алаңдарда ауыз су мен техникалық су ағындарын бөлу, техникалық мақсаттар үшін ауыз суды пайдаланудан бас тарту (судың басқа санаттарын пайдалану мүмкін болмаған кезде ғана ерекше жағдайларда), технологиялық мұқтаждықтарды барынша қамтамасыз ету үшін айналма және қайта-жүйелі сумен жабдықтау жүйелерін пайдалануды кеңейту, қазіргі заманғы су үнемдеу технологиялары мен жабдықтарын ендіру арқылы қамтамасыз етілуі мүмкін. Ағынсыз су пайдалануға көшу ерекше өзектілікке ие болады;

      қолданыстағы сумен жабдықтау жүйесін жаңғырту және су дайындаудың қазіргі заманғы технологияларын ендіру есебінен ауыз судың сапасына қойылатын белгіленген талаптарды қамтамасыз ету;

      қолданыстағы су бұру жүйесін жаңғырту және сарқынды суларды тазартудың ең үздік қолжетімді технологияларын ендіру есебінен су ортасына теріс әсерді азайту болып табылады. су объектілеріне антропогендік жүктемені төмендетуді қамтамасыз ететін негізгі бағыттар нормативтік тазалау мүмкін емес немесе экономикалық жағынан тиімсіз болып табылатын сарқынды суларды жер асты деңгейжиектеріне айдау, өнеркәсіптік алаңдардан жерүсті ағындарын жинауды және тазартуды ұйымдастыру, сарқынды суларды табиғи түрде толық тазалау үшін жоғары су өсімдіктері бар тұндырғыш тоғандарды қолдану, ЕҚТ талаптарына сәйкес келетін жаңа тазарту және жұмыс істеп тұрған тазарту құрылыстарын реконструкциялау/ жаңғырту арқылы сарқынды сулардың құрамындағы су объектілеріне ластағыш заттардың түсуін азайту болып табылады;

      экологиялық мониторинг жүйесін жетілдіру;

      су-экологиялық жағдайы қолайсыз жерлерде су объектілерін қалпына келтіру және іске асырылатын, оның ішінде жинақталған экологиялық залалды жою кезінде жер асты суларының техногендік ластануынан қорғау жөніндегі шараларды жүзеге асыру;

      топырақты және су бетін тазарту кезінде қоршаған ортаға биосорбенттер сияқты қайталама теріс әсердің болмауымен сипатталатын препараттарды көмірсутекті ластанулардан қолдану;

      әлемдік ең үздік жетістіктер мен технологиялар негізінде су шаруашылығы кешенінің ғылыми-техникалық және технологиялық базасын ең үздік инновациялық дамытуды қамтамасыз ету.

      Мұнай мен газды өңдеу процестеріндегі әртүрлі және көптеген әсер етуші факторларға сүйене отырып, олардың ішінде негізгілері:

      пайдаланылатын технологиялық қондырғылар;

      технологиялық жабдық;

      байлау жүйелері;

      технологиялық және температуралық режимдер;

      және өзге де ЕҚТ бойынша анықтамалық химиялық реагенттерді/реактивтерді тұтынудың сандық және үлестік көрсеткіштерін қарастырмайды. Бұл нормативтер ұлттық және/немесе мемлекетаралық стандарттарда белгіленген, сондай-ақ технологиялық процестер мен қондырғыларды жобалаушылар (лицензарлар) белгілеуі мүмкін.

3.1. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процесі

3.1.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процесі өңдеуге жібермес бұрын мұнайдан тұздар мен суды кетіру үшін қолданылады. Тиімді тұзсыздандыру мұнай өңдеу қондырғыларының технологиялық жабдықтарының жемірілуін едәуір азайтуға, катализаторлардың белсенділігін болдырмауға, отын, мұнай коксы, битум және басқа өнімдердің сапасын жақсартуға мүмкіндік береді.

      Су-мұнай эмульсияларын жою үшін деэмульгаторларды ендіру қолданылады, олар интерфейске адсорбцияланып, табиғи эмульгаторларды шашыратады және пептизациялайды, осылайша бронетранспортерлердің құрылымдық және механикалық беріктігін төмендетеді.

      Деэмульгаторлар ретінде беттік-белсенді заттар (ББЗ) – коллоидтар (анионбелсенді, катионбелсенді, ионогендік емес) кеңінен қолданылады. Иондық емес деэмульгаторлар кеңінен таралды, олардан суда еритін (сұйық органикалық қышқылдар, алкилфенолдар, органикалық спирттер, этилен және пропилен оксидтерінің блок-сополимерлері, "Атырау" деэмульгаторы) бөлуге болады.), мұнайда еритін (дипроксамин 157, оксафорлар 1107 және 43, прохинор 2258, прогалит, диссольван 3359 және суда еритін).

      Мұнайды тұзсыздандыру үшін тұщы сумен шаю қолданылады. Бұл жағдайда, әдетте, 1 %-ға дейін жаңа тұщы су және 4 – 5 % қайта өңделеді.

      Мұнайды тұзсыздандыру сатыларының саны (1, 2 немесе 3) бастапқы эмульсияның қасиеттерімен және ондағы тұздардың мөлшерімен анықталады. Тұзсыздандыру процесінде неғұрлым көп кезеңдер болса, соғұрлым аз жуу қажет.

3.1.1.1. Тұзсыздандырудың бір сатылы схемасы

      Жуу суы, деэмульгатор және сілті енгізілген мұнай жылу алмастырғыш және бу қыздырғыш арқылы электродегидраторға айдалады. Тұзсыздандырылған мұнай жылу алмастырғыш, тоңазытқыш арқылы өтеді және тұзсыздандырылған мұнай резервуарларына жеткізіледі. Электродегидраторларда бөлінген су қосымша тұндыру үшін мұнай бөлгішке жіберіледі. Ұсталған мұнай шикізат сорғысын қабылдауға қайтарылады, ал су өнеркәсіптік кәрізге жіберіліп, тазартуға жіберіледі. 3.4-суретте мұнайды тұзсыздандырудың бір сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы көрсетілген.

     


      1 – жылу алмастырғыштар; 2 – жылытқыштар; 3 – термохимиялық тұзсыздандырудың тұндырғыштары; 4 – 1 сатыдағы электродегидратор; 5 – тұзсыздандырылған мұнайдың жинағы.

      3.4-сурет. Мұнайды тұзсыздандырудың бір сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы

3.1.1.2. Тұзсыздандырудың екі сатылы схемасы

      Жуу суы, деэмульгатор және сілті енгізілген мұнай жылу алмастырғыш және бу қыздырғыш арқылы бірінші сатыдағы электр дегидраторына сорылады. Мұнда су мен тұздардың негізгі бөлігі алынып тасталады (олардың мөлшері 8 – 10 есе азаяды). Бірінші сатыдағы электродегидратордан мұнай екінші сатыдағы электродегидраторға қайта өңдеу үшін түседі. Бұған дейін мұнайға тағы да су құйылады (3.5-суретті қараңыз).

     


      Н-1 – шикі мұнай сорғысы; Н-2 – су беру сорғысы; Н-3 – деэмульгатор беру сорғысы; Т-4, Т - 5, Т-6 – қыздыру жылу алмастырғыштары; С-1 – араластырғыш клапандар; Е-18 – дренажды су тұнбасының сыйымдылығы; Э – электродегидраторлар.

      3.5-сурет. Сарқынды суды қарсы ағынмен құю кезінде мұнайды тұзсыздандырудың екі сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы

3.1.1.3. Тұзсыздандырудың үш сатылы схемасы

      Шикі мұнай жылу алмастырғыштар мен бу жылытқыштар арқылы сорылады, содан кейін ол І сатыдағы электр дегидраторларына түседі. Тұзсыздандыру және дегидратация процесінің тиімділігін арттыру үшін шикізат сорғысы алдында мұнайға деэмульгатор енгізіледі, ал қыздырғыштардан кейін – 1÷2 % сілті ерітіндісі. Сонымен қатар, мұнайға тұндырылған су қосылады, ол III сатыдағы электродегидратордан шығарылады және инжекторлық араластырғышқа жіберіледі.

      Мұнай электродегидратордан төмен түседі, жоғарыдан коллектор арқылы шығарылады. Мұнайды ендіру және шығару құрылғыларының осындай орналасуының арқасында аппараттың барлық қимасы бойынша ағынның біркелкілігі қамтамасыз етіледі.

      I сатыдағы электр дегидратордан мұнай II, содан кейін III сатыға жіберіледі. Бұл ретте әрбір электр дегидратор алдында мұнайға қайтадан су беріледі. Таза су тек III сатыға беріледі (3.6-суретті қараңыз).

     



      3.6-сурет. Сарқынды суды қарсы ағынмен құю кезінде мұнайды тұзсыздандырудың үш сатылы процесінің қағидатты технологиялық схемасы


      ЭЛОУ қондырғысының өнімі тұзсыздандырылған және сусыздандырылған мұнай болып табылады (~98 % масса), құрамында 3 – 4 мг/л тұз және 0,1 % дейін масса су бар.

3.1.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Шикі мұнайдағы бейорганикалық қоспалардың мөлшері кен орнына және шикі мұнайды ұңғымадан МӨЗ-ге дейін тасымалдау процестеріне байланысты.

      Мұнайды минералсыздануда пайдаланылатын су көбінесе мұнай өңдеу зауыттарының басқа технологиялық су көздерінен тазартылмаған немесе ішінара тазартылған су болып табылады.

      Ауаға шығарындылар

      Тұзсыздандыру процестерінде атмосфераға қандай да бір елеулі шығарындылар пайда болмайды. Ұйымдастырылмаған көздерден атмосфераға көмірсутектердің шығарылуы мүмкін.

      Түзілетін қалдықтар

      Электр тұзсыздандырғыштағы түзілген шламның мөлшері мұнайдағы қатты заттардың құрамына, бөліну тиімділігіне және қолданылатын шлам мен жиілікті шығару режиміне байланысты. Әдетте, электр тұзсыздандырғышты тазарту жылына бір рет жүргізіледі, қатты бөлшектерді бөлу процесінің өнімділігі мен тиімділігіне байланысты жылына 60 – 1500 тонна мұнай шламын шығарады. Алынған шламда жемірілу өнімдері, саз, құм, су (5 – 10 %), эмульсияланған мұнай және асфальт-шайырлы-парафинді шөгінділер (20 – 50 % масса) болуы мүмкін.

      Сарқынды сулар

      Процесте 30 – 100 л/т технологиялық су пайдаланылады. Электрмен тұзсыздандыру процесі мұнай шламын және тұзды сарқынды сулардың жоғары температуралы ағынын тудырады (МӨЗ процестерінен ең көп ластанған), ол әдетте сарқынды суларды тазартуға бағытталған. Пайда болған сарқынды сулар өте ластанған.

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.1.2.1 – 3.1.2.3-тармақтарда Ресей Федерациясы мен Еуразиялық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған электрмен тұзсыздандыру қондырғысындағы деректер (3.2-3.5-кестелер) ұсынылған.

3.1.2.1. Тұзсыздандырудың екі сатылы схемасы

      3.2-кесте. Тұзсыздандырудың екі сатылы схемасының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын тұтыну

кВт* сағ /т

0,86

8,15

2

Буды тұтыну

Гкал/т

0,00017

0,02

3

Салқындатқыш су

текше м/т

0,05

0,18

4

Жылыту суы

т.у.т./т

0,000012

0,000013

5

Айналма су

т.у.т./т

7,6 


7,6 


      3.3-кесте. Тұзсыздандырудың екі сатылы схемасы қондырғысының қалдықтары

Р/с №

Қалдықтың атауы

Референттік жылдағы қалдықтың пайда болу массасы, т/жыл

Қалдықтарды кәдеге жарату(қайта пайдалану)немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

Құбырлар мен ыдыстарды
мұнайдан тазарту шламы

4,5 – 12

Басқа ұйымнан
кәдеге жаратуға беру

2

Мұнай немесе мұнай өнімдерден ластанған құм
(мұнай және мұнай өнімдерінің 15 % және артық)

5

Қайта өңдеу

3.1.2.3. Тұзсыздандырудың үш сатылы схемасы

      3.4-кесте. Тұзсыздандырудың үш сатылы схемасын орнатудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық
ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

1

Электр энергиясын тұтыну

кВт * сағ/т

0,85

2,7

2

Буды тұтыну

Гкал/т

0,00004

0,0016

3

Жылыту суы

т. у.т./т

0,00002

0,25

      3.5-кесте. Тұзсыздандырудың үш сатылы схемасы қондырғысының қалдықтары

Р/с №

Қалдықтың атауы

Референттік жылдағы қалдықтың пайда болу массасы, т

Қалдықтарды кәдеге жарату (қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

Құбырлар мен ыдыстарды мұнайдан тазарту шламы

4,43475

Басқа ұйымға
кәдеге жаратуға беру

2

Минералды майлардың қалдықтары

0,121

Қайта пайдалану

3.2. Мұнайды бастапқы айдау

3.2.1. Мұнай шикізатын атмосфералық айдау қондырғысы

3.2.1.1. Мұнай шикізатын (мұнайды, газ конденсатын, олардың қоспаларын) атмосфералық айдау қондырғысы

      Мұнайды бастапқы айдау – оны қайнау температурасы бойынша фракцияларға бөлу (ректификациялау) процесі – мұнайды өңдеуге және сонымен бірге мотор отынын, майлау майларын және басқа да құнды химиялық өнімдерді алуға негізделген.

      Мұнайды бірқатар компоненттерге бөлу үшін бірнеше негізгі шарттарды орындау қажет: мұнайды тек қыздыруды ғана емес, сонымен қатар мұнайдың бір бөлігін буландыруды қамтамасыз ететін температураға дейін қыздыру керек, яғни.оны бір рет буландыру, шикі мұнайды қыздыру арқылы өндірілген өнімдердің жылуын жою. Осы мақсатта: құбырлы жылыту пештері, жылу алмастырғыштар және дистилляциялық бағандар қолданылады.

      Атмосфералық құбыр қондырғыларында мұнайды бастапқы айдау бірнеше жолмен жүзеге асырылады:

      Құбырлы пеште бір рет булану және бір дистилляциялық бағанда айдау. Мұнайды айдаудың мұндай технологиялық схемасы, әдетте, құрамында ашық түсті мұнай өнімдері аз және құрамында ерітілген көмірсутекті газ, сондай-ақ күкіртсутегі аз мұнайларға қолданылады.

      Екі рет булану және екі ректификациялық бағанда бөлу арқылы-жеңіл бензин фракциялары бөлінген алдын ала булану бағанында және негізгі бағанда жүзеге асырылады. Бұл ретте жалпы қысымды және негізгі дистилляциялық бағандағы қысымды төмендетеді, нәтижесінде мұнайдан ашық түсті мұнай өнімдерінің толық бөлінуі және оларды бағанда неғұрлым нақты бөлу орын алады. Осы схема бойынша жұмыс істеу кезінде жеңіл қайнайтын және ауыр фракциялардың бөлек булануына байланысты бір булану схемасымен салыстырғанда пеште жоғары қыздыру температурасы қажет.

      Негізінен Қазақстан Республикасының МӨЗ-де екі рет булану және екі ректификациялық бағанда бөлу тәсілі қолданылады-жеңіл бензин фракциялары бөлінген алдын ала булану бағанында және негізгі бағанда. Бұл ретте жалпы қысымды және негізгі дистилляциялық бағандағы қысымды төмендетеді, нәтижесінде мұнайдан ашық түсті мұнай өнімдерінің толық бөлінуі және оларды бағанда неғұрлым нақты бөлу орын алады. Осы схема бойынша жұмыс істеу кезінде жеңіл қайнайтын және ауыр фракциялардың бөлек булануына байланысты бір булану схемасымен салыстырғанда пеште жоғары қыздыру температурасы қажет.

      Екі бағандық схема бойынша екі рет булану арқылы мұнайды айдау кезінде: бірінші К-1 баған газ бен ең жеңіл фракцияларды шығаруға қызмет етеді, екінші К-2 баған – негізгі атмосфералық баған. Мұнайдан бензин компоненттерін алдын-ала бөлу нәтижесінде пештің катушкаларында үлкен қысым жасалмайды, негізгі атмосфералық бағанның буларының жүктемесі азаяды. Атмосфералық бағанада жоғарғы және төменгі өнімнен (бензин, мазут) басқа үш бүйірлі фракция алынады: 140 – 180 °С, 180 – 230 °С, 230 – 350 °С.

      Ауыр атмосфералық газойльден басқа, әрбір бүйірлік погон өзінің айдау бағанына-стриппингке жіберіледі, онда жеңіл фракциялар буланып кетеді. Осылайша, атмосфералық баған іс жүзінде бір-біріне біріктірілген бірнеше қарапайым бағандар болып табылады. Бұл бағандардың шоғырланған бөліктері бір корпуста орналасқан, ал шалғайдағы бөліктер тәуелсіз бағандарда безендірілген. Мазуттағы төмен қайнаған компоненттердің концентрациясын төмендету, бағандағы парциалды қысымды төмендету және ректификацияның айқындылығын арттыру үшін ректификациялық бағанның төменгі бөлігіне қызған су буы беріледі. Оның қатысуымен мұнай көмірсутектері төмен температурада буланып кетеді. Күрделі бағанның жоғарғы жағына өткір суару беріледі. Күрделі бағандарда өткір суару жылу режимін реттеуге және бағанның бүкіл биіктігінде флегма құруға жеткіліксіз, сондықтан айналым суару қолданылады.

      Бағанның 2 және 3 секцияларында бар айналым суару осы ағындардың жылуын пайдалану арқылы процестің энергетикалық көрсеткіштерін жақсартуға мүмкіндік береді. Циркуляциялық суару (ЦО) – бұл плиталардың бірінен алынатын флегма ағыны, жылу алмасу аппараттарында салқындатылып, бағанаға үстіңгі тақтайға оралады. Айналым суару ағынының мөлшері мен температурасын өзгерту арқылы бағанның жылу режимі реттеледі. К-1, К-2 бағанларының жоғарғы жағынан бензин фракциялары тұрақтандыруға түседі.

      К-4 тұрақтандыру бағанының жоғарғы жағынан тұрақсыз бас газ фракциялауға жіберіледі, тұрақты бензин – 140 – 180 °С фракциясының бір бөлігі бар қоспадағы 62 – 180 °С фракциясы нафтаны гидротазарту қондырғысының шикізаты ретінде пайдаланылады.

      Орнату схемасы 3.7 суретте көрсетілген.

     


      3.7-сурет. Екі бағанды атмосфералық түтікшені орнату схемасы

      Мұнай жылу алмастырғыштарының өту реті схемада көрсетілгеннен өзгеше болуы мүмкін.

      Қондырғының материалдық балансы мұнайдағы ашық түсті мұнай өнімдерінің ықтимал құрамына, олардың қажетті ассортиментіне, сондай-ақ фракциялаудың нақтылығына байланысты.

      Мұнай шикізатын атмосфералық айдаудың негізгі өнімдері.

      Мұнайды бастапқы атмосфералық айдау кезінде бөлінетін негізгі фракциялар:

      Бензин фракциясы – қайнау басталғаннан бастап (әрбір мұнай үшін жеке) 150 –205 °С-қа дейін (авто -, авиа-немесе басқа да арнайы бензин алудың технологиялық мақсатына байланысты) қайнау температурасы бар мұнай погоны. Бензин фракциясы алкандар, нафтендер және хош иісті көмірсутектер С5-С10 қоспасын білдіреді.

      Керосин фракциясы – қайнау температурасы 150 – 180 °С-тан 270 – 280 °С дейінгі мұнай погоны. Бұл фракцияда С10 – С15 көмірсутектер бар және авиациялық, мотор отыны ретінде (трактор керосині, дизель отыны компоненті) және т.б. пайдаланылады.

      Дизель (газойль) фракциясы 320 – 350 °С-тан жоғары.

      Мазут – жоғарыда аталған фракцияларды қайнау температурасы 180- 200 °С-тан 320-350 °С дейін шығарғаннан кейінгі қалдық. Бұл фракцияда дизель отыны ретінде пайдаланылатын С14 - С20 көмірсутектері бар.

      Мазутты қазандық отыны ретінде пайдалануға немесе одан әрі өңдеуге - не май фракцияларын немесе вакуумдық газойльдің кең фракциясын іріктей отырып, төмен қысымда (вакуумда) айдауға (өз кезегінде бензиннің жоғары октанды компонентін алу мақсатында каталитикалық крекинг үшін шикізат ретінде қызмет ететін), не крекингке ұшыратуға болады.

3.2.1.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Энергияны тұтыну

      Әдетте қолданылатын жылу интеграциясы мен жылуды қалпына келтірудің жоғары деңгейіне қарамастан, мұнай айдау қондырғылары мұнай өңдеу зауыттарының энергияны көп қажет ететін қондырғыларының бірі болып табылады, өйткені өңделген шикі мұнайдың жалпы көлемі процестің жоғары температурасына дейін қыздырылуы керек – 350 °C. Атмосфералық түтікшені орнатудың энергетикалық ресурстарын тұтыну 3.6-кестеде келтірілген.

      3.6-кесте. Атмосфералық түтікшені орнатудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

6 000 000-ға дейін

2

Электр энергиясын нақты тұтыну

кВт * сағ/т

86,8

4,68

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,39

0,00001

4

Отынды үлестік тұтыну

т.у.т./т

0,028

0,00004

5

Салқындатқыш су

текше м/т

0,08

0,005

6

Айналма су

т.у.т./т

0,00036

3*10 - 7

      Ауаға шығарындылар

      Ауаға ықтимал шығарындылар:

      шикі мұнайды қыздыру үшін пештерден бөлінетін газдар, пештерде отын жағу өнімдерінен;

      бағанның жоғарғы бөліктеріндегі қысымды төмендету клапандарынан;

      барометрлік конденсаторларды қоса алғанда, бағаналардың жоғарғы бөлігінің нашар оқшаулануынан;

      сорғылардағы, компрессорлардағы және клапандардағы тығыздағыштардан;

      технологиялық пештерден кокстеу процесін бұрудан;

      вакуумдық айдау бағанындағы конденсаторлардан кейбір жеңіл газдардан. Егер вакуумдық дистилляцияда барометрлік конденсаторлар пайдаланылса, мұнаймен ластанған сарқынды сулардың едәуір мөлшері пайда болады. Мұнаймен ластанған сарқынды су тазарту бағанында да пайда болады. Вакуумдық эжектордың орнатылған конденсаторларынан құрамында көмірсутектері мен

      H2S бар конденсацияланбаған қосылыстардың шығарындылары жабдықтың конструкциясына, мұнай түріне және өнімділігіне байланысты 50 – 200 кг/сағ құрайды. 3.7-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы бойынша алынған атмосфералық түтікшені орнату шығарындылары көрсетілген.

      3.7-кесте. Атмосфералық түтікше қондырғысының шығарындылары

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді
(Азот оксиді)

Технологиялық пештер

6

65,011

35

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

3

63

33

3

Күкірт диоксиді (күкіртті Ангидрид, күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

2

516,785

359

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

4

39

21

      Технологиялық сарқынды сулар

      Атмосфералық айдау қондырғыларында түзілетін технологиялық сарқынды сулар өңделген шикі мұнайдың тоннасына 0,08 – 0,75 м3 құрайды. Олардың құрамында мұнай, H2S, тоқтатылған бөлшектер, хлоридтер, меркаптандар, фенол, жоғары рН, аммоний және каустикалық сода бар, олар бағанның жоғарғы бөлігінің жемірілуінен қорғайды. Сарқынды су конденсаторлардың жоғарғы бөліктерінде, айдау бағанында пайда болады. Рефлюкс ыдысы (газойлды кептіру конденсаторы) мұнайға 0,5 % су, құрамында H2S 10 – 200 мг/л және NH3 10-300 мг/л бар шикізатқа 1,5 % бу өндіреді. Сульфидті су әдетте бумен булауға жіберіледі.

      Құрамында сульфид бар сарқынды сулар пешке және вакуумдық бағанға технологиялық буды айдаудан вакуумды айдау қондырғыларында пайда болады. Олардың құрамында H2S, NH3 және ерітілген көмірсутектер бар.

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      Түзілетін қалдықтар

      Шламдар бағанларды тазарту кезінде пайда болуы мүмкін. Бұл мөлшер ластануды жою режиміне және өңделген мұнайдағы қатты бөлшектер мен судың құрамына байланысты.

      3.8-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы бойынша алынған атмосфералық түтікшені орнату бойынша деректер берілген.


      3.8-кесте. Атмосфералық түтікше қондырғысының қалдықтары

Р/с №

Қалдықтың атауы

Референттік жылдағы қалдықтардың түзілу массасы, жылына тонна

Қалдықтарды кәдеге жарату (қайталама пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

1

Минералды майлардың қалдықтары индустриялық

0,0035 - 1,95

Қайталама пайдалану,
басқа ұйымға кәдеге жаратуға беру

2

Құбырлар мен ыдыстарды тазарту мұнай шламдары

5,4

Басқа ұйымға
кәдеге жаратуға беру

3

Мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм
(мұнай немесе мұнай өнімдерінің 15 % мөлшері

8,24 - 9,49

Басқа ұйымға
кәдеге жаратуға беру

4

Құрамында 15 % және одан астам мұнай өнімдері бар құрамында мұнайы бар сарқынды суларды механикалық тазарту тұнбасы

20

Қайта өңдеу

5

Индустриялық өңделген май

0,28 - 3,36

Қайта пайдалану

6

Пайдаланылған сілті ерітіндісі

83 - 264

Басқа ұйымға
кәдеге жаратуға беру


3.2.2. Мұнай шикізатын атмосфералық-вакуумдық айдау қондырғысы

3.2.2.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      АВҚ қондырғыларында бірқатар құнды фракциялар мен мұнай өнімдерін ала отырып, АТ блогында алынатын мұнай мен мазутты кешенді атмосфералық-вакуумдық айдау жүргізіледі.

3.2.2.2. Мұнайды (газ конденсатын) айдау жөніндегі атмосфералық-вакуумдық қондырғылар, (АВҚ)

      АВҚ орнатудың қағидатты схемасы 3.8-суретте көрсетілген.

