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

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-кестеде ГОСТ 22898-78 сәйкес алюминий (ҚҚА), электр болат балқытылу үшін графиттелген электродтар (КЗГ) және конструкциялық материалдар (КНПС) өндірісінде пайдаланылатын мұнай кокстерінің сапасына қойылатын негізгі талаптар келтірілген. Қазіргі уақытта Ресей Федерациясында құрамында күкірт 1,0 %-дан (0,5 %) аз анизотропты (инелі) кокстың және КНПС типті изотропты кокстың арнайы түрлерінің өндірісі мүлдем жоқ.

      3.60-кесте. Мұнай кокстеріне қойылатын нормативтік талаптар

Р/с
№

Көрсеткіштер атауы

Кокстар

КЗА

КЗГ

КНПС

1

2

3

4

5

1

Ұшпа заттардың массалық үлесі, %, артық емес

9,0

9,0

6,0

2

Күлділігі,%, артық емес

0,4 - 0,6

0,6

0,15 - 0,30

3

Күкірттің массалық үлесі, %, артық емес

1,2 - 1,5

1,0

0,2 - 0,4

4

1300 °С температурада қыздырғаннан кейінгі нақты тығыздық, 5 сағат ішінде, г/см3

2,08 - 2,13

2,08 - 2,13

2,04 - 2,08

5

Массалық үлесі, %, артық емес:




кремний



0,04 - 0,08

темір



0,05 - 0,08

ванадий



0,01

      Стандартты коксты ғана емес, сонымен қатар мұнай кокс қоспасын да алуға болады. Кокс қоспасы – бұл 15 – 25 % ұшпа құрамы жоғары кокс, алюминий өнеркәсібі үшін 11 % қарсы. Кокстеу қоспасы кокстеудің температуралық режимімен салыстырғанда "жұмсақ" температуралық режимде алынған ауыр мұнай қалдықтарының баяу жартылай кокстеу өнімі болып табылады.

      НКД түрлі домна коксын, ірі құю коксын және түсті металлургияға арналған арнайы коксты өндіруде тиімді, кең температуралық икемділік интервалы бар, ол кокстеуге арналған көмір қоспаларына кіретін барлық кокстелетін көмірдің жалпы температуралық аралығын жабады.

     


      1, 11 - реакция камера; 2 -төрт жүрісті кран; 3 - пеш; 4 - ректификациялық баған; 5, 6 - булау баған; 7 - фракциялайтын сіңіргіш; 8, 9 - сепаратор; 10 - баған тұрақтандыру бензин; 12, 13 - сорғылар; 14, 15, 16, 17, 18, 19 - тоңазытқыштар; 20, 21 - жылу алмастырғыш; I - шикізат; II - су буы; III - камераларды булау буы камералар; IV - кокс; V -тұрақтандыру бастиегі; VI - газы; VII - тұрақты бензин; IV - жеңіл газойль; IX - ауыр газойль; X-конденсат

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

      3.32-суретте баяу кокстеу қондырғысының қағидатты технологиялық схемасы көрсетілген. Шикізат – гудрон немесе крекинг-қалдық (немесе олардың қоспасы) – 20 жылу алмастырғышында және 3 пештің конвекциялық катушкаларында қыздырылады және 4 бағанның төменгі каскадты тарелкасына беріледі. Шикізаттың бір бөлігі рециркуляция коэффициентін реттеу үшін төменгі каскадты тарелкаға беріледі. Осы бағанның төменгі каскадты тарелкасының астына 1 және 11 кокс камераларынан ыстық газдар мен кокстеу өнімдерінің буы беріледі. Шикізаттың газдар мен кокстеу өнімдерінің буларының жоғары ағынымен байланысы нәтижесінде шикізат қызады (390- 405 °C температураға дейін), оның төмен қайнаған фракциялары буланып, будың ауыр фракциялары конденсацияланып, шикізатпен араласып, қайталама шикізат деп аталады.

      4 бағанының түбінен қайталама шикізат пеш сорғысымен алынады және 3 пештің реакциялық радиантты шарғыларына жіберіледі (екеуі параллель жұмыс істейді, біреуі диаграммада көрсетілген). 3-пеште қайталама шикізат 490-510 °C дейін қызады және төрт жақты кран арқылы 1-камераға түседі, 11-камера осы уақытта коксты түсіруде. 1-камераның түбіне кіре отырып, ыстық шикізат оны біртіндеп толтырады; камераның көлемі үлкен болғандықтан, шикізаттың онда болу уақыты едәуір, шикізатты крекинг бар. Кокстеу өнімдерінің булары 1-камерадан 4-бағанға үздіксіз кетеді, ал қалқыма қалдық камерада сақталады. Сұйық қалдық біртіндеп коксқа айналады.

      БКҚ фракциялау бөлігі негізгі ректификациялау бағанасын 4, булау бағанларын 5 және 6, кокстеу газдарын деэтанизациялау үшін фракциялау абсорберін 7 және бензинді тұрақтандыру бағанын 10 қамтиды.

      4-баған жартылай құрғақ тақтайшамен екіге бөлінеді: төменгі, бұл бағанның айдау бөлімі емес, араластыру конденсаторы және дистилляциялық бағанлардың концентрациялық бөлімі ретінде қызмет ететін жоғарғы. 4 жоғарғы бөлігінде кокстеу өнімдері газға, бензинге, жеңіл және ауыр газойлға бөлінеді. 4-бағанда температура режимі жоғарғы суық және аралық айналым суаруымен реттеледі. Жеңіл және ауыр газойль бу бағанлары арқылы тиісінше 5 және 6 шығарылады. 8 сепараторынан газдар мен тұрақсыз бензин фракциялық сіңіргішке 7 түседі. Салқындатылған тұрақты бензин 7 сіңіргішінің жоғарғы бөлігіне беріледі, ал бу бөлмесі бар қазандық арқылы жылу төменгі бөлікке жеткізіледі. Сіңіргіш 7-нің жоғарғы жағынан құрғақ газ шығарылады, ал төменнен - қаныққан тұрақсыз бензин, ол 10-бағанда тұрақтандырылады, онда бас пропан-бутан фракциясы одан шығарылады. Тұрақты бензин 16 тоңазытқышта салқындатылады, сілтілі жуу арқылы күкірт қосылыстарынан тазартылады және қондырғыдан шығарылады.

      1 және 11 кокс камералары циклдік кесте бойынша жұмыс істейді. Олар циклдерді кезектестіреді: кокстеу, коксты салқындату, оны түсіру және камераларды жылыту. 1-камера биіктігі бойынша шамамен 70-80 % толтырылған кезде, шикізат ағыны коммутациялық шүмектермен 11-камераға жіберіледі. Сұйық өнімдер мен мұнай буларын кетіру үшін кокс толтырылған 1-камераны су буымен үрлейді. Шығарылатын өнімдер алдымен 4-бағанға түседі. Кокс температурасы 400-405 °C-қа дейін төмендегеннен кейін бу ағыны бағаннан ажыратылып, скрубберге жіберіледі (3.32-суретте көрсетілмеген). Кокс су буы 200 °C дейін салқындатылады, содан кейін камераға су беріледі.

      Салқындатуды аяқтағаннан кейін гидравликалық әдісті қолдана отырып, коксты 1 камерасынан түсіруді бастайды. Гидрожүктеуге арналған жабдықты кокс камераларының үстіне орнатылған арнайы металл конструкцияға орналастырады.

      Жабдықтың орналасуы 3.33-суретте көрсетілген. Бірқатар МӨЗ-де автоматты түрде түсіру жүйесі бар.

      Коксты түсіру екі кезеңде жүзеге асырылады. Бірінші кезеңде кокс қабатында орталық оқпанды (ұңғыманы) гидравликалық бұрғылау жүзеге асырылады. Камераға жоғарғы люк арқылы "бұрғылау" күйіне ауыстырылған 1 гидрорезак түсіріледі және 18 МПа дейінгі қысыммен су сорғысының көмегімен су беріледі.

      Бұрғылау саңылауларынан ағатын үш қуатты су ағыны кокс қабатын бұзады, диаметрі 0,6 м-ден 1,8 м-ге дейін канал жасайды. Бірінші кезең аяқталғаннан кейін гидрорезак камерадан шығарылады; "тоқтату" жағдайына ауыстырылады және түсірудің екінші кезеңіне өтеді. Екінші кезеңде су кокстың толық шығарылуына ықпал ететін камера арқылы қозғалатын екі бүйірлік гидравликалық саптамадан көлденеңінен ағып кетеді.

      Камералардан кокс камерадан тыс жерге түсіріледі, онда олар белгілі бір уақыт ішінде судан қорғалған. Содан кейін кокс ұсақтағышқа беріледі және конвейерлер қоймаға жіберіледі.

      Кокс түсірілген кокс камерасы сығымдалып, алдымен өткір су буымен жылытылады, содан кейін жұмыс камерасынан 360-370 °C температураға дейін кокстеу өнімдерінің ыстық буымен жылытылады, содан кейін кокстаудың жұмыс цикліне ауысады.


     


      1 - гидрокескіш, 2 - бұрғылау штангі, 3 - шығыр, 4 - вертлюг, 5 - арынды құбыр, 6 - тәл жүйесі, 7 - жең, 8-ағызу құбыры

      3.33-сурет. Коксты камералардан гидравликалық түсіруге арналған жабдықты құрастыру

3.12.1.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.61 – 3.63 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС және "ПМХЗ" ЖШС – баяу кокстеу қондырғысы) нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, сарқынды сулар мен қалдықтарды баяу кокстау процесі бойынша деректер ұсынылған.

      3.61-кесте. Баяу кокстеу 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

жылына тонна

1 000 000

500 000

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВтч/т

29,7

3,8

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

165,4

0,003

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

156*

0,000*

5

Салқындатқыш су

т/т

5

0,15

6

Айналма су

т/т

0,00032

0,00028

      * 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.

      3.62-кесте. Баяу кокстеу 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

47,3

26

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

2,31

47

24

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

0

0

0

4

Көміртек оксиді
(Көміртегі тотығы, иісті газ)

3

7

5

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.63-кесте. Баяу кокстеу 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

Құбыржолдарын және ыдыстарды мұнайдан тазарту мұнай шламы

500000

1000000

10,6

50

10,6

50

2

Индустриалдық минералды майлар
қалдықтары

500000

1000000

1

1

1

1

3

Мұнай немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм (мұнай және мұнай өнімдерінің мөлшері 15 % және артық)

500000

1000000

100

0,9

100

0,9

3.12.2. Коксты қыздыру технологиясы

3.12.2.1. Технологиялық процесті сипаттау

      Коксты қыздыру процесінде жоғары температураның әсерінен күрделі параллель және дәйекті ыдырау реакциялары және кокс материалының тығыздалуы жүреді. Баяу кокстеу процесінде пайда болмаған көмірсутектер кокс пен газ тәрізді өнімдерді қалыптастыру үшін деструктивті ыдырауға ұшырайды. Бұл ретте кокстың бүкіл массасында сутектің сарқылуымен құрылымның өзгеру процестері жүреді, ол метан және басқа көмірсутектер түрінде бөлініп, пештің кеңістігінде жанып кетеді.

      Қыздыру процесінде ылғал мен ұшпа заттардың толық жойылуы жүреді, айқын және нақты тығыздық жоғарылайды, электр өткізгіштік пен механикалық тығыздық жоғарылайды.

      Коксты қыздыру ұзындығы 60,0 м, диаметрі 3,0 м, көкжиекке ≈2,0 о бұрышпен орнатылған барабанды айналым пеште жүргізіледі. Болу уақыты (1 – 1,5 сағат) барабанның айналу жылдамдығымен анықталады (1 – 3 айн/мин).

      Қыздыру пеші ағынға қарсы қағидат бойынша жұмыс істейді – кокс отынды, ұшпа өнімдерді және материалдардың күюі нәтижесінде пайда болатын газдар ағынына қарай жылжиды. Коксты қыздыру 950-1300 оС температурада жүзеге асырылады.

      Процесске сәйкес қыздыру пешін шартты түрде келесі аймақтарға бөлуге болады:

      ұшпа заттардың қыздыру және бөлу аймағы-1050-1150 оС;

      қыздыру аймағы 1250-1350 оС;

      температураның төмендеу аймағы 800-650 °С.

      Аймақтардың шекаралары мен ұзындығы кокстың гранулометриялық құрамы мен ылғалдылығымен, сондай-ақ ұшпа заттардың мөлшерімен анықталады. Пештегі аймақтардың жағдайы разрядтауға, газ бен ауа көлемінің берілуіне, пешке тиелетін кокстың сапасы мен мөлшеріне байланысты өзгереді.

      Коксты қыздыру сапасы қыздыру аймағының ұзындығына, пештегі максималды температураға және ондағы материалдың болу уақытына байланысты.

      Рұқсат етілетін (жұмыс істейтін) өнімділік қыздырудың таңдап алынған температуралық режимі кезінде нақты тығыздық мәні 2,02 г/см3 кем емес және 2,09 г/см 3 артық емес бойынша кокстың берілген қыздыру дәрежесін қамтамасыз ету шарттарымен анықталады және шикі кокстың дозаторымен белгіленеді.

      Алюминий өндірісінде анодтар үшін қолданылатын кокстар үшін нақты тығыздық сапаны бақылаудың ең жақсы мәні болып табылады. Кальциленген кокстың нақты тығыздығы неғұрлым жоғары болса, оның электр кедергісі соғұрлым төмен болады.

      Қыздыруға келетін шикі кокстегі ылғалдың жоғарылауы қыздыру температурасын төмендетеді, сонымен бірге қондырғының өнімділігі мен қыздырылған кокстың нақты салмағын төмендетеді. Осы себепті кокстегі ылғалдың жоғарғы шегі 12 %-дан аспауы керек.

      Қыздырудың оңтайлы тереңдігін қамтамасыз ету үшін пешке кіретін шикі кокстың құрамында 70 мм-ден аспайтын бөліктер болуы керек. Кокстың ұсақ заттары мен шаңының мөлшері шектелуі керек, өйткені соңғысы күйіп кетеді және кокстың жоғалуын арттырады және қыздыру процесін қиындатады.

      Қыздырылған кокс кокс тоңазытқышында тікелей салқындатылған химиялық тазартылған сумен және жүйеде айналатын жанама салқындатылған сумен ≈60 оС температураға дейін салқындатылады және конвейерлермен кокс қоймасына беріледі. Айналымдағы су ауаны салқындату аппараттарында салқындатылады.

      800 – 1300 оС температурадағы пештен бөлінетін газдар тозаң тұндыру камерасы арқылы күйдіру пешіне түседі, онда ұшпа заттар мен кокс шаңы жанады, содан кейін кәдеге жарату қазандығына түседі.

      Газ ағынының жылуы 2,0 МПа қысыммен бу шығару үшін қолданылады. Салқындатылған түтін газдары атмосфераға биіктігі 120 м түтін құбыры арқылы шығарылады.

      3.34-суретте коксты қыздыру схемасы көрсетілген.

      1-бункерден шикі кокс 2 қоректендіргіш арқылы 3 таспалы конвейер арқылы өтеді, 5 ұсақтағышқа түседі, онда ол ұсақталады. Әрі қарай, ұсақталған кокс 6 сақтау бункеріне түседі, 7 таразы дозаторы арқылы өтеді және 8 пешке кіреді, онда кокс кальцийленеді. Содан кейін қыздырылған кокс 10 салқындатқышта салқындатылады және 12 бункер арқылы 13 вагонға шығарылады. Кокс шаңы ұсталып, 15 пеште күйдіріледі. Жану өнімдері мұржаға түседі.

     


      1-шикі кокс бункері, 2-қоректендіргіш, 3-таспалы конвейер, 4-қоректендіргіш,

      5-ұсақтағыш, 6-бункер-жинақтағыш, 7-таразы-мөлшерлегіш, 8-барабан типті пеш, 9-Оттық, 10-кокс салқындатқышы, 11-майлау торабы, 12 - кальциленген Кокс бункері, 13-хоппер вагон, 14 - циклон, 15 - күйдіру пеші, 16 - гильотинді жапқыш, 17 - кәдеге жаратушы қазан.
Ағындар: I-шикі кокс, II-қыздырылған кокс, III-су, IV-ауа, V-отын газы, VI-түтін газдары, VII-қатты қызған бу, VIII-майлайтын өнім

      3.34-сурет. Коксты қыздыру схемасы

3.12.2.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері     

      Кокстеу кезінде атмосфераға шығарындылар технологиялық жылытқыштың түтін газдарының шығарындылары мен ұшпа шығарындыларды қамтиды. Сонымен қатар, коксты барабаннан шығару (баяу кокстеу) атмосфераға қатты бөлшектер мен қалған көмірсутектердің шығарылуына әкелуі мүмкін. Негізгі ластағыш заттар, сондай-ақ олардың көздері 3.65 және 3.66 кестелерде көрсетілген.

      Меркаптан түріндегі күкірт сутегі мен күкірт қосылыстары кері конденсаторлардан су ағынынан шығарылуы мүмкін.

      Көмірсутектер сөндіру мұнарасынан шығарындылар, сақтау және тасымалдау операциялары, қалдықтар мен судың төгілуі мен төгілуі нәтижесінде суармалы барабандар мен ыдыстардағы қысымның төмендеуінен босатылуы мүмкін.

      Қатты бөлшектерді пештің газды тазарту жүйесінен, коксты өңдеуге және сақтауға арналған айналым қондырғының, тиеу және қыздыру процестерінен шығаруға болады. Пештен бөлінетін газдарды басу пештегі жалынның алдыңғы жағын ұстап тұру үшін өте маңызды. Бұл циклонның жұмыс жағдайлары шаңды кетірудің оңтайлы жағдайларына емес, пештің талаптарына байланысты екенін білдіруі мүмкін. Шикі коксты сақтау, ұнтақтау және тасымалдау ауаға шығарылмай ылғалды күйде жүреді.

      Сарқынды сулар

      Сарқынды сулар коксты шығару, суды бөлу кезінде ректификациялық бағанның жоғарғы погонынан қышқыл суды кокспен өңдеу, салқындату және буды айдау операциялары кезінде пайда болады және оларды тазалау керек. Мұндай сарқынды сулардағы ластағыш заттардың егжей-тегжейлі талдауы қол жетімді емес, өйткені олар тазарту үшін мұнай өңдеу зауытының негізгі сарқынды су жүйесіне тікелей жіберіледі.

      Қатты қалдықтар

      Кокстеу процестерінде пайда болатын қатты қалдықтар кокс бөлшектері (көміртегі бөлшектері мен көмірсутектер) және құрамында көмірсутектер бар ыстық мұнаймен үрлеу шламдарын білдіреді.

      3.64 – 3.66 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС-мұнай коксын қыздыру қондырғысы) нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, сарқынды сулар мен коксты қыздыру процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.64-кесте. Мұнай коксын қыздыру 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

180 000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

148,9

13,2

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

1,5

0,0024

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

0,146*

0,032*

5

Айналма су

т/т

0,00082

0,0008

      * 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.

      3.65-кесте. Мұнай коксын қыздыру 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

1

7

4

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

6

46

26

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

8

156

82

4

Көміртек оксиді
(Көміртегі тотығы, иісті газ)

0

5

2

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.66-кесте. Мұнай коксын қыздыру 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

Индустриалдық минералды майлардың қалдықтары

20000

200000

3

1,5

3

1,5

3.13. Битум өндірісі

3.13.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Процестің мақсаты битум алу болып табылады. Процесс шикізатты ауа оттегімен (ауыр мұнай өңдеу қалдықтары, олардың әртүрлі сығындылары, шайырлары немесе басқа да ауыр мұнай өңдеу өнімдері бар қоспалары) битумға дейін тотықтырудан тұрады. Реакция радикалды механизм бойынша екі негізгі бағытта 180 – 300 °С температурада, ауа шығыны 2,8 – 5,5 м3/(м2·мин) және қысым 0,3 – 0,8 МПа:

      Көмірсутектер → Қышқылдар → Оксоқышқылдар → Асфальтоген қышқылдары

      Көмірсутектер → Шайырлар →Асфальтендер → Карбендер → Карбидтер

      Жағдайға сәйкес келетін ауыр асфальт-шайырлы майлар ең қолайлы болып саналады:

      А + С - 2,5 П ≥ 8,

      мұнда А, С, П - тиісінше асфальтендердің, шайырлар мен парафиндердің құрамы, % мас.

      Мынадай факторлар тотығу процесіне айтарлықтай әсер етеді:

      шикізаттың табиғаты (бастапқы мұнайдың құрамында асфальт-шайырлы компоненттердің мөлшері неғұрлым көп болса, асфальтендердің шайырларға қатынасы неғұрлым жоғары болса және қатты парафиндердің мөлшері аз болса, алынған битумдардың сапасы соғұрлым жоғары болады);

      майлардың, шайырлы қосылыстардың және асфальтендердің құрамына байланысты гудронның бастапқы шартты тұтқырлығы;

      тотығу температурасы (тотығу процесі жүретін температура неғұрлым жоғары болса, реакция асфальтендердің, карбендердің, карбоидтардың түзілу сызығымен жүреді);

      ауа шығыны (ауа ағынының белгілі бір шекке дейін артуы тотығу жылдамдығының пропорционалды өсуіне әкеледі);

      реакция аймағындағы қысым (реакция аймағындағы қысымның жоғарылауы тотығу ұзақтығын қысқартады, сұйық фазадағы оттегінің диффузиясын жақсартады, нәтижесінде алынған битумдардың икемділік аралығы артады);

      тотығуға берілетін сығылған ауаны жылыту;

      тотығу бағанындағы сұйық фазаның деңгейі (тотықтырғыштағы сұйықтық бағанының жоғарылауы битумды жұмсарту температурасын және процестің тиімділігін арттырады).

      Өнімдер

      Негізгі өнімдер жол және құрылыс битумдары, жанама өнімдер - тотығу газдары, сұйық отгон ("қара соляр").

      3.67-кесте. Қуыс бағанадағы гудронның тотығу процесінің материалдық балансы

Р/с
№

Көрсеткіші

% мас.

1

2

3

Келу:

1

Гудрон

100,00

2

Ауа

12,54

3

Жиыны:

112,54

Шығыны:

1

Нефтебитум

97,40

2

Тотығу газдары

13,30

3

Айдау ("қара соляр")

Т70

4

Шығын

0,14

Жиыны:

112,54

Процестің технологиялық схемалары

      Сұйықтың қабаты арқылы ауаны үрлеу арқылы гудронды битумға дейін тотықтыру түрлі типтегі тотықтырғыш аппараттарда жүзеге асырылады:

      1) текшелер (төмен өнімділікке, жоғары металл сыйымдылығына және өрт қауіптілігінің жоғарылауына байланысты тотығу текшелерін қолдану экономикалық емес және келешегі жоқ);

      2) қыздырылмайтын құбырлы (ирек тісті) реакторларда (құрылыс битумдарын өндіру үшін дұрысы);

      3) тотықтырғыш аппарат ретінде құбырлы реакторды қолдана отырып, тотығу әдісімен битум өндіру;

      4) қуыс баған (3.35-суретте гудронды битумдарға тотықтыру жөніндегі қондырғының технологиялық схемасы көрсетілген).


     


      3.35-сурет. Гудронды битумдарға тотықтыру жөніндегі қондырғының технологиялық схемасы

      АВҚ қондырғыларынан гудрон реттеуші клапан арқылы К-1 реакторына беріледі, онда ол ауа оттегімен тотығады. Бағанға ауа Е-2 ылғал бөлгіш арқылы беріледі. Реакцияға түспеген ауа, газ тәрізді және сұйық тотығу өнімдері газ тәрізді фазаның сұйықтықтан бөлінуі орын алатын қашықтықтан бөлу секциясы ретінде жұмыс істейтін К-2 бағанларының ортаңғы бөлігіне түседі. Газ фазасы (жеңіл тотығу өнімдері, реакцияға түспеген ауа мен су буы) К-2 бағанларының жоғарғы жағынан шығарылады және КС-1 сепараторына, содан кейін тотығу газдарын залалсыздандыру блогына түседі. К-1 бағанынан битум К-2 бағанына 290 °С аспайтын температурамен түседі. К-2 бағанының түбінен битум Н-2, Н-3 сорғымен битум эстакадасының битум үлестіргіштеріне айдалады. Битум таратқыштарға айдау кезінде битум температурасы 180 – 210 °С аралығында болуы керек. Битумның тотығу процесінің жарылыс қауіпсіздігі сұйық фазаның беткі температурасын қауіпсіздіктен төмен ұстап тұру арқылы немесе оттегінің концентрациясын рұқсат етілгеннен төмен ұстап тұру арқылы қамтамасыз етілуі мүмкін (ыстық газдарда 8 % - дан аспайды, салқындатылған тотығу газдарында 10 % - дан аспайды).

      Бір битум қондырғысында екі типті реакторларды аралас қолдану бір мезгілде әртүрлі битум маркаларын алуға және реакция жылуы мен бөлінетін ағындарды неғұрлым толық пайдалануға мүмкіндік береді.

      Аппаратура және жабдық

      Баған түріндегі тотықтырғыштың диаметрі 3358 мм және биіктігі 23200 мм. Диаметрі 3,5 м-ден асады, өйткені үлкен бөлімде ауаны біркелкі тарату қиын. Ауа аппараттың төменгі бөлігіне аналық без арқылы енгізіледі, өнім бағанның ортасына беріледі және төменнен шығарылады (3.36-сурет).


     


      1 - корпус; 2-гудронды енгізуге арналған штуцер; 3-үлестіргіші бар ауаны енгізуге арналған штуцер; 4-өнімді шығаруға арналған штуцер;

      5-тотығу газдарын шығаруға арналған штуцер

      3.36-сурет. Баған түріндегі тотықтырғыш

      Соңғы жылдары кейбір МӨЗ-де жоғары балқитын битумдарды алу кезінде ауаның оттегін пайдалану дәрежесін арттыру мақсатында қолданыстағы тотықтырғыш бағанларды жаңғырту және қайта байлау жүргізілді. Бұған реакция және бөлу аймақтарының ішкі немесе сыртқы бөлінуі бар бағандар мен квенчинг бөлімі бар бағандар құру кіреді (3.37-сурет).


     


      3.37-сурет. Жаңғырту бағаналарының схемалары:

      бір және екі квенчинг-секциялары бар; елек тәрелкелері бар; араластырғыш құрылғысы бар; ішкі әйнегі бар

      Квенчинг-секциясы бар тотығу процесінің техникалық-экономикалық көрсеткіштері басқа тотығу аппараттарына тән тиісті көрсеткіштерден асып түседі.

      Құбырлы реактор – "қалаштармен" үздіксіз ирек түтікке жалғанған, тігінен орналасқан түтікшелері бар аппарат. Реактордағы тотығу реакция қоспасының жоғары жылдамдығына байланысты шикізатты ауамен қарқынды араластыру жағдайында жүреді. Құбырлардың тік орналасуы газ және сұйық фазалардың стратификациясына жол бермейді, сондықтан олардың байланыс жағдайларын жақсартады (3.38-сурет).


     


      1-реакциялық құбырлар; 2-қаптама; 3-үлестіру ауа қорабы;

      4-желдеткіш; 5-тірек конструкциялар

      3.38-сурет. Екі бұрандалы төрт секциялы құбырлы реактор

      Тотығу кезінде пайда болатын жылуды алу желдеткіштер беретін ауамен жүзеге асырылады. Ауаның бағытты қозғалысын қамтамасыз ету үшін реактор құбырлары жалпы металл қаптамаға (диаметрі 150 мм құбырлары бар реактор үшін) орналастырылады не әрбір құбыр жеке қаптамаға (диаметрі 200 мм құбырлары бар реактор үшін) орналастырылады.

3.13.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Тұтыну

      Битумның тотығуы – энергияның төмен шығындары бар процесс. Ауа компрессоры, өнімді айдау сорғысы және конденсация жүйесі үшін аздап электр қуаты қажет. Бұл процестерде электр энергиясын пайдалану 15 – 35 кВт/т құрайды, ал бұл процесте қолданылатын бу 100 – 200 кг/т құрайды. Салқындатқыш су конденсатор ретінде қолданылады. Тікелей суды салқындатуды қолданған кезде әдетте көп мөлшерде су қолданылады.

      Атмосфераға шығарындылар

      Пештерден шыққан түтін газы. Шығарылатын газдар жоғарғы бөлігінде орнату битум өндірісін қамтиды негізінен жеңіл көмірсутектер, N2, O2, CO2 және SO2, өйткені өртеледі жоғары температурада (~800 °С) қамтамасыз ету үшін толық қираған компоненттерін, мысалы, H2S, CO, күрделі альдегидтер, органикалық қышқылдар, ПАУ аминошайырлар, фенольды шайырлар шайыр, өте жағымсыз иісі бар. Тотықтырғыш бағанның жоғарғы ағыны шамамен 0,07- 0,30 Нм3 ауа/кг шикізатты құрайды. Битум өндірісінің негізгі проблемалары тазартылған қалдықтардан күкіртсутектің, қышқыл конденсаттың және тотығу процесінде өндірілген газдың шығарылуымен байланысты. Көмірсутектер мен күкірт қосылыстары қысымның төмендеу клапандарынан аэрозолы бар сұйық тамшылар түрінде құю операцияларының желдету жүйесінен ағып кеткен кезде шығарылуы мүмкін.

      Технологиялық сарқынды сулар

      Күкірт бар су тотығу бағанының жоғарғы бөлігінде пайда болады. Бұл ағын 5 м3/т дейін шикізатты құрайды және құрамында H2S, мұнай, хош иісті заттар, ПАУ, күкірт қышқылы, иісті тотығу өнімдері (кетондар, альдегидтер, май қышқылдары) және қатты заттар бар. Суға басқа ықтимал төгінділер көмірсутектер мен күкірт қосылыстарын тығыздағыштар мен ағып кетулерден тұрады.

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      Қалдықтар

      Дренажды мұнайдың эмульсиялары тотығу бағанының жоғарғы бөлігінде қалыптасады. Олардың құрамында көмірсутектер, су және қатты заттар бар.

      3.68 – 3.70 кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "ПМХЗ" ЖШС-битум өндіру қондырғысы) нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары мен битум өндіру процесі бойынша қалдықтар жөніндегі деректер ұсынылған.

      3.68-кесте. Битум өндіру 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

500000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВтч/т

43,6

7

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

0,5

0,0005

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

23*

0,0013*

5

Салқындатқыш су

т/т

0,045

0,042

6

Айналым су

т/т

3,33

0,0003

      * 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

      3.69-кесте. Битум өндіру 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

0,001

1,9

0,95

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

0,006

11,7

5,9

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

0,01

64,4

32,2

4

Көміртек оксиді
(Көміртегі тотығы, иісті газ)

0,002

8,5

4,3

      3.70-кесте. Битум өндіру 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

Құбырлар мен сыйымдылықтарды мұнайдан тазарту мұнай шламдары

300000

500000

5,2

310,1

5,2

310,1

2

Индустриалдық минералды майлардың қалдықтары

300000

500000

0,121

1,98

0,121

1,98

3

Мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм
(мөлшері,
мұнай және мұнай өнімдері
15 % және артық)

300000

500000

0,37

12

0,37

12

4

Майлар
компрессорлық
пайдаланылған

300000

500000

0,1

0,1

0,1

0,1

5

Битум қалдықтары,
қатты түрдегі асфальт

300000

500000

300

300

300

300

3.14. Күкіртсутекті қайта өңдеу

3.14.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Мұнайды қайта өңдеудің термогидрокаталитикалық процестерінің технологиялық газдарынан бөлінетін күкіртсутегі әдетте зауыттарда элементарлы күкіртке өңделеді.

      Химизм және процесті басқару

      Технологиялық және табиғи газдардан күкірт алудың ең көп таралған өнеркәсіптік әдісі-екі сатыда жүзеге асырылатын Клаус процесі.

      Термиялық саты – ауаның стехиометриялық мөлшерін беру кезінде реактордың от жағу бөлігінде күкіртсутекті жоғары температурада жағу. Реакциялар барысында:


      H2S+3/2O2→SO2+H2O+Q

      2H2S+SO2→3\2S2+H2O+Q


      жылудың едәуір мөлшері бөлінеді, оны процестің екінші кезеңіне дейін жою керек және 70 %-ға дейін сутегі сульфиді жұмсалады.

      2. Екі сатыда 200-300 °С белсенді алюминий оксидінде жүргізілетін каталитикалық кезең күкіртсутектің конверсиясын 95 % дейін жеткізуге мүмкіндік береді.


      2H2S+SO2→3\6S6+2H2O

      2H2S+SO2→3\8S8+2H2O


      Алюминий оксидінен, бокситтерден басқа титан диоксиді катализатор ретінде қолданылады.

      Клаус процесінде күкірттің үш модификациясы пайда болады -S2, S6 және S8. Сұйық күкірт негізінен S8 модификациясымен ұсынылған.

      Процестің тиімділігіне қышқыл газдың құрамы, процестің температурасы, қысым, байланыс уақыты, катализаторлардың тиімділігі және күкірт конденсаторларының жұмысы әсер етеді.

      Осылайша, тұрақты жану қышқыл газды күкіртті сутегінің кем дегенде 50 % (айн.) арнайы шаралар қажет (оны жылыту, ауаны оттегімен байыту және т.б.). СО2-ден артық, 30 %-дан артық (айн.), сондай-ақ газдың жануын тұрақсыздандырады, оны жылытуға жылу шығынын арттырады және көміртегі дисульфидінің (CS2) және көміртегі сульфооксидінің (COS) пайда болуына ықпал етеді. Газда көмірсутектер 5 %-дан артық болған кезде (айн.) күкірттің түсі мен сапасын бұзатын шайыр мен күйе қарқынды түзіледі. Газдағы су буының рұқсат етілген мөлшері – 5 % дейін (айн.).

      Термиялық сатыдағы конверсияның максималды дәрежесіне ықпал ететін оңтайлы температура – 1100 – 1300 oC. Каталитикалық кезеңде конверсия дәрежесінің температураға кері тәуелділігі орын алады: конверсия температураның төмендеуімен жоғарылайды; төменгі температура шегі күкірттің шық нүктесімен шектеледі (118 °C). Іс жүзінде катализатор кеуектерінде күкірттің конденсациясын болдырмау үшін процестің каталитикалық сатысының температурасы 210 – 220 °C деңгейінде сақталады.

      Процестің жоғарыда аталған кезеңдерінің әрқайсысында қысымның әсері басқаша: қысымның термиялық төмендеуіне күкіртсутектің күкіртке айналу дәрежесі артады, ал каталитикалық деңгейге - керісінше. Қазіргі заманғы қондырғыларда қысым 0,12 – 0,17 МПа деңгейінде сақталады.

      Байланыс уақытын арттыру процестің екі кезеңінде де күкірттің шығуын арттырады.

      Тиімді жұмыс істейтін конденсатор-коагуляторлар конверсияның өсуіне ықпал ететін қалдық газдарымен күкірт шығынын азайтады.

      Катализатордың белсенділігі, оның сульфатқа төзімділігі және COS және CS2 гидролиз реакцияларын жеделдету қабілеті процестің тиімділігін анықтайды. Қондырғыларда орташа қызмет мерзімі 4 жыл AI2O3 қолданылады.

      Технологиялық схема

      Қышқыл газдағы күкіртсутектің концентрациясы 50 % - дан жоғары болған кезде (айн.) Клаустың тікелей ағу процесін қолданады-жалынды тәсіл. Осы әдіс бойынша барлық қышқыл газ кәдеге жаратушы қазандықпен бір корпуста орындалған Клаус қондырғысының жылу сатысындағы пеш-реакторға жағуға беріледі. Реактор пешінің оттығында температура 1100 – 1300 °C-қа жетеді, ал күкірттің шығуы 70 – 75 % құрайды. Күкіртсутекті одан әрі күкіртке айналдыру катализаторларда 220 – 260 °C температурада екі - үш сатыда жүзеге асырылады. Әрбір қадамнан кейін пайда болған күкірт буы беттік конденсаторларда конденсацияланады. Күкіртсутек жанған және күкірт буларының концентрациясы кезінде бөлінетін жылу орташа және төмен қысымды буды алу үшін пайдаланылады. Бұл процесте күкірттің шығуы 96-97 % жетеді.

      Клаустың тікелей сарқынды процесін орнату күкірт өндірудің екі сатысынан тұрады – жылу және каталитикалық (3.39-суретті қараңыз).

     


      1 - айырғыш; 2 - барабан бірінші қазандық; 3, 4 - каталитикалық реакторлар бірінші және екінші сатыларының; 5 - пеш-реактор; 6, 7 - пеш қыздыру технологиялық газ; 8 - дожига пеш және түтін шығаратын құбыр; 9 - тазалау қондырғысы, қалдық газдар; 10 - экономайзер; 11 - күкірт шұңқыр; 12, 13, 15 - коагуляторы күкірт;

      14, 16 - күкірт конденсаторлары; 17 - ауа үрлегіш; 18-ыстық су ыдысы; 19-сорғы

      3.39-сурет. Клаус процесінің технологиялық схемасы

      Қышқыл газ 5 реактор пешінде жағылады, ал ауа оттегі оттыққа күкіртсутектің күкіртке дейін тотығуына қажетті мөлшерде беріледі.

      Клаус қондырғыларының жылу сатысында жану камерасы мен құбырлы жылу алмастырғыштан тұратын цилиндрлік реакторлар қолданылады. Жану камерасының соңғы бөлігінде қыздырғыш құрылғылар орналасқан. Күкірт сутекті газдың және ауаның негізгі бөлігі әдетте тангенциалды канал бойынша беріледі. Араластыру аймағында жану ширатылған ағында болады. Шахмат тәртіпте отқа төзімді кірпіштің торынан өтіп, жану өнімдері негізгі пештің көлеміне цилиндр пішінді, бірақ үлкен диаметрлі келеді.