     


      I – мұнай, II – көмірсутекті газ газ фракциялық қондырғысын (ГФҚ), III –ГФУ-дағы тұрақтандырудың "бастиегі" , IV – бензин, V – керосин, VI – дизельдік фракция, VII – вакуум-дистиллят, VIII – гудрон, IX – суды кәрізге төгу, X – кәдеге жаратуға газ эжекциялары, XI – айналма су, XII – су буы.

      3.8-сурет. АВҚ қондырғысының қағидатты технологиялық схемасы


      Мұнай Т-1, 2, 3, 4, 5 және 6 жылу алмастырғыштардан өтеді, онда ол жылу шығаратын өнімдердің жылуымен қызады және К-1 бензиндейтін бағанға түседі. Онда мұнайдан жеңіл бензин фракциясы шығарылады, ол ХК-1 тоңазытқыш конденсаторында конденсацияланады және Е-1 рефлюкс ыдысына жиналады, ол жерден к-4 тұрақтандырғышына беріледі. Е-1 ыдысында сығымдауға (сығуға) және одан әрі өңдеуге жіберілетін газ да бөлінеді.

      К-1 бағанының жұмыс параметрлері:

      жоғарғы температура, °С      - 147;

      жоғарғы қысым, МПа (абс.)      - 0,37;

      текше температурасы, °С      - 229.

      Мұнай баған К-1 бағанның орта бөлігіне беріледі, төмен қайнайтын фракциялар булары ағатын флегмаға қарсы жоғары көтеріледі. Бағанның биіктігі бойынша айдау бағанының секциялары арқылы қатаң белгіленген температуралық аралықтарда әртүрлі құрамдағы дистилляттар іріктеледі. Жоғарғы жағынан бензин буы шығарылады, олар конденсацияланады және ішінара бағанға флегма (рефлюкс) түрінде оралады.

      К-1 бағанасының түбінен жартылай бензинді мұнай П-1 құбырлы пеш арқылы (350 °С дейін қызады) к-2 атмосфералық бағанына жіберіледі. Жартылай бензинді мұнайдың бір бөлігі К-1-ге оралып, түзетуге қажет қосымша жылуды береді.

      К-2 бағанасында мұнай бірнеше фракцияға бөлінеді. К-2 жоғарғы жағынан бу фазасында ауыр бензин кетеді, ол HK - 2 конденсаторының тоңазытқышында конденсацияланады, содан кейін K-4 тұрақтандырғышына түседі. Бүйірлік погондар ретінде керосин және дизель фракциялары шығарылады, олар бастапқыда К-3 булау бағанының секциясында беріледі. К-3 бағанасында бүйір погондардан су буының қатысуымен жеңіл фракциялар алынады. Ыстық су буы қайнау температурасын төмендету және кокстың пайда болуын азайту үшін 1- 3 % мөлшерінде беріледі. Содан кейін керосин мен дизель фракциялары қондырғыдан шығарылады.

      К-2 бағанының жұмыс параметрлері:

      жоғарғы температура, °С - 110/125;

      жоғарғы қысым, МПа (абс.) - 0,16;

      текше температурасы, °С - 329/341.

      К-2 түбінен мазут шығады, ол П-2 пешінде қосымша 400-420 °С дейін қызады және вакуум астында жұмыс істейтін К-5 бағанына жіберіледі, онда ол вакуумдық дистилляттар мен гудронға бөлінеді. К-5-тің жоғарғы жағынан А-1 бу сорғысының көмегімен су буы, ыдырау газдары, ауа және кейбір жеңіл мұнай өнімдері (дизель фракциясы) сорылады. Вакуумдық дистилляттар мен гудронды мұнай жылытудың жылу алмастырғыштары және соңғы тоңазытқыштар арқылы қондырғыдан шығарады.

      К-5 бағанының жұмыс параметрі:

      жоғарғы температура, °С      - 89;

      жоғарғының қалдық қысымы, мм сын.бағ.- 50;

      текше температурасы, °С      - 340.

      Тұрақтандыру бағанында тұрақтандырудың жоғарғы жағынан - сұйытылған көмірсутекті газды, ал төменгі жағынан - құрамында С3-С4 көмірсутегі жоқ тұрақты бензинді алады.

      Мазутты өңдеудің екі нұсқасы бар: май және отын. Мұнай нұсқасында минералды майлардың кең ассортиментін алуға бағытталған май дистилляттарының бірнеше фракциялары алынады. Жанармай нұсқасында каталитикалық крекинг немесе гидрокрекинг қондырғылары үшін шикізат ретінде қызмет ететін дистилляттың бір немесе екі фракциясы (вакуумдық газойлдар) алынады.

      АВҚ қондырғысының негізгі өнімі 3.9-кестеде келтірілген.

      3.9-кесте. АВҚ қондырғысының негізгі өнімдері

Р/с

Атауы

Пайдалану бағыты

1

2

3

1

Тікелей айдалған бензин фракциясы (нафта) НК-150 °С

Бензинді қайтадан айдау блогында

2

Техникалық мақсаттарға арналған керосинді фракция

Керосиннің тауарлық паркінде

3

Дизельді фракция, вакуумдық газойль

Дизельді отынның тауарлық паркінде

4

Тұрмыстық пеш отыны

Дизельді отын паркінде

5

Мұнай отыны Мазут (қазандық отыны)

Қазандық отын паркі

6

Гудрон

Қайталама деструктивтік процестер

7

Көмірсутекті газ

Отын желісіне немесе ГФУ

      АВҚ қондырғысының материалдық балансы қайта өңделетін шикізатқа және өнімдердің талап етілетін ассортименті мен сапасына байланысты. Бағдарлы материалдық баланс 3.10-кестеде келтірілген.

      3.10-кесте. АВҚ қондырғысының бағдарлы материалдық балансы

Р/с №

Шикізат, өнім атауы

Саны,
% масс. шикізатқа

1

2

3

1

Шикізат:

-

2

Мұнай

100,00

3

Барлығы:

100,00

4

Өнім:


5

Көмірсутекті газ, оның ішінде:

0,06

6

отын жүйесіне

0,043

7

жеке қажеттіліктеріне

0,017

8

Фракция НК - 150 °С

13,03

9

Фракция 150-220 °С

7,76

10

Дизельді фракция, оның ішінде


11

фракция 220-320 °С

8,20

12

фракция 320-350 °С

1,11

13

Вакуумдық дизельді фракция

10,26

14

Вакуумдық газойль

23,25

15

Гудрон

35,86

16

Өнімнің барлығы:

99,53

17

Шығын:


18

зауыт желілеріне үрлеу

0,17

19

ашық алаңдарда тығыздықсыз арқылы шығын

0,003

20

су бұру жүйесіне түсетіндер (жүйе түрлері бойынша)

0,007

21

мысалы, дренаждық сыйымдылықтардан, алау сыйымдылықтарынан, отын газы сепараторынан

0,29

22

Барлық шығын:

0,47

23

Барлық шығыс:

100,00

3.2.2.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Заманауи технологиялар мен аппаратуралық рәсімдеу атмосфералық-вакуумдық түтікшенің қондырғыларының қоршаған ортаға әсерін барынша азайтуға мүмкіндік береді. Атмосфераға шығарындылардың негізгі көзі қыздыру пештерінің түтін мұржалары, сондай-ақ алау қондырғылары болып табылады.

      Атмосфераға шығарындылар     

      Қондырғының қалыпты жұмысы кезінде атмосфераға ластағыш заттар шығарындыларының көздері мыналар болып табылады:

      пештің түтін мұржалары;

      жабдықтың, ернемектердің, арматураның, сынама алу құрылғыларының, сыйымды жабдықтың тығыз болмауы.

      Технологиялық сарқынды сулар     

      Құрамында мұнай өнімдері мен химиялық реагенттер бар, электрмен тұзсыздандыру қондырғысынан бөлінетін ағындар, бейтараптандырылған қышқыл ағындар, өндірістік ағындар, құрылыс салынған аумақтан келетін жаңбыр ағындары тазарту құрылыстарына жіберіледі, осы тараудың 3.27-тармағын қараңыз.

      Қалдықтар:

      минералды майлармен ластанған пайдаланылған кокс массалары (пештердің иректүтіктерінен коксты бу-ауа күйдіру арқылы шығарылады);

      құбырлар мен сыйымдылықтарды мұнайдан тазарту шламы;

      пайдаланылған майлар, сынап шамдары, шүберектер;

      тұрмыстық қоқыс.

      Қалдықтар бейтараптандыруға және мамандандырылған кәсіпорындарға кәдеге жаратуға жіберіледі.

      3.11 – 3.13-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған атмосфералық-вакуумдық түтікше қондырғысында пайда болатын шығарындылар, энергетикалық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер ұсынылған.

      3.11-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшелі қондырғының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын тұтыну

кВт * сағ/т

12,2

3,34

2

Буды тұтыну

Гкал/т

0,039

0,0006

3

Салқындатқыш су

текше м/т

6,9

0,6

4

Айналма су

т. у.т./т

0,015

0,013

5

Отынды тұтыну

т. у.т./т

0,03

0,00004

      3.12-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшелі қондырғының шығарындылары

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Технологиялық пештер

0,151

70,949

35

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

0,93

436,48

218

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

3,34

18,27

10

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

5,73

21,21

13

      3.13-кесте. Атмосфералық-вакуумдық түтікшелі қондырғының қалдықтары

Р/с №

Қалдықтың атауы

Референтті жылы
қалдықтың түзілу массасы, т

Қалдықтарды кәдеге жарату
(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

1

Құбырлар мен ыдыстарды мұнайдан тазарту шламы

6 - 29,3

Басқа ұйымға
кәдеге жаратуға беру

2

Минералды май қалдықтары индустриялық

0,12

Қайта пайдалану

3

Мұнай немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм (мұнай немесе мұнай өнімдерінің мөлшері 15 % және артық)

0,41 - 5

Қайта өңдеу

3.3. Вакуумдық айдау процесі

3.3.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының негізгі мақсаты-кең фракциялық құрамдағы (350 – 520 °С) жеңіл және ауыр вакуумдық газойльді, күңгірттенген фракцияны, гудронды (отын нұсқасы бойынша жұмыс істеу кезінде) алу. Мұнайды мұнай нұсқасы бойынша өңдеу кезінде вакуумдық айдау блоктарында бірнеше май фракциялары мен гудрон алынады.

      Вакуумдық газойль каталитикалық крекинг, гидрокрекинг немесе пиролиз қондырғыларының шикізаты ретінде және кейбір жағдайларда жоғары сапалы мұнай кокстерін алу мақсатында одан әрі кокстеуге жіберілетін дистиллятты крекинг - қалдықты ала отырып, термиялық крекинг ретінде пайдаланылады.

3.3.2. Су буы есебінен вакуум алу технологиясы бар мазутты (ВТ) айдау жөніндегі вакуумдық қондырғылар

      Өнеркәсіпте ең көп таралған вакуумды айдау қондырғылары болды, онда разряд бу эжекторларын қолдану арқылы жасалады. Мұндай қондырғының қағидатты схемасы 3.9-суретте көрсетілген.


     


      3.9-сурет. Бу эжекциясы бар ВТ қондырғысының қағидатты схемасы

      11 сорғымен құйылған шикізат 2 вакуумдық бағанға кірер алдында 10 және 9 жылу алмастырғыштарында және 1 пештің орауыштарында қызады. 2-бағанда алынған жоғарғы және аралық фракциялар сәйкесінше 5 және 4 вакуумдық қабылдағыштарда жиналады. Жоғарғы фракция 10 және 14 аппараттарда салқындатылады және 13 сорғымен 8 суару жинағына жіберіледі. Осы жерден 12 сорғымен осы фракцияның бір бөлігі бағанның жоғарғы табақшасына беріледі (суару), ал қалған бөлігі қондырғыдан резервуарға шығарылады. 4 қабылдағыштан аралық фракция 16 тоңазытқышта салқындатылады және 15 сорғымен қондырғыдан шығарылады.

      Төменгі (қалдық) фракция 2-бағанның түбінен 3 сорғымен алынады, 9 және 17 аппараттары арқылы айдалады, сондай-ақ қондырғыдан шығарылады.

      Қондырғыдағы Вакуум интерстициалды конденсаторы бар екі сатылы 7 бу эжекторымен жасалады. Абсолютті қысымы 0,8 – 1,0 МПа болатын жұмыс су буы екі сатылы эжекторға жеткізіледі.

      Технологиялық режим:

      Шикізат температурасы, °С:

      10 жылу алмастырғыштан кейін       120-130

      9 жылу алмастырғыштан кейін      195-205

      2 бағанға кіру кезінде      345-350

      Қалдық қысым (баған жоғарысы), кПа      8-10

      Пештің иректүтігіне кірер алдындағы шикізат қысымы, МПа      0,75-0,8

      Мазутты вакуумдық айдау кезінде алынған өнімдер 3.14-кестеде келтірілген.

      3.14-кесте. Отын профиілінің ВТ-да мазутты вакуумдық айдау өнімдері


Р/с №

Атау

Фракциялар

Мұнайға шығуы % масс.

Алынған өнімді пайдалану

1

2

3

4

5

1

Газойл фракциясы

150 - 280

0,5 - 0,8

Дизельді отын компоненті

2

Жеңіл вакуумдық
газойль

250 - 380

2 - 4

Дизель, қазандық және газ турбиналы отын компоненті

3

Вакуумдық газойль (немесе ауыр вакуумдық газойль)

300 - 500
(350 - 550)

20 - 25
(25 - 32)

Құнды мотор отындарын ала отырып, гидротазартуға және каталитикалық крекингке

4

Гудрон

500 (550) жоғары

12 - 15
(10 - 12)

Кокстеу немесе висбрекинг. Қазандық отынының компоненті ретінде битум алуға

3.3.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.15 – 3.17 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну және мазутты вакуумдық айдау процесі бойынша шығарындылар бойынша деректер ұсынылған (атап айтқанда, "ПКОП" ЖШС және "ПМХЗ" ЖШС мазутты вакуумды айдау қондырғысы).

      3.15-кесте. Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

2 000 000

400 000

2

Электр энергиясын нақты тұтыну

кВт * сағ/т

13,449

5,515

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,0439

0,021

4

Отынды үлестік тұтыну

т. у.т./т

0,015*

0,014*

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.16-кесте. Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының шығарындылары


Р/с

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді

Технологиялық пештер

19,951

63,315

41,633

2

Азот диоксиді (IV)

1

3,17

2,085

3

Күкірт (IV) диоксиді

0,59

8,79

4,69

4

Көміртек оксиді
(көміртек тотығы, иісті газ)

0,06

29,88

14,97

      3.17-кесте. Мазутты вакуумдық айдау қондырғысының қалдықтары

Р/с №

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Мұнай шламы

415905

1474379

72,3

114,4

72,3

114,4


3.4. Гидрогенизациялық процестер

3.4.1. Процестер туралы жалпы мәліметтер

      Гидрогенизациялық процестер мұнай өңдеу процестерінің арасында маңызды орын алады және қазіргі заманғы мұнай өңдеу зауыттарының ажырамас бөлігі болып табылады. Олар тұрақты жоғары октанды бензиндер алу, дизель және қазандық отындарының, сондай-ақ майлау майларының сапасын жақсарту үшін қолданылады. Гидрогенизациялық процестердің дамуы тауарлық мұнай өнімдерінің сапасына қойылатын талаптардың артуымен, сутегі өндірісі құнының едәуір төмендеуімен және тиімділігі жоғары катализаторлардың жасалуымен түсіндіріледі.

      Техникалық әдебиетде "гидрогенизация" атауы гидротазарту, гидрооқшаулау, гидроесеризация, гидродепарафинизация, гидроизомеризация, гидродеароматизация, гидрогенизация, гидрокрекинг, гидроконверсия, гидродеметализация және т. б. сияқты әртүрлі процестер үшін қолданылады.

      Шындығында, жоғарыда аталған барлық процестерді екі топқа бөлуге болады - гидротазалау және гидрокрекинг.

      Гидротазарту – мұнай фракцияларын немесе қалдықтарды зиянды қоспалардан-күкірттен, азоттан, оттектен, қанықпаған және полициклді хош иісті көмірсутектерден, ауыр металдардан тазартуға ықпал ететін гидрогенизациялық процесс.

      Гидрокрекинг – мұнай фракцияларын зиянды қоспалардан тазартуға ғана емес, сонымен қатар көмірсутектердің ыдырауына, жойылуына ықпал ететін гидрогенизациялық процесс. Бірақ гидротазалау кезінде көмірсутектерді жою аз мөлшерде де жүреді. Шартты түрде, егер бастапқы шикізаттың деструкциясы (конверсиясы) 10 %-дан аз болса (мас.), содан кейін мұндай гидрогенизация процесі гидротазалау деп аталады. Егер конверсия 10 – 50 % болса (мас.), содан кейін мұндай процесс жеңіл гидрокрекинг деп аталады, егер 50 %-дан көп болса (мас.) терең гидрокрекинг.

      Гидрокрекинг процесі ҚР МӨЗ-де қолданылмайды.

      НГС-ны гидротазалаудың физика-химиялық процесі, жоғарыда айтылғандай, термогидрокаталитикалық болып табылады. Ол негізінен дистилляттарда және қалдықтарда күкірт, олефин және ішінара азотты және оттегі бар қосылыстардың концентрациясын төмендетуге арналған. Бұл мұнай өңдеуде гетероэлементтердің көп мөлшері бар күкірт және парафинді қайта өңделетін мұнайдың нақты салмағының тұрақты өсуіне, сонымен бірге жанармайдағы күкірт қосылыстарының құрамына қойылатын стандарттардың талаптарын қатаңдатуға байланысты.

      Сонымен бірге, бүгінде гидротазарту процесі шикізатты дайындау сатысында да (мысалы, каталитикалық крекинг немесе риформингтің физика-химиялық процестері үшін), сонымен қатар заманауи технологиялық кешендердің бөлігі ретінде тауарлық өнімді өндіру сатысында (мысалы, көптеген термиялық процестердің дистилляттары үшін) қолданылады.

      3.18-кесте. Бастапқы шикізат, қажетті өнімдер және гидротазартудың технологиялық міндеттері

Р/с

Бастапқы шикізат

Қаланатын өнімдер

Жою үшін:

1

2

3

4

1

СУГ

Таза СУГ

S, олефиндер

2

Нафталар

Каталитикалық риформинг қондырғысының шикізаты
(S: 0,05-0,5 % мас./мас.)

S (<0,5 м.д.), N, олефиндер

3

СУГ, нафты

Төмен диен

Өнімдегі диендер (25 – 1 м. д.)

4

Каталитикалық крекингтен кейін нафта

Бензинді араластыруға арналған компонент

S

5

Атмосфералық газойлдар

Этиленді шикізат (LVOC)

S, хош иісті заттар

Реактивті отын

S, хош иісті заттар

Дизель

S, хош иісті заттар және
n-парафиндер

6

Вакуумдық газойлдар

Этиленді шикізат

Хош иісті мұнай өнімдері

Керосин/реактивті отын
(S: 0,05-1,8 % мас./мас.)

S, хош иісті заттар

Дизельді отын (S: 0,05-1,8 % мас./мас.)

S, хош иісті заттар

ДКК шикізаты

S, N, металдар

Төмен мөлшерлі күкірт бар мазут

S

Жағармай майының базалық қоры

Хош иісті мұнай өнімдері

7

Атмосфералық тұнба

ДКК бастапқы шикізаты

S, N, CCR* және металдар

Төмен мөлшерлі күкірт бар мазут

S

Кокс шикізаты

S, CCR және металдар

Шикізат RCC

CCR және металдар

      * CCR= Конрадсонның көміртекті қалдығы.


      Мұнай шикізатын өнеркәсіптік гидротазарту қондырғылары келесі блоктарды қамтиды:

      1) шикізатты дайындау;

      2) реакторлық;

      3) БСГ бөле отырып, газ өнімдері қоспасын сепарациялау;

      4) айналымдағы БСГ мен көмірсутекті газды күкіртті сутектен тазарту;

      5) компрессорлық;

      6) гидрогенизатты тұрақтандыру.

      Қондырғылар реакторлық блоктардың аппаратуралық ресімделуі мен схемалары бойынша көптеген ұқсастықтарға ие, олар қуаттылығы (шығыстары), аппараттардың өлшемдері, технологиялық режим параметрлері және гидрогенизаттарды бөлу және тұрақтандыру секцияларының схемалары бойынша ерекшеленеді. 3.10-суретте гидротазарту қондырғысының блок-схемасы келтірілген.


     



      3.10-сурет. Гидротазарту қондырғысының блок-схемасы

      Ауаға шығарындылар

      Гидротазарту процестерінен ауаға шығарындылар технологиялық пештерден, үрлеуден, ұйымдастырылмаған шығарындылардан және катализаторларды қалпына келтіруден (CO2, CO, NOX, SOX) пайда болуы мүмкін. Бөлінетін газ ағынын сутегі сульфидімен және отын газымен байытуға болады. Жанармай газы мен күкіртсутегі әдетте күкіртті тазарту қондырғысына және күкіртті қалпына келтіру қондырғысына жіберіледі. Көмірсутектер мен күкірт қосылыстары қысымның төмендеу клапандарынан ауаға ағып кетуі мүмкін; фланецтерден ағып кету, сорғылардағы, компрессорлардағы және клапандардағы тығыздағыштар, ішінара күкірт газы мен күкірт бар су құбырларында; регенерация және катализаторды ауыстыру процедуралары кезінде немесе тазарту жұмыстары кезінде желдету.

      Сарқынды сулар

      Гидротазарту және гидропроцессинг сарқынды сулардың ағынын 30 - 55 л/т құрайды. Сарқынды сулардың құрамында H2S, NH3, жоғары рН мәні, фенолдар, көмірсутектер, тоқтатылған бөлшектер, БПК және ХПК бар және күкірт бар суды буландыруға жіберілуі керек. Суға ықтимал төгінділерге HCl және күкірт қосылыстары ағып кетеді, әсіресе күкірт бар су құбырларынан. Қатты шөгінділер (NH4)2SO4 және (NH4)Cl тоңазытқыштарда пайда болады және сумен шаю арқылы жойылады.

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      Қалдықтар

      Каталитикалық шаң катализаторды (алюминий силикаты және Cо/Mо және Ni/Mо металдары) өнімділігі жылына 5 млн. МӨЗ үшін жылына 50-200 т мөлшерінде ауыстыру кезінде пайда болады. Бағалы металдармен катализаторларды пайдаланатын технологиялық қондырғылар үшін олар сыртқы ұйымдарға регенерация үшін жіберіледі. Цеолит қалдықтары пайда болуы мүмкін, олар кейде кейбір ағындарды құрғату үшін қолданылады (мысалы, дистиллятты гидродесульфуризациялау).

3.4.2. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту

3.4.2.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Екінші реттік процестердегі бензиндерді гидротазарту едәуір мөлшерде болжамды көмірсутектермен күрделенген. Айта кету керек, гидротазарту реакцияларының шарттары - гетеро-органикалық қосылыстардың түрленуі-және диендердің гидрогенизация реакциялары әртүрлі. Осы реакциялардың әрқайсысы үшін олардың нақты катализаторлары таңдалады және технологиялық режим параметрлерінің мәндерінің оңтайлы диапазоны бар.

      Бензинді гидрогенизациялау технологиясының екі түрі белгілі: термиялық процестердің бензинін гидрогенизациялау технологиясы және каталитикалық крекинг бензинін гидрогенизациялау технологиясы. Олардың арасындағы басты айырмашылық - бензиннің каталитикалық крекингіндегі жоғары октан санын міндетті түрде сақтау. Каталитикалық крекинг бензиндерінің октандық саны зерттеу әдісі бойынша ~92÷94 пункт құрайды және гидротазалау кезінде гидротазалау тереңдігін сақтай отырып, оны мүмкіндігінше азайту керек. Сондықтан каталитикалық крекинг бензиндері үшін каталитикалық крекинг бензинін гидротазалау деп аталатын арнайы процесс жасалды, ол алкендердің ауыр бөлігінде селективті гидрогендеуге негізделген.

      Шикізатты өңдеу қозғалмайтын екі қабатты катализаторда жүргізіледі (3.11-сурет). Каталитикалық крекингтің барлық бензині (жеңіл және ауыр) жылу алмастырғышта 1 және 2 пеште қыздырылғаннан кейін 3 реакторға жіберіледі, онда диендер 2 МПа қысым мен 205 °C температурада сұйық фазада таяз гидротазалау және селективті гидрогенизация жүреді.

     


      1,5 – жылу алмастырғыштар; 2,6 – пештер; 3 – реактор; 4 – бөлу бағаны;

      7 – терең гидротазарту реакторы; 8 – тұрақтандыру бағаны; I – каталитикалық крекинг бензині; II – сутегі; III – каталитикалық крекинг бензинінің жеңіл гидрогенизаты; IV – газ; V – каталитикалық крекинг бензинінің ауыр гидрогенизаты.

      3.11-сурет. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесінің технологиялық схемасы


      3 реакторынан кейін каталитикалық крекинг бензинінің гидрогенизаты 4 бөлу бағанына жіберіледі, онда гидрогенизат ауыр және жеңіл болып бөлінеді. Каталитикалық крекинг бензинінің жеңіл гидрогенизаты қондырғыдан шығарылады, ал ауыр гидрогенизат 5 жылу алмастырғышта және 6 пеште қайтадан қызады, 7 терең гидротазалау реакторына беріледі, содан кейін тұрақтандыру бағанындағы 8 газдан арылады. 7 реакторында олефиндердің қанықтыру дәрежесі шектеулі болса да, олефиндердің терең гидротазалануы және қанықтылығы бар.

      Бір реакторды қолданған кезде бензиннің октан саны айтарлықтай төмендейді.

      Процестің мынадай артықшылықтары бар:

      катализатордың ұзақ қызмет ету мерзімі және ұзақ жүру ұзындығы;

      катализаторды қауіпсіз тиеу және түсіруді қамтамасыз ететін қарапайым сусыз реакторлар қолданылады;

      күкіртсізденудің өте жоғары дәрежесі (98 %);

      тауарлық бензиндегі күкірттің құрамына қажетті талаптарға қол жеткізіледі (< 30 ppm);

      диендердің әлсіз гидрогенизациясы;

      хош иісті көмірсутектерді гидрлеудің болмауы;

      крекинг реакциясы жоқ;

      сутекті аз тұтыну;

      октан санының 1 – 2 тармаққа төмендеуі.