      Содан кейін жану өнімдері сумен салқындатылып, құбырлы жылу алмастырғыштың түтік кеңістігінен өтіп, конденсаторға түседі, сол жерден жылу сатысында алынған күкірт қоймаға шығарылады. Құрамында реакцияланбаған күкіртті сутек, күкіртті ангидрид бар, күкіртті сутекті жалынмен жағу кезінде күкіртпен бір мезгілде түзілген күкіртті ангидрид, сондай-ақ көміртегі сульфидоксиді мен күкіртті көміртегі (реакторда өтетін жағымсыз реакциялар өнімдері) термиялық сатыдан кейін технологиялық газ жылытқышта 220-300 °С дейін қайта қыздырылады және каталитикалық сатыға түседі. Катализатор қабатында негізгі реакция жүреді:

      2H2S+SO2=3/8S8+2H2O

      Каталитикалық қадамдар әдетте екі немесе үш болады. Күкірттің шығуына конверсия сатыларының саны, сатылар алдында газдарды қыздыру тәсілі және H2S және SO2 компоненттерінің қатынасы (стехиометрияға сәйкес) үлкен әсер етеді.

      Клаус процесі – көп сатылы, энергия сыйымды, және экологиялық аяқталмаған. Оны бөлінетін газды толық тазарту процесімен толықтыруға тура келеді. Ең көп таралған әдістер Клаус процесін жетілдіруге негізделген (күкіртсутегі мен күкірт диоксиді күкірттің шық нүктесінен төмен температурада реакцияға түседі). Күкіртті алу дәрежесі 99,5 %-ға жетеді.

      Алынған күкірт халық шаруашылығында: күкірт қышқылын және оның туындыларын өндіру үшін, резеңке-техникалық бұйымдардың вулканизаторы, дәрі-дәрмектердің құрамдас бөлігі, құрылыс материалдарын өндіруде қоспалар ретінде кеңінен қолданылады.

      Айта кету керек, күкірт алу процесі экологиялық процесс (күкірттің бағасы кез – келген мұнай өнімінің бағасынан әлдеқайда аз), көлік бағасын ескере отырып, өндіруші үшін сату кіріс әкелмейді, әдетте тек шығындар мен қиындықтар болады.

3.14.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.71 – 3.73-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС және "ПКОП" ЖШС-күкірт өндіру қондырғысы) бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, сарқынды сулар мен күкірт өндіру процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.71-кесте. Күкірт өндіру қондырғысының 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

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

4000

20 000

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

195

3

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

29,89

0,07

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

0,036*

0,01*

5

Салқындатқыш су

т/т

0,340

0,14

6

Айналма су

т/т

36,08

10,5

      * 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

      3.72-кесте. Құрамдастырылған күкірт өндіру 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

0,261

30

15

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

5,13

185

95

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

0,043

373

186

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, иісті газ)

22,84

99

60

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.73-кесте. Құрамдастырылған күкірт өндіру 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 катализаторлар

534

3353

70

84

70

84

2

Мұнай шламдары

11484

22968

30,13

30,13

30,13

30,13

3

Кокс массалары
пайдаланылған, мұнай өнімдерімен ластанған (мұнай өнімдерінің құрамы 15 % және одан астам)

4000

20000

40

55

40

55

4

Индустриалдық минералды майлардың қалдықтары

4000

20000

0,5

1,2

0,5

1,2

3.15. Сутегі өндірісі

3.15.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Гидрогенизациялық процестерді ендірумен сутегі МӨЗ-де өте маңызды реагентке айналады. Белгілі бір даму кезеңіне дейін сутектің негізгі көзі бензин фракцияларының каталитикалық риформинг қондырғылары болды. Алайда, олардан алынған сутегі МӨЗ қажеттіліктері үшін жеткіліксіз болады, сонымен қатар ол әрдайым сутегі концентрациясы бойынша мұнай өңдеушілерді қанағаттандырмайды. Осыған байланысты зауыттардың құрамына сутекті шоғырландыру жөніндегі қондырғылар да, оны бу конверсиясы әдісімен өндіру жөніндегі қондырғылар да енгізіледі.

      Сутекті концентрациялау қондырғылары (секциялары) өз негізінде бірқатар технологияларға сүйенуі мүмкін: адсорбциялық, мембраналық, криогендік және т. б.

      Соңғы жылдары сутекті адсорбциялық концентрациялау технологиясы кеңінен таралды.

3.15.2. Сутектің адсорбциялық концентрациясы

      Сутектің адсорбциялық концентрация процесі ауыспалы қысым кезіндегі қысқа циклді адсорбция технологиясына негізделген.

      Қысқа циклді адсорбция адсорбцияның физикалық құбылысына негізделген - қатты адсорбент құрамында адсорбент қабаты арқылы өту кезінде сутегі бар газдың құрамындағы "қоспаларды" жоғары қысыммен сіңіру, содан кейін қысымды төмендету және қарсы ағынмен таза сутегімен үрлеу (адсорбентті қалпына келтіру).

      Процесс мезгілді түрде ауысатын автоматты басқару жүйесімен жұмыс циклінің алдын-ала белгіленген кезеңдерінде орналасқан адсорберлерде жүзеге асырылады, бұл шикізат құрамында сутегі бар газдың бастапқы қысымына жақын үздіксіз шығыны мен қысымы бар тазартылған сутекті алуға мүмкіндік береді.

      Төменде адсорбентке қатысты газ қоспасы компоненттерінің адсорбциясы келтірілген.

      3.74-кесте. Әртүрлі компоненттердің адсорбция шамасының өзгеруі

Р/с
№

Компонент

Адсорбция

1

2

3

1


әлсіз

2

сутегі

*

3

гелий

*

4

оттегі

*

5

аргон

*

6

азот

***

7

СО

***

8

метан

***

9

СО2

*****

10

этан

*****

11

этилен

*******

12

пропан

*******

13

изобутан

*******

14

пропилен

*******

15

H2S

*********

16

меркаптандар

*********

17

бензол

***********

18

толуол

***********

19

этилбензол

*************

20

Н2О

***************************

21


күшті

      Таза сутекті алу үшін адсорбция фазасы адсорбенттің тесіктерін "қоспалармен" толық толтырғанға дейін аяқталуы тиіс. Тазартылған сутектің үздіксіз ағынын алу үшін бастапқы сутегі бар газдың ағынын қалпына келтірілген адсорбент орналасқан басқа адсорберге ауыстыру керек. Бұл автоматты түрде PSA басқару жүйесімен жүзеге асырылады.

      PSA қондырғысындағы технологиялық процесті үш кезеңге бөлуге болады:

      тазарту үшін шикізат газын дайындау;

      сутекті концентрациялау – негізгі өнім – концентрациясы 99,5 % об төмен емес сутекті ала отырып, PSA блогында адсорбциялық тазарту;

      үрленетін газдарды зауыттың отын желісіне шығару.

      Шикізат газын дайындау МӨЗ қондырғыларынан үрленетін сутегі бар газдарды коллекторда араластырудан, буферлік сыйымдылықтағы көмірсутек конденсатын бөлуден және адсорберлерге кіре берістегі сутегі бар газдың қысымы мен шығынын тұрақтандырудан тұрады.

      Адсорбциялық тазарту процесі адсорберлерде келесі кезеңдерге сәйкес жүзеге асырылады.

      Адсорбция – адсорберлерде орналасқан адсорбент қабаты арқылы өту кезінде құрамында сутегі бар газдан "қоспаларды" жұмыс қысымы кезінде бөлу процесі. Су буларын бөлу үшін I (төменгі) қабатқа салынатын силикагель пайдаланылады; С2+ көмірсутектерін бөлу үшін II қабатқа орналастырылатын аморфты алюмосиликат немесе цеолит пайдаланылады; метанды бөлу үшін III жоғарғы қабатқа орналастырылатын активтендірілген көмір пайдаланылады.

      Адсорбция қазіргі уақытта жұмыс циклінде тұрған алты адсорбердің бірінде жүргізіледі. Адсорберлер шахмат тәртібінден жұмыс істейді. Тазартылмаған шикізат газы адсорбер арқылы төменнен жоғары қарай өтеді, ал "қоспаларды": су мен көмірсутектерді іріктеп адсорбциялау жүзеге асырылады.

      Жоғары тазалықтағы сутегі адсорбердің жоғарғы жағынан шығады және сутегі өнімінің коллекторына жіберіледі.

      Регенерация – адсорбент бетінен "қоспаларды" десорбциялау (жою) процесі – төрт циклде жүргізіледі:

      адсорбердегі қысымды тікелей ағынмен төмендету (шикізат газы ағынының бағыты бойынша - төменнен жоғары), онда осы адсорберден сутегі қысымды көтеру және басқа адсорберлерді үрлеу үшін қолданылады;

      адсорбердегі қысымның кері ағынмен төмендеуі, онда сіңірілген "қоспалардың" негізгі бөлігі алынып тасталады. Бұл жылдам үрлеу кезеңі;

      адсорберді қалдық "қоспаларды" десорбциялау үшін таза сутегімен төмен қысымда қарсы ағынмен үрлеу;

      қысымды төмендету сатысында тұрған басқа адсорберлерден, содан кейін сутегі коллекторынан газдың түсуіне байланысты адсорбердегі қысымның жоғарылауы.

      Регенерация кезінде адсорберлерден үрленетін "қоспалар" - бұл босатылған газ контейнеріндегі құрамы бойынша орташа көмірсутекті газдар. Бұл ретте қысымның пульсациясы да тегістеледі. Үрленетін газ зауыттың отын желісіне немесе отын газы ретінде жағуға жіберіледі.

      Процестің негізгі шарттарының әсері

      PSA автоматты блокты басқару жүйесі қондырғы жұмыс істеп тұрған кезде технологиялық параметрлердің өзгеруін өтейді, бірақ қысқа циклді сутекті адсорбциялық тазартудың технологиялық параметрлерінің келесі әсерін ескеру қажет.

      Қысымы

      Адсорбцияның жұмыс қысымы адсорбенттің сыйымдылығын анықтайды. Адсорбенттің сыйымдылығы - адсорбент қанықтыру күйіне сіңіре алатын "қоспалардың" мөлшері. Қысым неғұрлым жоғары болса, адсорбенттің сыйымдылығы соғұрлым жоғары болады және адсорбция циклінің ұзақтығы соғұрлым ұзақ болады.

      Жұмыс қысымының шамасы жобада 25-29 кгс/см2 деңгейінде, МӨЗ-дегі сутегі бар газ көздерінің қысымына сүйене отырып берілген.

      Шығару ыдысындағы қысым тағы бір маңызды параметр болып табылады. Үрленетін газдың қысымы неғұрлым төмен болса, қысымның төмендеуі кезінде адсорбенттің беткі қабатын "қоспалар" молекулаларынан босату соғұрлым толық болады және сәйкесінше адсорбентті түпкілікті тазарту үшін тазартылған сутегі аз қажет болады және сутектің рекуперациясы соғұрлым жоғары болады, яғни.оның шикізат газынан шығарылу деңгейі.

      Температура

      Жоғары температура шикізат газынан "қоспаларды" адсорбциялауды қиындатады (адсорбенттің сыйымдылығы төмендейді), бірақ десорбцияны жеңілдетеді. Сондықтан жоғары температурада адсорбция-десорбция циклдерінің ұзақтығы қысқарады.

      Адсорберлердегі төменгі температура десорбция процесін қиындатады. Өте төмен температурада, мысалы, адсорберлер мен құбырлардың жылытуы бұзылған қыста қондырғыны іске қосқан кезде, III қабатты қалпына келтірілмейтін күйге келтіретін көмірсутек конденсатының түсуі мүмкін.

      Қалыпты жұмыс температурасы 30 – 40 °C құрайды.

      Шикізат газының шығысы

      Шикізат газының шығысы адсорбенттің қанықтыру жылдамдығына әсер етеді, сондықтан ағынның жылдамдығы неғұрлым жоғары болса, соғұрлым жоғары қанықтыру жылдамдығына байланысты адсорбция циклы соғұрлым қысқа болуы керек. Ағынның шикізат газының диафрагмалық шығыс өлшегішінің сезімталдық шегінен төмен түсуі процесті басқару жүйесін жұмыс істемейтін күйге келтіреді.

      Шикізат газы шығысының жұмыс шегі жобалықтан 30 – 100 % ол сағатына 30210 Нм3 құрайды.

      Газ құрамы

      Шикізат газындағы сутектің концентрациясы неғұрлым жоғары болса, адсорбенттің қанығу жылдамдығы соғұрлым төмен болады, сондықтан адсорбция циклі ұзаққа созылуы мүмкін.

      Шикізат газындағы ауыр көмірсутектердің концентрациясы неғұрлым жоғары болса, конденсаттың түсу температурасы соғұрлым жоғары болады.

      Жұмыс адсорберлер саны

      Қондырғыны пайдалану кезінде инспекциялық немесе жөндеу жұмыстарын жүргізу үшін адсорберлерді ажырату қажеттілігі туындауы мүмкін.

      Мұны қамтамасыз ету үшін схема адсорберлердің бір жұбын толығымен өшіруді немесе адсорберлердің кез-келгенін өшіруді қамтиды.

      Адсорберлер ажыратылған жағдайда қондырғының өнімділігі төмендейді.

      3.75-кесте. Жұмыс істейтін адсорберлер санының қондырғы өнімділігіне тәуелділігі

Р/с
№

Жұмыс істейтін адсорберлер саны

Қондырғының өнімділігі

1

2

3

1

6

100 %

2

5

90 %

3

4

80 %

Технологиялық схема

      Сутектің адсорбциялық концентрациясын орнатудың технологиялық схемасының төрт сатылы нұсқасы 3.40-суретте көрсетілген.

     


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

3.15.3. Сутегін бу конверсиясымен алу

      Сутекті бу конверсиясы (бу риформингі) әдісімен алу қондырғысының мақсаты

      Бу риформингі әдісімен сутегін алу қондырғысы гидрогенизациялық үдерістер қондырғыларын, атап айтқанда бензолды гидрогенизациялау, тікелей айдау бензинін (нафта), керосинді гидротазарту, изомерлеу, гидротазарту және дизель отынын депарафиндеу қондырғыларын сутегімен қамтамасыз етуге арналған.

      Су буы бар көмірсутектерді сутекке өндіру және қайта өңдеу шикізаты: табиғи және сұйытылған газдар, бензин болуы мүмкін.

      Табиғи газды бу түрлендірудің типтік қондырғысының құрамына келесі негізгі технологиялық блоктар кіреді:

      шикізатты сығымдау компрессорын, гидротазарту реакторын және мырыш оксиді бар екі реакторды қамтитын кобальтмолибден катализаторында күкіртті қосылыстардан тазартумен және H2S-ны ZnO-ға одан әрі шығарумен табиғи газды сығымдау блогы;

      катализаторлық құбырлары бар пешті, пештің конвекциялық бөлігін, технологиялық газ тоңазытқышын және жоғары қысымды бу сепараторын қамтитын табиғи газдың бу риформингі;

      конвертерді және технологиялық газды салқындату жүйесін қамтитын СО орташа температуралы конверсиясы;

      PSA қондырғысын қамтитын технологиялық газды адсорбциялық тазарту;

      қазандық суды дайындау блогы және жоғары қысымды бу жүйесі.

      Өндірілетін өнімді сипаттау

      Қондырғының негізгі өнімі гидрогенизациялық үдерістер қондырғыларына арналған тазалығы жоғары сутегі болып табылады.

      Қондырғының екінші өнімі-жоғары қысымды су буы.

      Алынатын өнімнің негізгі сипаттамалары:

Өнімдік сутегі

Сутегі мөлшері

99,9 % айн. кем емес

Көміртек оксидтері

20 ppm айн. артық емес

N2+CH4

1000 ppm айн. артық емес

Қондырғы шекарасындағы шарттар:

Сутегі қысымы

1,65 МПа (16,5 кгс/см2)

Температура

34 °С

Жоғары қысымды бу

Қондырғы шекарасындағы шарттар:

Қысымы

4,0 МПа (40 кгс/см2)

Температура

360 °С

Технологиялық процесс пен өндіріс схемасын сипаттау

      Табиғи және сұйытылған газды бу риформингі әдісімен сутегі алу процесінің сипаты және химизмі

      Шикізатты күкірт қосылыстары мен қанықпаған көмірсутектерден тазарту.

      Органикалық күкірт қосылыстары бу риформинг катализаторлары үшін күшті улар болып табылады, егер олар бастапқы шикізатта болса, келесі негізгі реакция арқылы күкіртсутекке айналады:

      2R-SH + 3H2 2R-H2 + 2H2S

      Сонымен қатар, сутегі шикізат құрамындағы кез-келген олефиндермен әрекеттеседі және оларды келесі негізгі реакциямен қанықтырады:

      R-CH = CH-R + H2 R-CH2 - CH2–R

      Гидрогенизация реакторда тотықсыздану тасығышы негізінде никель-молибден катализаторын қолдана отырып жүргізіледі.

      Егер көмірсутегі шикізатында органикалық хлор болса, ол кобальт-молибден гидрогенизация катализаторының әсерінен бейорганикалық (HCl) айналуы мүмкін, бейорганикалық хлор (HCl) дехлоратордағы жоғары белсенді металл оксидінің белсенді құрамымен әрекеттеседі, ол тұрақты металл хлоридін құрайды, ал хлоридті оқшаулау мақсатына қол жеткізіледі.

      Органикалық күкіртті гидрогенизациялаудан кейін пайда болған H2S қатарынан екі күкіртсіздендіру реакторында (десульфураторларда) мырыш тотығымен күкіртсіздендіру реагентін пайдалана отырып, сіңіріледі. Реакция төменде келтірілген:

      ZnO + H2S → ZnS + H2O

      Хемосорбция қайтымсыз реакция болып табылады, сондықтан қаныққаннан кейін химосорбентті (мырыш оксиді) ауыстыру керек.

      Процестің негізгі параметрлері

      Температура

      Табиғи газдан күкірт қосылыстарын алу көбінесе температураға байланысты:

      органикалық күкірт қосылыстарын кобальтмолибден катализаторында гидрогенизациялау 350-400 °С жүргізіледі;

      мырыш оксидімен күкіртсутектің максималды химосорбциясы 250- 410 °C температурада қол жеткізіледі, ол жобалық болып саналады.

      Қысымы

      Қысымның шамалы өзгеруі күкіртсіздену процесіне әсер етпейді.

      Катализатор

      Кобальтмолибден      катализатор,      органикалық күкірт қосылыстарын гидрогенизациялау үшін табиғи газды тазартудың қажетті деңгейін қамтамасыз етеді. Пайдаланылған мырыш оксиді өнімдегі күкіртсутектің мөлшерін 0,1 ppm-ге дейін төмендетуі мүмкін.

      Күкіртсутекті мырыш оксидімен алып тастау – бұл химиялық реакция, сондықтан оның сыйымдылығы таусылған химосорбент қалпына келмейді, оны жаңадан ауыстырады. Мырыш оксидімен адсорбцияланған күкіртсутектің мөлшеріне байланысты соңғысы өздігінен тұтануы мүмкін, яғни ауамен байланысқан кезде пирофор пішінін алады.

      Бу риформингі

      Су буымен қоспадағы метанның бу риформингінің реакциясы никель катализаторында жүреді.

      Көмірсутекті риформинг процесін сипаттайтын негізгі параметрлер

      Шикізат сапасы

      Бу конверсиясына ұшыраған газда проблемалардың негізгі көзі ауыр көмірсутектер болып табылады, өйткені катализатордың түрі және бу конверсиясының жұмыс жағдайлары таңдап алынды және жеңіл көмірсутектер шикізат ретінде қызмет етеді. Шикізаттағы ауыр көмірсутектердің ыдырауы кезінде олардың құрамының жоғарылауы катализатордағы кокстың жоғарылауына әкеледі және бұл, басқалармен қатар, пештің реакциялық түтіктеріндегі қысымның төмендеуіне әкеледі.