3.4.2.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.19 – 3.21 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесі, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы бойынша деректер ұсынылған (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС – "Prime G+" нафтасын селективті гидрлеу қондырғысы және "ПКОП" ЖШС – каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту қондырғысы (1100 секция)).

      3.19-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

жылына тонна

1200 000-ға дейін

2

Электр энергиясын нақты тұтыну

кВтч/т

6,4

5,9

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

Гкал/т

0,01

0,0016

4

Отынды үлестік тұтыну:

т.у.т./т

0,024*

0,024*

5

сұйық отын

жылына тонна

5300

5263,2

6

газ тәріздес отын

жылына тонна

4200

4079

      * Отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарына байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.20-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесіндегі шығарындылар

Р/с

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Технологиялық пештер

3,00

4,00

3,5

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

16,00

25

20,5

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

0

2

1

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

4,00

93

48,5

      3.21-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процесінен қалдықтар

Р/с

Қалдықтың атауы

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Түзілу мерзімділігі

Қалдықтарды кәдеге жарату
(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

5

1

Пайдаланылған катализаторлар

479,88

5 жыл

Өңдеу үшін бөгде ұйымдарға беру

2

Тозған қорғаныш құралдары мен арнайы киім

0,128

тұрақты

3

Қатты тұрмыстық қалдықтар

2400 – 3000

тұрақты


3.4.3. Бензинді фракцияларды (нафталарды) гидротазарту

3.4.3.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      3.12-суретте риформинг қондырғысы үшін шикізатты дайындау сатысында бензин фракцияларын (нафталарды) гидротазалаудың қағидатты технологиясы көрсетілген.

      Блокта мынадай процестер жүзеге асырылады: шикізатты күкірттен гидротазарту, күкіртсутекті және гидрогенизаттан суды булау, гидрогенизаттан циркуляциялық және көмірсутекті газды тазарту, циркуляциялық және көмірсутекті газды күкіртсутектен тазарту, моноэтаноламин (МЭА) ерітіндісін регенерациялау.

      Резервуар паркіндегі шикізат сүзгі арқылы сорғыны қабылдауға түседі, ол гидротазалау блогының құрамында сутегі бар газды араластыру үшін беріледі. Газ-шикізат қоспасы (шикізат және құрамында сутегі бар циркуляциялық газ) жылу алмастырғыштың құбыраралық кеңістігінен өтеді 3, 2 пештің конвекциялық камерасының екі сарқынды катушкасына түседі, онда түтін газдарының жылуына байланысты алдын-ала қыздыру жүреді. Одан әрі екі ағынмен газ-шикізат қоспасы 2 пештің радиация камерасына түседі, онда ол 360 °С-тан аспайтын температураға дейін қызады. Пеште қыздырылған газ-шикізат қоспасы бірінші 1-гидротазарту реакторына, содан кейін екінші реакторға түседі. 2 пеші үшін отын ретінде МӨЗ отын газы пайдаланылады, сұйық технологиялық отын (мазут) тек резервтік отын ретінде пайдаланылады.

      1 реактордан температурасы 400 °С-тан аспайтын газ өнімі қоспасы жылу тасымалдағыш ретінде қыздырғыштың (рибойлердің) 7 булау бағанасының 6 құбыр кеңістігіне түседі және одан әрі жылу алмастырғыштың 3 құбыр кеңістігіне және одан әрі температурасы 40 °С-тан аспайтын 4 тоңазытқыш жүйесі арқылы өтеді, сепараторға 5 түседі. Су тоңазытқыштарының жүйесін дәйекті және параллель қосу мүмкіндігі, сондай-ақ оларды айналмамен жіберу схемасы бар.

     



      1 – реактор; 2 – секциялы пеш; 3 – жылу алмастырғыш; 4 – тоңазытқыш;

      5 – сепаратор; 6 – булау бағаны; 7 – рибойлер; 8 – МЭА қалпына келтірілген ерітіндісіне арналған сыйымдылық; 9 – сорғы; 10 – айдау бағаны; 11 – газсыздандырғыш; 12 – газдарды тазартуға арналған абсорбер; 13 – компрессор; I – шикізат (тікелей айдау бензині – нафта); II – құрамында сутегі бар газ; III – гидротазаланған бензин; IV – күкіртсутек; V – зауыт желісіне сутегі бар газ; VI – көмірсутек газы.

      3.12-сурет. Гидротазарту блогының технологиялық схемасы

      5 сепараторында реакция өнімдері сутегі бар газ бен сұйық фазаға бөлінеді (тұрақсыз гидрогенизат). Құрамында сутегі бар газ сепаратордан 5 қабылдау сепараторына, содан кейін гидротазарту блогының 13 компрессорларын қабылдауға жіберіледі және сығылғаннан кейін оның негізгі мөлшері 12 абсорбер арқылы шикізатпен араластыруға жіберіледі (шикізаттың айналым жиілігі кемінде 500 Нм/м және сутегі концентрациясы кемінде 70 % об.ал артық төгіледі, орнату. 12-ден сұйық фазаны ағызу 10-бағанда жүзеге асырылады.

      Абсорбердің сұйық фазасы 12-тұрақсыз гидрогенизат – жылу алмастырғыштың құбыр кеңістігінен өтеді, онда тұрақты гидрогенизаттың жылуымен қыздырылады-бағанның төменгі өнімі 10, содан кейін 6-бу бағанының 23-ші табақшасына беріледі. 6-бағанға кіру температурасын реттеу үшін жылу алмастырғыштан басқа 7 тұрақты гидрогенизат ағынын айналып өту қарастырылған. Арнайы контейнерге ерітілген хлоридтермен, күкіртсутегімен және аммиакпен тұндырғышта орнатылған 5 су сепараторының дренаж схемасы бар. Содан кейін ол өнеркәсіптік канализацияға жіберіледі.

      6 бу бағанында тұрақсыз гидрогенизаттан жеңіл көмірсутектер, күкіртсутек, аммиак және ылғал буланады. 6 бағанының жоғарғы өнімі ауа салқындатқышының конденсатор-тоңазытқышынан, су тоңазытқышынан өтеді және 5 сепараторға түседі. Бағанның температуралық режимі су буымен жылытылатын жылытқыштың көмегімен сақталады. Бағанның жоғарғы өнімдері (күкіртсутегі және су буы) конденсатор-тоңазытқышта салқындатылып, Сепараторда күкіртсутегі мен суға бөлінеді. Су суару үшін бағанға оралады. Күкіртсутегі күкірт қышқылын немесе күкіртті алу үшін қолданылады. Бағандан шығарылған қалпына келтірілген МЭА ерітіндісі жылу алмастырғыш пен тоңазытқышта салқындағаннан кейін циклге қайта оралады.

      Жеңіл бензин суару үшін бағанға оралады. Күкіртсутекті су мезгіл-мезгіл ХЭА қаныққан ерітіндісінің сепараторына жіберіледі, ал құрамында күкіртсутегі бар көмірсутекті газ МЭА 15 % ерітіндісімен тазартуға жіберіледі. Сіңіргіштерден күкіртсутекпен қаныққан МЭА ерітіндісі газсыздандыруға ұшырайды, жылу алмастырғышта қызады және айдау бағанасына түседі.

      Күкіртсутектен, аммиактан, еріген газдардан және судан босатылған гидрогенизат 6-дан рибойлердің құбыраралық кеңістігіне түседі 7, онда ол 1-реактордан шыққан газ өнімдері қоспасының жылуы есебінен қызады. Рибойлердің 7 бу фазасы төменгі тілімшенің астындағы 6 бағанына ыстық ағын түрінде оралады. Тұрақты гидрогенизат сүзгілер арқылы риформинг блогына жіберіледі.

      Булау бағанасының жұмыс режимі қайта өңделетін шикізаттың сапасына байланысты: жеңіл фракциялар үшін – 100 °С (жоғарғы) және 200 °С (төменгі) температурада, ал ауыр фракциялар үшін – 120 °С (жоғарғы) және 230 °С (төменгі) температурада.

3.4.3.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.22 – 3.24 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған бензин фракцияларын (нафталар) гидротазарту процесі бойынша деректер, сондай-ақ ҚР МӨЗ сауалнамасы (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС – U-11 секциясы, "ПКОП" ЖШС – ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы (200 секция), "ПМХЗ" ЖШС – ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы (200/1 секция)) ұсынылған.

      3.22-кесте. Бензин фракцияларын (нафталарды) гидротазартудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

1 050 000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

28,282

12,311

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

Гкал/т

0,079

0,011

4

Отынды үлестік тұтыну

т. у.т./т

0,031*

0,019*

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарына байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.23-кесте. Бензинді фракцияларды (нафталарды) гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Қалдықтардың пайда болу көзі

Төгінділердің ластағыш затының ең аз концентрациясы, (мг/Нм3)

Төгінділердің ластағыш затының ең жоғары концентрациясы, (мг/Нм3)

Төгінділердің ластағыш затының орташа концентрациясы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Технологиялық пештер

17,4

18,2

17,8

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

2,361

2,736

2,5485

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

415,989

448,713

432,351

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

21,846

22,516

22,181

      3.24-кесте. Бензинді фракцияларды (нафталарды) гидротазарту процестерінен қалдықтар

Р/с №

Қалдықтың атауы

Өлшем бірлігі

Қалдықтардың пайда болу көлемі

Ескертпе

Қалдықтарды кәдеге жарату
(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

5

6

1

Пайдаланылған катализаторлар

т/жыл

10 – 70,2

Дайындаушы зауыттың ұсынымдары бойынша ауыстыру жиілігі
4-10 жыл

Өңдеу үшін бөгде ұйымдарға беру

2

Пайдаланылған адсорбенттер

т/жыл

24,2

Дайындаушы зауыттың ұсынымдары бойынша ауыстыру жиілігі
4-10 жыл

Полигонға

3

Пайдаланылған цеолиттер

жылына тонна

18,74

Өндіруші зауыттың ұсынымдары бойынша ауыстыру жиілігі
4 – 10 жыл


3.4.4. Керосин фракцияларын гидротазарту

3.4.4.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Процесс олардағы күкірт, олефин қосылыстары мен басқа қоспалардың құрамын азайту арқылы керосиндердің пайдалану қасиеттерін жақсартуға арналған. Бұл ретте керосиндердің жылу тұрақтылығы жоғарылайды, олардың жану сипаттамалары жақсарады, сақтау кезінде түс тұрақтылығы жақсарады.

      Авиациялық және реактивті қозғалтқыштардың үздіксіз жұмысын қамтамасыз ететін керосиндердің барлық қажетті жұмыс сипаттамаларын қанағаттандыру қажеттілігі айқын. Олардың ішіндегі ең маңыздыларының қатарына мыналар жатады: жану жылуы; тығыздық, жылу тұрақтылығы, тозуға қарсы және төмен температура қасиеттері, күйік және т. б.

      Алынатын тауарлық отынның түріне байланысты керосиндерді гидротазарту процесі әр түрлі қайнау температурасы бар фракцияларға ұшырайды: 130 – 230 °С, 140 – 240 °C, 160 – 240 °C, 170 – 280 °C, 195 – 315 °C. Ең жаппай шикізат – бұл 130 – 240 °C майларын тікелей айдау фракциялары.

      Гидротазартуға жіберілетін бастапқы керосин фракциясы гидротазарту процесінде өзгеретін мынадай көрсеткіштерді қоспағанда, тауарлық өнімге арналған МЕМСТ-қа сәйкес келуі тиіс: жалпы және меркаптанды күкірттің құрамы, термиялық тұрақтылық, иод саны, нақты шайырлардың құрамы.

      Шикізат инертті газдың "жастығы" астындағы резервуарларда сақталуы немесе тікелей "жүріспен" қондырғыға берілуі тиіс.

      Керосинді гидротазарту АКМ (алюмокобольтмолибден) немесе АНМ (алюмоникельмолибден) катализаторында келесі параметрлер бойынша жүргізіледі:

Қысым, МПа

2,5 - 4,0

Температура, °С


Циклдің басы

280

Циклдің соңы

340

Шикізатты берудің көлемдік жылдамдығы, сағ - 1

2,5 - 3,0

Құрамында сутегі бар газ айналымының еселігі, м3-м3 шикізат

200 – 300

Реактордағы сутектің парциалды қысымы, МПа

1,8.

      Гидротазарту үдерісінің негізгі өнімі – гидротазартылған керосин фракциясы. Шығарудың шығуы шикізаттың тұтану температурасына және процестің режиміне байланысты. Шикізатқа және процесті қалыпты жүргізуге қойылатын талаптарды сақтаған кезде айдау шығымы шикізатқа 1,5 % масс. құрайды. Егер бастапқы шикізаттың тұтану температурасы жоғары болса (фракциялардың құрамы 150 °С-қа дейін төмен болса), онда гидротазарту процесінде айдау 0,5 % масс. жоғары емес құрайды. Бұл жағдайда гидрогенизаттан күкіртсутекті булау шарттары нашарлайды.

      Гидротазалаудың жанама өнімдері сонымен қатар тұрақтандыру бағанасы мен төмен қысымды сепаратордан алынған көмірсутекті газдар, күкіртсутек және құрамында сутегі бар газ болып табылады.

      Құрамында 2 %-ға дейін күкірт сутегінің шығымы (об.) негізінен бастапқы шикізаттағы күкірт компоненттерінің құрамына байланысты.

      Құрамында сутегі бар газдағы сутектің концентрациясы 70÷75 % (айн.) құрайды. Мұндай газды дизель отыны мен майларды гидротазарту қондырғыларында таза сутегі бар газ ретінде қолданған жөн.

      Керосинді гидротазарту процесінде оны регенерациялау алдында катализатордағы кокс және күкірт бар шөгінділердің шекті мөлшері тиісінше ~8÷9 және 0,5÷1,0 % (мас.) құрайды.

      Керосинді гидротазарту қондырғысының қағидатты схемасы жоғарыда сипатталған бензин фракцияларын гидротазалау схемасымен бірдей.

3.4.4.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.25 – 3.27 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған керосин фракцияларын гидротазарту процесі, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы бойынша деректер ұсынылған (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС – U-11 секциясы, "ПКОП" ЖШС – ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы (300/1 және 300/2 секция), "ПМХЗ" ЖШС – ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы (300/2 секция).

      3.25-кесте. Керосин фракцияларын гидротазартуының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Жылына энергетикалық ресурстардың ең аз шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

89 589

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

24

10,258

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

Гкал/т

0,0849

0,0634

4

Отынды үлестік тұтыну

т.у.т./т

0,025*

0,012*

5

Айналма су

м3/т. шикізат

9,320

3,2

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарына байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.26-кесте. Керосин фракцияларды гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш заттарының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Технологиялық пештер

50,2

53,4

51,8

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

2,68

2,43

2,555

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

61,321

36,72

49,02

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

35,4

30,9

33,15

      3.27-кесте. Керосин фракцияларын гидротазарту процестерінен қалдықтар

Р/с №

Қалдықтың атауы

Өлшем бірлігі

Қалдықтардың пайда болу көлемі,

Ескертпе

Қалдықтарды кәдеге жарату
(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

5

6

1

Пайдаланылған катализаторлар

т/жыл

4 - 5,2

Дайындаушы зауыттың ұсынымдары бойынша ауыстыру жиілігі 4-10 жыл

Дайындаушы зауытқа құнды компоненттерді алу үшін немесе полигонға жіберіледі

3.4.5. Дизельді фракцияларды (газойльді) гидротазарту

3.4.5.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Дизельді фракциялардан (газойлдан) күкіртті қосылыстарды жою бензиндіге қарағанда біршама күрделі, себебі олар реакцияға қабілетсіз. Күкірт мөлшері бойынша аса төмен дизель отынын алу қажеттілігіне байланысты дизель фракцияларын (газойль) гидротазарту мен гидрлеуді бір процесте біріктірген жөн. Гидротазарту процесі дизельді фракцияларды (газойлды) гетероатомды қосылыстардан, ең алдымен күкіртті қосылыстардан қазіргі заманғы экологиялық талаптармен анықталатын деңгейге дейін тазартуға арналған.

      Дизель отынын гидротазарту процесінің әдеттегі шикізаты 180 – 330 °С, 180 – 360 °С және 240 – 360 °С шегінде қайнататын тура айдау дизель фракциялары болып табылады.

      Гидротазарту қондырғысына түсетін шикізатта ылғал мөлшері мас 0,02 – 0,03 % аспауы тиіс. Ылғалдың жоғарылауы катализатордың беріктігіне әсер етеді, жемірілудің қарқындылығын арттырады, тұрақтандыру бағанының қалыпты режимін бұзады.

      Шикізатта механикалық қоспалар болмауы керек, өйткені реакторға түсіп, олар катализаторға жиналады, осылайша оның жұмысының тиімділігін төмендетеді.

      Алюмо-кобальт-молибден немесе алюмоникельмолибден катализаторларында жоғары қысымдарда (9,0 – 10,0 МПа дейін), 315 – 360 °С ауқымындағы температураларда, сутегінің жоғары шығынында және мұнай өнімдерінің төмен көлемді қозғалыс жылдамдықтарында жүргізілетін аса терең қатты гидротазарту 10 ppm деңгейінде күкірттің аса төмен құрамын қамтамасыз етудің негізгі тәсілі болып саналады.

      3.13-суретте дизель отынын гидротазарту қондырғысының технологиялық схемасы көрсетілген.

     



      1 – пеш; 2 – реактор; 3, 6, 16 – сепараторлар; 4 – тұрақтандыру бағаны; 5, 7 – сорғылар; 8, 9, 10 – ауамен салқындату аппараттары; 11, 12, 13, 14 – жылу алмастырғыштар; 15 – тоңазытқыш; I – шикізат; II – құрамында сутегі бар газ; III – гидрогенизат;

      IV – тазартылған дизель фракциясы; V – газ; VI – бензин; VII – бу; VIII – тазалауға арналған құрамында сутегі бар газ.

      3.13- сурет. Дизель отынын гидротазарту қондырғысының қағидатты схемасы:

      Дизель отыны (шикізат) құрамында сутегі бар газбен араластыруға 5 сорғымен беріледі. Газ бен шикізат қоспасы 13, 11 жылу алмастырғыштарының құбыраралық кеңістігінде және 1-пеште реакция температурасына дейін қызады, содан кейін 2 гидротазарту реакторына түседі, онда күкірт, азот және оттегі бар қосылыстар ыдырайды, сонымен қатар қанықпаған және ішінара хош иісті көмірсутектер гидролизденеді.

      ҚСГ және гидрогенизация өнімдерінің қоспасы 11, 12 және 13 жылу алмастырғыштардың құбыр кеңістігінен өтіп, газ-шикізат қоспасының жылуын береді, ауаны салқындату құрылғысында 8, тоңазытқышта 15 салқындатылады және 3 жоғары қысымды сепараторға түседі, онда айналым ҚСГ сұйық гидротазаланған өнімнен бөлінеді. Сепаратордан 3 ҚСГ күкіртсутегін абсорберге тазалауға жіберіледі (схемада көрсетілмеген), онда күкіртсутекті моноэтаноламин ерітіндісімен сіңіреді. Тазартылған газ компрессорды қабылдауға келіп, сутегі айналымы жүйесіне қайтарылады. Егер реакция нәтижесінде айналымдағы газдағы сутегі мөлшері күрт төмендесе, онда бұл газдың бір бөлігі сіңіргіштен кейін үрленеді.

      3 сепаратордан кейін сұйық гидрогенизатта ерітілген сутегі, метан, этан, пропан және бутан бар. Оларды бөлу үшін гидрогенизат 16 төмен қысымды сепараторға жіберіледі, онда еріген газдың бір бөлігі бөлінеді. Түпкілікті тұрақтандыру мақсатында гидрогенизат жылу алмастырғыш арқылы өз қысымымен 4-тұрақтандыру бағанына жіберіледі. Бағанның жоғарғы жағынан бензин мен газдың буы 9 конденсатор-тоңазытқышқа түседі, сол жерден конденсацияланған газ бен бензин бөлу үшін 6 сепараторға жіберіледі. 6 және 16 сепараторлардан шыққан газ күкіртті сутектен моноэтаноламин ерітіндісімен жуу үшін абсорберге түседі. 6-сепаратордан бензин сондай-ақ күкіртті сутектен сілті ерітіндісімен жууға немесе көмірсутекті газбен үрлеуге беріледі, содан кейін қондырғыдан шығарылады. Дизель отынын гидротазарту бензинінің октан саны төмен. Тұрақтандырылған гидротазартылған дизель отыны жылу алмастырғышта 14 және ауаны салқындату аппаратында 10 салқындатылады, содан кейін қондырғыдан шығарылады.

      Бұдан әрі Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған дизель фракцияларын (газойлды) гидротазарту процесі бойынша деректер, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ - нің сауалнамасы (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС – МГҚБД, "ПКОП" ЖШС – ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы (300/1 және 300/2 секция), "ПМХЗ" ЖШС – ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы (300/1 секция).

3.4.5.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.28 – 3.30-кестелерде энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары және дизель фракцияларын (газойльді) гидротазарту процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.28-кесте. Дизель фракцияларын (газойльді) гидротазарту процесі бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

1 884100 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

33,15

15,927

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

Гкал/т

0,0849

2,9

4

Отынды үлестік тұтыну

т.у.т./т

0,016*

0,012*

5

Су

м3/т. шикізат

0,21

0,05

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.29-кесте. Дизель фракцияларын (газойльді) гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Технологиялық пештер

55,218

59,343

57,2805

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

3,23

3,12

3,175

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

436,721

461,513

449,117

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

34,619

37,48

36,0495

      3.30-кесте. Дизель фракцияларын (газойлды) гидротазарту процестерінен қалдықтар

Р/с

Қалдықтың атауы

Өлшем бірлігі

Қалдықтардың пайда болу көлемі

Ескертпе

Қалдықтарды кәдеге жарату
(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

5

6

1

Пайдаланылған катализаторлар

т/жыл

300 – 350

Дайындаушы зауыттың ұсынымдары бойынша ауыстыру жиілігі 3-4 жылда бір рет

Пайдаланылған катализаторлар катализаторларды жеткізушіге қайтарылады

2

Сүзгі элементтері

т/жыл

0,1 - 0,2

-

Полигонға

3.4.6. Вакуумдық газойльді гидротазарту

3.4.6.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Вакуумдық дистилляттар (350 – 500 °С) каталитикалық крекинг, гидрокрекинг және негізгі майларды өндіру процестеріне арналған дәстүрлі шикізат болып табылады. Вакуумдық газойлдардың сапасы мазутты іріктеу тереңдігімен және ректификациялау айқындығымен анықталады.

      350-500 °C вакуумдық газойлды гидротазарту айтарлықтай қиындық тудырмайды және дизель отынын гидротазарту үшін қолданылатын жағдай мен жабдықта жүргізіледі.

      Вакуумдық дистилляттарды гидротазарту, ең алдымен, каталитикалық крекинг үшін дистилляттардағы күкірт мөлшерін азайтуға және негізгі майларды алуға арналған. Процесс кезінде қысымның 9 – 11 МПа-ға дейін жоғарылауы гидрогенизаттағы күкірт мөлшерінің 0,02 – 0,03 % (мас.) дейін төмендеуіне әкеледі. Күкірт мөлшері бойынша отындарға қойылатын қазіргі заманғы талаптарды ескере отырып, каталитикалық крекингтің жаңа қондырғылары міндетті түрде вакуумдық газойльді гидротазарту қондырғыларымен салынуы тиіс. Егер ескі каталитикалық крекинг қондырғыларында шикізатты гидротазарту қондырғылары болмаса, онда бензинді гидротазарту қондырғылары мен каталитикалық крекингтің жеңіл газойлін енгізе отырып, өнімдерді күкіртсіздендіру қажет. Сонымен қатар, вакуумдық газойльді гидротазарту каталитикалық крекинг өнімдерінің өнімділігін арттыруға, шикізаттың конверсиясын арттыруға; бензин шығымын арттыруға; катализаторда ауыр каталитикалық газойль шығымын азайтуға және кокстың пайда болуына ықпал етеді

      Вакуумды газойльді гидротазарту

4 – 5 МПа қысымда, 360 – 410 °С температурада және шикізатты берудің көлемдік жылдамдығы 1 – 1,5 кезінде жүргізіледі

.

      3.14-суретте вакуумдық газойльді гидротазарту қағидатты схемасы көрсетілген.

     



      1 - пеш; 2 - реактор; 3 – жоғары қысымды сепаратор; 4 – тұрақтандыру бағаны; 5 – төмен қысымды сепаратор; 6 – бензинді газдан бөлу сепараторы; 7 – газды тазарту секциясы; 8, 9, 10 – сорғылар; 11, 12 – ауаны салқындату аппараттары; 13, 14 – жылу алмастырғыштар; 15, 16 – тоңазытқыштар; I – шикізат; II – құрамында сутегі бар газ; III – айналымдағы тазартылған құрамында сутегі бар газ; IV – үрлеу газдары; V – күкірт сутегі; VI – тұрақтандыру газы; VII – бензин; VIII – тазартылған вакуумдық газойль.

      3.14-сурет. Вакуумдық газойльді гидротазартудың қағидатты схемасы

      Вакуумдық газойль (шикізат) құрамында сутегі бар газбен араластыруға 8 шикізат сорғысы арқылы беріледі. Газ бен шикізат қоспасы 13 және 14 жылу алмастырғыштардың құбыраралық кеңістігінде және 1 пеште 360 – 380 °C температураға дейін қызады, содан кейін 2 гидротазарту реакторына түседі, онда күкірт, азот және оттегі бар қосылыстар ыдырайды, сондай-ақ қанықпаған және ішінара хош иісті көмірсутектер гидролизденеді.

      Құрамында сутегі бар газ бен гидрогенизация өнімдерінің қоспасы 2 реактордың түбінен 3 жоғары қысымды сепараторға түседі, онда айналымдағы газ сұйық гидротазаланған өнімнен бөлінеді. 3 сепаратордан бөлінетін сутегі бар газ 13-жылу алмастырғышта салқындатылады, 11-ауаны салқындату аппаратында, 16-тоңазытқышта және 5-төмен қысымды сепараторға және одан әрі күкіртсутектен 7-тазарту секциясына жіберіледі, онда күкіртсутегі моноэтаноламин ерітіндісімен сіңіріледі. Тазартылған газ компрессорды қабылдауға келіп, сутегі айналымы жүйесіне қайтарылады. Күкіртсутегі қондырғыдан күкірт немесе күкірт қышқылын өндіруге шығарылады.

      Түпкілікті тұрақтандыру мақсатында гидрогенизат өз қысымымен жылу алмастырғыштар блогы арқылы 4 тұрақтандыру бағанына жіберіледі.

      Бағанның жоғарғы жағынан 4 бензин мен газ буы 12 ауаны салқындату аппаратына түседі, сол жерден конденсацияланған газ бен бензин бөлу үшін 6 сепараторға жіберіледі. Сепаратордан шыққан газ 6 моноэтаноламин ерітіндісімен күкіртті сутектен газды тазарту бөліміне түседі. Сепаратордан 6 бензин қондырғыдан шығарылады. Вакуумдық газойльді гидротазарту бензинінің октан саны төмен. Егер тұрақтандырылған гидротазаланған дизель отынын алу қажет болса, онда ол 4 тұрақтандыру бағанынан булау бағанасы арқылы шығарылады (схемада көрсетілмеген), жылу алмастырғышта және тоңазытқышта салқындатылады, содан кейін қондырғыдан шығарылады. Құрамында сутегі бар газ көмірсутекті газдармен қоспадағы қондырғыдан ішінара шығарылады.

      Дизель фракциясы тауарлық дизель отынының құрамдас бөлігі ретінде қолданылады, нәтижесінде бензинді айдау - төмен октанды жанама өнім. Егер дизель фракциясы қондырғыдан шығарылмаса, онда ол гидрогенизаттың құрамына кіреді.

3.4.6.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.31 – 3 .33-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС-КГПН: "Prime D" газойлін гидротазарту қондырғылары) нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары және вакуумдық газойлды гидротазарту процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.31-кесте. Вакуумдық газойльді гидротазартудың энергетикалық ресурстарды тұтынуы


Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

477 100 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

34,1

21,8

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

Гкал/т

0,01

0,002

4

Отынды үлестік тұтыну

т. у.т./т

0,024*

0,018*

5

Су

м3/т. шикізат

2,8

2

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.32-кесте. Вакуумдық газойльді гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Технологиялық пештер

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

      3.33-кесте. Дизель фракцияларын гидротазарту процестерінен қалдықтар

Р/с

Қалдықтың атауы

Қалдықтардың пайда болу көлемі

Ескертпе

Қалдықтарды кәдеге жарату
(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

5

1

Пайдаланылған катализаторлар

182,718 тонн

Дайындаушы зауыттың ұсынымдары бойынша 3 жылдан кейін бір жаңарту жүргізіледі
Қызмет мерзімі - 6-8 жыл

Пайдаланылған катализаторлар катализаторларды жеткізушіге қайтарылады

2

Қорғаныш агенттері

Полигонға

3.5. Каталитикалық риформинг

3.5.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Бензиндердің каталитикалық риформингі қазіргі заманғы мұнай өңдеу мен мұнай-химияның аса маңызды процесі болып табылады. Селективті катализатордың көмегімен және сутегінің қатысуымен жоғары октанды бензинге атмосфералық айдау төмен октанды тікелей айдау бензинін (нафта) айналдыру процесін білдіреді; хош иісті көмірсутектер - мұнай-химия синтезіне арналған шикізат; құрамында сутегі бар газ-мұнай өңдеудің гидрогенизациялық процестерінде қолданылатын техникалық сутегі. Каталитикалық риформинг қондырғылары барлық отандық және шетелдік мұнай өңдеу зауыттарында бар.

      Қазіргі уақытта өнеркәсіпте риформингтің екі нұсқасы пайдаланылады. Бірінші нұсқа (отын) – бензиннің жоғары октанды компонентін өндіру, екінші нұсқа (мұнай - химия) – хош иісті көмірсутектерді алу. Екі нұсқада да бірдей технологиялық схема бар және тек қуаттылығы, құрылғы мөлшері, шикізаттың фракциялық құрамы және технологиялық процестің параметрлері бойынша ерекшеленеді. Технологияның мұнай-химия нұсқасы үшін хош иісті көмірсутектерді немесе олардың тар фракцияларын компоненттік бөлу үшін қажетті экстракция және ректификация блогы қосымша орнатылады. Риформинг процесі үшін шикізаттың сапасы мен жарамдылығын анықтайтын негізгі көрсеткіштер көмірсутекті және фракциялық құрам болып табылады. Каталитикалық риформинг үшін негізінен тікелей жұмыс істейтін бензин фракциялары (нафта) қолданылады. Қайта пайда болған бензин фракцияларының риформингі (мысалы, термиялық крекинг, кокстеу, пиролиз) алдын ала терең гидротазалаудан кейін тікелей жұмыс істейтін шикізатпен қоспада ғана мүмкін болады. Каталитикалық риформинг шикізатының фракциялық құрамы процестің мақсатына байланысты анықталады. Егер каталитикалық риформингтің мақсаты жоғары октанды бензиндерді өндіру үшін катализаттар алу болса, бұл үшін оңтайлы шикізат 85-180 °C аралығында қайнайтын фракциялар болып табылады. Жоғары октанды бензиндерді өндіруде, әсіресе октан саны 95-100, каталитикалық риформингке 105 °C қайнау температурасы бар ауыр фракциялық құрамдағы шикізат жатады. Бензол мен толуолды алу үшін риформинг процесінің шикізаты-85-105 °C аралығында қайнайтын тар бензин фракциясы. Жалпы ксилолдарды алу үшін 105-127 °C температура шегінде қайнайтын тар фракция қолданылады.

      Каталитикалық риформинг процесін және алынған өнімдердің сипаттамаларын айтарлықтай анықтайтын негізгі технологиялық параметрлер: температура, қысым, шикізатты жеткізудің көлемдік жылдамдығы, сутегі бар газдың айналым жиілігі. Алайда, пайдалану жағдайларында негізгі реттелетін параметр реакторға кіру температурасы болып табылады. Қысым, шикізатты беру жылдамдығы және айналымдағы газдың көптігі әдетте осы шикізатты өңдеу үшін тұрақты, оңтайлы болып табылады. Реакторлар арасында катализатордың жүктелуін бөлу көмірсутегі шикізатының химиялық құрамына және катализатордың белсенділігіне байланысты. Риформингтің өндірістік процестерінің температурасы әдетте 450 – 530 °C интервалда болады. Температураның жоғарылауымен барлық негізгі реакциялар, мақсатты және жанама реакциялар (крекинг және кокс реакциясы) жеделдетіледі. Шикізатты жеткізудің көлемдік жылдамдығы шикізаттың реакция көлемінің нақты жүктемесін анықтайды және реакцияланған риформинг аралық өнімдерінің катализатормен байланыс ұзақтығын сипаттайды және әдетте 1-2 сағатты құрайды. Алюмоплатинді катализаторлардағы бензин фракцияларын реформалаудың өнеркәсіптік процестерінің жұмыс қысымдарының оңтайлы мәндері:

      2,0-3,0 Мпа – жеке хош иісті көмірсутектерді алуға бағытталған процестер үшін;

      4,0 МПа (соңғы реакторда) – мақсатты өнімі бензиннің жоғары октанды компоненті болып табылатын процестер үшін.

      Соңғы жылдары тұрақты полиметалл катализаторларды қолдану катализатордың қозғалмайтын қабаты бар жаңадан жобаланатын қондырғыларда қысымды 1,5 – 2,0 МПа-ға дейін, ал қозғалатын катализатор қабаты бар қондырғыларда 0,7 – 1,5 МПа-ға дейін төмендетуге мүмкіндік берді.

      Өнеркәсіптік процестерде ҚСГ айналымының еселігі шикізаттың 1 м3 үшін 900-1500 м3 газ шегінде болады және ҚСГ сутегі концентрациясына да байланысты. Осылайша, ҚСГ айналымының іс жүзінде мүмкін болатын еселігі шикізаттың сапасын, катализатордың белсенділігін, процестің тереңдігін және экономикалық көзқарастарды ескере отырып белгіленеді.

      Риформинг катализаторлары бифункционалды (металл және қышқыл қасиеттері) болып табылады, онда реакциялардың барлық кешені жүреді (гидрогенизация, дегидрация, изомеризация, дегидроциклизация және т.б.). Металл қасиеттері белсенді металдар мен олардың кластерлерін қамтамасыз етеді (Pt, Pt-Re-Re-Pt, Pt-Ir-Ir-Pt). Қышқыл қасиеттері хлормен қапталған тасымалдаушыны      (гамма алюминий оксиді) анықтайды. Мұндай байланыстар реакциялық кезеңдегі жоғары тұрақтылықпен сипатталады, бұл сайып келгенде жоғары октанды риформинг бензиндерінің де, хош иісті көмірсутектердің де жоғары шығуларын алу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.

      Биметалдық катализаторларға құрамында 0,3...0,4 % платина массасы және шамамен бірдей Re және Ir бар платина-рений және платина-иридий жатады.

      Теңдестірілген (металдардың тең қатынасы, % массасы) және Pt және Re теңгерімсіз. Бірінші топқа парафинді көмірсутектердің хош иістендіру реакцияларындағы өзгерудің жоғары дәрежесі, ал екінші топқа дегидроциклизация реакцияларындағы парафиндердің өзгеруінің төмен дәрежесі тән, ал октан санының жоғарылауы негізінен парафинді көмірсутектердің изомеризация реакцияларында жүреді.

      Рений немесе иридий платинамен биметалл қорытпасын, дәлірек айтсақ, Pt-Re-Re-Pt типті кластерді құрайды, бұл қайта кристалдануға – процесті ұзақ уақыт пайдалану кезінде платина кристалдарының іріленуіне жол бермейді. Мұндай катализаторлар жоғары температураға төзімділіктен басқа, тағы бір маңызды артықшылықпен сипатталады – молекулалық сутектің диссоциациясына және атом сутегінің көшуіне қатысты белсенділіктің жоғарылауы. Нәтижесінде кокстың тұнбасы металдан әлдеқайда алыс орталықтарда жүреді, бұл жоғары кокстелген кезде (мас. 20 % дейін) белсенділікті сақтауға көмектеседі. катализатордағы кокс). Биметалл катализаторларынан платина-иридий парафиндердің дегидроциклдену реакцияларындағы тұрақтылық пен белсенділіктен монометалл ғана емес, сонымен қатар платина-рений байланысынан да асып түседі. Биметалдық катализаторларды қолдану риформинг қысымын төмендетуге мүмкіндік берді (3,5-тен 2-ге дейін.1,5 МПа) және зерттеу әдісі (З.Ә.) бойынша октан саны (О.С.) бар бензиннің шығымын шамамен 6 %-ға 95 пунктке дейін ұлғайту.

      Полиметаллдық кластерлік байланыстар биметаллдық тұрақтылыққа ие, бірақ жоғары белсенділікпен, жақсы селективтілікпен сипатталады және риформаттың жоғары шығуын қамтамасыз етеді. Олардың қызмет ету мерзімі 6 – 7 жыл.

      Катализаторларды жетілдіру негізінен тұрақты риформат пен сутектің шығуын арттыру, сондай-ақ аралық циклдің ұзаруы бағытында жалғасады. Тауарлық бензиндерге қойылатын экологиялық талаптарды қатаңдатуға (жалпы хош иісті көмірсутектер мен бензолдың үлесін азайту) байланысты катализаторлық жүйелерді отандық әзірлеушілер үшін маңызды болып табылатын перспективалы бағыт парафиндерді изомерлеу және/немесе оларды циклопентанға (МЗЖ 101-тармақ), метилциклопентанға (МЗЖ 91-тармақ) циклизациялау реакцияларына жоғары селективті катализаторларды әзірлеу болып табылады.

3.5.2. Катализатордың стационарлық қабаты бар каталитикалық риформинг қондырғысы

      Осы типтегі қондырғылар қазіргі уақытта бензиннің каталитикалық риформинг процестері арасында кең таралған. Олар 1 жыл немесе одан да көп уақыт бойы регенерациясыз үздіксіз жұмыс істеуге арналған. Катализатордың тотығу регенерациясы барлық реакторларда бір уақытта жүзеге асырылады. Қондырғылардың шикізаты күкіртті шикізаттан алдын ала терең гидротазалаудан, ал екінші реттік процестердің бензиндерін қайта өңдеу жағдайында – азотты және басқа да қосылыстардан гидротазалаудан, қанықпаған гидротазалаудан өтеді.

      Каталитикалық риформинг қондырғыларының барлық типтеріне келесі блоктар кіреді: шикізатты гидротазарту, сутегі бар газды тазарту, реактор блогы, газды бөлу және катализатты тұрақтандыру блоктары.

      Стационарлық қабаты бар калатизатордың каталитикалық риформингті орнату схемасы 3.15-суретте келтірілген.

     



      1, 11, 17, 18 – сорғылар; 2, 13, 19 – жылу алмастырғыштар; 3 – көп секциялы пеш;

      4, 5, 6 – реакторлар; 7, 15, 20 – тоңазытқыштар; 8, 9 – сепараторлар; 10,

      14 – бағанлар, 12 – пеш; 16 – сыйымдылық; 21 – компрессор;

      I – гидротазаланған төмен октанды бензин; II – құрамында сутегі бар газ; III – құрғақ көмірсутекті газ; IV – тұрақты бас; V – тұрақты бензин.

      3.15-сурет. Стационарлық катализаторы бар риформинг қондырғысының технологиялық схемасы

3.5.3. Катализатордың қозғалмалы қабаты бар каталитикалық риформинг қондырғысы

      Реактор мен регенератор арасында айналатын қозғалмалы катализатор қабаты бар платформинг процесінде реакторлар тік және көлденең орналасуы мүмкін. 3.16-суретте CCR-риформинг (continuous catalytic reforming) деп аталатын реакторлардың тік орналасқан қозғалмалы катализатор қабаты бар риформингті орнатудың технологиялық схемасы келтірілген.

      Бұл жұмыс қысымы шикізаттың өзгеру тереңдігін арттырумен бірге төмендеген жағдайда ең үнемді.

     



      1, 2, 3 – реакторлар; 4 – регенератор; 5, 6 – жоғары және төмен қысымды сепараторлар; 7 – тұрақтандыру бағаны; 8 – көп секциялы пеш; 9, 10, 11, 12 – сорғылар; 13, 14 – жылу алмастырғыштар; 15, 16 – тоңазытқыштар; 17 – сепаратор;

      18 – пеш; 19, 20 – компрессорлар; 21 – ауамен салқындату аппараты;

      I – шикізат (бензин 85 – 180 °С); II – регенерацияланған катализатор; III – регенерацияланған катализатор; IV – газ-шикізат қоспасы; V – газ-өнім қоспасы; VI – айналымдағы сутегі бар газ; VII – артық сутегі бар газ; VIII – құрғақ газ; IX – тұрақтандырудың бас фракциясы; X – тұрақты риформат.

      3.16-сурет. Катализатордың қозғалмалы қабаты бар риформингті орнатудың технологиялық схемасы (CCR-риформинг)


      3.17-суретте реакторлардың көлденең орналасуымен (дуалформинг) катализатордың қозғалмалы қабаты бар риформингті орнатудың технологиялық схемасы келтірілген.

     



      1 - жұмыс істеп тұрған реакторлар; 2-жұмыс істеп тұрған пештер, 3-жаңа реактор;

      4-регенератор; 5-шикізат сорғысы; 6-жаңа пеш; 7-жаңа жылу алмастырғыш шикізат / өнім; 8 - рециркуляциялық компрессор;

      9 - ауа тоңазытқышы; 10-сепаратор.

      I-шикізат; II-құрамында сутегі бар газ; III-тұрақтандырылмаған катализатор

      Катализатордың қозғалмалы қабаты бар риформинг бензиннің үнемі жоғары шығуын және октан санының мәнін (105-ке дейін), сондай-ақ процестің аз қаттылығы кезінде сутектің барынша шығуын қамтамасыз етеді

      3.17-сурет. Дуалформинг процесінің қағидатты технологиялық схемасы


3.5.4. Хош иісті көмірсутектерді алу үшін каталитикалық риформинг қондырғысы

      62 – 105 °С (нафта) түзу жұмыс істейтін бензин фракциялары бензол мен толуолды, ал ксилол мен этилбензол үшін 105 – 140 °С бензин фракциялары шикізат болып табылады. Процесс катализатордың бекітілген қабаты бар және қозғалатын, бірақ қатаң режимде қондырғыларда жүзеге асырылады. С6 – С7 көмірсутектерінің хош иістенуі шикізаттың ауыр бөлігіне қарағанда қиын болғандықтан, режимді қатайтуға қысымның төмендеуі және температураның 540 °C дейін көтерілуі арқылы қол жеткізіледі. Сонымен қатар, катализатта бар қанықпаған көмірсутектерді гидрогенизациялау үшін қосымша реактор бар. Гидрогенизация 0,1 % платина бар алюминий-платина катализаторында жүреді. Тұрақтандырылғаннан кейін Рифат экстракция және ректификация блогына түседі. Еріткіштер ретінде ди- және триэтиленгликоль, сульфолан, диметилсульфоксид, N-метилпирролидон қолданылады. Ең тиімдісі - ди-, три- және тетраэтиленгликоли (3.18-суретті қараңыз).

     



      1, 2, 5, 7, 9 - бағандар; 3, 6, 8, 10, 15, 18, 21, 32 - тоңазытқыштар;

      4, 16, 19, 22, 27 - сыйымдылығы; 11, 17, 20, 23, 24, 25, 28 - 31 - сорғылар;

      12, 14 - жылу алмастырғыштар; 13 - бу жылытқышы; 26 - қазандық; I - шикізат; II - ДЭГ; III - бензол; IV - рафинат; V - толуол; VI - ксилол фракциясы; VII-су

      3.18-сурет. Диэтиленгликольмен (ДЭГ) 62-105 °С фракциясының катализатынан ареналарды экстракциялау қондырғысының технологиялық схемасы)


      Экстракция қондырғысының материалдық балансы (риформинг катализатына % - бен) төменде келтірілген:


фракция 62 - 105

фракция 62 - 85

Түсті:
Шикізат

100,0

100,0

Алынған:
Бензол

10,9

26,2

Толуол

16,5

3,5

Ксилол және этилбензол

4,5

-

Рафинат

66,6

68,5

Шығын

1,5

1,8

Жиыны:

100,0

100,0

      Полимерлі материалдарға деген сұраныстың артуы жеке хош иісті көмірсутектер өндірісін ұлғайтуды қажет етеді. Ол үшін мұнай өңдеу зауыттарында арнайы ареналық өндірістер құрылуда. Олардың құрамына келесі секциялар кіреді:

      1)      85 – 140 °С бензин фракциясының риформинг секциясы;

      2)      бензол мен толуолды экстракциялау секциясы;

      3)      85 – 90 % таза бензол алумен толуолды деалкилдеу секциясы; деалкилдеу 666 – 755 °С температурада, 3 МПа қысымда өтеді, шикізаттың түрлену дәрежесі 93 %;

      4)      трансалкилдеу реакциясы арқылы бензол мен ксилол алу секциясы; процесс 500 °С температурада, 3 МПа қысымда платина катализаторында айналымдағы сутегі ортасында өтеді;

      5)      цеолиттерде адсорбция жолымен қосынды ксилолдар қоспасынан п-ксилолдарды бөлу секциясы ("парекс" процесі). Десорбент ретінде тазалығы 99 % п-диэтилбензол қолданылады. Адсорбция температурасы 170 °С, қысым 2 МПа;

      6)      400 – 445 °С температурада және 1,4 – 2,4 МПа қысымда о- және п- ксилолдарды ала отырып, құрамында сутегі бар газды циркуляциялайтын ортада платина катализаторында о - және п-ксилолдарды ала отырып, этилбензол мен м-ксилол қоспасын изомерлеу;

      7)      ареналарды фракциялау.

      Хош иісті көмірсутектердің барлық секцияларының жинақталған материалдық теңгерімі, % (мас.) төменде көрсетілген:


Түсті:


Алынған:


Шикізат (фракция 85-140 °С)

100,0

Отын газы

15,7

Құрамында суы бар газ


2,0


Тұрақсыз бастиек


5,9


Бензол


14,2


о-Ксилол


18,5


п-Ксилол


18,5


Хош иісті көмірсутектер


1,1


С3 және жоғары


1,1


Рафинат


23,1


Шығын


1,0


Жиыны:


100,0


3.5.5. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.34 – 3.36-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған каталитикалық риформинг процесі бойынша шығарындылар мен қалдықтардан пайда болатын энергия ресурстарын тұтыну деңгейлеріне деректер ұсынылған.

      3.34-кесте. Каталитикалық риформинг қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы


1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

2 000 000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

147,3

12.1

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,181

0,0004

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

0,17*

0,0002

5

Салқындатқыш су

текше м/т

53,9

7,9

6

Техникалық су

текше м/т

55,6

0,0075

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.35-кесте. Каталитикалық риформинг қондырғысының шығарындылары

Р/с

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді

Технологиялық пештер

2

69,321

35,66

2

Азота (IV) диоксиді

1,385

77

39,19

3

Күкірт (IV) диоксид)

0

688,421

344,21

4

Көміртек оксиді

1

53

27

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.36-кесте. Каталитикалық риформинг қондырғысының қалдықтары

Р/с

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Пайдаланылған адсорбенттер, сүзу материалдары, сүрту маталары

600000

1100000

184,2

264,5124

184,2

264,5124

3.6. Изомерлеу

3.6.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Изомерлеу процесі жоғары октанды және экологиялық таза бензин компоненттерін алудың ең тиімді әдістерінің бірі болып табылады. Мұнай өңдеуде қалыпты парафиндердің C5 – C6 молекулалық құрылымын олардың жоғары октандық изомерлеріне қайта топтастыру арқылы октан санын көбейту үшін кеңінен қолданылады.

      Изомеризат – тауарлық автобензиннің ең құнды компоненті, өйткені құрамында бензол, хош иісті көмірсутектер, күкірт қосылыстары, олефин көмірсутектері жоқ, зерттеу және мотор әдісі бойынша жоғары баллға ие. Изомеризат зерттеу және мотор әдістері бойынша октан сандары арасындағы минималды айырмашылықпен сипатталады (2 – 3 нүкте), өйткені изопарафиндер хош иісті және қанықпаған көмірсутектерден айырмашылығы, осы әдістердің әрқайсысы үшін бірдей октан санына ие.

      С5 – С6 жеңіл бензин фракцияларын изомерлеудің қазіргі заманғы қондырғысы бірнеше негізгі блоктардан тұрады: шикізатты гидротазарту блогы, белсенділігі жоғары цеолит немесе аморфты катализаторы бар изомерлеу реакторлары блогы, изомеризатты тұрақтандыру блогы, реакция жасамаған және бастапқы шикізатта бар қалыпты құрылымдағы төмен октанды көмірсутектерді бөлу және рециркуляция блоктары.

      Изомерлеу қондырғыларының шикізаты жеңіл тура айдау бензині (нафта, қайнатудың басталуы – 62 °С), бензин-рафинат (ареналарды экстракциялаудан кейін) және тікелей С5 – С6 фракциясы болуы мүмкін.

      Үш изомеризация катализаторы технологиясына негізделген изомеризация процесінің бірнеше схемалары бар, оларды одан әрі сутегі рециркуляциясымен немесе онсыз, сондай-ақ көмірсутектерді рециркуляциясымен немесе онсыз жұмыс істеу үшін жасауға болады. Жалпы, оларды екі санатқа бөлуге болады: "бір көмірсутектер" немесе "қайталама көмірсутектер".

      Бір реттік изомерлеу конструкцияларында изомерлеу қондырғысында тек жаңа шикізат өңделеді. Цеолит негізіндегі катализаторды қолданған кезде октан саны шамамен 77-80 RON және хлоридті катализаторды қолданған кезде 82- 85 RON құрайды. 80 % конверсияны күтуге болады.

      Көмірсутектерді қайта өңдеуді изомерлеу конструкцияларында төменгі октандық саны бар конверсияланбаған парафиндер одан әрі конверсиялау үшін қайта өңделеді. Қайта өңдеу нұсқасына байланысты қайта өңдеу қарапайым парафиндер немесе метилгександар мен н-гексан көмегімен жүзеге асырылуы мүмкін. Алынған октан саны шикізаттың құрамына, конфигурациясына және қолданылатын катализаторға байланысты 92 RON-ға жетуі мүмкін. Изомераттағы шығыс соңғы ағынның берілген октан санына байланысты шамамен 95 – 98 % құрайды.

      Қазіргі уақытта изомеризация катализаторларының үш түрлі түрі қолданылады:

      хлодридпен қапталған;

      цеолиттік;

      сульфатталған цирконий диоксидіне негізделген катализаторлар.

      Цеолит катализаторы едәуір жоғары температурада жұмыс істейді (250 – 280 °C және 15 – 25 бар) және ластағыш заттарға төзімді, бірақ алынған октан саны төмен. Цеолит катализаторы негізінен жоғары октанды изомерат өнімі хлорид-глинозем катализаторы үшін шикізаттағы ластағыш заттарды азайту үшін қажет қосымша капиталды шығындарды ақтамайтын немесе қосымша жабдықты орнатуға қолайлы жағдайларда қолданылады.

      Хлоридпен қоздырылған жоғары белсенді катализатор салыстырмалы түрде төмен температурада жұмыс істейді (130 – 180 °C және 30 бар) және ең жоғары октан санын береді. Катализатордың бұл түрі жоғары белсенділікті сақтау үшін реактордағы сутегі хлоридіне айналатын органикалық хлоридтердің аз мөлшерін қосуды қажет етеді. Мұндай реакторда дезактивация мен коррозия проблемаларын болдырмас үшін шикізат оттегі көздерінен, соның ішінде судан босатылуы керек. Сонымен қатар, бұл катализатор күкіртке өте сезімтал, сондықтан шикізатты 0,5 промиллеге дейін терең күкіртсіздендіру қажет. Төмен температура реакция болып жатыр неғұрлым жоғары температура, өйткені равновесное айналдыру да қалаған изомерлері күшейіп, одан төмен температуралар кезінде.