      Температура

      Температура реакция жылдамдығына айтарлықтай әсер етеді. Көмірсутекті риформинг жоғары температурада жақсы жүреді, бірақ оның жабдықтың қызмет ету мерзіміне әсерін ескеру қажет.

      Температура катализатор түтіктерінің қызып кетуіне жол бермеу үшін болуы керек.

      Катализатор қабаттарының шығыс температурасы 760 °C-тан 860 °C-қа дейін сақталуы керек. Қысым көмірсутекті риформинг ол айтарлықтай әсер етеді, процесс төмен қысымда жақсы жүреді.

      Н/С шикізат газындағы су буы мен көміртектің моль қатынасы риформинг жұмысының негізгі параметрі болып табылады.

      Егер H/C қатынасы жеткіліксіз болса, онда көміртегі катализаторға түседі, бұл оның дезактивациясына әкеледі, демек, реакцияланбаған метанның жоғарылауына және өндірілген сутектің тазалығының төмендеуіне, сондай-ақ катализатор қабатындағы қысымның төмендеуіне, жергілікті қызып кетуіне байланысты катализатор түтіктерінің қызмет ету мерзімінің қысқаруына әкеледі. Сондықтан Н/С қатынасын жобалық деңгейде - 3,0 (моль) төмен емес деңгейде ұстау керек.

      Катализатор

      Бу көмірсутекті риформинг процесі катализатормен толтырылған сыртқы қыздырылған түтіктерде жүреді. Катализатор отқа төзімді алюминий оксидіне қолданылатын никель оксидін ұсынады.

      Катализатор өте берік және төзімді. Оның қызмет ету мерзімі риформинг шикізатындағы күкірт пен ауыр көмірсутектердің концентрациясына байланысты. Шикізатты жақсы күкіртсіздендіру катализатордың қызмет ету мерзімін арттырады. Риформинг катализаторы пирофорлық қасиеттерге ие емес.

      СО конверсиясы

      Алдын ала конверсиядан кейін шикі газ көмірсутек буының конверсия процесіне енеді. Конверсиялау процесі бойынша өңделген шикі газдағы көмірсутек пен бу белгілі бір қысымның, температураның, су буының және катализатордың әсерінен реакцияға түсіп, газ тәрізді сутегіге және көміртек тотығына айналады, бір мезгілде CO2 және қалдық CH4 аз мөлшерінде пайда болады. Конверсияның барлық реакциясы конверсиялық пештің радиация камерасына орнатылған параллельді қаптама құбырлы реакторда жүргізіледі, құбыр никельді тотығу катализаторымен толтырылады.

      Көмірсутектерді конверсиялау реакциясы төменде келтірілген:

      CnHm+nH2O

nCO + (n + m/2) H2

      СО-ны CO2-ге орташа температуралы түрлендірудің мақсаты-жанама өнім болып табылатын сутегі мен көміртегі диоксидінің түзілуіне қарай реакцияның максималды ығысуы.

      Орташа температуралы конверсия реакциясы мыс қоспасы бар темір және хром оксидтерінен тұратын катализаторда 330-350 °C температурада жүреді.

      СО + H2O= CO2 + H2 + Q

      Процеске әсер ететін негізгі параметрлер

      Температура

      СО-ның CO2-ге конверсия реакциясы экзотермиялық болып табылады (жылу шығарумен жалғасады), сондықтан оны төмен температурада жүргізген дұрыс, дегенмен катализатордың белсенділігі температураның төмендеуімен төмендейді.

      Орташа температуралық конверсия кезінде температурасы шегінде 360- 440 °С, бұл ретте жету максимум катализаторының белсенділігін нақты кезеңінде оның пайдалану тырысады. Жаңа катализатордың белсенділігі 340 °C- тан жоғары температурада да жоғары.

      Қысым катализатордың белсенділігіне жеткілікті әсер етеді.

      Қысым 0-ден 2,0 МПа-ға дейін көтерілгенде (изб.) катализатордың белсенділігі артады,бірақ 2,0 МПа (изб.) қысымның жоғарылауы оған айтарлықтай әсер етпейді.

      Катализаторлар

      Орташа температуралы конверсия процесі мыс қоспасы бар темір және хром оксидтерінен тұратын катализаторда жүреді.

      СО2-дегі орташа температуралы СО конверсиясының өнімінде көміртегі тотығының болуы 3,77 моль пайызға дейін төмендейді.

      Күкірт пен хлоридтер катализатордың уы болып табылады, сондықтан олардың конвертерге түсетін шикізаттағы концентрациясын бақылау қажет.

      Н2 адсорбциялық тазалау

      Технологиялық газды тауарлық сутекке дейін тазарту бұрын сипатталған PSA блогында адсорбциялық әдіспен жүргізіледі.

      Адсорбция процесіне әсер ететін негізгі параметрлер

      Температура

      Температура адсорбция процесіне әсер ететін маңызды параметр болып табылады. Температура неғұрлым жоғары болса, адсорбенттің адсорбциялық сыйымдылығы соғұрлым төмен болады, сондықтан процесс 40 °C дейін температурада жүзеге асырылады.

      Процестің температурасы экономикалық тиімділікті есептеу негізінде таңдалады.

      Сіңірілетін заттың мөлшері мен адсорбция жылдамдығы шығарылатын компоненттің ішінара қысымына байланысты. Ішінара қысым компоненттің концентрациясымен және жүйеде жалпы қысыммен анықталады, сондықтан адсорбция процесі 1,2-6,0 МПа қысымымен жүреді.

      Қағидатты технологиялық схеманы сипаттау

      Сутекті алу қондырғысының шикізаты табиғи немесе сұйытылған газ болып табылады, ол қабылдау сепараторына және одан әрі ТК шикізат сығымдау компрессорын қабылдауға түседі, онда ол 3,04 МПа қысымына дейін сығылады, содан кейін гидрокрекинг қондырғысынан келетін сутегімен араласады. Содан кейін ол жылытқышқа жіберіледі, онда ол төмен қысымды бумен 100 °C температураға дейін қызады, П-1 пешінің конвекциялық катушкаларына беріледі, онда ол 370 °C дейін қызады және Р-1 күкіртсіздендіру реакторына түседі.

      Реакторда табиғи газдан кобальтмолибден катализаторындағы күкірттің органикалық қосылыстары оларды H2S-ге түрлендіре отырып шығарылады. Өткен гидросульфиризация табиғи газ күкіртсутегін тазартуға Р-2 күкіртсутегін реакторларына (кемінде екі аппарат) түседі, онда күкіртсутекті ZnO мырыш оксидімен сіңіреді.

      Реакторларды байлау олар бірізді, параллель жұмыс істей алатындай және орындарды өзгерте алатындай етіп жасалған. Қондырғыны тоқтатпай, бір реакторда мырыш оксидін ауыстыру мүмкіндігі қарастырылған.

      Күкірт пен күкіртсутектің органикалық қосылыстарынан тазартылған табиғи газ жоғары қысымды бумен араластырылып, П-2 пешінің конвекциялық катушкалары дәйекті түрде өтеді. Бу-газ қоспасы пештің конвекциялық камерасының катушкаларында 540 °C температураға дейін қызады және көмірсутекті риформинг пешінің реакциялық құбырларына түседі, онда никель катализаторында 800-860 °C температурада метанның Н2 , СО және СО2-ге бу конверсиясының реакциясы жүреді.

      Көмірсутекті риформинг процесінің қалыпты жүруі және катализатордың кокстелуінің алдын алу үшін будың моль қатынасын сақтау қажет: көміртегі стехиометриялықтан жоғары, бірақ 3,0-ден төмен емес.

      Көмірсутекті риформинг пешінен кейін температурасы 800 – 860 °C және қысымы 2,27 МПа (изб) реакция газы И-1 Технологиялық газ салқындатқышына түседі, онда ол 300 – 340 °C температураға дейін салқындатылады, реакцияның бөлінетін газдарының жылуы жоғары қысымды бу шығару үшін қолданылады.

      Салқындатқыштан өткеннен кейін температурасы 300 – 340 °C және қысымы 2,22 МПа (22,2 кгс/см2) реакция газдары Р-4 Жоғары температуралы түрлендіргішке түседі, онда темір хром катализаторында көміртегі тотығы конверсиясы жүреді. Көміртегі тотығының конверсиясы жылу шығарумен жалғасады және одан бөлінетін температура 420 °C дейін көтеріледі.

      Р-4-тен конверсияланған газ рибойлердің түтік шоғыры арқылы өтеді, онда ол жылуды қыздыруға және технологиялық конденсатқа ішінара булануға мүмкіндік береді. Әрі қарай реакциялық газдар жылу алмастырғышқа түседі, онда салқындаған кезде олар Е-1 қазандығының барабанына кіретін қоректік суды қыздырады, содан кейін олар жылу алмастырғышта салқындатылып, ауасыздандырғышқа кіретін химиялық тұзсыздандырылған суды қыздырады.

      Салқындатылған реакциялық газдар С-1 сепараторына түседі, онда олардан ішінара конденсацияланған технологиялық су буының конденсаты шығады. Сепаратордан шыққан газ фазасы салқындату үшін ауа және су тоңазытқышына жіберіледі, онда ол 34 °C температураға дейін салқындатылады және PSA адсорбциялық тазарту қондырғысына түседі, онда реакциялық газ 99,9 % бөлінеді сутегі және пештің отын газының құрамдас бөлігі ретінде пайдаланылатын қалдық газ.

      PSA қондырғысындағы реакциялық газды адсорбциялық бөлу процесі жоғары қысым кезінде адсорбенттегі қоспаларды сіңіру және оларды төмен қысым кезінде десорбциялау, содан кейін таза сутекпен үрлеу принципіне негізделген, сондықтан процесс ауыспалы қысым адсорбциясы деп аталады.

      Қондырғы алты адсорберден, бөлінетін газдың құрамын орташаландыру сыйымдылығынан, бөлгіш клапандар жиынтығынан және басқару жүйесінен тұрады.

      Орнату алты белсенді адсорбермен автоматты режимде жұмыс істейді, егер КИП, клапан немесе басқа компоненттен қате сигнал түссе, басқару жүйесі жағдайды автоматты түрде талдайды және орнату жұмысын бес адсорбермен резервтік жұмыс режиміне ауыстырады.

      Сутекті өндіру қондырғысының жоғары қысымды бу өндіру жүйесі қондырғының қалған технологиялық жабдығымен біртұтас болып табылады және оны жұмысқа дайындау, режимге шығару, тоқтату негізгі технологиялық процесті жүргізу операцияларымен бірге қаралады.

      Қондырғыда жоғары қысымды бу генерациясының екі жүйесі бар.

      Көмірсутек газын бу конверсиясымен сутегін алу қондырғысының қағидатты технологиялық схемасы 3.41-суретте көрсетілген.

     



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

3.15.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Сутегі өндіру процесі үшін ең маңыздысы NOX шығарындылары болып табылады. SOX немесе су шығарындылары сияқты басқа заттардың шығарындылары минималды, өйткені құрамында күкірт аз отын бар, ал түтін газдарынан басқа шығарындылар аз. Жылуды қалпына келтіру жүйесін таңдау NO X шығарындыларына үлкен әсер етуі мүмкін, өйткені бұл жағылатын отынның мөлшеріне де, жалынның температурасына да әсер етеді.

      3.76 – 3.78-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, сарқынды сулар мен сутекті өндіру процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.76-кесте. Сутегі өндіру 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

20 000 дейін

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВт сағ/т

557

103,3

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

Гкал/т

11,5

0,14

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

1,9*

0,19*

5

Салқындатқыш су

т/т

17,7

0,35

6

Айналма су

т/т

0,04

0,037

      * 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.

      3.77-кесте. Сутегі өндіру 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

27,285

510,704

268

2

Азот диоксиді (IV) (азот диоксиді)

167,956

3142,793

1655

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

17,622

338,81

178

4

Көміртек оксиді
(Көміртегі тотығы, иісті газ)

72,91

551,673

312

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.78-кесте. Сутегі өндіру 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 өнімдерімен ластанған, кокс массалары
Пайдаланылған (мұнай өнімдерінің мөлшері 15 % және одан артық)

12000

20000

-

59,5

-

59,5

2

Құрамында никель оксиді бар, пайдаланылған магний және кальций алюминаттары негізіндегі катализатор

12000

20000

0,9

27,8

0,9

27,8

3

Құрамында кобальт оксиді бар, пайдаланылған молибден алюминий тотығы негізіндегі катализатор

12000

20000

0,3

5,7

0,3

5,7

4

Пайдаланылған, құрамында 15,0 % кем хром бар темір оксиді негізіндегі катализатор

12 000

20 000

3,8

39

3,8

39

5

Пайдаланылған мырыш оксиді негізіндегі сорбент

12000

20000

1,9

11

1,9

11

6

Ауаны және газдарды кептіру кезінде пайдаланылған, қауіпті заттармен ластанбаған цеолит

12000

20000

-

498,5

-

498,5

7

Өнеркәсіптік минералды майлардың қалдықтары

12000

20000

1

3,1

1

3,1

8

Құрамында галогені жоқ, пайдаланылған гидравликалық майлар

12000

20000

0,04

0,04

0,04

0,04

9

Басқа пункттерге кірмеген катализаторлар мен байланыс массаларының қалдықтары (күкіртсіздендірудің пайдаланылған катализаторлары)

12000

20000

0,4

13,2

0,4

13,2

3.16. Хош иісті көмірсутектер өндірісі

3.16.1. Хош иісті көмірсутектерді өндіру кешені (ХКӨ)

      Хош иісті көмірсутектер (ХКӨ) өндірісі мынадай негізгі қондырғыларды қамтиды:

      1) бензолды алу блогы бар катализатордың үздіксіз регенерациясы (гидротазалаусыз) бар каталитикалық риформинг қондырғысы мынадай секциялардан тұрады:

      100 секция – бензиндердің жоғары октанды компоненттерін (немесе болашақ ароматика кешені үшін шикізат) және 300 секция шикізатын алуға арналған каталитикалық риформинг;

      200 секция – каталитикалық риформинг катализаторының үздіксіз регенерациясы;

      300 секция – бензол-толуол фракциясын алу үшін Мorphylane экстракциялық айдау;

      400 секция – бензол-толуол фракциясын бөлу (ректификациялау), бензол мен толуол алу;

      500 секция – қосалқы секция. 500 секциясының құрамына мыналар кіреді:

      газ тәрізді отынды дайындау блогы;

      сұйық отынды дайындау блогы;

      алау жүйесі;

      сорғыларға салқындатқыш сұйықтықты беру блогы;

      техникалық ауаны, азотты және КиП ауасын беру блогы;

      көмірсутектерді ағызудың дренаждық жүйесі.

      2) "ParamaX" параксилол өндіру қондырғысы (бұдан әрі – PX қондырғысы) келесі секциялардан тұрады:

      600 секция – ксилол және "Eluxyl" алдын ала фракциялау;

      650 секция – "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу;

      700 секция – толуолды "TransPlus" трансалкилирлеу;

      800 секция – рафинатты бөлу;

      900 секция – қосалқы жабдық.

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

3.16.2.1. Өндірістік объектіні жалпы сипаттау

      Бензолды алу блогы бар катализатордың үздіксіз регенерациясы бар каталитикалық риформинг қондырғысының номиналды қуаты 100-каталитикалық риформинг секциясының шикізаты бойынша жылына 1000 мың тоннаны құрайды және кәсіпорындағы шикізат мөлшерімен анықталады.

      Технологиялық процестің икемді схемасы екі өндірістік нұсқада жұмыс істеуге мүмкіндік береді: бензин және хош иісті.

      Қондырғының өнімділігі шикізат бойынша жылына 1 млн. т құрайды. CCR қондырғысының шикізаты бензинді гидротазарту қондырғысынан, ЛГ-35-11/300-95 гидротазарту блогынан және мұнайды терең өңдеу кешенінен (МТӨК) алынған гидротазартылған нафта болып табылады .

      Қондырғының бірегейлігі - риформиг шикізаты төрт адиабатикалық реакторда аса төмен қысымда (0,35 – 0,49 МПа) термокаталитикалық әсерге ұшырайды, бұл хош иістендіру тереңдігін 98 %-ға дейін арттырады. Сондай-ақ, CR-601 маркалы платина-қалайы катализаторының белсенділігін қалпына келтіру катализатордың регенерация аймағында кокс шөгінділерін үздіксіз жағу арқылы жүзеге асырылатынын атап өткен жөн, бұл қондырғының жөндеуаралық жүрісін арттыруға мүмкіндік береді.

      Осы технологиялық схема шикізат ретінде неғұрлым кең бензин фракциясын (73-178 оС) пайдалана отырып, жоғары октанды бензин компонентін (ОШ>100) және хош иісті көмірсутектерді (бензол, толуол, ксилолдар) алуға мүмкіндік береді, бұл шикізат бойынша жүктемені ұлғайтуға және тиісінше жоғары октанды компоненттерді, сондай-ақ жоғары концентрациядағы сутегі бар газды (92~93 моль %) өндіруді жоғары қысымдағы реконтакт сыйымдылығына сұйық фазамен (2,8 – 2,9 МПа) CCR, РХ, КУГБД, КГПН қондырғыларының ішкі қажеттілігі үшінжәне жалпы зауыт желісінде отын газының қажетті қысымын ұстап тұрады.

      Катализатордың үздіксіз регенерациясымен риформингтің физикалық-химиялық процестері "Каталитикалық риформинг" бөлімінде егжей-тегжейлі сипатталған.

3.16.2.2. "Morphylane" экстрактивті дистилляция қондырғысы:

      Мақсаты: жеңіл риформаттан хош иісті көмірсутектерді (бензол және толуол) бөлу. Процесс N-формилморфолин селективті еріткішіндегі хош иісті және хош иісті емес көмірсутектердің әртүрлі ерігіштігіне негізделген.

      Morphylane экстрактивті дистилляция секциясының номиналды қуаты-жылына 417,0 мың тонна және шикізаттың сапалық құрамына және каталитикалық риформинг секциясының қуатына байланысты анықталады.

      Бензол-толуол фракциясын тауарлық бензол бойынша бөлу секциясының номиналды қуаты - жылына 133,0 мың т.

      Кешен қуатының ауытқу шегі 50 – 110 %-ды құрайды, бұл өнімділіктің көрсетілген шегінде олардың тұрақты жұмысын қамтамасыз ететін технологиялық жабдықтар мен автоматты реттеу аспаптарын таңдауды айқындайды.

      Жұмыс уақыты 7920 болды. Жұмыс режимі үздіксіз.

      Қондырғының жөндеуаралық жүрісі – 3 жыл.

3.16.2.3. Бензол мен толуолды экстракциялау секциясы

      Экстракциялық дистилляциялау бағаны

      Экстракциялық дистилляциялау бағаны (ЭД бағаны) қондырғыға келіп түсетін шикізатты жеке фракцияларға бөлу үшін қызмет етеді. Шикізаттың негізгі компоненттері бензол, толуол, сондай - ақ хош иісті емес қосылыстар C4-C7 (ауыр фракция басқа қондырғыда бөлінген). Қалыпты айдау жағдайында фракцияларға бөлу мүмкін емес. Тек ЭД бағанының экстрактивті дистилляциясы секциясының жоғарғы бөлігіне жеткізілетін N-формилморфолин (НФМ) хош иісті қосылыстардың хош иісті емес қосылыстардан селективті бөлінуін қамтамасыз етеді.

      Экстрагенттің (NFM) әрекеті оның компоненттердің бу қысымын өзгерту қабілетіне негізделген. Бұл хош иісті қосылыстардың бастапқы қайнау температурасынан төмен немесе одан жоғары хош иісті қосылыстар NFM-де ериді және аз өзгергіш болады, нәтижесінде оларды ЭД бағанының текшесінен шығаруға болады. NFM-де ерімейтін хош иісті емес қосылыстардың буы экстрактивті дистилляция секциясының жоғарғы жағына шығады және ЭД бағанының еріткіш бөлу бөліміне енеді.

      Булау бағанасы

      Бу бағанын хош иісті қосылыстардың сығындысын қаныққан NFM-ден бөлуге арналған қалыпты айдау жүйесі ретінде қарастыруға болады. Бұл баған еріткіштің қайнау температурасын төмендету үшін қажет төмен вакуумда жұмыс істейді. Осылайша, НФМ ыдырату болмайды және жеткізілетін жылудың қажетті саны азаяды.

      ЭД бағанының тауарлық рафинатында бензол мен толуолдың қажетті төмен концентрациясына қол жеткізу үшін жұқа еріткіште хош иісті қосылыстардың мүмкіндігінше төмен концентрациясын сақтау керек. Жұқа еріткішті ЭД бағанына берген кезде оның құрамындағы бензол мен толуол буланып, хош иісті емес қосылыстардың жоғары көтерілген буларымен араласады. Осылайша, жоғары концентрацияда хош иісті емес қосылыстардағы бензол мен толуол концентрациясының жоғарылауы байқалады.

      Бу бағанының жұмысының ерекшелігі - бағанның төменгі өнімі үшін деңгейді реттеу жүйесі қажет емес. Себебі, жұқа еріткіш толығымен айналатын ағын болып табылады. Жаңа НФМ орнату жүйелерін толтыру тек бір рет жүргізіледі. Бу бағанының текшесінен шығарылатын сұйық фазаның мөлшері бу бағанының жоғарғы бөлігінде алынған бензол мен толуолды алып тастағанда ЭД бағанының текшесінен қайтарылатын сұйық фазаның мөлшеріне тең.

      Балшықпен тазарту

      Балшықпен суық тазарту (құрамында азот бар қосылыстарды ұстауға арналған қорғаныш қабатының секциясы)

      Morphylane процесінде қолданылатын еріткіш (NFM) құрамында азотты негіздер бар. Демек, экстрактивті дистилляция бөлімінен алынған хош иісті қосылыстар сығындысында құрамында азот бар қосылыстардың іздері бар. Одан әрі технологиялық схема бойынша орналасқан цеолитті катализаторлар жүйелерін қорғау үшін (азотты негіздер осы қышқыл цеолитті катализаторлар белсенділігінің төмендеуіне әкеледі) хош иісті қосылыстар сығындысы желісінде R-301-A/B балшықпен (аппараттардың позицияларын өзгерту мүмкіндігімен) суықтай тазартудың қатарынан қосылған екі аппараты көзделген. Құрамында азот бар қосылыстарды алып тастауға арналған қорғаныс қабаты концентрацияның рұқсат етілген аралығына дейін (30-50 масса миллиардқа арналған бөліктер) азотты негіздерді алып тастауға арналған.

      Балшықпен ыстық тазарту (ағарту бөлімі)

      Экстрактивті дистилляция секциясынан шығарылатын хош иісті қосылыстардың сығындысында күкірт қышқылының жағымсыз бояуын тудыратын тұзефиндердің және/немесе диолефиндердің ізі бар болғандықтан, сығынды ағынын R-302-A/B балшықпен ыстық тазарту аппараттарында қосымша тазарту қажет (аппараттардың орнын өзгерту мүмкіндігімен).

      Жоғары температурада олефиндер мен диолефиндер жоғары қайнау температурасы бар қосылыстарға айналады. Ыстық ағарту барысында будың пайда болуын болдырмау үшін балшықпен тазалау аппараттарында тиісті жоғары қысым ұсталады.

      Балшық тазарту аппараттарының үстінен шығарылатын хош иісті қосылыстардың өнім сығындысының сапасын күкірт қышқылының түсіне сынақ жүргізу арқылы бақылайды.

      Балшықпен ыстық тазарту тетігі

      Ыстық саз жоғары қайнау температурасы бар қосылыстар түзе отырып, олефиндер/диолефиндер сығындысының құрамындағы хош иісті қосылыстарды алкилдеу процесінің қышқыл катализаторы ретінде әрекет етеді.

      Балшықпен ағарту кезеңіндегі процестің негізгі айнымалысы – өңдеу температурасы болып табылады. Температураның жоғарылауымен саздың адсорбциялық қабілеті төмендейді, ал оның каталитикалық әсері артады. Сондықтан ағартатын шикізаттың белгілі бір сапасымен температураның жоғарылауы саздың қызмет ету мерзімін арттырады.

      Қондырғыны сұйық фазаны өңдеу режимінде пайдалану саз қабатында буланудың алдын алу үшін жеткілікті жоғары қысымды ұстап тұрумен қамтамасыз етіледі

      Хош иісті қосылыстардың тазартылған сығындысының күкірт қышқылының түс көрсеткіші 1-ге жеткенде немесе балшықпен тазалау аппаратындағы қысым айырмасы 0,2 МПа-дан асқан кезде саз ауыстырылуы тиіс.

3.16.2.4. Бензол және толуол бағандарының секциясы

      Бензол және толуол бағандарының секциясы екі секцияға бөлінеді:

      бензол бағанасы;

      толуол бағанасы.

      Орнату жобасына қатысты екі нұсқа қарастырылды:

      Бірінші, Есептік нұсқамен белгіленетін, (жоба бойынша Design Case) бензол мен толуолды бөлу XyMax және TransPlus қондырғылары бар ароматика кешенінің құрамында жүретінін болжайды. ХуМах қондырғысы өнімінің бір бөлігі экстрактивті дистилляция қондырғысына қайтарылады (300 қондырғысы), ал TransPlus қондырғысы өнімінің бір бөлігі бензол және толуол бағаналары секциясына қайтарылады (400 қондырғысы).

      Екінші, ол тексеру нұсқасымен (Сheck Case) белгіленеді, бастапқы кезеңде бензолды ароматика кешенінсіз және TransPlus-тен де, XyMax-тен де рециклдер болмаған кезде бөлуді көздейді.

      Есептелген нұсқа бойынша бензол және толуол бағандары секциясының мақсаты бөлу үшін экстракциялық айдау қондырғысынан алынған сығынды ағынымен біріктірілген TransPlus қондырғысынан C6+ өнімін қайта өңдеу болып табылады:

      өнім ағыны ретінде жоғары тазалықтағы бензол;

      толуол, ол TransPlus қондырғысына оралады;

      C8+ фракциясы, ол ксилол бағандарының секциясына оралады.

      Тексеру нұсқасы бойынша мақсаты БТ сығындысын экстрактивті дистилляция қондырғысынан қайта өңдеу және жөнелту:

      қоймаға тазалығы жоғары бензолды;

      C7+ өнімін бензин паркіне қамтамасыз ету.

      Нәтижесінде қондырғының шикізаты:

      Есептеу және Тексеру нұсқалары бойынша экстрактивті дистилляция қондырғысынан БТ сығындысы (300 қондырғы)

      TransPlus қондырғысынан қайтарылған C6+ фракциясы тек есептелген нұсқа бойынша болып табылады.

3.16.3. "ParamaX" ХКӨ параксилол өндіру қондырғысы

3.16.3.1. Өндірістік объектіні жалпы сипаттау

      Өндірістік нысанның атауы – "ParamaX" ХКӨ параксилол өндіру қондырғысы.

      "ParamaX" параксилол өндіру қондырғысы (бұдан әрі - PX қондырғысы) келесі секциялардан тұрады:

      600 секция – ксилол және "Eluxyl" алдын ала фракциялау;

      650 секция – "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу;

      700 секция – толуолды "TransPlus" трансалкилирлеу;

      800 секция – рафинатты бөлу;

      900 секция – қосалқы жабдық.

      Ксилолды фракциялау алдындағы секция және "Eluxyl" (600 секция) бензолды алу блогы бар катализатордың үздіксіз регенерациясымен каталитикалық риформинг қондырғысының 100 секциясынан (бұдан әрі – CCR орнату) ауыр риформат қоспасын және "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу секциясынан (650 секция) және CCR қондырғысының бензол-толуол фракциясын бөлу (ректификациялау) секциясынан (400 секция) бағытталатын екі рециклді ағындарды бөлуге арналған. С9-С10+ фракциясы және тазалығы жоғары параксилол өндіруге арналған ксилол қоспалары.

      "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу секциясы (650 секция) құрамында параксилол мөлшері төмен ксилол қоспасын шикізат құрамындағы этилбензолды бензолға изомерлеу және деалкилизациялау арқылы тең салмақты қоспаға айналдыруға арналған.

      Толуолды трансалкилдеу секциясы "TransPlus" (700 секция) толуолды және хош иісті көмірсутектерді С9+ тең салмақты ксилол мен бензол қоспасына ксилолды фракциялау секциясына және "Eluxyl" (600 секция) берілетін С8+ фракциясын ксилолмен байыту мақсатында түрлендіруге арналған.

      Рафинатты бөлу секциясы (800 секция) CCR қондырғысының "Morphylane" экстракциялық айдау секциясында (300 секция) өндірілетін рафинатты екі фракцияға бөлуге арналған:

      тауар бензинін араластыруға жіберілетін ауыр рафинаттың;

      қолданыстағы изомерлеу қондырғысында шикізат ретінде пайдаланылатын жеңіл рафинаттың.

      РХ қондырғысының барлық секцияларының тұрақты жұмысын төмендегілерден тұратын, қосалқы жабдық секциясы (900 секция) қамтамасыз етеді:

      газ тәрізді отынды дайындау блогы;

      сұйық отынды дайындау блогы;

      сорғыларға салқындатқыш сұйықтықты беру блогы;

      техникалық ауаны, азотты және БӨА ауасын беру блогы;

      көмірсутектерді жинаудың дренаж жүйесі;

      алау жүйесі;

      авариялық босату ыдыстары;

      май блогы.

      PХ қондырғысының номиналды қуаты параксилол бойынша жылына 496 мың тоннаны құрайды.

      PX қондырғысының шикізаты CCR қондырғысының 100 секциясының ауыр риформаты және "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу секциясынан (650 секция) және CCR қондырғысының бензол-толуол фракциясын бөлу (ректификациялау) секциясынан (400 секция) жіберілетін екі рециклді ағын болып табылады.

      Ксилолдарды фракциялау алдындағы секцияның және "Eluxyt" (600 секция), "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу секциясының (650 секция) және "TransPlus" толуолды трансалкилдеу секциясының (700 секция) номиналды қуаты параксилол бойынша РХ қондырғысының жиынтық өнімділігі жылына 496 мың т құрайтындай етіп бір рет таңдап алынған.

      Рафинатты бөлу секциясының номиналды қуаты (секция 800), құрамы жылына 147 мың т құрайды және "Morphylane" экстракциялық айдау секциясының өнімділігімен анықталады (секция 300).

      РХ қондырғысының тұрақты жұмыс ауқымы номиналды қуаттың 60-110 % құрайды.

      РХ орнатудың жұмыс уақытының факторы жылына 7920 сағат.

      Жұмыс режимі - үздіксіз.

      РХ қондырғысында келесі процестер қолданылады:

      "Eluxyl" параксилолды бөлу;

      "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу;

      "TransPlus" толуолды трансалкилдеу;

      ректификация (рафинатты бөлу секциясы).

3.16.3.2. "Eluxyl" параксилолды бөлу процесі

      Термодинамика және кинетика

      Адсорбция құбылысы кеуекті қатты дененің бетіндегі сұйық фазадан бір немесе одан да көп заттардың қайтымды немесе қайтымсыз ұсталуынан тұрады. Мұндай ұстау осы қосылыстар мен бет арасындағы тартылыс күштеріне байланысты. Тепе-теңдік жағдайында, тұрақты қысым мен температурада, бөлінуге жататын сұйық фазаның әр компонентінің қатаң белгіленген мөлшері адсорбенттің белгілі бір мөлшерінде ұсталады (қысым әсер етпейді, өйткені сұйықтықтар сығылмайды). Бұл жағдайда тері тесігіндегі сұйықтықтың құрамы бөлшектерді қоршаған сұйықтық көлеміндегі композициядан ерекшеленеді.

      Адсорбция өздігінен жүреді және әрдайым жылу шығарумен жүреді. Алайда, бір адсорбцияланған көмірсутекті екіншісіне ауыстырған кезде, әдетте, жылу әсері болмайды.

      Адсорбция құбылыстары 2 санатқа бөлінеді: физикалық адсорбция және химосорбция. Олар тартылыс күші мен энергия түрінде ерекшеленеді. Eluxyl процесінде қолданылатын ксилолдардың бөлінуі физикалық адсорбция құбылысына негізделген. Бұл жағдайда физикалық адсорбция селективті, яғни бір типтегі молекулалар негізінен адсорбцияланады.

3.16.3.3. "ХуМах" ксилолдарын изомерлеу процесі

      Термодинамика және кинетика

      "ХуМах" ксилол изомеризациясы шикізат құрамындағы этилбензолды бензолға изомерлеу және деалкилдеу арқылы параксилолдың азайтылған ксилол қоспасын тепе-теңдік қоспасына айналдыруға арналған.

      Кез-келген химиялық реакцияның пайда болу мүмкіндігі, сондай-ақ алынған өнімдер мен өңделмеген химиялық реагенттердің мөлшері процестің термодинамикасымен анықталады. Белгілі бір жағдайларда (қысым, P; температура, Т) кейбір реакциялар толығымен жүреді (100 %), яғни барлық бастапқы реактивтер өнімге айналады. Басқа процестер тепе-теңдік күйінде болады, яғни бастапқы реактивтердің бір бөлігі ғана түрлендіріледі. Тепе-теңдіктегі өнімдер мен реагенттердің саны процестің термодинамикасымен анықталады. Термодинамика тепе-теңдікке жету немесе реакцияны толығымен аяқтау үшін қажет уақытты анықтамайды.

      Кинетика химиялық реакцияның жылдамдығын немесе белгілі бір уақыт аралығында, айталық, бір секундта жоғалып кететін шикізат мөлшерін анықтайды. Кинетика жұмыс жағдайларына байланысты, бірақ дұрыс таңдалған катализаторларды қолдану арқылы кең ауқымда өзгеруі мүмкін. Белгілі бір катализатор, әдетте, бір реакцияның (немесе реакциялар тобының) жүруін тездетеді.

      Басқаша айтқанда, термодинамика реакцияның шексіз уақыты жағдайында шекті тепе-теңдік құрамын анықтайды. Кинетика сонымен қатар соңғы уақыт өткеннен кейін композицияны болжауға мүмкіндік береді. Уақыт әрдайым шектеулі болғандықтан, бәсекелес реакциялар үшін кинетика әдетте басым болады.

      Катализатор, әдетте, металдан (металдардан) ұсақ бөлінген бөлшектер қолданылатын тасымалдаушыдан (сілтілі жер металл оксидтері, алюминий оксиді, кремний оксиді, магний оксиді және т.б.) тұрады. Каталитикалық белсенділік қолданылған металмен анықталады, алайда көбінесе оның химиялық сипатына байланысты каталитикалық белсенділігі болады.

      Химиялық реакциялар

      XyMax процесінде жүретін негізгі реакциялар ксилолдардың изомерленуі және этилбензолдың деалкилденуі болып табылады. Бұл процестің мақсаты – параксилолдың таусылған шикізатын ксилолдардың тепе-теңдік қоспасына айналдыру, бұл параксилолдың жоғары өнімділігіне қол жеткізу үшін қажет.

      Сонымен қатар, параксилолдың бөлінуіне және бөлінуіне теріс әсер етуі мүмкін ксилол тізбегінде оның жиналуын болдырмау үшін қажет этилбензолдың айналуы (конверсиясы) қажет процесс. Этилбензолдың деалкилдену реакциялары да бензол санының көбеюіне әкеледі.

     


     


      EM-4500 каталитикалық жүйесі – цеолит негізіндегі жүйе. Цеолит түрі, металдардың болуы және т.б. сияқты құрамы бойынша нақты деректер ExxonMobil патенттелген ақпарат ретінде қарастырылады және құпия сақталады

3.16.3.4. Толуолдың "TransPlus" трансалкилдену процесі

      Термодинамика және кинетика

      "TransPlus" толуолды трансалкилдеу (700-секция) толуолды және С9+ хош иісті көмірсутектерін ксилолдар мен "Eluxyl" фракциялау алдындағы секциясына берілетін С8+ фракциясын ксилолдармен байыту мақсатында ксилол мен бензолдың тепе- тең қоспасына айналдыруға арналған.

      Катализатор, әдетте, оған металдың (металдардың) ұсақ дисперсті бөлшектері орнатылатын тасымалдаушыдан (сілтілі жер металдарының оксидтері, алюминий оксиді, кремний оксиді, магний оксиді және т.б.) тұрады. Каталитикалық белсенділік қолданылатын металмен анықталады, алайда көбінесе оның химиялық табиғатына байланысты каталитикалық белсенділікке ие.

      Trans Plus процесінде жүретін негізгі реакциялар – акил хош иісті қосылыстардың деалкилдену реакциялары, трансалкилдену және диспропорциялану (яғни, метил топтарының хош иісті сақиналарындағы тепе-теңдікті қайта бөлу реакциялары), нәтижесінде бензол мен хош иісті көмірсутектер C8 түзіледі.

     


     


      Әртүрлі хош иісті көмірсутектердің термодинамикалық тепе-теңдігі негізінен хош иісті сақиналардағы метил топтары санының арақатынасына байланысты: TransPlus процесінің C9 және C10 хош иісті көмірсутектері жоғары шикізатты өңдеу қабілеті С8 хош иісті қосылыстары болып табылатын өнімдердің санын көбейтеді (катализатордың тұрақтылығын сақтай отырып және хош иісті көмірсутектердің шығуына қатысты жоғары селективтілікті қамтамасыз ете отырып).

3.16.3.5. Ректификация процесі (рафинатты бөлу секциясы)

      Ректификация дегеніміз – күрделі көп компонентті қоспаны бу фазасын бірнеше рет конденсациялау және сұйық фазаны бірнеше рет буландыру арқылы жеке фракцияларға бөлу процесі.

      Ректификациялау процесі бағананың төменгі бөлігіндегі (текшесіндегі) көмірсутектер қоспасын міндетті түрде қыздыра отырып және бағанның жоғарғы жағынан бөлінетін көмірсутектер буларының конденсациялай отырып, ішкі құрылғылары (тарелкалар, саптамалар) бар баған үлгісіндегі аппараттарда жүргізіледі.

      Ректификация – бұл фазалардың бірнеше сатылы (торлы бағандарда) немесе үздіксіз (саптама бағандарында) байланысын бөлудің физикалық диффузиялық процесі. Бұл процесс мыналарға негізделген: егер теңгерілмеген күйдегі бу мен сұйықтық ағындары бір - біріне бағытталса, онда осы ағындардың жанасуы нәтижесінде масса мен жылу алмасу процесі басталады.