      Изомеризациядан кейін жеңіл фракциялар реактордан бөлінетін өнім ағынынан фракцияланады, содан кейін МӨЗ отын газына немесе жеңіл фракцияларды кәдеге жарату қондырғысына жіберіледі. Көмірсутектерді бір рет изомерлеуге арналған қондырғыда өнімді салқындатқаннан кейін тұрақтандырғыштың төменгі ағыны бензин пулына жіберіледі. Көмірсутектерді қайта өңдеуді изомерлеу конструкциясында тұрақтандырғыштан төменгі ағын бөлу қондырғысына беріледі, ол деизогексанизатор бағанасы немесе адсорбциялық жүйе болып табылады.

      Деизогексанизатор бағанасында неғұрлым жоғары октанды диметилбутандар мен неғұрлым төмен октанды метилпентандар арасында бөлу жүргізілуі мүмкін. Диметилбутандар және төмен қайнататын C5 компоненттері (изомерат өнімі) бағанның жоғарғы жағынан алынады және бензин пулына жіберіледі. Метилпентандар мен кәдімгі гексан бағанның түбінен бүйір фракция ретінде таңдалады және изомерлеу реакторына қайта өңделеді. Деизогексанизатордан төменгі ағын аз мөлшерде ауыр жанама өнім болып табылады, ол изомеризат өнімімен бірге бензин бассейніне немесе каталитикалық риформинг қондырғысына жіберіледі, егер мұнай өңдеу зауыты бензолды химиялық шикізат ретінде шығарса. Адсорбция қағидаты - өзгермеген қарапайым парафиндер молекулалық елекке адсорбцияланады, ал изопарафиндер адсорбент арқылы өтеді. Десорбция сепаратордан немесе бутан қоспасынан қыздырылған сутегі бар газдың көмегімен жүреді. Десорбентті сепаратор ыдысындағы таза сутегі бар рециркуляция ағынынан бөледі және одан әрі конверсиялау үшін изомерлеу реакторына қайтарады.

      С5 – С6 изомерлеудің тауарлық өнімдері изопентан және изогексан фракциялары болып табылады. Изопентан фракциясының октан саны 89-ға тең (мотор әдісі бойынша), ал 1 %-дан аспайтын n-гексаннан тұратын изогексан, октан саны 78-ге тең. Сонымен қатар, қондырғыда бутан және гексан фракциялары, сондай-ақ көмірсутекті газ бөлінеді.

      Төмен температуралы, орташа температуралы және жоғары температуралы изомерлеуді ажыратады.

3.6.2. Хлорланған (фторланған) алюмоплатинді катализаторларда төмен температуралы изомерлеу

      Процесс пентандарды, гександарды және олардың қоспаларын каталитикалық изомерлеуге арналған. Реакциялар изомеризацияға ықпал ететін және гидрокрекингке кедергі келтіретін жұмыс жағдайында катализатордың қозғалмайтын қабатында сутегі болған кезде жүреді. Жұмыс жағдайлары қатал емес, бұл орташа жұмыс қысымы, төмен температура және сутектің төмен парциалды қысымы. Процесті қолдану бағыттары ОЧ жоғарылауын және бензолды гидрогендеуді қамтиды.

      3.19-суретте процестің технологиялық схемасы көрсетілген.

     


      3.19-сурет. Процестің технологиялық схемасы

      Жеңіл бензин фракциялары кептіру қондырғысының екі құрылғысының біріне енеді. Құрылғылар ылғал сіңіретін және сол арқылы катализаторды қорғайтын молекулалық електерде құрғатқыштармен толтырылған. Қосымша сутегімен араластырғаннан кейін шикізат алдымен реактор өнімімен жылу алмасу арқылы, содан кейін тікелей қыздыру жылытқышында қыздырылады, содан кейін ол реакторларға түседі. Әдетте екі дәйекті қосылған реакторлар қолданылады.

      Тұрақтандыру бағанына түсер алдында реактор ағыны салқындатылады. Берілген сутектің мөлшері оның химиялық тұтынуынан сәл асады. Кез-келген қолайлы тазалық болуы мүмкін қосымша сутегі әдетте каталитикалық риформинг қондырғысынан келеді. Катализатордың белсенділігін ұстап тұру үшін қосылатын органикалық хлоридтерден түзілетін HCl жою үшін тұрақтандыру бағанының газ тәрізді жоғарғы өнімі сілті ерітіндісімен жуылады. Тазалаудан кейін газ отын газ жүйесіне енеді. Тұрақтандырылған, изомерленген сұйық бағанның төменгі өнімі бензин компоненті ретінде қолданылады.

3.6.3. Цеолитті катализаторларда орташа температуралық изомерлеу

      Шикізат

      Шикізаттың құрамы өте маңызды, өйткені ол изомерлеу процесінің жұмыс жағдайларын анықтайды. Себебі бутандар құрамында цеолиті бар катализаторларда изомерлеуге ұшырамайды, бірегей шикізатта бутандардың төмен мөлшері бар, бұл қондырғының өнімділігін азайтуға мүмкіндік береді. С7+ парафиндері крекирленген және пропан мен бутанға гидратталған, бұл мақсатты өнімнің шығымдылығын қажетсіз төмендетеді. Изомеризаттың жоғары шығымын білдіретін қондырғының тиімді жұмыс істеуі және катализатордың мерзімінен бұрын кокстелуінің алдын алу үшін шикізаттағы С7+ құрамы 5 %-дан аспауы тиіс. н-С5/ИЗО-С5 қатынасы мүмкіндігінше жоғары болуы керек. Бұл мақсатты өнімнің өсуіне ықпал етеді.

      Катализаторлар

      Цеолит катализаторы-бұл цеолитке (морденит) қолданылатын платина. Бұл катализатор галогенді Активатор немесе промоутер ретінде пайдалануды қажет етпейді. Катализатор 250 – 270 °С және жұмыс қысымы 1,8 – 3,5 МПа (артық). Изомерлеудің цеолит катализаторларында алюминий тотығы негізіндегі хлорланған катализаторға қарағанда октан саны төмен өнім алынады. Алайда, барлық цеолит катализаторлары сияқты, олар күкірт, су, азотқа төзімділікті арттырды және қалпына келтіруден кейін оңай қалпына келеді. Регенерация аралық жүрістің ұзақтығы 2 – 3 жыл.

      Шикізат 0,001 % күкірт құрамына дейін гидротазартылады. Бензин фракциясының орташа температуралы изомеризациясын орнату схемасы 62 °C қайнаудың басталуы 3.20-суретте көрсетілген.

     



      1, 8-сорғылар; 2, 9-жылу алмастырғыштар; 3-пеш; 4-реактор;

      5-тұрақтандыру бағаны; 6-сепаратор; 7-компрессор; 10-сыйымдылық; 11-ауамен салқындату аппараты; 12, 13 - тоңазытқыштар; 14-қайнатқыш;

      I - нк-62 °С бензин фракциясы; II-сутегі; III-бөлінетін газдар; IV-изомеризат

      3.20-сурет. Бензинді фракцияның орташа температуралы изомеризациясының схемасы, цеолит катализаторында 62 °С қайнаудың басталуы

      Бензин фракциясы 1-сорғымен 62 °С қайнай бастайды, сутегімен араластырылады, 2-жылу алмастырғышта және 3-пеште реакция температурасына дейін (230 – 280 °C) қызады және 4-реакторға беріледі.

      Реакция өнімдері 2 жылу алмастырғышта және 11 ауа салқындату құрылғысында салқындатылады, 6 сепараторына беріледі, онда сутегі бар газ бөлінеді. Изомеризат 5 тұрақтандыру бағанына жіберіледі, ол жерден 9 және 12 аппараттарда тұрақтанғаннан және салқындағаннан кейін қондырғыдан шығарылады. Егер изопентан мен изогександы бөлек алу қажет болса, онда оны ректификациялау блогына береді (1.4-т. қараңыз – жоғары температуралы изомеризация). Бұл блок сонымен қатар реакцияланбаған n-пентан мен n- гександы шикізатқа қайтаруға арналған. 5-бағанның жоғарғы жағынан бөлінетін жеңіл көмірсутектер шығарылады, олардың бір бөлігі конденсация мен салқындағаннан кейін суару ретінде 8-бағанға 5 сорғымен қайтарылады. Орташа температуралы изомеризация жоғары энергия сыйымдылығы мен изомеризаттың нашар сапасына байланысты төмен температуралы изомеризация пайдасына өз позициясын береді.

3.6.4. Хлормен (фтормен) қапталған алюмоплатинді катализаторларда жоғары температуралы изомерлеу

      Жоғары температуралы изомеризация процесі изомеризаттың төмен шығымдылығымен және өнімнің октандық санымен сипатталады, бұл оны өнеркәсіпте қолдануды күрт тарылтады. Қазіргі уақытта бұл технология іс жүзінде қолданылмайды.

      С5 және С6 парафинді көмірсутектерін жоғары температурада изомерлеу процесінің негізгі параметрлері 3.37-кестеде келтірілген.

      3.37-кесте. С5 және С6 парафинді көмірсутектердің жоғары температуралы изомерлеу процесінің негізгі параметрлері

Р/с

Көрсеткіш

Мәні

1

2

3

1

Температура, °С

380 - 450

2

Қысым, МПа

3 - 4

3

Изомеризаттің шығуы, % (айн.)

91

4

Октандық сан (зерттеу әдісі бойынша) өтуі үшін

74 - 76

Технологиялық схеманы сипаттау

      Жоғары температуралы изомерлеу қондырғысының схемасы 3.21-суретте көрсетілген.

     


      1, 22, 28, 31-жылу алмастырғыштар; 2, 21, 24, 25, 27 - тоңазытқыштар; 3-изопентан бағаны; 4-бутан бағаны; 5-пентан бағаны; 6-изогексан бағаны; 7-пеш; 8-реактор; 9-сепаратор; 10-адсорбер; 11 - тұрақтандыру бағаны; 12-компрессор; 13, 14, 15, 29, 30 - сыйымдылығы; 16, 17, 18, 19, 20, 26 - ауамен салқындату аппараттары;

      I-шикізат; II - құрамында жаңа сутегі бар газ; III-көмірсутекті газ; IV-изогексан; V-изопентан; VI-бутандар; VII-тұрақты изомеризат

      3.21-сурет. Жоғары температуралы изомерацияны орнату схемасы

      Шикізат 2-жылу алмастырғышта қыздырылады, 3-изопентан бағанына беріледі, онда жаңа шикізат пен тұрақты изомеризат қоспасы изопентан бутан қоспасы (бағанның жоғарғы жағынан шығады) және n-пентан гексан қоспасы (бағанның түбінен шығады) болып бөлінеді. Бутан бағанасында 4 мақсатты изопентанды бутаннан бөледі. Бағанның түбінен 4 мақсатты изопентан фракциясы сорғымен 22 жылу алмастырғыш және 24 тоңазытқыш арқылы контейнерге шығарылады. Бас погон (бутандар ауамен салқындату аппаратында конденсациядан кейін 17) ішінара суаруға беріледі, ал теңгерімдік саны қондырғыдан шығарылады. n-пентан мен гексанның қоспасы 3-бағанның түбінен 28 жылу алмастырғыш арқылы өтеді және 5-бағанға түседі, онда n-пентан гександардан бөлінеді.

      Әрі қарай, 5 пентан бағанының түбінен гексан қоспасы 6 изогексан бағанына беріледі, онда изогексан бағанның жоғарғы жағынан шығарылады, 19 ауаны салқындату аппаратында салқындатылады, 14 контейнердегі қоспалардан бөлінеді, ішінара суару үшін 6 бағанаға қайтарылады, ал баланстық мөлшері қондырғыдан шығарылады.

      N-пентан және n-гексан фракциялары 12 компрессордан ҚСГ-мен араласады, 1 жылу алмастырғышта және 7 пеште қыздырылады және катализатормен толтырылған 8 реакторға беріледі. Жүрістің басында реактордағы температура 380 °С, ал соңында катализатордың кейбір дезактивациясы салдарынан ол 430 – 450 °С дейін көтеріледі.

      Реактордан шыққан газ өнімдері қоспасын 1 жылу алмастырғышта және 26 және 23 тоңазытқыштарда салқындатады, содан кейін сепараторға жібереді 9. 9 аппаратынан жаңа газбен араластырылған айналымдағы ҚСГ шығарылады, 10 адсорберде цеолиттермен кептіріледі, содан кейін 12 компрессордың сору желісіне қайтарылады. Сығылған сутегі бар газ шикізатпен араласады.

      Сепаратордан тұрақсыз изомеризат 9 жылу алмастырғыш арқылы 32 тұрақтандыру бағанына 11 жіберіледі, оның жоғарғы жағына С3-С4 көмірсутектері кетеді, ал төмен қарай – шикізатпен араластыруға берілетін тұрақты изомеризат және одан әрі 3-бағанға жіберіледі. Мерзімді түрде, 5-6 айда бір рет катализатор тотығу регенерациясына ұшырайды.

      Бензин фракциясының көмірсутек құрамына байланысты 62 °C қайнау басталады изомеризаттың октандық саны мотор әдісі бойынша 80-ден 90-ға дейін болады. Изопентанның (2-метилбутан) ОЧ (м.м.) 90,3-ке тең, n-гексанның ОЧ (м.м.) бар-жоғы 26, ал оның изомерлері ОЧ (м.м) сипатталады:

      Метилпентан - 73,5;

      Метилпентан - 74,5;

      Диметилбутан - 93,4;

      Диметилбутан - 94,3.

      Материалдық баланс

      3.38-кестеде жоғары температуралы изомерлеу қондырғысының материалдық балансы көрсетілген.

      3.38-кесте. Жоғары температуралы изомерлеу қондырғысының материалдық балансы

Р/с

Көрсеткіші

% мас.

1

2

3

1

Түсті:


2

Фракция н.к. - 62

100

3

Құрамында суы бар газ

0,8

4

оның ішінде сутегі

0,22

5

Барлығы:

100,8

6

Алынған:


7

Көмірсутекті газ

1,6

8

Сұйытылған газ

16,8

9

Изомеризат (автомобиль бензинінің компоненті)

82,4

10

Оның ішінде:


11

изопентан фракциясы

53,4

12

изогексан фракциясы

22,1

13

гексан фракциясы

6,9

14

Барлығы

100,8

3.6.5. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.39 – 3.41-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған, энергетикалық ресурстарды тұтыну, пайда болған шығарындылар, сарқынды сулар және изомерлеу процесі бойынша қалдықтар деректері ұсынылған.

      3.39-кесте. Изомерлеу қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

600 000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

30

13,691

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,6

0,3

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

0,2*

0,1*

5

Айналма су

м3 / жыл

350

50

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.40-кесте. Изомерлеу қондырғысының шығарындылары

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді
(Азот оксиді)

Технологиялық пештер

2

4

3

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

10

26

18

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

0

0

0

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

41

60

50

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.41-кесте. Изомерлеу қондырғысының қалдықтары

Р/с

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Пайдаланылған адсорбент (газ тазартқыш)

100 000

600 000

6,6177

8,0883

6,6177

8,0883

2

Өңделген адсорбент (молекулярлық елек)

100 000

600 000

22,0032

26,8928

22,0032

26,8928

3

Пайдаланылған кәдеге жаратылатын катализатор (Рenex процесі)

100 000

600 000

95,895

117,205

95,895

117,205

4

Пайдаланылған катализатор (метандау)

100 000

600 000

3,663

4,477

3,663

4,477

5

Буып-түю материалдарының қалдықтары

100 000

600 000

4,5

5,5

4,5

5,5

6

Пайдаланылған керамикалық саптама
(Керамикалық шарлар)

100 000

600 000

16,2

19,8

16,2

19,8

7

Резеңке техникалық бұйымдардың қалдықтары

100 000

600 000

11,25

13,75

11,25

13,75

3.7. Висбрекинг және басқа да термиялық технологиялық процестер

3.7.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Мақсаты. Процесс негізінен тұрақты қазандық отынының компонентін алу үшін ауыр мұнай қалдықтарының тұтқырлығын төмендету үшін қолданылады. Ол 1-5 МПа қысымда және 430 – 500 °С температурада жүргізіледі.

      Висбрекингті каталитикалық крекинг және гидрокрекинг процестері үшін газойль шикізатын алу үшін де жүргізуге болады.

      Осылайша, ауыр мұнай мен мұнай қалдықтарын қайта өңдеу көлемінің өсуін ескере отырып, висбрекинг шикізатты қосымша дистилляттарға үнемді айналдыруға мүмкіндік береді.

      Висбрекинг процесінің екі негізгі түрі бар 480 – 500 °С температурада қыздыру-реакция пешінде және шикізаттың реакция аймағында болу уақыты 1,5 – 2,0 мин. және 430 – 450 °С температурада және реакция уақыты 10 – 15 минут және 430 – 450 °С температурада және реакция уақыты 10 – 15 минут болған кезде жүзеге асырылатын шығарылатын реакциялық камерамен (сокинг-камерамен) висбрекинг. Сыртқы реакциялық камерамен висбрекинг технологиясы пеш висбрекингімен салыстырғанда артықшылықтарға ие: жөндеуаралық жүрістің ұзақ ұзақтығы, отын мен электр энергиясын аз тұтыну, күрделі шығындар, екі айнымалы – сокинг-камерадағы қысым мен пештегі температураны реттеу мүмкіндігі есебінен пайдалану кезінде процестің жоғары басқарылуы.

      Процесте шикізатты конверсиялау-жоғары емес (бастапқы шикізаттан 14 – 30 %), гудроннан ақшыл мұнай өнімдерін іріктеу 5 – 20 %-дан, ал мазуттан - 16 – 22 %-дан аспайды. Алайда, бұл процесс мұнай өңдеуді тереңдетуге белгілі бір үлес қосады.

      Шикізат және өнімдер. Шикізат, әдетте, гудрон (> 500 °C), тұтқырлығы 80 °C жүздеген сантистокс (сСт) құрайтын, бірақ 1000-нан асуы мүмкін ауыр мұнай қалдықтары болып табылады. Газдар мен висбрекинг бензині газдар мен термиялық крекинг бензинімен бірдей қасиеттерге ие. Жеңіл газойль (егер алынып тасталса) жеңіл термиялық крекинг газойлының қасиеттеріне ие. Қалдық жеңіл газойльмен бірге қазандық отыны ретінде пайдаланылады, оның тұтқырлығы тауарлық қазандық отынының тұтқырлығына сәйкес келеді (80 °С кезінде 7 – 11 сСт артық емес). Кейбір жағдайларда қалдық вакуумдық буландырғышта жеңіл, ауыр және вакуумды крекинг қалдығына бөлінеді. Бұл жағдайда висбрекинг газойлдарының үштен екісі алынған отын еуропалық ерекшеліктердің талаптарына сәйкес келуі үшін вакуумда қайнатылған висбрекинг қалдығымен араластырылады. Айта кету керек, висбрекинг процесі гудронның тұтқырлығын ондаған есе азайтады. Алайда, висбрекинг нәтижесінде күкірт майларының гудрондары бастапқы гудронға қарағанда күкірт мөлшері аз қазандық отындарын беретінін атап өткен жөн. Мұндай отынды аз күкіртпен араластырмай жағуға жол берілмейді, өйткені атмосфераның күкірт ангидридімен улануымен бірге жүреді.

      3.22-суретте шығарылатын камерасы (сокинг - камерасы) бар гудронның висбрекингін орнату схемасы көрсетілген.

     


      1 - пеш; 2 - павильондар, палаткалар, камера; 3 - ректификациялық баған; 4 - сепаратор; 5 - булау бағаны; 6 - сорғы; 7 - тоңазытқыш; I - Шикізат; II - Бу; III - Газ; IV - Бензин; Iv - Жеңіл газойль; VI - Қалдық; VІІ - су

      3.22-сурет. Шығарылатын камерасы бар висбрекинг қондырғысының технологиялық схемасы

      Қыздырылған қалдық шикізат 1-пешке беріледі, онда ол 430-500 °C температураға дейін қызады, содан кейін 2-ші камераға түседі. Крекинг өнімдері атмосфералық қысыммен жұмыс істейтін 3 фракциялық бағанға жіберіледі. Әрі қарай, 4 сепараторында бөлінгеннен кейін газ бен бензин алынады, 5 бу бағанынан кейін - жеңіл газойль және қазандық отыны ретінде пайдалануға болатын қалдық. Бензин мен жеңіл газойль тазартылғаннан кейін тауарлық мұнай өнімдерінің құрамдас бөлігі ретінде қолданылады. Вакуумдық бағаннан кейін вакуумдық газойль алу схемалары бар (3.22-суретте вакуумдық баған көрсетілмеген).

      Материалдық баланс. Төменде жеңіл газойлды (I) алу үшін және жеңіл газойлды (II) алусыз гудронның висбрекингінің материалдық балансы келтірілген:


I

II

Келуі, % мас.



Гудрон

100,0

100,0

Барлығы

100,0

100,0

Алынған, % мас.



Көмірсутекті газ

2,3

2,3

Нафта С5 – С6

1,4

3,0

Бензин (С7 – 185 °С)

4,7

6,7

Жеңіл газойль (185 – 371 °С)

10,7

-

Қалдық

80,9

88,0

Барлығы

100,0

100,0

      Висбрекинг процесі әлемде сұранысқа ие процестердің бірі болып табылады, өйткені гудронды берілген тұтқырлықтың от жағатын мазутына айналдыруға мүмкіндік береді және бұл гудронды сұйылтқыш ретінде дизель фракцияларын пайдалануды азайтады.

      Процесс көрсеткіштерін жақсарту үшін шикізатқа пештің катушкаларында және қалдық өнімде кокстың пайда болуы мен жауын-шашынын, бағандағы көбіктің пайда болуын және тоңазытқыш жабдықта коррозияны төмендететін әртүрлі беттік белсенді қоспалар енгізіледі.

3.7.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Атмосфераға шығарындылар

      Висбрекингтен атмосфераға шығарындылар пештердегі жанармай шығарындыларын, желдету газдарын және ұйымдастырылмаған шығарындыларды қамтиды. Фракциялау бағанында қышқыл су ағындары пайда болады.

      Алынған газ құрамында H2S бар және одан әрі өңделуі керек. Күкіртсутегі мен меркаптандар кері тоңазытқыштардан қышқыл су ағынынан шығады. Көмірсутектер кері тоңазытқышы бар ыдыстардағы қысымды түсірулерден, сақтау және тиеу-түсіру операциялары, сарқынды сулардың төгілуі мен төгінділері кезінде шығарылады. Пешті тазарту жұмыстары кезінде бөлшектердің шығарындылары жылына екі рет жүреді.

      Технологиялық сарқынды сулар

      Фракциялау бағанының жоғарғы газы ішінара конденсацияланады және үш фазаға бөлу үшін жоғарғы резервуарда жиналады: көмірсутекті газ ағыны, сұйық көмірсутектер ағыны және қышқыл су ағыны. Қышқыл судың ағынын қышқыл сарқынды тазартқышқа жіберу керек.

      3.42 – 3.44 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "ПКОП" ЖШС-гудронның жеңіл термиялық крекингін (висбрекинг) орнату) нәтижелері бойынша алынған, энергетикалық ресурстарды тұтыну, пайда болған шығарындылар, сарқынды сулар және висбрекинг процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.42-кесте. Висбрекинг қондырғысының энергетикалық ресурстарды тұтынуы

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

733334

256916

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

5,515

8,134

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,0305

0,0439

4

Отынды үлестік тұтыну*

т/сағ

1,3

1,9

5

Салқындатқыш су

т/сағ

4

8

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.43-кесте. Висбрекинг қондырғысының шығарындылары

Р/с №

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді
(Азот оксиді)

Технологиялық пештер

57,32

145,17

101

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

2,87

7,26

10

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

0,73

28,59

29

4

Көміртек оксиді
(Көміртегі тотығы, иісті газ)

1,54

45,79

47

      Сарқынды сулар, әдетте, сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.44-кесте. Висбрекинг қондырғысының қалдықтары

Р/с

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Мұнай шламдары

256916

733334

61,1

96,8

61,1

96,8

3.8. Этерификация

      Бірқатар химиялық заттар (негізінен спирттер мен эфирлер) мотор отынына экологиялық талаптарды жоғарылату немесе сақтау үшін қосылады. 1970 жылдардан бастап октан санын көбейту, көміртегі тотығын азайту және атмосфералық озонды азайту үшін бензинге спирттер (метанол және этанол) және эфирлер қосыла бастады, бұл ҰОҚ шығарындыларының реактивтілігінің төмендеуіне байланысты. Октан санының артуы Auto-Oil I бағдарламасы талап еткендей, қорғасыннан жанармай қоспасы ретінде біртіндеп бас тарту факторларының бірі болды. Нәтижесінде, қазіргі уақытта бензинге бірқатар түрлі эфирлер қосылады, олар оттегінің жаңа талаптарына да, бу қысымының шекті мәндеріне де сәйкес келеді. Қоспалар ретінде қолданылатын ең көп таралған эфирлер – үштік-метил бутил эфирі (ҮMБЭ), үштік-метил бутил эфирі (ҮЭБЭ) және үштік амилметил эфирі (ҮАМЭ). Кейбір МӨЗ осы эфирлердің өз қорын өндіреді.

      ҮМБЭ өндірісі

      3.23-суретте ҮМБЭ орнатудың жеңілдетілген технологиялық схемасының мысалы көрсетілген. Беру ағыны бастапқы реактордың жоғарғы жағына кірер алдында салқындатылады. Бастапқы реактордағы шайыр катализаторы-бұл ұсақ шарлардың бекітілген қабаты. Реактивтер катализатор қабаты арқылы төмен қарай ағып, реактордың түбінен шығады. Бастапқы реактордың сарқынды суларында эфир, метанол және реакцияланбаған изоолефин және әдетте шикізаттан алынған кейбір парафиндер болады. Сарқынды сулардың едәуір мөлшері салқындатылып, реактор температурасын реттеу үшін қайта өңделеді. Таза ағын құрамында катализаторы бар секциясы бар ректификаторға немесе екінші реакторға түседі. Эфир төменгі өнім ретінде шығарылады, ал реакцияланбаған алкоголь буы мен изоолефин буы эфирге айналу үшін катализатор реакциясына түседі. Процесс әдетте эфир ағынын және реакцияланбаған көмірсутектер мен метанолдың салыстырмалы түрде аз ағынын тудырады. Метанол сумен шайылған кезде алынады және алынған метанол мен су қоспасы қайта өңдеу үшін метанол алу үшін тазартылады. Артық метанол және реакцияланбаған көмірсутектер бағанның жоғарғы жағынан таза өнім ретінде таңдалады және метанол алу үшін бағанға беріледі. Бұл бағанда артық метанол сумен байланысқан кезде алынады. Алынған метанол мен су қоспасы метанолды алу үшін тазартылады, содан кейін ол бастапқы реакцияға қайта өңделеді.

     


      3.23-сурет. ҮМБЭ өндіру процесінің оңайлатылған технологиялық схемасы

ҮЭБЭ өндіру процесі

      ҮМБЭ қондырғысы аздаған модификациялармен және тар жерлерді жоюмен (бағанның және салқындатқыштың өнімділігін арттыру, каталитикалық бағандағы төменгі температураның жоғарылауы, этанол/су бағанындағы жоғарғы және төменгі температураның өзгеруі) ҮЭБЭ өндіруге қабілетті.

3.8.1. ҮАМЭ каталитикалық крекингінің жеңіл нафтасын этерификациялау қондырғысы

      ҮАМЭ өндіру процесі

      Бұл процесте С5 изоамилендері FCC қондырғысынан жеңіл каталитикалық крекинг фракцияларының (LCCS) ағынынан бөлінеді және ҮАМЭ (үштік-амил-метил эфирі) түзе отырып, сутегі болған кезде метанолмен каталитикалық реакцияға ұшырайды. ҮАМЭ өндірісінің негізгі кезеңдері-пентанды алып тастау, ұстап алу, реакция және тазарту. 3.25-суретте ҮАМЭ өндірісінің жеңілдетілген схемасы көрсетілген.

      С5 алып тастау LCCS шикізатын дистилляциялау (депентанизация) арқылы қол жеткізіледі. Жоғарғы погондар конденсацияланады, ал көмірсутектер флегма түрінде қайтарылады, ал газдар мұнай өңдеу зауытының түтін газ жүйесіне жіберіледі. АС5 бүйір ағыны бағандан ҮАМЭ орнатуға арналған шикізат ретінде шығарылады. Бағанның төменгі бөлігіндегі сұйықтықтар (С6+) ҮАМЭ қондырғысынан соңғы өніммен қайта араластыруға жіберіледі.

      Содан кейін С5S ағыны каталитикалық уларды кетіру үшін тазартылып, аммиак және кез-келген металл ластағыш заттар сияқты негізгі азот қосылыстарын кетіру үшін ион алмасу шайырынан өтеді. Сутектің берілуі кез-келген қышқыл компоненттерді кетіру үшін де тазартылады. Инъекцияланған метанол мен сутегі бар шикізат реактор бөліміне беріледі. Сутегі диендерді монолефиндерге айналдыру және реакция кезінде шайырлардың пайда болуын болдырмау үшін қолданылады. Бұл палладийге малынған ион алмасу шайырында болады, ал изоамилендер ҮАМЭ айналады.

      ҮАМЭ өнімінің ағыны фракциялық айдау, жуу және фазалық бөлу арқылы тазартылады. Фракциялау бағанының жоғарғы погоны МӨЗ-ді отын газына немесе алауға жіберу алдында реакция бермеген сутегімен бірге төмен қайнайтын көмірсутектердің газ фазасы (С1, С2, С4 және т.б.) бар суармалы барабанға өтеді.

      Аз мөлшерде метанол бар ҮАМЭ бензинінің қалдық өнімі салқындатылып, метанолды алу үшін қондырғыдан айналым сумен араластырылады, содан кейін фазаларды бөлу үшін тұндырғышқа жіберіледі. Осы өнімнен ҮАМЭ бензин фракциясы депентанизатордың С6+ текшелік қалдығынан ағынмен араластырылып, сақтауға жіберіледі. Метанол/су фракциясы метанолды қалпына келтіру үшін қондырғының тиеу барабанына қайта айналады.

      Метанол жалпы айдау кубында айдау жолымен қалпына келтіріледі, бұл ретте бас погоннан метанол конденсацияланады және ҮАМЭ зауытына рециркуляция үшін немесе басқа мақсаттар үшін буферлік қоймаға беріледі. Төменгі қалдықтар негізінен кейбір ластағыш заттар бар су болып табылады және әдетте формаль қышқылының жиналуын болдырмас үшін сарқынды суларды тазартқанға дейін қайта өңделеді (3.24-суретті қараңыз).

     


      3.24-сурет. ҮАМЭ өндірісінің оңайлатылған технологиялық схемасы

      ҮАМЭ каталитикалық крекингтің жеңіл нафтасын этерификациялау секциясының мақсаты катион алмасу шайырларына метанолды қосу арқылы "Prime G+" (0700 секция) секциясынан LCCS фракциясының (негізінен С5 фракциясы) құрамындағы изоамилендердің көпшілігін ҮАМЭ айналдыру болып табылады.

      ҮАМЭ негізгі қасиеттері:

ИОЧ орташа

114

МОЧ орташа

98

Оттегі, мас. %

15,7

Қоспаның ДНП, бар

0,25

Судағы ерігіштік, масс.%

1,1

3.8.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Этерификация реакциясы экзотермиялық болып табылады, сондықтан оңтайлы конверсия тиімділігіне қол жеткізу үшін тиісті реакция температурасына дейін салқындату өте маңызды. Метанол эфирлерді өндіру үшін қажет.

      Атмосфераға шығарындылар

      Ауаға көмірсутектердің ықтимал шығарындылары ыдыстардағы, депентанизатор бағанының жоғарғы погонының барабанындағы қысымдардың лақтырындысына және ректификациялық бағанны суаруға, метанол қондырғысына, сіңіргіштердегі бу бұрғыш каналдарға және реактор катализаторына бола жүреді.

      Сарқынды сулар

      Суға көмірсутектердің, метанолдың және эфирлердің ықтимал шығарындылары метанолдың үш рекуперациясының төгілуі мен судың ағып кетуіне байланысты. Бұл сарқынды суларда кездесетін кейбір компоненттер-метанол (этанол), эфирлер және формикалық қышқыл (сірке қышқылы).

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      Қатты қалдықтардың түзілуі

      Алынған қалдықтар регенерация мүмкіндігі жоқ пайдаланылған катализатор/шайыр болып табылады. Әрбір екі жыл сайын катализатор ауыстырған және кәдеге жаратар алдында алауға дейін булаған жөн. Ондағы палладийдің құрамын қалпына келтіру үшін катализатор қайта өңделеді. Шайырды қайта өңдеудің кейбір әрекеттері сәтсіз аяқталды.

      3.45 және 3.46 - кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ-нің сауалнамасы (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС – ТАМЕ каталитикалық крекингтің жеңіл нафтасын этерификациялау қондырғысы) бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну және түзілген қалдықтар этерификациялау процесі жөніндегі деректер ұсынылған. Этерификация қондырғысының шығарындылары тек ұйымдастырылмаған көздерден болуы мүмкін.

      3.45-кесте. Этерификация процесінде энергетикалық ресурстарды тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

350000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

20

10,62

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

0,8

0,32

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

0,62*

0,47

5

Салқындатқыш су

т/сағ

360,7

273,1

6

Техникалық су

т/сағ

9,84

7,74

      * отынның меншікті тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      3.46-кесте. Этерификация процесінің қалдықтары

Р/с

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Қолданылатын катализатор

200000

350000

6,938

288,6

6,938

288,6

2

Темір қожы және сынаптың қалдығы

200000

350000

0,01

0,03

0,01

0,03

      3.9. Каталитикалық крекинг

3.9.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Каталитикалық крекинг мұнай өңдеудің маңызды ірі тонналы процесі болып табылады. Салынған крекинг қондырғыларының әлемдік қуаты жылына 770 млн. тоннадан асады. Процестің шикізаты-тік және гидротазаланған вакуумдық дистиллят (фр. 350-550 °С), сондай-ақ жеңіл шикізатпен араласқан мазут.

      Процестің негізгі өнімдері:

      1) құрамында олефиндер 60 %-дан астам массасы бар пропан-пропилен және бутан-бутилен фракциялары – мұнай-химия синтезі мен пластмассалар өндірісі үшін шикізат;

      2) бензин фракциясы (НК-220 °С) – автобензиндердің жоғары октанды компоненті (октандық саны 92 п. жоғары);

      3) жеңіл газойль (фракция 220-270 °С) – дизель отынының компоненті, флотореагент;

      4)      ауыр газойль (фракция 270-420 °С) – мұнай коксын және техникалық көміртекті өндіруге арналған шикізат болып табылады.

      Қазіргі уақытта бүкіл әлемде бірқатар каталитикалық крекинг қондырғылары жұмыс істейді, соның ішінде стационарлық реакторлар, жылжымалы қабатты реакторлар, псевдо-сұйытылған қабатты реакторлар және тікелей сарқынды қондырғылар. Псевдоожиженным және жылжымалы қабаты бар реакторлар бүгінгі күні МӨЗ-де қондырғылардың ең көп таралған түрі болып табылады.

      Пайдаланылған қондырғылардың алуан түрлілігіне қарамастан, олар үшін процестің жалпы схемасы іс жүзінде бірдей емес. Негізгі айырмашылықтар реактор регенератор блогының конструкциясынан тұрады.

      ФКК қондырғылары бүгінде әлемде ең көп таралған.

      ФКК қондырғысы үш бөлек секциядан тұрады: ауа компрессоры мен кәдеге жаратушы қазандығы бар реакторлық-регенераторлық блок, майлы газ компрессоры бар негізгі ректификациялық баған және қанықпаған газдарды газ фракциялайтын қондырғы. Жеңілдетілген схема 3.25-суретте көрсетілген.

      ФКК орнату кезінде алдын-ала 250 – 425 °C дейін қыздырылған мұнай мен мұнай буы тікелей сарқынды реакторда 680 – 730 °C температурада ыстық катализатормен байланысқа түседі. Булануды және одан кейінгі крекингті жақсарту үшін шикізат буға шашыратылады. Крекинг процесі 500 – 540 °C температурада және 1,5 – 2,0 кгс/см2 қысымда жүреді. Каталитикалық крекингте пайдаланылатын катализаторлардың көпшілігі алюмооксидті матрицада және бентонитті сазда металдары және сирек жер элементтері бар цеолиттерді құрайды. Ұсақ түйіршікті түйіршіктелген катализатор буланған шикізатпен жақсы араласады. Катализатордың жалғансұйылтылған қабаты және реакцияға түскен көмірсутектер буы (екі сатылы) циклондарда механикалық түрде бөлінеді. Катализаторда қалған кез-келген көмірсутектер бумен айдау арқылы алынады. Реактор мен регенератор циклондарында ұсақ шаң түрінде шашыраған катализатордың мөлшері жаңа катализаторды қосу арқылы теңестіріледі.

     



      3.25-сурет. Каталитикалық крекинг сұйықтығының жеңілдетілген технологиялық схемасы

      Қалдық шикізатты каталитикалық крекинг (RCC) каталитикалық крекинг сұйықтығы процесі сияқты жүреді. Шикізаттың ауыр фракцияларын өңдеу нәтижесінде катализаторда кокстың көп жиналуына байланысты регенератордың айналасындағы температура тепе-теңдігін сақтау үшін катализаторды салқындату үшін қосымша шаралар қолдану қажет. Шикізаттың ауыр фракциялары әдетте металдардың, әсіресе Ni және V құрамының жоғарылауына ие болғандықтан, бұл катализатордың белсенділігін төмендетеді. Сондықтан үздіксіз мәтіннен және мыналармен ауыстыру жаңа. Катализаторды ауыстыру жиілігінің жоғарылауы жаңа катализатордағы ұсақ бөлшектердің арқасында, сондай-ақ абразия нәтижесінде пайда болатын шаңның салдарынан оның тез кетуіне әкеледі. Осының нәтижесінде регенератордан қалқыма заттардың шығарындылары ұлғаяды. Мұны түтін газдарындағы қатты бөлшектермен күресу әдісін таңдағанда ескеру керек.

3.9.2. Каталитикалық крекинг және өнімдерді фракциялау процесінің мәні

      Каталитикалық крекинг процесінің мәні вакуумдық газойльдің жоғары молекулалық компоненттерін жоғары температурада микросфералық цеолит бар катализатордың қатысуымен кіші молекулаларға бөлуге негізделген.

      Постсатылы түрде каталитикалық крекинг процесі кмынадай ұсынылуы мүмкін:

      шикізаттың катализатор бетіне түсуі;

      шикізаттың катализатор саңылауларына диффузиясы;

      катализатордың белсенді орталықтарындағы химосорбция;

      катализатор бетіндегі химиялық реакция;

      крекинг өнімдерін және шикізаттың реакцияланбаған бөлігін катализатор бетінен және ішінара ішкі саңылаулардан су буымен булау есебінен десорбциялау;

      реакция өнімдерін келесі ректификацияға шығару.

      Каталитикалық крекинг реакциялары шикізат молекулаларының өзгеруіне байланысты бастапқы және реакция өнімдері қатысатын қайталама болып бөлінеді. Каталитикалық крекинг кезінде пайда болатын ең маңызды бастапқы және қайталама реакцияларға мыналар жатады:

      Аз молекулалық салмақтағы алифатты көмірсутектер түзетін парафиндерді крекинг:

      Олефин + Парафин

      Парафин → - Олефин + Олефин + Парафин

      Олефин + Олефин + Н2

      Олефиндердің пайда болуымен нафтен крекингі:

      Нафтен → Олефин + Олефин

      Нафтен → Циклогексан + Олефин.

      Алкилроматикалық көмірсутектерді алкилсіздеу:

      Алкилароматикалық көмірсутек → Хош иісті көмірсутек + Олефин

      Алкилароматикалық көмірсутектердің бүйір тізбектерінің бөлінуі:

      Алкилароматикалық көмірсутек → Хош иісті бүйір олефин тізбегі + Парафин

      Олефиндердің молекулалық салмағы аз олефиндердің пайда болуымен крекингі:

      Олефин → Олефин + Олефин

      Изомерлеу:

      Олефин → Изоолефин

      Парафин →Изопарафин

      n-Ксилол → о-Ксилол + m-Ксилол

      Алкил тобын екі хош иісті көмірсутектер арасында қайта бөлу:

      С6Н4(СН3)2 + C6H6 → 2С6Н5(СН3)

      Төмен молекулалық салмағы бар олефиндердің диспропорциясы:

      2 Н2С=СНСН2СН3 → Н2С=СНСН3 + Н2С=СНСН2СН2СН3

      Сутекті қайта бөлу:

      Нафтен + Олефин → Хош иісті көмірсутек + Парафин

      Олефин → 2 Парафин + Диен

      Олефин → Парафин + Хош иісті көмірсутек

      Циклоолефин → Нафтен + Хош иісті көмірсутек

      Хош иісті көмірсутек → [Кокс прекурсоры] + Олефин → Кокс + Парафин

      Полимерлеу, конденсаттау және кокс түзілу:

     


      Күкірт қосылыстарын гидрогенизациялау:

      меркаптандар:

      СН3 – CH2 – CH2 – CH2 – CH2 – SH + Н2 → СН3 – CH2 – CH2 – CH2

      – СН3 + H2S

      дисульфидтер:

      C3H7 - SS – C3H7 + H2 → 2C3H6 + 2H2S

      тиофендер

      C4H4S + 4H2→ C4H10+ H2S

      Крекинг жағдайларына байланысты (шикізат сапасы, катализатор, температура, қысым, байланыс уақыты және т.б.) аталған реакциялардың жылдамдығы өзгереді, бұл шикізаттың конверсиясына, мақсатты және жанама өнімдердің шығуы мен сапасына әсер етеді. Химиялық құрамы бойынша алынған каталитикалық крекинг өнімдерінің келесі ерекшеліктері бар:

      бензинде көптеген изопарафиндер мен хош иісті көмірсутектер бар;

      газдың изобутан мен олефиндердің жоғары концентрациясы бар;

      газойл фракциялары полициклді және хош иісті көмірсутектерге бай.

      Каталитикалық крекинг процесіне әсер ететін негізгі факторлар:

      шикізат сапасы;

      катализатордың қасиеттері;

      процесс температурасы;

      қысым;

      катализатор айналымының еселігі;

      көлемдік жылдамдық.

Шикізат сапасы

      Ауыр шикізат бензиннің көбірек шығымдылығын және газдың аз шығымдылығын береді, хош иісті құрамы жоғары шикізат кокстың ең көп шығымдылығын және бензиннің ең аз шығымдылығын береді. Бензиннің ең жақсы шығымдылығы және кокстың ең аз шығымдылығы нафтен шикізатын береді.

      Катализатордың қасиеттері

      Мақсатты өнімдердің максималды шығымдылығын қамтамасыз ету және жоғары техникалық-экономикалық көрсеткіштерге қол жеткізу үшін крекинг катализаторы келесі негізгі қасиеттерге ие:

      басқа жағдайлар тең болған кезде бастапқы шикізаттың түрлену тереңдігін айқындайтын жоғары белсенділік;

      катализатордың реакцияларды қажетті бағытта жылдамдату, жағымсыз реакциялардың жылдамдығын төмендету қабілетімен бағаланатын жоғары селективтілік;

      тұрақтылық, онда катализатор абразияға, крекингке және үстіңгі қабаттардың қысымына төзімді болуы керек, сонымен қатар жабдықты тоздырмауы керек;

      регенерация, кеуек құрылымын бұзбай және бөлшектерді бұзбай тотығу регенерациясы кезінде белсенділігі мен селективтілігін тез және бірнеше рет қалпына келтіру мүмкіндігі.

      Процесс температурасы

      Каталитикалық крекинг әдетте 500÷540 °C температура аралығында жүзеге асырылады.

      Жұмыс аймағындағы температураның жоғарылауымен шикізаттың конверсиясының жалпы тереңдігі, құрғақ газдың шығуы, С3 – С4 фракциясының шығуы, пропилен мен бутилен мөлшері артады және тұрақты бензиннің шығуы салыстырмалы түрде аз дәрежеде артады. Реактордағы температураның жоғарылауы конверсия тереңдігі мен кокстың шығуын арттырады.

      Шикізатты қыздыруды көбейту регенераторындағы температураны көтереді және пайдалынлған катализаторда кокстың шөгіндісін азайтады. Шламның рециркуляциясының жоғарылауы катализатордағы кокс мөлшерін және регенераторда бөлінетін жылу мөлшерін арттырады.

      Қысымы

      Процесс әдетте 0,15 – 0,17 МПа (1,5 – 1,7 кгс/см2) қысыммен жүзеге асырылады. Қысымның жоғарылауымен бензиндегі олефин көмірсутектерінің мөлшері азаяды, сонымен бірге бензиннің октан саны азаяды. Қысымның төмендеуімен газдардың шығуы және олардағы қанықпаған көмірсутектердің концентрациясы артады.

      Катализатор айналымының еселігі

      Катализатордың айналым жиілігі сағатына айналатын катализатордың тонна мөлшерінің реакторға жеткізілетін шикізат мөлшеріне қатынасына тең.

      Реакторға енгізілетін шикізаттың тұрақты мөлшері мен сапасы және процестің қалыпты жұмыс жағдайлары кезінде катализатордың айналым жиілігінің артуымен шикізаттың айналу тереңдігі, катализатордағы кокстың тұндыру пайызы артады.

      Көлемдік жылдамдық

      Көлемдік жылдамдық (сағ -1) – бұл сағатына жеткізілетін шикізат мөлшерінің реактордың крекинг аймағындағы катализатор мөлшеріне қатынасы. Көмірсутегі шикізатының реактордың жұмыс аймағында болу уақыты көлемдік жылдамдықтың артуымен азаяды. Көлемдік жылдамдықтың төмендеуімен көмірсутек буларының катализатормен байланысу уақыты артады, бұл олардың терең өзгеруіне әкеледі.

     



      3.26-сурет. Каталитикалық крекинг және өнімдерді фракциялау секциясының блок-схемасы

      Шикізатты жоғары көлемді жылдамдықпен өңдеу (процестің басқа жағдайларын сақтай отырып) төмен көлемді жылдамдықпен крекингке қарағанда бензиннің абсолютті шығымдылығын береді. Бензиннің салыстырмалы шығуы (% салмақпен, шикізатта) көлемдік жылдамдықтың өсуімен азаяды. Көлемдік жылдамдықтың төмендеуімен, әсіресе оның аз сандық мәндері аймағында кокстың шығымы мен каталитикалық газойльдің тығыздығы артады.

      Катализатордың регенерация процесінің мәні 650 – 700 °C температурада катализатордың бетінен коксты тотықтырудан тұрады. Коксты біркелкі жағу үшін процесс ауа ағынымен қамтамасыз етілген жалған сұйық қабатта жүзеге асырылады.

      Секцияның жалпы блок-схемасы 3.26-суретте көрсетілген. Каталитикалық крекинг реакторы мен регенераторы конструктивті түрде бір блоктан жасалғандықтан, каталитикалық крекинг пен катализатор регенерациясының кіші процестерінің бірыңғай сипаттамасы беріледі.

3.9.3. Каталитикалық крекинг және катализатордың жалған сұйытылған қабатында регенерациясы

      Осы типтегі крекинг отандық зауыттарда 43-102 типті қондырғылармен ұсынылған. Осы типтегі қондырғының реакторлық-регенераторлық блогының принципті схемасы 3.28-суретте көрсетілген. Шикізат I пеште 470-490 °C дейін қыздырғаннан кейін каталитикалық крекинг реакциясы жүретін 1 реакторға түседі. Крекинг аймағынан катализатор реактордың төменгі бөлігіндегі булау аймағына түседі, онда булау агенті III бу болады.

     



      1-реактор, 2-катализатордың қысымды көтергіштері, 3-регенератор, 4-сепаратор, 5-бу жинағыш, 6-сорғы, 7-пеш, 8-ауа үрлегіш, 9, 10-бункер-сепараторлар, 11, 12 -пневмокөліктің дозаторлары. I-шикізат, II-крекинг өнімдері, III-су буы, IV-су, V-ауа, VI-түтін газдары, VII-су буы

      3.27-сурет. Қозғалыстағы шарикті катализаторы бар қондырғылардың реакторлық-регенераторлық блогының қағидатты схемасы

      II реакция өнімдері фракциялауға, ал катализатор пайдаланылған 12 катализатордың бункеріне түседі. Кокстелген катализатор 2 көтергішпен 10 хопперге, ал сол жерден 3 регенераторға көтеріледі. Регенераторда 680700 °С температурада кокс катализатордың бетінен ауамен жағылады, регенератордың төменгі бөлігінде салқындату шарғыларының есебінен температура 580-600 °С дейін төмендейді. Алынған жылу бу шығару үшін қолданылады. Құбыр арқылы қалпына келтірілген катализатор 11-бункерге түседі, ол жерден 9-реактордың тарату құрылғысына оралады. Катализатордың тұрақты фракциялық құрамын сақтау үшін айналым катализатордың бір бөлігі сепараторда ісінеді.

      Катализатордың қозғалмалы қабаты бар қондырғыға арналған вакуумдық газойль крекингінің технологиялық режимі мен шамамен материалдық балансы төменде келтірілген:

Температура:


шикізатты қыздыруда

470 - 490

реакторда

450 - 490

регенераторда

680 - 700

Қысым, кгс / см2:


реакторда

1,7

регенераторда

1,2

Катализатор айналымының еселігі, т / т шикізат

1,8 - 2,5

Катализатордың шикізатпен байланысу уақыты, с

1200

Өнім шығымы, % мас.:


құрғақ газ,

1,5 - 2,0

майлы газ (С3-С4)

6,5 - 9,5

бензин (С5 – 195 °С)

35 - 38

жеңіл газойль (195 – 350 °С)

23 - 27

ауыр газойль (>350 °C)

20 - 24

кокс

2,5 - 3,5

      Түйіршіктелген катализаторы бар қондырғылардың үлкен кемшілігі шикізат бойынша жеткілікті үлкен емес қуат болып табылды-іс жүзінде ол тасымалдаушы агенттің үлкен шығынына байланысты тәулігіне 4000-5000 тоннадан аспады (20 кг катализаторға кемінде 1 кг). Сондай-ақ, катализатордың реакция аймағында ұзақ болуы (15-20 минут) оны тиімді пайдаланбауға әкеледі. Осы себепті, осы типтегі жаңа қондырғылар енді салынбайды, ал ескілері мүмкіндігінше пайдаланудан шығарылады.

3.9.4. Құрамында микросфералық цеолит бар катализатордағы лифт-реактордағы каталитикалық крекинг

      Цеолиттердің каталитикалық белсенділігінің ашылуы және құрамында цеолиті бар синтетикалық крекинг катализаторларының дамуы реактор блогының дизайнын айтарлықтай өзгертуге әкелді. Құрамында цеолит бар катализаторлардың белсенділігін барынша толық пайдалану үшін процесс жоғары температурада, катализатор айналымының жоғары еселігі және катализатордың шикізатпен жанасу уақыты шамамен 3-5 с болатын тікелей сарқынды лифт реакторында жүзеге асырылады.

      Лифтреакторы және айналымдағы микросфералық катализаторы бар қондырғылардың реакторлық-регенераторлық блогының қағидатты схемасы 3.28-суретте көрсетілген. Шикізат I жылу алмастырғыш 2 және пеш 1 арқылы өтеді, онда ол 310 – 350 °C дейін қызады, содан кейін саңылаулар арқылы тікелей сарқынды реактордың түбіне түседі. Реакторда шикізат регенератордан келетін катализатормен араластырылады және каталитикалық крекинг реакциялары жүретін 12 реактор бойынша жартылай шығару ағынында көтеріледі. Катализаторды жеделдету үшін реактордың түбіне су буы беріледі, сонымен қатар шикізатты жұқа тарату үшін шикізат саптамаларына бу жіберіледі. Реакторға негізгі ректификациялық бағанның түбінен шлам беру қарастырылған.