      Пластинадағы сұйықтықпен жанасу нәтижесінде бу сұйық бу жүйесінің температурасына дейін салқындатылады. Нәтижесінде жоғары булардың бір бөлігі конденсацияланады және сұйық фазаны жоғары қайнаған компонентпен (ЖҚК) байытады.

      Сонымен қатар, байланыс нәтижесінде сұйықтық сұйық бу жүйесінің температурасына дейін қызады және одан сұйықтықтың бір бөлігі буланып кетеді, негізінен төмен қайнаған компоненті бар (ТҚКK). Бу фазасы төмен қайнаған компонентпен байытылады.

      Көмірсутектер буы бағанның үстіңгі тақтайына көтеріліп, осы тақтайшадағы сұйықтықпен байланысады.

      Ағып жатқан сұйықтықтың жоғары бумен байланысы нәтижесінде фазаларда компоненттер қайта бөлінеді. Сұйықтық будан сұйықтыққа өтетін ӘДК-мен байытылады, ал будың пластинадағы сұйықтықтан ТҚК булануы есебінен ТҚК-мен байытылады.

      Бұл процесс фазалардың құрамы (бу және сұйық) бөлудің белгілі бір деңгейіне жеткенге дейін жүзеге асырылады.

      Демек, қоспаның бөлінуінің берілген дәрежесінен бағандағы тарелкалердің санына, ал тарелкалер саны мен бағанның биіктігіне қарай айқындалады.

      Ректификацияның анықтығы (тазалығы) неғұрлым жоғары болса, осы қоспаны бөлу үшін бағандағы плиталар соғұрлым көп қажет болады.

      Бағананың жоғарғы жағынан алынатын, ТҚК-мен байытылған өнім ректификат (немесе дистиллят) деп аталады, ал бағананың төменгі жағынан ЖҚК-мен байытылған өнім – қалдық (немесе текше өнім).

      Қысымды таңдау осы қоспаның айдау температурасына байланысты. Қажет болса, температураны көтеріңіз - қысымды көтереді.

      Вакуум жасау арқылы дистилляциялық бағандағы қысымды төмендету процесті төмен температурада жүргізуге мүмкіндік береді.

      Дистилляция бағанының жоғарғы жағынан бөлінетін көмірсутектердің буы әртүрлі типтегі конденсаторларда конденсацияланады.

      Конденсацияланған сұйықтықтың бір бөлігі ректификациялық бағанға жоғарғы тарелкаға суару түрінде қайтадан беріледі. Бағанға үнемі жылу беру кезінде суару мөлшері төмендеген кезде дистилляттың тазалығы төмендейді.

      Бағанға жылу беру азайған кезде, бағанның буланған бөлігіндегі қоспадан төмен қайнаған компоненттерді буландыру азаяды, демек, текше өнімінің тазалығы төмендейді.

      Бағанға жылу беру және суару жоғарылаған сайын дистиллят пен қалдықтың сапасы жақсарады. Бірақ жылу мен суарудың жоғарылауы бағанның "тұншығуымен" шектеледі. "Тұншығу" сұйықтық буының икемділігі соншалықты үлкен болған кезде пайда болады, бұл булар сұйықтықтың ағып кетуіне жол бермейді. Мұндай жағдайларда ректификация іс жүзінде тоқтайды, бағандағы қысым жоғарылайды, ал бағанның төменгі жағындағы температура одан да жоғарылайды.

      Ректификация режимін қалпына келтіру үшін жылу беруді және бағанға суару мөлшерін азайту қажет.

      Егер шикізаттың температурасы қайнау температурасынан төмен болса, онда дистилляттың жоғары тазалығына қол жеткізіледі және текше өнімінің тазалығы төмендейді. Керісінше, егер шикізат ішінара буланып кетсе, яғни оның температурасы қайнау температурасынан сәл жоғары болса, онда текше өнімінің тазалығы дистилляттың тазалығына байланысты болады.

      Басқа реттелетін параметрлер тұрақты болып қалады деп болжанады.

3.16.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.79 – 3.81-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ ҚР МӨЗ сауалнамасының (атап айтқанда "АМӨЗ" ЖШС - хош иісті көмірсутектерді өндіру кешені (ХКӨ)) нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, ароматты көмірсутектерді өндіру процесі бойынша сарқынды сулар мен қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

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


Р/с №

Энергетикалық русурстардың атауы

Энергетикалық ресурстврдың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың ең көп шығысы

Энергетикалық ресурстардың жылына ең аз шығыны

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т / жыл

147 000

2

Электр энергиясын меншікті тұтыну

кВтсағ / т

133,736

32,985

3

Жылу энергиясын меншікті тұтыну

т/т

0,182

0,0008

4

Отынды меншікті тұтыну

т/т

0,079*

0,126*

5

Салқындатқыш су

т/т

4,24

0,101

6

Айналымдағы су

т/т

4,24

0,101

      * отынның меншікті тұтынылуы көптеген өлшемшарттарына байланысты, оның ішінде МӨЗ-дің неғұрлым жоғары калориялы отын өндіру жөніндегі мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР СТ 3520 қарастыру қажет

      3.80-кесте. Хош иісті көмірсутектерді өндіру 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

4

28

16

2

Азота (IV) диоксиді

22

171

81

3

Күкірт (IV) диоксиді

0

131

65

4

Көміртегі оксиді

1

61

31

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.81-кесте. Хош иісті көмірсутектер өндіру 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

Адсорбенттер, сүзу материалдары, сүрту маталары

297600

1100000

184,2

617,1956

184,2

617,1956

3.17. Мұнай өңдеу материалдарын сақтау және тасымалдау

3.17.1. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарлары

      Резервуарлар мұнай мен мұнай өнімдерін МӨЗ-де сақтау үшін пайдаланылады. Резервуарлар былайша бөлінеді:

      тік;

      көлденең.

      Тік цилиндрлік резервуарлардың түбі, қабырғасы, төбесі, жұмыс жабдықтары бар. Оларда мұнай өнімдері айналымы аз болған кезде (жылына 10- 12 рет) сақталады. Мұнай өнімдерінің айналымы жоғары болған кезде қалқымалы шатыры мен понтоны бар резервуарлар қолданылады.

      Шығарындылар.

      Мұнай мен мұнай өнімдерін өндіруге, өңдеуге, тасымалдауға және сақтауға байланысты кәсіпорындардағы мұнай мен мұнай өнімдерінің негізгі шығындары резервуарлардағы буланудан және жабдық қосылыстарының тығыз еместігі арқылы ағып кетуден болады. Резервуарлардағы буланудан болатын шығынның негізгі түрлері "үлкен" және "кіші" тыныс алу болып табылады.

      "Үлкен тыныс алу" резервуарды мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен толтырған кезде пайда болады, нәтижесінде бу-ауа қоспасы газ кеңістігінен атмосфераға шығарылады.

      "Кішкентай тыныс алу" күнделікті температураның өзгеруіне және сыртқы ауаның барометрлік қысымына, демек, резервуардың газ кеңістігіндегі қысымның ауытқуына байланысты пайда болады.

      Мұнай өнімдерінің шығынын азайту әдістерін мынадай топтарға бөлуге болады:

      Газ кеңістігінің көлемін азайту. Бұл қалқымалы шатыры бар резервуарларда (3.42-сурет) және понтондарда (3.43-сурет) қол жеткізіледі.

      Понтон қуыс дискі болып табылады. Мұндай резервуарларда булану шығыны 90 % дейін азаяды. Қалқымалы шатыры бар резервуарларда газ кеңістігі мүлдем жоқ, бұл көмірсутек буының жоғалуына жол бермейді.

      Осыған есептелген резервуарларда артық қысыммен сақтау.

      Резервуардың газ кеңістігі температурасының ауытқу амплитудасының азаюы (жылу оқшаулау, жазғы уақытта сумен салқындату және жерасты сақтау).

      Резервуардан бөлінетін буларды ұстау. Ең көп таралған-бұл резервуарлардың газ кеңістігін бір-бірімен өрт сақтандырғыштары арқылы қосатын газ құбырларының желісі (3.44-сурет).

     



      3.42-сурет. Қалқымалы төбесі бар резервуар

     


      3.43-сурет. Понтоны бар резервуар

     



      3.44-сурет. Газ теңестіруші жүйе

3.17.2. Шикізат пен тауар өнімдерін ағызу және құю жүйелері

      Мұнай өңдеу зауыттарындағы мұнай теміржол цистерналарында жүк көтергіштігі жолдың дамуымен және теміржол желісінің өткізу қабілетімен анықталатын маршруттармен жеткізіледі. Мұнай тасымалдау үшін әр түрлі цистерналар қолданылады - төрт, алты және сегіз осьті. Маршруттың ұзындығы әртүрлі типтегі цистерналардың маршруттағы қатынасына байланысты. Маршруттың ұзындығы 720 м-ге жетеді, ал жүк көтергіштігі – 3900 т.

      Сұйық өнімдерді ауыстырып тиеу арнайы жабдықтың – төгу/құю қондырғыларының көмегімен жүзеге асырылады. Жаңадан салынып жатқан МӨЗ-дерде мұнай қабылдау үшін ұзындығы 360 м екі жақты ағызу эстакадалары жобаланады, олардың бойында оны екі бөлікке ажыратқаннан кейін құрам орнатылады. Аумақты неғұрлым толық пайдалану және күрделі және пайдалану шығындарын азайту мақсатында теміржол эстакадаларын мұнай төгуге және мұнай өнімдерін - мазут немесе дизель отынын құюға арналған құрылғылармен жарақтандыру практикасы қолданылады. 3.45-суретте мұнай төгуге және қара мұнай өнімдерін құюға арналған екі жақты біріктірілген теміржол эстакадасы көрсетілген.

     



      1 - құймалы тіреуіш; 2 - мұнайды төменгі ағызу қондырғысы; 3 - мұнайды қотару коллекторы; 4 - қара мұнай өнімдерінің коллекторлары

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


      Мұнай тасымалдауға арналған цистерналар төменгі ағызу келте құбырларымен жабдықталған, оларға топсалы артылған құбырлар жүйесі болып табылатын төменгі ағызуға (құюға) арналған қондырғы жеткізіледі және герметикалық түрде қосылады.

      Ағызу қондырғысынан мұнай ағызу құбырына түседі. Бұрын құю құбырымен мұнай рельс белгісінен төмен орналасқан резервуарларға ("нөлдік" резервуарлар) берілетін.

      Тәжірибе көрсеткендей, "нөлдік" резервуарлар мен тереңдетілген сорғыларды салудың қажеті жоқ. Мұнайдың төгу аспаптарынан сыйымдылығы 100-200 м3 төгу буферлік сыйымдылығы арқылы жер бетінде орналасқан сорғыларға түсуін көздеген жөн. Алайда, су төгетін құбырдың гидравликалық кедергісін есептеуге ерекше назар аудару керек, шикізат сорғысының сору қабілетін ескеру қажет.

      Қысқы уақытта цистерналарда мұнайды жылыту үшін бу гидромеханикалық жылытқыштар, электр жылытқыштар, батырылатын ирек тісті жылытқыштар, сондай-ақ циркуляциялық қыздыру жүйелері көзделеді, олардың жұмысының мәні цистернадан алынатын суық өнім арнайы жылу алмастырғышта жылытылады және ыстық күйінде цистернаға қайтарылады. Жоғарыда аталған жанама қыздыру әдістерінің тиімділігінің жеткіліксіздігін ескере отырып, жобаларда цистерналарға өткір бу беруді де қарастырған жөн.

      Құю операциялары кезінде атмосфераға көмірсутектердің бөлінуін азайту үшін теміржол және автомобиль эстакадалары герметизациялау жүйелерімен жабдықталады. Тауар-шикізат цехтарының құрамына бу рекуперациясын орнатумен жиынтықта тактілік құю теміржол эстакадалары кіреді. Галерея түріндегі құю эстакадалары буларды рекуперациялау қондырғысына газ-ауа қоспасын беру үшін герметизациялайтын қақпақтары мен желдеткіштері бар көтергіштермен қосымша жабдықталады, буларды рекуперациялау қондырғыларының өздері де жобаланады.

3.17.3. Цистерналарды булау және дайындау технологиясы

      Цистерналарды құюға дайындау және цистерналарды жөндеу үшін жуу-булау станциялары (ЖБС) арналған, олар МӨЗ және НХЗ құрамында жобаланады.

      ЖБС-да мынадай операцияларды жүргізу көзделеді: ашық түсті мұнай өнімдерінің қалдығын жою; қараңғы мұнай өнімдерінің қалдықтарын бір мезгілде ағыза отырып, цистерна қазандықтарын булау; цистерна қазандықтарының ішкі қабырғаларын ыстық сумен жуу; вакуумды қондырғылардың көмегімен жуу суларын жою; цистерна қазандықтарын желдету қондырғысымен газсыздандыру; қара мұнай өнімдерінің төгілген қалдықтарын сусыздандыру; сарқынды суларды тазарту.

      Булау 0,5-0,6 МПа қысыммен бумен жүргізіледі.

      Цистерналардың қазандықтарын жуу 70 – 90 °С температурада және 12- 16 МПа қысыммен ММПУ-25 механикалық аспаптарымен ыстық сумен жүргізіледі.

      Цистерналарды жуу үшін су тұтынудың тұйық циклі пайдаланылады. Эстакадаларда цистерналарды өңдеу кезінде жуу суы мұнай станцияларымен бірге төменгі ағызу аспабы арқылы науаларға ағызылады. Науалардан мұнай қалдықтары бар су қоспасы дегидратацияға арналған резервуарларға түседі. Содан кейін тұндырылған су мұнай ұстағышқа жіберіледі, онда суды түпкілікті тазарту жүреді. Тазартылған су цистерналарды жуу үшін эстакадаларға қайта беріледі.

3.17.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

3.17.4.1. Мұнай сақтау резервуарлары

      Сақтау кезінде мұнай мен мұнай өнімдерінің негізгі шығарындылары резервуарлардағы буланудан және жабдық қосылыстарының тығыз еместігі арқылы ағып кетуден жиналады. Буланудан шығарындылар сандық шығындардың маңызды бөлігін құрайды. Ал булану кезінде атмосфераға ең жеңіл көмірсутектер бөлінетіндықтан, мұнай мен мұнай өнімдерінің құрамында сапалы өзгерістер болады. Сақтау кезінде көмірсутектердің жеңіл фракцияларының көп жоғалуы нәтижесінде бензиндер жарамсыз болып қалған жағдайлар жиі кездеседі. Резервуарлардағы буланудан болатын шығынның негізгі түрлері "үлкен" және "кіші" тыныс алу болып табылады.

      "Үлкен тыныс алу" резервуарды мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен толтырған кезде пайда болады, нәтижесінде бу-ауа қоспасы газ кеңістігінен атмосфераға шығарылады. Үлкен тыныс алу процесінде бу-ауа қоспасының көлемі резервуарға құйылған мұнай көлеміне тең болады.

      "Кішкентай тыныс алу" күнделікті температураның өзгеруіне және сыртқы ауаның барометрлік қысымына, демек, резервуардың газ кеңістігіндегі қысымның ауытқуына байланысты пайда болады. Аз тыныс алудан болатын шығындарды азайтуға газ кеңістігіндегі температураның тәуліктік ауытқуын азайту арқылы резервуарлардың сақтандырғыш бояуын ашық түстерге қолдану арқылы қол жеткізіледі.

      3.82 – 3.84-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуропалық одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ ҚР МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған ластағыш заттардың шығарындылары, төгінділер, қалдықтар, Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын пайдалану кезінде энергетикалық және материалдық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер ұсынылған.

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

0,35

10

2

Буды тұтыну

Гкал

0,0018

0,083

3

Балғын су

текше м/т

0,006

0,02

4

Жылыту суы

т.у.т./т

0,00017

0,0002

5

Айналымдағы су

т.у.т./т

3,8 10 - 6

4,4 10 - 5

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

Р/с
№

Шығарындыларды ластайтын заттың атауы

Ластағыш зат шығарындыларының жылдық массасы, т

Ластағыш заттың ең аз шығарындысы, г/с

Шығарындылардың ластағыш затының ең жоғары шығарындылары, г/с

Ластағыш заттың орташа шығарындысы, г/с

1

2

3

4

5

6

1

Күкірт диоксиді

6 10 - 6 - 3,2

2 10 - 6

0,83

0,42

2

Көміртегі оксиді

0,02 - 25,8

0,24

3,4

1,82

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

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

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Референттік
жылдағы қалдықтың пайда болу массасы, т

Қалдықты кәдеге жарату(қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

1

Құбыржолдар мен мұнай ыдыстарын шламнан тазалау

14 - 21468,7

Басқа ұйымдарға кәдеге
жаратуға беру

2

Турбиналық минералды майлардың қалдықтары

0,007 - 1,2

Қайта пайдалану

3

Өнеркәсіптік минералды майлардың қалдықтары

0,009 - 1,7

Қайта пайдалану

4

Трансформаторлық, құрамында галогендері жоқ минералды майлардың қалдықтары

0,1

Өңдеу

5

Мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен (мұнай немесе мұнай өнімдерінің мөлшері 15 % кем) ластанған топырақ

5 - 93,8

Басқа ұйымдарға кәдеге
жаратуға беру

6

Мұнай немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм (мұнай және мұнай өнімдерінің мөлшері 15 % және одан көп)

0,1 - 2,7

Өңдеу

3.17.4.2. Шикізат пен тауар өнімдерін ағызу және құю жүйелері

      Шикізат пен тауар өнімдерін төгу және құю процесін ұйымдастыру кезінде төгінділер, қалдықтар, энергетикалық және материалдық ресурстарды тұтыну жөніндегі деректер 3.85 – 3.87-кестелерде ұсынылған.

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

0,27

9,95

2

Буды тұтыну

Гкал/т

0,00015

0,00015

3

Балғын су

текше м/т

0,004

0,004

4

Жылыту суы

т.у.т./т

2,8·10 - 5

2,8 ·10 - 5

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

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

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Референттік жылдағы қалдықтың пайда болу массасы, т

Қалдықтарды кәдеге жарату (қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

3

4

1

Индустриалды минералды
майлардың қалдықтары

0,005 - 0,3

Қайта пайдалану

2

Мұнай немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм (мұнай және мұнай өнімдерінің мөлшері 15 % және одан астам)

0,1 - 0,9

Өңдеу

3

Қалдықтар (шөгінділер)
Механикалық және биологиялық
сарқынды суларды тазалау кезінде

23,5

Басқа ұйымдарға кәдеге
жаратуға беру

4

Құбыржолдар мен ыдыстарды тазалау шламы

0,05 - 837,6

Басқа ұйымдарға кәдеге
жаратуға беру

5

Пайдаланылған турбиналық майлар

0,01

Басқа ұйымдарға кәдеге
жаратуға беру

6

Пайдаланылған автомобиль майы

0,004

Қайта пайдалану

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

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

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Референттік жылдағы қалдықтың пайда болу массасы, т

Қалдықтарды кәдеге жарату (қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

Өнеркәсіптік минералды майлардың қалдықтары

0,9

Өңдеу

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

      Табиғи және ілеспе мұнай газын қайта өңдеу деп табиғи газды және ілеспе мұнай газының барлық компоненттерін қайта өңдеу өнімдеріне (нысаналы өнімдерге) физикалық, физикалық-химиялық және химиялық түрлендірудің технологиялық процестерінің жиынтығы түсініледі.

      ІМГ негізін қабаттық жағдайларда мұнайда ерітілген газ компоненттері құрайды.

      Газ конденсаты және мұнай-газ конденсаты кен орындарының табиғи газының құрамына кең фракциялық құрамдағы (қайнау температурасы 500 – 600 °С және одан жоғары) газ фазасында еріген және өндірілетін шикізатты кәсіпшілік дайындау кезінде одан газ конденсаты түрінде бөлінетін сұйық көмірсутектердің едәуір көлемі кіреді. Газ конденсатты кен орындарының табиғи газын кәсіпшілік дайындау және бөлінген газ және газ конденсаты ағындарын одан әрі қайта өңдеу процестері газды қайта өңдеудің (табиғи газды қайта өңдеудің) технологиялық процестерінің жиынтығын құрайды.

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

      Газ өңдеу өндірістерінде өткізілетін табиғи және ілеспе газды қайта өңдеу бастапқы және химиялық қайта өңдеу процестерінің кешенін қамтиды.

      Табиғи және ілеспе газдарды бастапқы өңдеу бірнеше сатыдан тұрады: газдарды өңдеуге дайындау, көмірсутекті газдарды бөлу, әртүрлі отын түрлерін алу үшін газ конденсатын тұрақтандыру және өңдеу, бірқатар жеке көмірсутектерді шығару, табиғи меркаптандар мен гелий қоспалары. Химиялық қайта өңдеу техникалық көміртек өндірісімен және газ күкірті ұсынылған.

      Табиғи және ілеспе газды қайта өңдеу процестерінің сарқынды схемалары 3.46-суретте көрсетілген.

      Алынатын табиғи немесе мұнайдан бөлінетін ілеспе газ құрамында су буы, сондай-ақ тау жынысының ұсақ бөлшектері, құм және басқа да қатты қоспалар болады, табиғи және ілеспе газдың құрамына көмірсутекті компоненттерден басқа азот, көміртегі диоксиді, күкіртті компоненттер, гелий және басқа да компоненттер кіреді. Газдарды өңдеуге дайындау (газдарды алдын ала дайындау) газдарды механикалық қоспалардан және "қышқыл" компоненттерден кептіруді және тазартуды қамтамасыз етеді.


     


     


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


3.18.3. Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын қайта өңдеу технологиясы

      Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы (ЖККФ) табиғи және мұнай газдарын әртүрлі әдістермен бензиндеу кезінде, сондай-ақ газ конденсаттарын тұрақтандыру кезінде алынады.

      Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы, сондай-ақ газ конденсатын тұрақтандыру басы келесі нұсқаларға сәйкес бөлінеді:

      1) тұрақты газ бензинін (С5+ көмірсутектері) және отын газын (С1 - С4 көмірсутектері) өндіру үшін;

      2) тұрақты газ бензинін (С5+ көмірсутектері), отын газын (С1 - С2 көмірсутектері) және сұйытылған ПБФ өндіру үшін;

      3) тұрақты газ бензинін (С5+ көмірсутектері), отын газын (этан қоспасы бар метан )және жеке көмірсутектерді (этан, пропан, изобутан, қалыпты бутан және т.б.) өндіру үшін;

      4) жеке көмірсутектер мен олардың қоспаларын өндіру үшін (құрамында С5+ іс жүзінде жоқ ЖККФ қайта өңдеу кезінде).

      Этан (этан фракциясы) пиролиздің шикізаты ретінде, НТК қондырғыларында хладагент ретінде, газдарды сұйылту, майларды депарафиндеу, параксилол бөлу және т. б. қолданылады.

      Пропан фракциясы (техникалық пропан) пиролиз шикізаты, коммуналдық-тұрмыстық және автомобиль отыны, мұнай мен газды қайта өңдейтін технологиялық қондырғыларға арналған хладагент, еріткіш ретінде пайдаланылады.

      Изобутан фракциясы негізінен мотор отындарына жоғары октанды қоспалар өндіруге арналған шикізат болып табылатын изобутилен алу үшін алкилдеу және дегидрлеу қондырғыларының шикізаты болып табылады.

      Бутан фракциясы бутадиен - 1,3 алу үшін, сондай-ақ коммуналдық-тұрмыстық отын, қаныққан будың қысымын арттыру үшін автомобиль бензиндеріне қоспа ретінде пайдаланылады.

      Изопентан фракциясы жоғары октанды бензиндердің құрамдас бөлігі болып табылады. Пентан фракциясы изомерлеу, пиролиз, амил спирттерін алу процестері үшін шикізат ретінде қызмет етеді.

      Жеңіл көмірсутектердің осы фракцияларын мұнай химиясы үшін шикізат ретінде пайдаланған кезде олардағы негізгі компоненттердің құрамы кемінде 96 - 98 % болуы тиіс.

3.18.3.1. ЖККФ күкіртті қосылыстардан тазарту технологиясы

      Күкіртті газдарды бензиндеу және күкіртті газ конденсаттарын тұрақтандыру кезінде алынатын СКГ және ЖККФ күкіртті қосылыстардың (күкіртті сутек, меркаптандар, күкіртті көміртек және т.б.) концентрациясы, әдетте, нормативтік талаптарда белгіленген рұқсат етілген деңгейден жоғары.

      СКГ алу үшін оларды натрий гидроксидінің 10 % сулы ерітіндісімен күкірт қосылыстарынан тазартады.

      Күкіртсутектен және меркаптандардан (тиолдардан) NaOH ерітіндісімен тазарту келесі реакциялар бойынша жүреді:

      H2S+2NaOH→Na2S+2H2O;

      H2S+Na2S→2NaHS;

      RSH+NaOH→RSNa+H2O.

      Бұл жағдайда реакцияларға байланысты газдан көмірқышқыл газын алу да жүреді:

      CO2+NaOH→NaHCO3+H2O;

      NaHCO3+NaOH→Na2CO3+H2O.

      СКГ-ны күкіртті қосылыстардан тазарту қондырғысының технологиялық схемасы тізбектеліп қосылған төрт сатыдан тұрады (3.47-сурет). Бірінші кезеңде күкіртсутегі, көміртегі дисульфиді және көміртегі оксиді негізінен меркаптандармен салыстырғанда жоғары белсенділікке байланысты шикізаттан алынады. Бірінші сатының технологиялық режимі (контактор 1) мынадай: қысым 1,9-2,5 МПа (газды сұйытылған күйде ұстау қажеттілігімен анықталады), температура 50 °С. Екінші және үшінші сатыларда (температура 3 °С) меркаптандардан тазарту жүргізіледі. Төртінші кезеңде СКГ NaOH іздерінен сумен жуылады. Бірінші және екінші сатылардағы NaOH қаныққан ерітіндісі тұз қышқылын қолдану арқылы қыздыру арқылы қалпына келтіруге беріледі. Қондырғыда СКГ-ны күкіртсутектен және меркаптандардан тиісінше 98 % және 96 %-ға дейін тазарту дәрежесіне қол жеткізіледі.

     



      3.47-сурет. СКГ сілтілі тазартудың технологиялық схемасы

      Күкірт қосылыстарынан тазартылғаннан кейін СКГ адсорбциялық кептіру блогына беріледі.

      СКГ мен ЖККФ меркаптандарды толығымен алып тастау үшін натрий гидроксиді ерітіндісінде VI топтағы металдардың хелатты қосылыстары бар катализаторларда демеркаптанизация қолданылады ("Мерокс" процесі). Меркаптандар дисульфидтерге реакциялар негізінде сілтілі ортада каталитикалық тотығу арқылы беріледі:

      RSH+NaOH→RSNa+H2O.

      2RSNa+0,5O2+H2O→RSSR+2NaOH

      Дисульфидтер әртүрлі салаларда қолданылады. Сілтілі металдар, аммоний және кальций дисульфидтері-инсектофунгицидтер болып табылады. Аммоний, калий және натрий дисульфидтері коррозияға төзімділік беру үшін болат және шойын бұйымдарының бетін сульфаттау және жағу үшін қолданылады. Тері өнеркәсібінде натрий мен калий дисульфидтерінің (күкірт бауыры) қоспасын қолдану шашты теріден шығарады. Күкірт бауыр ерітінділерінің әсері олардың жоғары сілтілігімен ғана емес, сонымен қатар тотығу қасиеттерімен де байланысты.

      Газ конденсаттарын гидротазарту газ конденсаттарынан күкірт қосылыстарының барлық кластарын, сондай - ақ азот - және оттегі бар басқа гетероатомды қосылыстарды алып тастауға мүмкіндік береді. Процесс конденсатта ерітілген барлық күкірт қосылыстарын күкіртсутекке айналдыруға негізделген:

      RSH+H2→RH+H2S

      RSR'+H2→RH+R'H+H2S

      Катализаторлар ретінде алюминокобальтмолибден және алюмоникельмолибден қолданылады, кейде соңғысына беріктік үшін 5 – 7 % кремний диоксиді қосылады.

      Процесс 310 – 370 °C температурада, 2,7 – 4,7 МПа қысымда жүзеге асырылады, қолданылатын катализатор мен шикізатқа байланысты режим көрсеткіштері таңдалады.

      Күкірт қосылыстарынан адсорбциялық тазарту табиғи және синтетикалық қатты сорбенттердің көмегімен жүзеге асырылады: бокситтер, алюминий оксиді, силикагельдер, цеолиттер және т. б.

      300 – 400 °С жоғары температурада адсорбция жүргізу кезінде органосульфат қосылыстарының ыдырауына немесе оларды белсенді емес формаларға айналдыруға әкелетін адсорбциялық-каталитикалық процестер жүреді. Адсорбциялық тазалауды күкірттің аз мөлшері үшін қолданған жөн – 0,2 % массаға дейін.

      Адсорбциялық әдістің сөзсіз артықшылықтарымен қатар – процестің жұмсақ жағдайлары (төмен температура және төмен қысым), аппараттық дизайнның қарапайымдылығы – оның айтарлықтай кемшіліктері бар. Көптеген адсорбенттер, соның ішінде цеолиттер, әсіресе импортталған, әлі де қымбат және тапшы. Адсорбенттердің төмен адсорбциялық сыйымдылығы олардың көп мөлшерін жиі қалпына келтіруді қажет етеді. Регенерацияның бірнеше циклынан кейін адсорбенттер ішінара кокстеледі және механикалық бұзылуға ұшырайды. Бұл адсорбенттерді мерзімді түрде толық ауыстыруды қажет етеді. Сондықтан адсорбциялық тазарту әдісін қолдану өте тар аймақпен шектеледі – күкірт қосылыстарының төмен концентрациясы бар жеңіл көмірсутектерді тазарту (0,2 % массаға дейін).

      Дәстүрлі адсорбенттерден басқа, соңғы жылдары физикалық адсорбцияны ғана емес, химосорбцияны да жүзеге асыратын молибден, теллур, марганец және сілтілі металл карбонаттарына негізделген сіңіргіштер әзірленуде.

      Мырыш, темір, мыс оксидтері ең көп таралған қатты химосорбенттерге жатады. Темір оксидтерін қолданған кезде (ең ескі әдіс) реакциялар жүреді:

      Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

      Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O

      Сорбентті регенерациялау реакция бойынша ауамен жүргізіледі:

      2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

      4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S

      Регенерацияға берілетін ауа мөлшеріне байланысты қарапайым күкірт пен күкірт оксидтерін алуға болады. Бұл әдіс арзандықпен, химосорбентті қалпына келтіру мүмкіндігімен сипатталады, бірақ оның маңызды кемшілігі - күкіртсутектен (10 мг/м3 дейін) тазартудың төмен деңгейі және алынған күкіртті пайдалану мүмкін еместігі болып табылады.

      Мырыш оксидтерін қолдана отырып тазарту кезінде реакциялар тек күкіртсутекпен ғана емес, сонымен қатар басқа күкірт қосылыстарымен де жүреді:

      H2S+ZnO↔ZnS+H2O

      CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

      COS+ZnO↔ZnS+CO2

      RSH+ZnO↔ZnS+ROH

      Процесс температурасы 350 – 400 °С, ал сорбенттің сұр түсімділігі 30 %-ға жетеді. Газдағы күкірттің қалдық құрамы 1 мг/м3 дейін. Процесс өте әмбебап, өнеркәсіпте кеңінен қолданылады, бірақ химосорбенттің өзі қалпына келтіруге жатпайды. Мыс оксидтерімен тазарту кезінде процесс жоғары жылдамдықпен жүреді, бірақ химосорбент те қалпына келтірілмейді.

      Химосорбциялық-каталитикалық жүйе кең таралған. Бірінші кезеңде органосульфат қосылыстарын көмірсутектер мен күкіртсутекке каталитикалық гидрогенизациялау, содан кейін күкіртсутекті сіңіргіштермен (мырыш, темір немесе мыс оксидтерімен) химосорбциялау жүзеге асырылады.

      Бұған жақын – темір-сода әдісі. Екі және үш валентті темір гидрооксидін сіңіргіш ерітінді ретінде пайдалануға негізделген

      H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

      3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

      NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O

      Сіңіргіш ерітіндіні қалпына келтіру ол арқылы ауа өткізу арқылы жүзеге асырылады. Бұл ретте күкіртсутектің шамамен 70 %-ы элементтік күкіртке ауыстырылады, ал 30 %-ы натрий тиосульфатына дейін тотықтырылады.

      Экстракциялық тазарту газ конденсаттарынан күкіртті қосылыстарды іріктеп алатын экстрагенттерді пайдалануға негізделген. Экстрагенттер ретінде этаноламиндердің сулы ерітінділері, диметилформамид, диэтиленгликоль, диметилсульфоксид және т.б. ұсынылған.

      Алайда, қазіргі уақытта қолданылатын экстрагенттердің ешқайсысы барлық қажетті талаптарды қанағаттандырмайды – күкірт қосылыстарына қатысты жоғары еріту қабілеті, жоғары тығыздық, төмен тұтқырлық, қол жетімділік және арзандық, уыттылық пен коррозиялық қасиеттердің болмауы.

3.18.3.2. ЖККФ-ды газ фракциялау қондырғыларында бөлу

      Газ қоспаларын жеке компоненттерге немесе көмірсутекті фракцияларға бөлу үшін ректификация әдісі қолданылады. Ректификация – бұл бу мен сұйықтық арасындағы қарама-қарсы масса мен жылу алмасуына байланысты екілік немесе көп компонентті қоспаларды бөлу процесі. Процесс қарама-қарсы көп сатылы (тарелка түріндегі бағанлар) немесе баған бойымен бөлінетін булар мен төмендейтін сұйықтықтың үздіксіз (саптама бағаналары) жанасуы арқылы жүзеге асырылады.

      ГФҚ аппаратуралық-технологиялық ресімдеу келіп түсетін шикізаттың сипаттамасымен (құрамы мен қысымы), алынатын өнімнің ассортиментімен және сапасымен айқындалады.

      Газ қоспаларын ректификациялау процесінің тиімділігіне әсер ететін негізгі факторлар – қысым, температура, бағандағы плиталар саны және олардың тиімділігі, бу жылдамдығы және флегма саны.

      Пластиналардың тиімділігі, олардың саны мен флегма санының жоғарылауымен газ қоспаларын ректификациялаудың анықтығы артады, ал бірдей ректификацияның анықтығын алу үшін пайдалану шығындарын азайту үшін флегма санын азайтып, тарелкалар санын көбейту ұсынылады. Газ қоспаларын бөлуге арналған бағандардағы флегма сандары 0,5-тен 20 – 25-ке дейін, ал нақты тарелкалар саны 60-тан 180 данаға дейін. Бағандағы тарелкалар саны мен флегма саны неғұрлым көп болса, ондағы қайнаған компоненттер соғұрлым жақын болады; тарелкалардың тиімділігі тарелканың түріне және бағанның жұмыс режиміне байланысты кең ауқымда өзгереді.

3.18.4. Сұйытылған көмірсутекті газдарды алу технологиялары

      Сұйытылған газдарды алу, әдетте, Джоуль - Томсон эффектісін қолдана отырып, технологиялық схема бойынша жасалады (3.48-суретті қараңыз).

     

     

      3.48-сурет. Метанол бүрку арқылы сұйытылған газдарды алу схемасы

      Газ ағынына гидраттардың пайда болуын болдырмау үшін оны салқындату алдында 80 % метанол енгізіледі. Кіріс сепараторынан өткен газ Т1 қалпына келтіретін жылу алмастырғышқа түседі, онда ол кері газ ағынымен салқындатылады. Әрі қарай, газ тұтынушыға газды тасымалдауға қажетті қысымға дейін тұншықтырылады және салқындағаннан кейін құлаған сұйықтықты бөлу үшін үш фазалы Cн1 сепараторына түседі. Суықты қалпына келтіретін жылу алмастырғышқа беріп, сепаратордан газ тұтынушыға жеткізіледі. Құлаған су-метанол ерітіндісі тұншығып, Км1 бу бағанына түседі. Км1-ден метанол буы конденсацияланады және құрама сыйымдылыққа түседі. Сыйымдылықтан метанол сорғы арқылы қондырғы арқылы метанолды тарату жүйесіне беріледі. Сн1-ге түскен көмірсутекті сұйықтық К1 деэтанизаторын суаруға түседі. К1-де С3+ фракциясы метан-этан фракциясынан бөлінеді. Соңғысы төмен температуралы сепаратордан газдың негізгі ағынымен араласады. С3+ фракциясы К2 бағанасының ортаңғы бөлігіне түседі, онда пропан-бутан фракциясы және ЖККФ (немесе тұрақты конденсат) болып бөлінеді.

      К2-ден бөлінетін булардың конденсациясы, сондай-ақ алынған төменгі өнімді салқындату бөлінген газбен жүзеге асырылады.

      Осы технологиялық схема бойынша жылына 315 млн. м3 қайта өңделетін газ өндіретін қондырғылар салынды. Бұл жағдайда қайта өңдеуге түсетін газ (3,5 МПа) мен ЖЭО-ға және қалаға берілетін тауарлық газ (1,2 МПа) арасында еркін қысым айырмашылығы болды. Бұл қысым айырмашылығында процесс жүзеге асырылды. Нәтижесінде дроссельдеуден кейін минус 63 °C температураға жетті, ал газдан С3+ фракциясын алу шамамен 40 % құрады (пропан – 25 %).

      Бұл технология қарапайым және іс жүзінде энергия шығыны жоқ. Қондырғыға кіретін газ бен бөлінетін газ арасындағы қысым айырмашылығының артуымен сәйкесінше С3+ шығару коэффициенті де артады.

      Бұл қондырғының кемшіліктері-өнімдердің метанолмен ластануы және метанол суын жою қиындықтары.

      С3+ фракциясын тереңірек алу 3.49-суретте көрсетілген технологиялық схемаға мүмкіндік береді.