      Реактордан газ-катализатор ағыны 9 сепараторға түседі. Өнім булары катализатордан алдымен сепараторда, содан кейін сепаратордың шығысындағы жоғары тиімді циклондарда бөлінеді. Пайдаланылған катализатор десорбер 10- ға түседі, онда адсорбцияланған ауыр көмірсутектер катализатордан бу ағынымен шығарылады. Десорберден алынған VIII кокстелген катализатор 11 регенераторға түседі, онда 4 үрлеуші беретін III ауа ағынымен сұйылтылған қабатта оның регенерациясы жүреді. Регенерацияланған XI катализаторы реакторға қайта оралады, ал VII регенерацияның түтін газдары алдымен 13 жоғары тиімді циклондардағы катализатордан бөлінеді, содан кейін 8 қазандығы арқылы өтеді, онда жылудың бір бөлігі бу шығару үшін қолданылады, содан кейін 7 электростатикалық сүзгідегі катализатор шаңынан тазарту жүреді. Тазартылған түтін газдары V атмосфераға шығарылады. Ұсталған катализатор 5-ші хопперге түседі, онда реакция өнімдері мен түтін газдарымен микросфералық катализатордың жоғалуын өтеуге арналған жаңа VI катализатор да жүктеледі.

     



      1-құбырлы пеш; 2-жылу алмастырғыш; 3-сорғы; 4 - ауа жылытқышы; 5-катализаторға арналған бункер; 6, 13 - циклондар; 7-электр сүзгіш; 8-кәдеге жаратушы қазан; 9-реактордың сепарациялық аймағы; 10-реактордың буландыру аймағы; 11-қайнаған қабаты бар регенератор; 12-лифт-реактор;13-сыйымдылық;
I-шикізат; II-ауаны жылытуға арналған отын; III-ауа; IV-жүйені толық жүктеуге арналған таза катализатор; V-тазартылған түтін газдары; VI-катализаторлық шаң;

      VII-түтін газдары; VIII-кокстелген катализатор; IX - реакция өнімдері; X - су буы; XI - қалпына келтірілген катализатор; XII – шлам

      3.28-сурет. Лифт-реакторы бар қондырғылардың реакторлық-регенераторлық блогының қағидатты схемасы

      Лифт-реакторы бар қондырғыға арналған вакуумдық газойль крекингінің технологиялық режимі мен болжамды материалдық теңгерімі төменде келтірілген:

      Температура:

      реакторда      515 - 530

      регенераторда      650 - 700

      Қысым, кгс/см2:

      реакторда      1,3 - 1,8

      регенераторда      1,4 - 2,4

      Катализатор айналымының еселігі, т / т шикізат      5 - 8

      Катализатордың шикізатпен байланысу уақыты, с      2,5 - 3,5

      Өнім шығымы, % мас.:

      құрғақ газ,       2,5 - 3,2

      майлы газ (С3-С4)      16,0 - 16,8

      бензин (5-195 °С)       48 - 50

      жеңіл газойль (195-270 °С)       6,5 - 7,5

      ауыр газойль (270-420 °С)      13,5 - 14,5

      қалдық (>420 °C)       5,0 - 5,5

      кокс      5,5

     


      а)-Г-43-107М: 1-тура сарқынды реактор; 2-бу бүріккіштері; 3-шикізат бүріккіштері; 4-шлам бүріккіштері; 5-бу тарату құрылғысы; 6-каскадты тарелкалар; 7-булау секциясы; 8-бөлу камерасы; 9-бір сатылы циклондар; 10-екі сатылы циклондар; 11-регенератор; 12-құбырлы ауа таратқыш. б) - 1А / 1м қайта жаңартудан кейін: 1-шикізат бүріккіші;

      2-тікелей сарқынды реактор; 3-шламды саптама; 4-бу тарату құрылғысы; 5-екі сатылы булау секциясы; 6-инерциялық сепаратор; 7-бір сатылы циклондар;

      8-регенератордың көлік желісі; 9-ауа тарату құрылғысы; 10-пайдаланылған катализаторды тарату торабы; 11-екі сатылы циклондар.
в) - ГК-3 қайта жаңартудан кейін: 1-тікелей сарқынды реактор;

      2 - шикізат бүріккіштері; 3 - шлам бүріккіштері; 4 - өрескел тазалау циклоны; 5 - крекинг өнімдерін салқындату жүйесі; 6 - екі сатылы булау бөлімі; 7 - бу тарату құрылғысы; 8 - бір сатылы циклондар; 9 - көлік желісі; 10 - пайдаланылған катализаторды тарату торабы; 11 - ауа тарату құрылғысы; 12 - екі сатылы циклондар; 13 - қысым камерасы; 14 - қысым көтергіші; 15 - шибер ысырмасы; 16 - J-тәрізді ағын

      3.29-сурет. Рекинг микросфералық катализаторы бар қондырғылардың реакторлық блоктарының конструкциясы

      Реактор мен регенератордың нақты конструкциясы қондырғылар бойынша ерекшеленеді (3.29-сурет). Регенератор мен реактордың әр түрлі жоғары орналасуымен, сепаратор мен лифт-реактордың тең осьтік орналасуымен, сондай-ақ қысымның төмендеуі әсерінен катализатордың бір аппараттан екінші аппаратқа өздігінен ағуына мүмкіндік беретін көлбеу қысымды көтергіштермен ерекшеленетін Г-43-107М типті реакторлық блок (3.30-сурет, а) жаңа қондырғылар үшін үлгі болып табылады. Қондырғылардың ескірген түрлері (1а/1м және ГК-3) олардың бастапқы конструкциясына байланысты жаңғыртылған. Екі жағдайда да ескі реактор сепараторға айналдырылады, ал жаңа тікелей сарқынды лифт реакторы катализатордың тасымалдау желісінің орнына (1А/1м) орнатылады немесе шығарылады (ГК-3).

3.9.5. Крекинг өнімдерін фракциялау

      Крекинг өнімдерін бөлу негізгі фракциялау бағанында жүзеге асырылады. Реактордан трансферлік желі бойынша крекинг өнімдерінің жұптары төменгі бөлігінде елек қос бұрандалы тәрелкелермен жабдықталған негізгі фракциялау бағанының жуу-бөлу секциясына түседі. Тілімшелерде реактордан бағандағы сұйықтықпен келетін қыздырылған және катализатормен ластанған булардың байланысы жүреді. Булар сұйықтықпен жанасқан кезде крекинг реакциясын тоқтату үшін булар салқындатылады, оларды катализаторлық шаңнан жуады және жоғары қайнаған көмірсутектердің ішінара конденсациясы жүреді. Катализатор шаңынан жуылған және қанықтыру температурасына дейін салқындатылған булар бөлу үшін бағанның концентрациялық бөліміне түседі.

      Бағанның түбінен катализатор шаңы бар қоспадағы ауыр газойль катализатор тұнатын шлам тұндырғышқа беріледі. Шлам тұндырғыштың түбінен шлам каталитикалық крекингтің тікелей сарқынды реакторына жіберіледі. Катализатор шаңынан тұрақты мөлшерде орнатылған ауыр газойл негізгі бағанға қайтарылады, ал теңгерімнің артық мөлшері жылу алмастырғышта салқындағаннан кейін қондырғыдан шығарылады. Крекинг шикізаты ретінде ауыр газойлды қайта өңдеуді жүзеге асыру мүмкіндігі қарастырылған.

      Жеңіл газойль фракциясы бағандан бүйірлік погонмен булау бағанына (стриппинг) шығарылады. Стриппингте бензиннің жеңіл фракцияларын қыздырылған су буымен жеңіл газойлдан буландыру жүреді. Стриппингтен шыққан булар бағанға оралады. Стриппинг текшесінен жеңіл газойль салқындату үшін жылу алмастырғыштарға сорылып, содан кейін қондырғыдан шығарылады.

      Негізгі бағанның жоғарғы жағынан бу (көмірсутекті газ, тұрақсыз бензин, су буы) конденсатор-тоңазытқыштарға және одан әрі рефлюкс ыдысына түседі, онда тұрақсыз бензин, майлы газ және суға бөлінеді. Резервуардағы тұрақсыз бензин жоғарғы температураны реттеу үшін өткір суару ретінде бағанға ішінара қайтарылады, ал баланстық артық мөлшері сіңіру, газ бөлу және күкіртсіздендіру секциясына жіберіледі. Ластанған технологиялық конденсат ыдыстың тұндырғышынан ерітілген күкіртсутектен және аммиактан тазарту үшін технологиялық конденсатты тазарту торабына айдалады. Ыдыстағы майлы газ абсорбция, газ бөлу және күкіртсіздендіру секциясына H2S және CO2-ден тазалауға жіберіледі.

3.9.6. Абсорбция, газ бөлу және күкіртсіздендіру секциясы

      Секцияға крекинг газын фракцияларға бөлуге, сондай-ақ газ бен бензинді күкірттен тазартуға арналған. Барлық кәсіпорындарда жеңіл бензин крекингін демеркаптанизациялау және ауыр бензин крекингін гидротазалау жүзеге асырылмайды. Бөлімнің жалпы блок-схемасы 3.30-суретте көрсетілген.

     


      3.30-сурет. Абсорбция, газ бөлу және күкіртсіздендіру секциясының блок-схемасы

      Крекинг бензинін тұрақтандыру одан 70 °C-қа дейін қайнайтын көмірсутектерді шығарудан тұрады.бірінші кезеңде одан құрғақ газды-көмірсутектерді С1 – С2 – арнайы аппаратта тұрақты крекинг бензинімен сіңіру арқылы қол жеткізіледі-фракциялық сіңіргіш. Көмірсутектерді С1-ден С2-ге дейін және одан да ауыр бөлу олардың әртүрлі ерігіштігіне байланысты мүмкін; мысалы, крекинг бензиніндегі пропанның ерігіштігі этанға қарағанда шамамен 20-30 есе жоғары.

      Негізгі фракциялау бағанында бөлінгеннен кейін тұрақсыз крекинг бензині фракциялау сіңіргішіне түседі. Ол сондай-ақ амин ерітіндісімен күкіртсутектен тазартылғаннан кейін майлы крекинг газымен қамтамасыз етіледі. Бағандағы абсорбент тұрақты бензин болып табылады. Абсорбердің түбінен тұрақсыз бензин тұрақтандыру бағанына шығарылады, онда ол екі фракцияға бөлінеді – 70 °C және 70-220 °C қайнау басталады.

      Абсорбердің жоғарғы жағынан құрғақ газ шығарылады, ол одан әрі С3-С6 алып кеткен көмірсутектерін ұстау үшін екінші абсорберге беріледі. Екінші сіңіргіштегі сіңіргіш жеңіл газойль болып табылады. Ауыр көмірсутектерден тазартылған құрғақ газ күкіртсутектен амин ерітіндісімен тазартылып, зауыттың отын желісіне, сондай-ақ каталитикалық крекинг қондырғысы пештерінің оттықтарына түседі. Абсорбердің түбінен қаныққан абсорбент каталитикалық крекинг секциясының негізгі ректификациялық бағанына қайтарылады.

      Абсорберлер мен тұрақтандыру бағаналары жұмысының шамамен технологиялық режимі 3.47-кестеде келтірілген.

      3.47-кесте. Құрғақ газ бөлетін фракциялаушы абсорберлер мен бензинді тұрақтандыру бағаналары жұмысының технологиялық режимі

Р/с №

Параметр

Фракциялаушы абсорбер

Қайталама абсорбер

Баған тұрақтандыру

1

2

3

4

5

1

Жоғарғы температура

45

45

100

2

Төменгі температура

80 - 115

50

195 - 230

3

Жоғарғы қысым, атм.

9,0 - 11,5

8,5 - 11,0

7,8 - 10,0

4

Төменгі қысым, атм.

10,0 - 12,0

9,0 - 11,0

7,8 - 11,0

3.9.7. Жеңіл бензинді демеркаптанизациялау

      "70 оС қайнатудың басталуы" фракциясын тазарту процесінің технологиясы мұнай-химия үшін шикізат ретінде пайдалануға және тауарлық бензиннің жоғары октанды компоненттерін өндіруге жарамды көмірсутекті фракцияларды (ППФ, ББФ, жеңіл бензин) одан әрі фракциялау кезінде алу мақсатында шикізаттан меркаптандарды және күкіртсутектің қалдық мөлшерін барынша алуға бағытталған.

      Тазалау процесі мыналарды қамтиды:

      1) натрий гидроксидінің 15 % сулы ерітіндісі болып табылатын катализатор кешенін (КТК) дайындау құрамында сульфидтердің 0,1 % тотығу катализаторы бар;

      2) мынадай процестерден тұратын шикізатты демеркаптанизациялау сатысы:

      КТК ерітіндісімен меркаптандарды экстракциялау;

      тазартылған өнімді сумен жуу;

      КТК ерітіндісін регенерациялау;

      дисульфидтерді КТК ерітіндісінен бөлу.

      Күкіртсутекті және меркаптандарды экстракциялау келесі реакциялар бойынша жүреді:

      RSH + NaOH ↔ RSNa + H2O

      H2S + 2NaOH → Na2S + 2H2O

      Катализатордың қатысуымен КТК ерітіндісін регенерациялау келесі реакциялар бойынша жүреді:

      3Na2S + 4О2 + H2O (Kat) → Na2SO4+ Na2S2O3+ 2NaOH

      2RSNa + 0,5O2 + H2O (Kat) → RSSR + 2NaOH

      Құрамында меркаптандар мен амин қышқылынан тазартылғаннан кейін күкіртсутектің қалдық мөлшері бар "70 оС қайнатудың басталуы" фракциясы меркаптан экстракторының текшесіне беріледі. Дисульфид сепараторынан алынған КТК айналым ерітіндісі экстрактордың жоғарғы бірінші табағына беріледі. Экстракция қысымы-18 атм., температурасы – 40-50 °C.

      "Қайнаудың басталуы 70 оС" тазартылған фракциясы экстрактордың жоғарғы жағынан сілті сепараторына жіберіледі, онда оны КТК ерітіндісінің түсірілген тамшыларынан бөліп алады. Сепаратордың түбінен КТК ерітіндісі газсыздандырғышқа шығарылады, ал сепаратордың жоғарғы жағынан "қайнаудың басталуы 70 оC" фракциясы КТК ерітіндісінің іздерінен сулы шаю бағанына сулы шаю сатысына жіберіледі. Баған 17-19 атм жұмыс істейді. және температурасы 30-40 °С.тазартылған және жуылған "қайнаудың басталуы 70 оС" фракциясы бағанның жоғарғы жағынан С3 және С4 фракцияларын бөлу бағанына жіберіледі.

      Газсыздандырғыштан сульфидтермен және натрий меркаптидтерімен қаныққан КТК ерітіндісі регенератор текшесіне беріледі, ол реакция аймағы 50×50×1 өлшемді болат сақиналарды қолданатын масса алмасу саптамасымен толтырылған тікелей сарқынды саптама болып табылады. Регенераторға кіре берісте КТК ерітіндісін қыздыру температурасы 50(±2) °С реттеледі, өйткені температураның 45 °С-тан төмен төмендеуі регенерация жылдамдығының төмендеуіне әкеледі, ал КТК ерітіндісі температурасының 60 °С-тан жоғары жоғарылауы тотығу катализаторының дезактивациясына әкеледі.

      Регенератор текшесіне тірек торына сульфидтер мен меркаптидтерді тотықтыруға арналған тарату құрылғысы арқылы қысымы кемінде 6 атм болатын компрессордан технологиялық ауа беріледі. Пайдаланылған ауа және дисульфидтері бар қалпына келтірілген КТК регенератордан ауа сепараторына түседі, онда пайдаланылған ауа мен дисульфидтері бар КТК ерітіндісі бөлінеді. Пайдаланылған ауа пештің оттықтарына жіберіледі, ал дисульфидтері бар қалпына келтірілген КТК ерітіндісі дисульфидтердің сепараторына түседі, онда дисульфидтер гравитациялық тұнба есебінен КҚК ерітіндісінен бөлінеді.

      Крекинг бензині мен ондағы ерітілген дисульфидтер дисульфид сепараторының жоғарғы жағынан дисульфидтердің сыйымдылығына ағып кетеді, ал ол жерден мезгілді түрде олар крекингтің ауыр бензинін гидротазалау блогына сорып алады. Дисульфид сепараторының түбінен КТК қалпына келтірілген ерітіндісі меркаптан экстракторына қайта беріледі. КТК ерітіндісінің (реакциялық су мен тұздардың түзілуі есебінен) шамамен 6 % мас белсенді сілтінің концентрациясына дейін сұйылтылуына қарай. оның бір бөлігі мезгіл-мезгіл, айналымын тоқтатпай, дренаж ыдысына шығарылады. КТК ерітіндісінің теңгерімдік мөлшерін КТК концентрацияланған ерітіндісін айдау жолымен толтырады.

3.9.8. Жеңіл бензинді фракциялау

      Тазартылған "қайнаудың басталуы 70 оС" фракциясы меркаптандарды экстракциялау бағанының жоғарғы жағынан С3-С4 фракциясын бөлу бағанына түседі. Баған текшесінен газсыздандырылған жеңіл бензин жылу алмастырғыштарда және су тоңазытқыштарында салқындатылады, содан кейін тауар цехына айдалады. Бағанның жоғарғы жағынан көмірсутектер буы (C3 - C4 фракциясы) ауаны салқындату аппараттарына түседі, содан кейін олар рефлюкс ыдысына түседі. Рефлюкс ыдысынан C3 - C4 фракциясының бір бөлігі бағанның жоғарғы жағын суаруға беріледі, ал артық бөлігі пропан бағанасына түседі.

      Пропан бағанасында С3-С4 фракциясының көмірсутектері пропан-пропилен фракциясына (С3 фракциясы) және бутан-бутилен фракциясына (С4 фракциясы) бөлінеді. Пропан бағанының жоғарғы жағынан пропан-пропилен фракциясының жұптары ауаны салқындату конденсатор-тоңазытқыштарына, содан кейін су тоңазытқыштарына, содан кейін рефлюкс ыдысына түседі. Рефлюкс ыдысынан С3 фракциясының бір бөлігі бағанның жоғарғы жағын суаруға беріледі, ал баланстық артығы тауар паркіне айдалады.

      Бутан-бутил фракциясы пропан бағанасының текшесінен жылу алмастырғыштарда, сумен және ауамен салқындатылатын тоңазытқыштарда бірізді салқындатыла отырып, тауар қоймасына немесе МТБЭ алу және алкилдеу қондырғыларына (зауытта бар болса) шығарылады.

      Бағандардың шамамен технологиялық жұмыс режимі 3.48-кестеде келтірілген.

      3.48-кесте. Жеңіл бензин мен пропан бағанын тұрақтандыру бағанының технологиялық жұмыс режимі

Р/с

Параметр

Тұрақтандыру бағанасы

Пропанды баған

1

2

3

4

1

Жоғарғы температура

55 - 65

40 - 50

2

Төменгі температура

120 - 128

95 - 105

3

Жоғарғы қысым, атм.

8,9 - 9,8

15,0 - 17,3

4

Төменгі қысым, атм.

8,9 - 9,8

15,3 - 18,6

      Бағаналардың рефлюкс ыдыстарынан су конденсаты технологиялық конденсатты тазарту торабына шығарылады.

3.9.9. Көмірсутегі ағындарын моноэтаноламин ерітіндісімен күкіртсутектен тазарту

      Газдар мен "қайнаудың басталуы 70 оС" фракциясын 15 % моноэтаноламин ерітіндісімен тазарту химосорбция процесіне негізделген (химиялық реакциялар жүретін сіңіру).

      Негізгі реакцияларды келесі теңдеулермен ұсынуға болады:

      1) 2RNH2+ H2S ↔ (RNH3)2S;

      2) (RNH3)2S +H2S ↔ 2RNH3HS;

      3) 2RNH2+ CO2+ H2O ↔ (RNH3)2CO3;

      4) (RNH3)2CO3+ CO2 +H2O ↔ 2RNH3HCO3;

      5) 2RNH2+ CO2 ↔ RNHCOONH3R.

      Гидроксил тобының болуы қаныққан булардың қысымын төмендетеді және судағы қосылыстың ерігіштігін арттырады, ал амин тобының болуы сулы ерітінділерге қышқыл газдарды сіңіруге қажетті сілтілік береді.

      Теңдеулерден көрініп тұрғандай, процесс химиялық қосылыстардың пайда болуына әкеледі. Алайда, бұл қосылыстар қалыпты жағдайда қаныққан будың айтарлықтай қысымына ие, сондықтан тепе-теңдік ерітіндісінің құрамы қышқыл газдардың парциалды қысымына байланысты өзгереді. Температураның жоғарылауымен бұл қосылыстардың бу қысымы тез өседі, ерітіндіні қыздыру арқылы одан қышқыл газдарды шығаруға болады (моноэтаноламин ерітіндісін қалпына келтіру процесі осы принципке негізделген).

      Абсорбция (сіңіру) реакциясы H2Ѕ және CO2 жылу шығарумен бірге жүреді:

      1 кг сіңірілген H2S үшін ~ 300 ккал бөлінеді;

      1 кг сіңірілген CO2 үшін ~ 400 ккал бөлінеді.

      Абсорбция процесінің физикалық мәні заттың молекулалық және конвективті диффузиясы газ фазасынан сұйықтыққа, байланыс фазаларында алынатын компоненттің ішінара қысымының айырмашылығына байланысты. Қарама-қарсы фазалардағы компоненттердің ішінара қысымының айырмашылығы газ бен сұйықтықтың ағынға қарсы қозғалысымен қамтамасыз етіледі. Қашан парциалдық қысым компонент газға айналады кем сұйықтық басталып, бөлу, оны сұйықтық, яғни диффузия заттарды сұйық фаза газ. Бұл процесс десорбция деп аталады.

      Тазартылмаған газ абсорберге күкіртсіздендіруге жіберіледі. Абсорберде "Зульцер" фирмасының саптамасы орнатылған, ол сұйық фазаның газ фазасымен біркелкі таралуын және жанасуын қамтамасыз етеді. Абсорбердің жоғарғы бөлігінде газ ағынымен тасымалданатын сұйықтықты ұстап қалу үшін торлы тамшы жуғыш орнатылған.

      Абсорбер 1,6 атм қысымда жұмыс істейді және температурасы 40 оС. Абсорбент судағы моноэтаноламиннің 15 % ерітіндісі.

      Газ саптаманың астына түседі, ал қалпына келтірілген МЭА ерітіндісі сіңіргіштің жоғарғы жағындағы саптама қабатының үстіне беріледі. Абсорбция нәтижесінде газдан күкіртсутегі мен көмірқышқыл газы алынады. Газды алып кеткен моноэтаноламиннен жуу үшін бағанның жоғарғы бөлігіне химиялық тұзсыздандырылған су беріледі.

      Абсорберден алынған күкіртті тазартылған газ одан әрі өңдеуге жіберіледі. МЭА қаныққан ерітіндісі мен сконденсацияланған ауыр көмірсутектер абсорбер текшесінен сыйымдылыққа айдалады. Резервуарда конденсацияланған көмірсутектер МЭА қаныққан ерітіндісінен бөлініп, бөлімнің артындағы бөлікте жиналады. Көмірсутектер ыдыстан газ бөлгішке айдалады.

      МЭА регенерация торабы каталитикалық крекинг қондырғысының бөлігі ретінде жасалуы мүмкін; регенерация сонымен қатар зауыт түйінінде орталықтандырылған түрде жүзеге асырылуы мүмкін. МЭА тұндырылған қаныққан ерітіндісі жылу алмастырғыш арқылы регенераторға регенерацияға жіберіледі. Регенераторда қышқыл газдар қаныққан МЭА ерітіндісінен буланады: күкіртсутек және СО2. Регенераторға жылу термосифон рибойлері арқылы су буымен жеткізіледі.

      Күкіртсутектің, СО2 және регенератордың жоғарғы жағынан алынған су буының қоспасы ауа тоңазытқышына жіберіледі, онда ол салқындатылады, ал су буы ішінара конденсацияланады. Тоңазытқыштан кейін бу-сұйық қоспасы газ сепараторына түседі, онда газ фазасы сұйықтықтан бөлінеді. Газ сепараторының сұйық фазасы – қышқыл су конденсаты-регенератордың жоғарғы саптамасына суару ретінде, МЭА ерітіндісінің химиялық тазартылған сумен қоректену мөлшерін және тазартуға жіберілген сарқынды сулардың мөлшерін азайту үшін беріледі. Газ сепараторынан артық конденсат технологиялық конденсатты тазарту торабына шығарылады.

      Газ сепараторының газ фазасы-күкіртсутегінің қоспасы, CO2 кейбір су буларымен құбыр арқылы МӨЗ күкіртті қайта өңдеу қондырғысына жіберіледі.

      Аминді тазарту торабының технологиялық режимінің параметрлері:

      Абсорбер:

      температура      40

      қысым, атм.      1,6

      Регенерация бағанасы:

      Жоғарғы температура      95-110

      Төменгі температура      120-130

      қысым, атм.      1,0-1,8

3.9.10. Технологиялық конденсатты тазарту торабы

      Ластанған технологиялық конденсатты тазарту әдісі скруббердегі күкіртсутектен аммиакты толық тазалай отырып, ректификациялық бағанлардағы күкіртсутегі мен аммиактың технологиялық конденсатынан тізбекті бөлуге негізделген (2-бағанлық схема). Бұл әдіс конденсатты көрсетілген газдардан терең тазартуды қамтамасыз етеді және тазартылған технологиялық конденсаттағы сульфидті күкірт пен аммоний азотының қалдық мөлшері бойынша қажетті көрсеткіштерге қол жеткізуге мүмкіндік береді. Сонымен қатар, бұл схема күкірт сутегі мен аммиакты жеке жоғары концентрацияланған газ ағындарымен тікелей шығаруға мүмкіндік береді. Бұл ретте алынатын күкіртсутектің тазалығы күкірт өндіру қондырғыларының шикізатына қойылатын талаптарға сәйкес келеді.

      2-баған тазалау процесі үздіксіз болып табылады және үш кезеңнен тұрады:

      1) бірінші ректификациялық бағанда технологиялық конденсаттан күкіртті сутекті булау;

      2) екінші ректификациялық бағанда технологиялық конденсаттан аммиакты және күкіртсутектің қалдықтарын булау;

      3) аммиак бар газды саптамалы скрубберде күкіртсутектен тазарту.

      Ластанған технологиялық конденсат бірінші бағанға екі ағынмен – судың қайнау температурасына дейін қыздырылған жоғарғы суық және төменгі ағындармен беріледі.

      Бұл бағанда іс жүзінде таза күкіртсутегі негізгі өнім ретінде алынады, ал қалдық ретінде аммиакты қалдық күкіртсутегімен бірге алып тастау үшін екінші бағанға кіретін күкіртсутегінің қалдық құрамымен аммиакпен байытылған су алынады. Қалдық күкіртсутегі бар аммиак екінші бағанның жоғарғы жағынан, ал оның түбінен тазартылған технологиялық конденсат алынады.

      Аммиакты күкіртсутектен тазарту скрубберде жүргізіледі. Ол үшін екінші бағанның негізгі өнімі - күкіртсутегі қоспасы бар аммиак – скруббердің төменгі саптама бөлімінде тазартылған конденсаттың суық ағынымен жуылады. Нәтижесінде қалдық күкіртсутек аммиакпен әрекеттесіп, суда жақсы еритін аммоний гидросульфидін түзеді. Алынған ерітінді бірінші бағанға қайтарылады, ал аммиак скруббердің жоғарғы саптама бөліміне түседі. Аммиактың еру реакциясы жылу шығарумен қатар жүретіндіктен, аммиакты салқындату және скруббердің жоғарғы бөлігіндегі артық су буларының конденсациясы үшін циркуляциялық суару ұйымдастырылған. Скруббердің жоғарғы жағынан тазартылған және салқындатылған аммиак кәдеге жаратуға, пештің оттығына немесе алауға беріледі.

3.9.11. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Энергетикалық ресурстарды тұтыну

      Кататилді крекинг қондырғыларына қажет барлық дерлік жылу регенераторда шығарылады. Атмосфераға шығарындылар түрінде тұтынылатын және шығарылатын катализаторлар өңделетін өнімнің түріне байланысты және құрамында кремний диоксиді-алюминий оксиді, құрамында сирек кездесетін және/немесе қымбат металдар бар, немесе, әдетте, сирек кездесетін элементтермен алмастырылатын цеолиттерден, алюминий оксиді матрицалары мен саздардан тұруы мүмкін.

      Атмосфераға шығарындылар

      МӨЗ құрамында атмосфералық шығарындылардың барынша көп әлеуеті бар көздердің бірі каталитикалық крекинг қондырғысы болып табылады. Ауаға шығарындылар негізінен регенератордан шығарылады және СО, СО2, NOX, SO2, қатты бөлшектер (негізінен катализатор шаңы, соның ішінде ауыр металдар). Каталитикалық крекинг қондырғыларының шығарындыларының құрамы пайдаланылатын шикізатқа (азот, күкірт, металдар) және регенераторға, сондай-ақ кәдеге жарату қазандығын пайдалану жағдайларына байланысты өзгереді.

      FCC қондырғысынан шығарындылар уақыт өте келе артуы мүмкін, өйткені регенератордағы катализатордың ауамен реакциясының сапасы абразия нәтижесінде нашарлайды.

      Мысалы, жабдықтың ішкі механикалық зақымдануы немесе тозуы/эрозиясы барлық CO, NOX, SO2 және тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын едәуір арттыруы мүмкін.

      Сарқынды сулардың шығарындылары

      Каталитикалық крекинг процесінде пайда болған сарқынды сулардың көлемі бір тонна шикізат үшін шамамен 60-90 литр сарқынды суды құрайды. Пайда болған сарқынды сулар, әдетте, қышқыл судың ағындарынан және құрамында мұнай өнімдері (мұнай), ХПК, тоқтатылған қатты бөлшектер, күкірт қосылыстары (H2S), фенолдар, цианидтер және аммиак бар дистилляциялық бағандан төгілуден пайда болады.

      Сарқынды сулар әдетте сарқынды суларды тазартудың жергілікті және орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      Қатты қалдықтар

      Катализатордан топыраққа ұсақ бөлшектер түрінде, қатты бөлшектерді ұстайтын жабдықтан және пайдаланылған катализатордың мезгілді түрде төгілуі мүмкін. Қатты қалдықтар ауыр рециклді май мен тазартылған майдың фракцияларымен байытылған.

      3.49 – 3.51 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай - ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС – күкірт өндіру қондырғысы) нәтижелері бойынша алынған күкірт өндіру процесі жөніндегі деректер ұсынылған.

      3.49-кесте. Каталитикалық крекинг қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

R2R қондырғы
(жалған сұйытылған катализаторда)

RFCC (қалдық
шикізат қондырғысы

макс

мин

макс

мин

1

2

3

4

5

6

7

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

2388540 дейін

2000000 дейін

2

Отынды меншікті тұтыну

МДж/т

2000

120

2000

120

3

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

50

8

60

2

4

Буды меншікті тұтыну

кг/т

90

30

300

50

5

Бу өндірісі

кг/т

60

40

170

100

6

Салқындатқыш су DТ=17 оС

м3/т

20

5

20

10

7

Катализаторды тұтыну

т/жыл

2,5

0,4

4

2

      3.50-кесте. Катализатордың жылжымалы қабаты бар FCC және RCC каталитикалық крекинг қондырғыларынан шығарындылар

Р/с

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың ластағыш затының шоғырлануы (мг/Нм3)

Технологиялық пештер R2R

Технологические печи RFCC

мин

макс

орта

мин

макс

орта

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Азот (II) оксиді

0,108

6,227

3

39,93

46,43

43

2

Азота (IV) диоксиді

0,09

38,32

19

5,12

5,95

5

3

Күкірт (IV) диоксиді

13,94

53,22

33

223,72

241,32

232

4

Көміртек оксиді

81,34

97,57

89

37,95

44,13

41

      3.51-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде пайда болатын қатты қалдықтар

Р/с

Қалдықтың атауы

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Ескертпе

Қалдықтарды кәдеге жарату (қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

5

RFCC (қалдық шикізат қондырғысы

1

Регенератордан істелген катализатор

512,8 кг/сағ

Күрделі жөндеу кезеңінде жылына 1 рет

Егер тиісті түрде өңделсе және қауіпті болып табылмаса, қалдықтарды көму үшін полигонға жіберіледі.

2

Ылғал газ скрубберінің пайдаланылған катализаторизі

381 кг/сағ

Мерзімдік

Егер тиісті түрде өңделсе және қауіпті болып табылмаса, қалдықтарды көму үшін полигонға жіберіледі.

3

ТБО

2,625

тұрақты

Өңдеу үшін бөгде ұйымдарға беру

4

Тозған қорғаныш құралдары мен арнайы киім

0,140

тұрақты

Өңдеу үшін бөгде ұйымдарға беру

R2R қондырғысы (жалған сығылған катализаторда)

5

Сынап шамдары,
люминесцентті
құрамында сынап
бар түтікшелер
пайдаланылған және брак

0.047

Қызмет мерзімі өткеннен кейін мерзімді түрде

Демеркуризация мақсатында бөгде ұйымдарға беру

6

Катализатор

4958

Қызмет мерзімі өткеннен кейін мерзімді түрде

-

7

Майлы пайдаланылған

6.264

Қызмет мерзімі өткеннен кейін мерзімді түрде

-

8

Ұйымдардың тұрмыстық үй-жайларынан сұрыпталмаған қоқыс (ірі габаритті (ҚТҚ) қоспағанда)

25.194

Мерзімдік

-

9

Майлармен ластанған сүрту материалы

0,438

Мерзімдік

Өңдеу үшін бөгде ұйымдарға беру

3.10. Олигомеризация (полимеризация)

      Олигомеризация бұл пропен мен бутенді бензиннің жоғары октанды компоненттеріне айналдыру процесі.

      Олигомеризация секциясының мақсатты өнімдері тазартылған СУГ олефиндерінен түзілетін полимер-бензин және полимер-керосин болып табылады.

      Катализатор процесінде мынадай түрлендіру жүреді:

      С3-олефин + С3-олефин →С6- (димер)

      С4-олефин + С4-олефин →С8- (димер)

      С3-олефин + С4-олефин →С7- (димер)     

      Әрі қарай, реакция жалғасуда, және көміртек тізбегін ұзартуға:

      С3-олефин + С8-олефин →С11 (тример)

      С4-олефин + С8-олефин →С12 (тример)

      С3-олефин + С7-олефин →С10 (тример)

      С4-олефин + С7-олефин → С11 (тример)

      С3-олефин + С6-олефин →С9 (тример)

      С4-олефин + С6-олефин → С10 (тример)

      Бұл реакциялар процесінде қосылыстар пайда болады, яғни полимер – бензин және полимер-керосиннің компоненттері болып табылатын C6 - С10 бар олефиндер.

      Олигомеризация секциясында стационарлық катализатор қабаты бар 3 тізбекті реакторда олигомеризация реакциясы жүреді. Бірінші реактор және 2 бірдей реактор кезек-кезек жұмыс істейді. Олигомеризация реакциясы шамамен 60 кгс/см2 қысымда және 120-170 ℃ температурада жүреді. Реакция процесінде қалдық жылуды кетіру сатылы ауа тоңазытқышының көмегімен жүзеге асырылады. Реакция өнімі фракциялау бағанына енеді. Бірінші түзету бағанында олигомерлер және аз мөлшерде реакцияланбаған олефиндер ерекшеленеді. Екінші бағанда олигомерлер полимер-бензин және полимер-керосинге бөлінеді. Олефиннің конверсиясы және өзгеруі реактордағы температураға байланысты. Олефиннің конверсия коэффициенті шикізатқа және өнімге қойылатын талаптарға байланысты 92 % - 97 % құрайды.

      Олигомеризацияны орнатудың технологиялық процесінің жеңілдетілген схемасы 3.31-суретте көрсетілген.



     


      3.31-сурет. Олигомеризацияны орнатудың жеңілдетілген схемасы

      Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Олигомеризация процесі бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну, сілкіндіретін заттар шығарындылары мен қалдықтар жөніндегі деректер Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша, сондай-ақ ҚР МӨЗ-нің сауалнамасы (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС – бутендерді олигомеризациялау қондырғысы "OLIGOMERISATION") бойынша алынған.

      3.52-кестеде олигомеризация процесі бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну бойынша ақпарат берілген.

      3.52-кесте. Олигомеризация процесі бойынша энергетикалық ресурстарды тұтыну

р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

440 200 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

20

10,62

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

0,8

0,32

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

0,62*

0,47

5

Салқындатқыш су

т/сағ

360,7

273,1

6

Техникалық су

т/сағ

9,84

7,74

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет.

      Олигомеризация қондырғысының пайдаланылған газ көзі негізінен қауіпсіздік клапаны арқылы алауға шығарылатын газ болып табылады.

      Шығару көлемі 122090 кг/сағ (шығару режимі - үзіліссіз).

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.53-кестеде олигомеризация процесінде пайда болатын қалдықтар туралы ақпарат берілген.

      3.53-кесте. Олигомеризация процесінде пайда болатын қалдықтар

р/с

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Пайдаланылған катализатор

400 000

450 000

6,938

288,6

6,938

288,6

      Пайдаланылған катализатор дайындаушының қаптамасында, арнайы қоймада уақытша сақтауға жіберіледі, содан кейін катализаторларды жеткізушіге немесе өңдеу үшін басқа ұйымдарға беріледі.

      Кірді сіңіруге арналған материал және сүзгі материалы, катализатордың пайдаланылған тірек беті (инертті керамикалық шар) өнеркәсіптік қалдықтар полигонына жіберіледі.

3.11. Адсорбция процестері

3.11.1. Сутегінің қысқа циклді адсорбция қондырғылары (КЦА)

      Қысқа циклді адсорбция технологиясында (КЦА) жеке таңдалған адсорбция материалдарының көмегімен сутегімен байытылған газдардағы қоспаларды физикалық байланыстыру принципі қолданылады. Мұндай қоспалар үшін байланыстырушы күштер қысымға тәуелді болғандықтан, КЦА жоғары қысымды адсорбция циклінде және төмен қысымды десорбцияда жұмыс істейді. Сутегі өнімінің үздіксіз ағынына қол жеткізу үшін кем дегенде бір адсорбер жұмыс істейді, ал қалғандары регенерацияның әртүрлі кезеңдерінде болады.

      КЦА қондырғысының жұмысы оның әмбебаптығы мен нақты қосымшаларға бейімделу қабілетінің арқасында химия және мұнай өңдеу өнеркәсібінде кеңінен танымал болды. Мысалы, мұнай өңдеудің бөлінетін газын КЦA жүйесінде тазартуға болады, бұл мұнай өңдеу зауыттарына жеңіл көмірсутектері бар ағындардан таза сутегі алуға мүмкіндік береді. Бөлінетін газ ағынынан таза сутекті алу газды өндіріс қажеттіліктері үшін отынға жіберуден гөрі құнды, өйткені сутегі өндірісі қымбат процесс болып табылады. Бұл аймақтағы КЦА басты артықшылығы-оның сутегі сульфиді, көмірсутектер, көміртегі оксидтері және су сияқты қосылыстарды адсорбциялау мүмкіндігі. Сонымен қатар, КЦА адсорбент қабатындағы қысымның айырмашылығы мембраналық жүйелермен салыстырғанда шамалы. Сутекті өндіру қондырғысының құрамында КЦА салу гидротазарту, изомерлеу, риформинг, гидрокрекингтің жаңа қондырғылары үшін қажетті МӨЗ-дегі таза сутегі тапшылығының орнын толтырудан туындауы мүмкін.

      КЦА қондырғысы парциалды қысымның жоғарылауымен адсорбенттер газ тәрізді компоненттердің көп мөлшерін сақтай алады, олардың кейбіреулері басқаларына қарағанда күшті. Адсорбция күші әдетте әр компоненттің молекулалық массасымен жоғарылайды, ал сутегі осы компоненттердің ең әлсіз адсорбциялық күшіне ие. Бұл ауыр компоненттерді адсорбциялауға мүмкіндік береді, ал тазартылған сутегі адсорбент арқылы өтеді.

      Қондырғы келесі блоктардан тұрады:

      1) шикізаттық ҚСГ дайындау блогы;

      2) сутекті адсорбциялық тазарту блогы;

      3) ДУГ сығу блогы.

      Шикізат

      КЦА қондырғысының шикізаты құрамында сутегі бар газ (ҚСГ) болып табылады, ол МӨЗ қондырғыларынан келіп түседі.

      Алынатын өнім

      КЦА қондырғысының негізгі өнімі - құрамында кемінде 99,9 % сутегі бар өнімдік сутегі (таза сутегі) (айн.%).

      Адсорбент

      КЦА өнеркәсіптік қондырғысына арналған адсорбент-бұл активтендірілген алюминий оксиді, активтендірілген көмір, силикагель және молекулалық електен тұратын салыстырмалы түрде үлкен нақты беті бар қатты бөлшектер. Әрбір адсорбенттің кеуектіліктің әртүрлі таралуы, меншікті беті және қасиеттері болғандықтан, абсорбенттер аралас газ компоненттеріне әртүрлі адсорбциялық қабілетке ие.

      Барлық дерлік адсорбенттер жоғары гидрофильділікке, әсіресе 5A молекулярлық елеуішке ие болғандықтан, сақтау және тасымалдау процесінде назар аудару және гидрооқшаулауды және қаптаманың тұтастығын қамтамасыз ету бойынша шараларды қабылдау қажет. Егер ылғал адсорбентке (5A молекулалық елекке) түссе, онда оны жүктемес бұрын оны іске қосу үшін шаралар қабылдау қажет.

      Пайдаланылған адсорбенттер әдетте одан әрі жою үшін терең көміледі немесе өңделеді. Адсорбенттерді түсірер алдында адсорберде улы немесе жарылу қаупі бар газдардың болмауын қамтамасыз ету үшін аппаратты азотпен үрлеу қажет.

      Қондырғының қалыпты жұмыс жағдайында адсорберлерде қолданылатын адсорбциялық материалдың қызмет ету мерзімі 10 жылдан астам.

      Технологиялық процесті және өндірістік объектінің схемасын сипаттау

      Айнымалы қысымдағы КЦА қондырғысы 10 адсорберден тұратын модульдік қондырғы болып табылады және сутекті қоспалардан түпкілікті тазарту үшін қолданылады. Адсорбция жүйесі СО, СО2, көмірсутектер С1 - С5 сияқты газ тәрізді қоспаларды жоғары қысым кезінде адсорбциялауға және оларды төмен қысым кезінде десорбциялауға мүмкіндік береді. Технологиялық процесс жоғарыда аталған операцияларды қосымша қыздырусыз немесе жылуды шығармай қайталаудан тұрады. КЦА-ның толық жұмыс циклі бірнеше бөлек кезеңдерден тұрады, атап айтқанда адсорбция, қысымды төмендету, үрлеу және қысымды арттыру. Бастапқыда ҚСГ қоспасы адсорбент қабаты арқылы өтеді. Қоспалар адсорбцияланады, ал тазартылған сутегі адсорбент қабатынан өтеді. Адсорбент қабаты жеткілікті қаныққаннан кейін, десорбция қысымның тікелей төмендеуімен басталады. ДУГ кейіннен көрші адсорбердегі қысымды жоғарылату немесе үрлеу үшін қолдануға болады. Қысымның одан әрі төмендеуі кері бағытта орындалады. Десорбция жылдамдығын арттыру үшін адсорбциялық аппарат үрленеді. Соңғы кезеңде аппаратта адсорбция қысымы қайтадан орнатылады. Өнім ағынының үздіксіздігіне қол жеткізу үшін адсорбенттің бірнеше параллель қабаттарынан тұратын жүйе қолданылады. Сутектің өнімділігі мен алу дәрежесі шикізат газының түрі мен құрамымен анықталады.

3.11.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.54 – 3.56 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесі, сондай - ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы (атап айтқанда "ПМХЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС – сутегінің қысқа циклді адсорбциясын орнату) нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттар шығарындылары, сутегінің қысқа циклді адсорбциясы процесі бойынша сарқынды сулар мен қалдықтарды тұтыну жөніндегі деректер ұсынылған.

      3.54-кесте. Сутектің қысқа циклді адсорбциясы қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық
ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Ең төменгі
жылына энергетикалық ресурстардың шығысы

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

850000

136640

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

41,05

35,79

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

т/т

0,585

0,0038

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

1,187*

0,773*

5

Айналма су

т/т

25,32

5,11

      * отынның иеншікті тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет

      3.55-кесте. Сутегінің қысқа циклді адсорбция қондырғысының шығарындылары

Р/с

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Шығарындылардың пайда болу көзі

Шығарындылардың ластағыш затының ең аз концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары концентрациясы (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді

Технологиялық пештер

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

2

Азота (IV) диоксиді

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

3

Күкірт (IV) диоксиді

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

4

Көміртек оксиді

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.56-кесте. Сутегінің қысқа циклді адсорбция қондырғысының қалдықтары

Р/с

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың пайда болу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Өңделген адсорбент

209792

136640

2

66,85

2

66,85

3.12. Кокстеу процестері

3.12.1. Баяу кокстеу қондырғысы

3.12.1.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Баяу кокстау қазіргі уақытта ең кең таралған МӨЗ. Кокстың негізгі мөлшері осы қондырғыларда шығарылады. Баяу (жартылай үздіксіз) кокстеу кезінде күкірті аз мұнай гудронынан 25 %-ға дейін (мас.) электродты кокс, ал дистиллятты крекинг-қалдықтан-шамамен 38 % (мас.) инелі Кокс. Процестің ерекшелігі: шикізат пеште 500 °C дейін қызады, қыздырылмайтын камераға жіберіледі, онда ол ұзақ уақыт бойы сақталады және жинақталған жылу есебінен кокстеледі. Жеңіл дистилляттардың ағындары камераның жоғарғы жағынан алынады. Камераны кокспен 70 – 90 % толтырғаннан кейін шикізат ағыны басқа камераға ауысады, ал кокс өшірілген камерадан жіберіледі.

      Баяу кокстеу процесінің артықшылықтары:

      1) қалдық шикізатты толық айналдыру және қалдық қазандық отынын өндіруді жою;

      2) құрамында асфальтендер, кокс қалдығы, металдар көп шикізаттың кез келген түрін қайта өңдеуге және сонымен бір мезгілде тиісті ерекшеліктерге жауап беретін және экологиялық таза мотор отындарын алу үшін МӨЗ-де мұнай өңдеудің технологиялық схемасына енгізу жеткілікті жеңіл өнімдерді алуға мүмкіндік беретін технологиялық икемділік;

      3) іс жүзінде 100 % металсыздандыру;

      4) орташа күрделі салымдар және техникалық қызмет көрсетуге арналған пайдалану шығыстары;

      5) процесс жақсы игерілген.

      Қазіргі уақытта Қазақстан Республикада баяу кокстеу технологиясы бойынша 2 қондырғы пайдаланылуда.

      3.57-кесте. Қазақстан Республикасының МӨЗ-де баяу кокстеу қондырғыларының тізбесі

Р/с

Кәсіпорын

Шикізат бойынша қуаты, мың т/г

Пайдалануға
ендіру

Қондырғылар
саны

Жобалық

Қол жеткізілген

1

2

3

4

5

6

1

"АМӨЗ" ЖШС

600

1000

1980 ж.

1

2

"ПМХЗ" ЖШС

600

925

1987 ж.

1

Шикізат және оған қойылатын жалпы талаптар

      Баяу кокстеу процесінің шикізаты ретінде мұнайды бастапқы өңдеудің ауыр мұнай қалдықтары (гудрондар), май өндіруден қалған қалдықтар (асфальттар, қалдық сығындылар), термокаталитикалық процестердің ауыр қалдықтары (крекинг қалдықтары, каталитикалық крекингтің ауыр газойлдары, пиролиздің ауыр шайырлары) дәстүрлі түрде қолданылады. Шетелде тақтатасты қайта өңдеу қалдықтары, көмір шайырлары, ауыр мұнай мен битуминозды құмдарды жаңарту қалдықтары және т. б. шикізат ретінде жиі қолданылады.

      Кокстеу шикізатының сапасының негізгі көрсеткіштеріне мыналар жатады: тығыздығы, Конрадсон бойынша кокстеу, күкірт, азот, органометалл қосылыстары, фракциялық және топтық құрамдар, күл, тұтқырлық және т. б.

      Кокстың әртүрлі түрлерін өндіру үшін пайдаланылатын шикізат сапасының типтік физика-химиялық көрсеткіштері 3.58-кестеде келтірілген.

      3.58-кесте. Кокстың әртүрлі түрлерін өндіру үшін пайдаланылатын мұнай қалдықтарының сипаттамасы

р/с

Атауы көрсеткіштер

Кокс өндіруге арналған шикізат сапасының типтік көрсеткіштері

Алюминий
өндірісі
үшін

КНПС
(изотропты)

Инелі
(декантойль)

Отынды
(Кокстелген қоспа)

1

2

3

4

5

6

1

Тығыздығы 20 °С, г/см 3

0,9818

1,1767

1,0652

1,0342

2

Күкірттің массалық үлесі, %

1,20

0,23

0,56

3,34

3

Кокстену, % масса.

11,5

21,1

5,7

17,5

4

Топтық көмірсутекті құрам, % мас.:





- парафин-нафтенді

20,6


10,7

7,6

- хош иісті, оның ішінде:

62,2

64,9

84,4

55,2

- жеңіл

15,2

-

0,7

6,0

- орташа

10,5

-

14,8

5,4

- ауыр

36,5

64,9

68,9

43,8

- шайырлар

15,4

18,1

4,9

27,6

- асфальтендер

1,8 -

11,4

отс.

9,4

- карбоидтар


5,6

отс.

0,2

5

Металдардың мөлшері, ppm (V/Ni),

40/15


5/1

230/100

Өнімдер

      Көмірсутекті газ күкіртсіздендірілгеннен кейін технологиялық отын ретінде пайдаланылады немесе мұнай-химия үшін құрғақ газ, пропан-пропилен және бутан-бутилен фракцияларын ала отырып, газ фракциялауға ұшырайды.

      Бензин фракциясы төмен октандық сипаттамамен, қанықпаған көмірсутектердің және күкірттің көп болуына байланысты химиялық тұрақсыздықпен сипатталады, күкіртсіздендіруге ұшырайды және каталитикалық риформинг қондырғыларының шикізатының құрамдас бөлігі ретінде қызмет етеді.

      Жоғары сапалы дизель отынын ала отырып, тікелей айдау дизель фракциялары бар қоспада гидротазаланатын жеңіл кокстеу газойлі.

      Мұнай өнімдерін одан әрі өңдеу процестері үшін дизель отынын немесе жартылай фабрикатын ала отырып, гидрокрекинг процесі шикізатының компоненті ретінде пайдаланылатын кокстеудің ауыр газойлі.

      Сұйық кокстеу өнімдерінің типтік қасиеттері 3.59-кестеде келтірілген.

      3.59-кесте. Сұйық кокстеу өнімдерінің типтік қасиеттері

Р/с

Сапа көрсеткіштері

Бензин

Жеңіл
газойль

Ауыр
газойль

1

2

3

4

5

1

Тығыздығы 20 °С, г/см3

0,72 - 0,76

0,83 - 0,89

0,91 - 0,98

2

Күкірттің массалық үлесі, %

0,1 - 0,7

0,3 - 2,0

0,7 - 3,0

3

Йод саны, г h/100r.

80 - 120

50 - 70

-

4

Кокстену, % масс.

-

-

0,15 - 2,0

5

Фракциялық құрамы:
қайнау температурасы
қайнау температурасының соңы
50 % айн. температура кезінде қайнайды

35 - 50
170 - 190
115 - 125

190 - 200
340 - 360
270 - 300

280 - 340
460 - 520
380 - 420

6

Кинематикалық тұтқырлық, сСт:




20 °С кезінде


4,5 - 7,0


50 °С кезінде


2,0 - 3,0


80 °С кезінде



5 - 10

7

Тұтану температурасы, °С


70 - 90

>200

8

Топтық көмірсутек құрам, % масс.:




парафинді

50 - 60


}30 - 60

олефинді

19 - 20


нафтенді

14 - 15



хош иісті

8 - 10


30 - 60

шайырлар



10 - 20

9

10 % қалдық, % масса кокстілігі.

-

0,1 - 0,4

-

10

Цетан индексі

-

30 - 35

-

      3.60-