     


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

      Алдыңғы схемадан айырмашылығы, мұнда қатты газды кептіру қолданылады, бұл метанолсыз құрғатылған өнімдерді алуға мүмкіндік береді. Детандер-компрессорлық агрегатты (ТДА) басқа тең жағдайларда (яғни газдың бірдей кіріс және шығыс параметрлері) пайдалану бөлу процесін неғұрлым төмен температура мен қысымда жүргізуге мүмкіндік береді, бұл бөлу процесіне жағымды әсер етеді. ТДА сонымен қатар газдың кіріс қысымын барынша сақтауға мүмкіндік береді. К1 деэтанизаторының дефлегматорында суық сепарацияланған газды пайдалану пропан шығаруды азайтуға мүмкіндік береді. Шикізат газы үш фазалы С1 сепараторына түседі. Айдалған газ минус 70 °С шық нүктесіне дейін кептірілетін, кептіру блогына беріледі. Құрғақ газ салқындату үшін екі ағынмен: Т1, Т2, Т3 жылу алмастырғышына, содан кейін С2 сепараторына беріледі. Детандерде кеңейтілген газ С3 сепараторына беріледі. Сепаратордан алынған сұйықтық дроссельденеді, Т3 жылу алмастырғышында қызады және К1 деэтанизаторының ортаңғы бөлігіне қорек ретінде беріледі. С3 сепараторынан шыққан газ салқындатқыш ретінде деэтанизатор дефлегматорына, содан кейін Т1 жылу алмастырғышына түседі. Деэтанизатордан алынған текше сұйықтығы дроссельденеді және К2 бағанына қорек ретінде беріледі. Үш фазалы С1 сепараторынан көмірсутек сұйықтығы дроссельденеді және Р1 бөлгішке беріледі. Бөлгіштен газ және көмірсутекті сұйықтық деэтанизаторға беріледі. Деэтанизатордан бөлінетін газ суықты рекуперациялаудан кейін турбодетандер агрегатының компрессорымен сығылады, Т1 жылу алмастырғышынан бөлінетін негізгі ағынмен біріктіріледі және тұтынушыға түседі.

      Бұл технологиялық схема газ қысымының кең диапазонында жұмыс істей алады. Пропан алу коэффициенті детандердегі қысымның төмендеуіне байланысты.

      Схема мынадай параметрлерге есептелген:

      кәсіпшіліктен келетін шикізат газының қысымы 10,8 МПа болды;

      тауарлық газдың қысымы - 4,2 МПа;

      газдағы пропан мөлшері 1,67 % моль., бутанов - 0,7 % моль болды.

      Процестің параметрлері қондырғыдан бөлінетін газ ағындарын сығымдау қажеттілігін болдырмайтындай етіп таңдалды. Детандерде газ 10,5 МПа-дан 4,3 МПа-ға дейін кеңейтілді. К1 деэтанизаторының үстінен 2,5 МПа қысым кезінде бөлінетін газ турбодетандер агрегатының компрессорымен 4,2 МПа дейін сығылды.

      Осы параметрлерде орнату кезінде пропан алу коэффициенті 83 % құрайды.

      Газды кептіру үшін NaА цеолиттері қолданылды.

      95 % және одан жоғары пропан алу коэффициентін 3.50-суретте көрсетілген технологиялық схема бойынша газды қайта өңдеу кезінде алуға болады.     

     


      3.50-сурет. Этан бөлусіз газ бөлу қондырғысының технологиялық схемасы

      Қондырғыға 5,6 МПа қысым мен 30 °С температурада құрғатылған табиғи газ түседі. Газ екі ағынға бөлінеді: біреуі T5 жылу алмастырғышында K2 бағанының жоғарғы жағынан бөлінетін газбен, екіншісі T1 жылу алмастырғышында K1 бағанынан метан фракциясымен салқындатылады. Т1-де салқындатылған газ екі ағынға бөлінеді: біреуі Т3 жылу алмастырғышына, екіншісі Т2-ге түседі. Т2, Т3 және Т5 жылу алмастырғыштарынан салқындатылған газдың ағындары Т4 жылу алмастырғышына салқындату үшін келетін біреуіне біріктіріледі. С1 сепараторына - 45 °С температураға дейін салқындатылған газ ағыны түседі, С1 сепараторынан бөлінетін газ екі ағынға бөлінеді. Газдың негізгі бөлігі турбодетандерде 2 МПа-ға дейін кеңейеді, С1-ден дроссельденген сұйықтықпен біріктіріледі және жалпы ағын К1 бағанының текше бөлігіне беріледі. Газдың басқа бөлігі Т6 жылу алмастырғышында салқындатылады, 2 МПа дейін дроссельденеді және К1 бағанына суару ретінде беріледі.

      K1 бағанасы 4 теориялық тарелкасына арналған. K1 текшесіндегі сұйықтық салқындатқыш ретінде T7 дефлегматорына, содан кейін T2 жылу алмастырғышына беріледі, содан кейін K2 бағанының жетінші (теориялық) тарелкасына қуат ретінде беріледі. К2 бағанасы 18 теориялық тарелкаға арналған. К2 бағанының текшесінен С3+ фракциясы бөлінеді, ол К3 және К5 бағаналарына фракциялауға беріледі. К3 бағанының өнімі пропан автомобилі болып табылады. К5 бағанынан жоғарыдан СПБТ шығарылады, төменнен - С5 фракциясы.

      Т8, Т12, Т15 су қайнатқыштарына көмірсутекті жылу тасымалдағыш беріледі.

      К2 бағанасынан бөлінетін газ өз суығын Т5 жылу алмастырғышта қалпына келтіреді, адсорберлерді регенерациялау және салқындату үшін газ дайындау блогына беріледі, содан кейін ГТС немесе жергілікті қажеттіліктерге жіберіледі.

      К1 бағанасының үстінен шығарылатын Газ Т6, Т4, Т3, Т1 жылу алмастырғыштарына суықты рекуперациялауға жіберіледі, содан кейін турбодетандер агрегатының компрессорының ӘКҚ-на түседі және ауаны салқындату аппараттарында салқындағаннан кейін компрессорлық цехқа түседі, онда магистральдық газ құбырының қысымына дейін сығылады. Т1-ден шыққаннан кейін осы газдың бір бөлігі дайындық блогына кіретін газға қосылуы мүмкін.

      Пропан алудың жоғары деңгейіне К1 бағанасындағы газды сұйытылған табиғи газбен жуу және К2 бағанасындағы суаруды ұйымдастыру арқылы T7 кіріктірілген дефлегматор көмегімен қол жеткізіледі, оның салқындатқышы К1 бағанасының текшесінен сұйықтық болып табылады.

      Пропан алу коэффициенті 95 % құрады.

3.18.5. Газ конденсатын тұрақтандыру технологиялары

      Табиғи газды өндіру кезінде алынатын көмірсутекті конденсаттарды тасымалдау және одан әрі өңдеу алдында төмен қайнайтын көмірсутектерді (С4- С5 дейін), ал күкіртті конденсаттарды өңдеу кезінде - күкіртсутекті, меркаптандарды, күкірткөміртекті және т. б. алу мақсатында тұрақтандыру қажет.

      Конденсатты тұрақтандыру қондырғыларының тауарлық өнімдері деэтанизацияланған немесе тұрақты, конденсат, ЖККФ, түрлі СКГ, ауа-райының газдары және деэтанизация және т. б. болып табылады.

      Газ конденсатын тұрақтандыру үшін үш әдіс қолданылады:

      сатылы желдету (сепарация, газсыздандыру);

      ректификациялық бағаналардағы тұрақтандыру;

      өнеркәсіпте кеңінен қолданылатын газсыздандыру мен ректификацияны біріктіру.

3.18.6. Газ күкіртін өндіру технологиялары

      ГӨЗ негізгі технологиялық блоктарының бірі газды күкірт өндіру қондырғылары болып табылады, олардың шикізаты құрамында күкіртсутегі бар газдардан бөлінген қышқыл газдар болып табылады.

      Қышқыл газдардан элементтік күкірт алу күкіртсутектің тотығуына негізделген. Оттегі көзі ретінде жүйеге әдетте ауа беріледі.

      Клаус реакцияларын жүзеге асыруға негізделген күкірт өндіретін қондырғылар әдетте Клаус қондырғылары деп аталады, оларға жылу және каталитикалық кезеңдер кіреді.

      Жылу сатысында күкіртсутегі ауа болған кезде жанады. Бұл жағдайда негізінен элементтік күкірт және күкірт диоксиді түзіледі. Жану температурасы, ең алдымен, қышқыл газдағы H2S концентрациясына байланысты және 900 – 1200 °C. Бұл температура, әдетте, 1,7 – 1,9 деңгейінде сақталатын "ауа: қышқыл газ" қатынасына да байланысты. Gorruit - бұл температура, әдетте, 1,7 - 1,9 деңгейінде сақталады. Термиялық сатыдағы элемент күкіртіне H2S конверсия дәрежесі мүмкіндігінше жоғары, яғни термодинамикалық деңгейге жақын болуы керек. Осылайша, күкірттің конверсия дәрежесі H2S болатын тәулігіне 200 т/тәул өнімділігі кезінде 95 % шамамен жылына 3200 т күкірт диоксиді түзіледі.

      Жылу сатысындағы конверсия дәрежесінің төмен мәндерінде, осы параметрдің жалпы мәнін сақтай отырып, жалпы орнату кезінде каталитикалық сатыларға жүктеме артады.

      Жылу сатысының тиімділігіне әсер ететін негізгі факторлардың бірі - онда газдың болу ұзақтығы - оның жоғарылауы конверсия деңгейінің жоғарылауына әкеледі.

      Күкіртсутектің күкіртке конверсия дәрежесі реактордағы температураға да байланысты: температура неғұрлым жоғары болса, күкіртсутектің конверсия дәрежесі соғұрлым жоғары болады. Пештегі күкіртсутектің күкіртке айналуының практикалық дәрежесі (термиялық сатыда) 60-65 % - дан аспайды.

      Каталитикалық сатыда күкіртсутектің конверсия дәрежесіне әсер ететін негізгі параметр реакция пешінің шығысындағы ауа мен қышқыл газдың қатынасы болып табылады: ол 2-ден 1-ге тең түрлендіргішке кіретін газдағы H2 S-ден SO2-ге көлемдік қатынасты қамтамасыз етуі керек. Осы арақатынастан кез келген ауытқу элементарлық күкірт шығымының төмендеуіне әкеп соғады. Сонымен қатар, каталитикалық кезеңде жану өнімдерінің жоғары температурасын ұстап тұру ұзақтығы, каталитикалық сатыға кіретін газдың температурасы, конвертордағы газдың көлемдік жылдамдығы және т.б. үлкен мәнге ие.

      Конверттердегі процестің орташа температурасы неғұрлым төмен болса, күкірттің шығуы соғұрлым жоғары болады, бірақ іс жүзінде бұл температура күкірттің конденсация нүктесінен сәл жоғары болуы керек. Бұл, әрине, күкірттің шығуын азайтады, бірақ CS2 және COS күкіртсутекке айналады, ол одан әрі күкіртке дейін тотығады:

      COS+H2O→CO2+H2S;

      CS2+2H2O→CO2+2H2S;

      2COS+SO2→2CO2+1,5S2;

      CS2+O2→CO2+S2.

      Клаус процесінің катализаторлық кезеңі үшін катализаторлар қолданылады, олар негізінен алюминий мен темір оксидтерінен тұратын табиғи бокситтер кеңінен қолданылады. Олардың құрамында SiO2 кремний, TiO2 титан оксиді, кальций CaO, магний MgO, марганец MnO, фосфор P2O5 және т. б. бар. Тиісінше, Клаус әдісі осы катализатордың қабатындағы күкіртсутекті күкірт ангидриді мен күкіртке жағу болды. Бұл катализатор негізінен оның арзандығына, қол жетімділігіне, жоғары белсенділігіне, сондай-ақ өңделген күкіртсутектің аз мөлшеріне байланысты пайдаланылды. Бұл жағдайда катализаторға жүктеме сағатына 1 м3 катализаторға 3-4 Нм3 күкіртсутекті құрады. Бірақ катализаторлардың бұл түрінің де маңызды кемшіліктері болды: бетінің сульфатациясынан туындаған тез залалсыздандыру, құрамы мен қасиеттерінің сәйкес келмеуі, бетінің жеткіліксіз дамуы, көміртекті шөгінділермен және ылғалданумен жабу.

      Осы катализаторды пайдалану кезінде күкіртсутектің күкіртке конверсия дәрежесі 80-90 % құрады, күкірт диоксиді түріндегі күкіртті қосылыстардың қалған бөлігі атмосфераға түсті. Бұл экологиялық жағдайға теріс әсер етті.

      Болашақта процесс екі бөлек кезең - жылу және каталитикалық арқылы жүзеге асырыла бастады. Алюмооксидті және титаноксидті катализаторлар әзірленіп, табысты енгізілді.

      Көбінесе Клаус катализаторлары алюминий гидроксидінен шығарылады. Бұл қатардың катализаторларының типтік өкілдері гиббсит, байерит, нордстрандит. Алюминий оксиді және оның гидратталған формалары суда ерімейді, амфотериялық қасиеттерге ие. Басқа толық гидроксидов белгілі сондай-ақ, AlOOH түрінде екі ромбических модификациялары: диаспора, тығыздығы 3,3-3,5 г/см3, төзімді-ден 350 °С температуралар аралығында 350-400 °С ауысады a - Al2O3; бемит, оның тығыздығы 3,01 г/см3, кезінде 400 °С ауысады g – Al2O3, ал 600 °С ауысады a - Al2O3. Ол іс жүзінде қышқылдар мен сілтілермен әрекеттеспейді. Оны еритін күйге тек сілтілермен қорытпаның көмегімен аударуға болады.

      Іс жүзінде катализатор-диаметрі 4-6 мм шар немесе экструдат, құрамында 94 % - дан астам алюминий оксиді бар, нақты беті 260-345 м2/г. Катализатордың құрамына әдетте осындай компоненттер кіреді (% , масса) ретінде N2O - 0,04; SiO2 - 0,02; Fe2 O3 - 0,04; TiO2 - 0,01.

      Катализаторлардың белсенділігі олардың құрылымының өзгеруі, олардың беттерінде түрлі қоспалардың (кокс, тұздар) жиналуы, алюминий оксидінің сульфаттануы және т.б. нәтижесінде төмендейді. Осының салдарынан кезең-кезеңімен (3-4 жылда бір рет) катализаторды толық ауыстыру жүргізіледі.

      Клаус процесінің технологиялық схемасына жылу сатысы және бірнеше каталитикалық түрлендіргіштер кіреді. Әр сатыдан кейін реакциялық газдар күкірттің конденсация температурасына дейін салқындатылады, күкірт бөлінеді, ал қажетті қыздырудан кейін газдар келесі сатыға жіберіледі. Қышқыл газдардағы күкіртсутектің көлемдік үлесі 5 %-дан төмен болған жағдайларда, жылу сатысы жоқ схеманы қолданыңыз. Күкіртсутектің тотығуы катализаторда ауа оттегімен жүзеге асырылады (әдетте бір немесе екі түрлендіргіш).

      Бастапқы қышқыл газдағы күкіртсутектің құрамына байланысты Клаус процесінің технологиялық схемалары тікелей сарқынды және тармақталған болуы мүмкін (3.51-сурет).

     


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

      Күкірт сутегінің тармақталған ағыны және екі конверторы бар Клаустың өнеркәсіптік қондырғысының технологиялық схемасы 3.52-суретте көрсетілген.

      3 - пештегі реакция кезінде пайда болатын жылу III жоғары қысымды су буын шығару үшін, ал күкірт буының конденсациясы IX төмен қысымды су буын шығару үшін қолданылады.

     


      3.52-сурет. Екі конверторы бар Клаусты қондырғысының технологиялық схемасы

      3.88-кестеде Клаус қондырғысының технологиялық жұмыс режимінің негізгі параметрлері келтірілген.

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

р/с
№

Атауы

Көрсеткіші

1

2

3

1

Реактор пешінің температурасы, °С:



- жану

1026


- шығу газдары

290

2

Конденсатордағы газдардың температурасы N 1, °С:



- кіре берісте

290


- шығу кезінде

194

3

Бірінші конвертордағы газдардың температурасы, °С:



- кіре берісте

260


- шығу кезінде

350

4

Конденсатордағы газдардың температурасы N 2, °С:



- кіре берісте

350


- шығу кезінде

210

5

Екінші конвертордағы газдардың температурасы, °С:



- кіре берісте

210


- шығу кезінде

240

6

Конденсатордағы газдардың температурасы N 3, °С:



- кіре берісте

240


- шығу кезінде

132

7

Жүйедегі қысым, МПа

0,02 - 0,03

8

Молярлық үлесі H 2 S, %:



- бастапқы қышқыл газда

59,4


- екінші конвертордан кейін газдарда

0,9

9

Бөлінетін газдардағы күкірттің молярлық үлесі, %

0,068

10

Процесте күкірт алу, %

96

      Айта кету керек, 12, 13, 15 конденсаторлардан бөлінетін күкірттің температурасы 130-150 °C құрайды, дегенмен күкірт 188°C температурада конденсацияланады. Себебі 188 °C-тан 160 °C-қа дейінгі температура аралығында ұзын тізбекті және жоғары тұтқырлы күкірт молекулалары пайда болады, сондықтан күкіртті конденсаторлардан шығару мүмкін емес. 150 °C және одан төмен температурада балқу температурасы 106,8-119,3 °С болатын сұйық күкірт тұтқырлығы әлдеқайда төмен.

3.18.6.1. Клаус қондырғыларының бөлінетін газдарын соңына дейін тазалау технологиясы

      2.52-суретте келтірілген схемаға сәйкес, күйдіретін 9-пешке түсетін Клаус процесінің қалдық газдарында әдетте (жұмыс тиімділігі мен бастапқы газдың сапасына байланысты) 1 – 2 % күкіртсутегі, 1 % күкірт диоксиді, 0,4 % көміртегі оксиді, 0,3 % көміртегі диоксиді, 1 – 8 г/м3 тамшы және бу күкірті, 1,0 – 1,5 % сутегі мен көміртегі оксиді, 15 % дейін көмірқышқыл газы, 30 % су буы мен азот бар. Газдардың температурасы – шамамен 150 °С, қысымы – 0,02 – 0,03 МПа аспайды.

      Барлық тазарту процестерін олардағы принципке байланысты екі негізгі топқа бөлуге болады:

      негізгі қондырғыларға қосымша болып табылатын және күкіртті алудың жалпы дәрежесін 99,0 – 99,7 %-ға дейін қамтамасыз ететін Клаус реакциясына негізделген процестер.

      барлық күкіртті компоненттерді біреуіне (SO2 немесе H2S) айналдыруға негізделген және күкіртті алудың жалпы дәрежесін 99,9 % және одан жоғары деңгейге дейін қамтамасыз ететін процестер.

      Клаус реакциясына негізделген тазарту процестері қалдық газдарды тазартудың ең көп таралған процестері болып табылады. Олар каудальды газдарда қалған күкіртсутегі мен күкірт диоксидінің каталитикалық реакциясына негізделген:

      2H2S+SO2→3/nSn+2H2O

      Реакция Клаус қондырғысына қарағанда (130-150°C) төмен температурада жүзеге асырылады, бұл оның толық ағуына ықпал етеді, қатты катализатор қабатында ("Сульфрин", SVA, MCRC процестері) немесе катализаторы бар сұйық ортада (ФИН процесі, Клаусполь 1500). Бұл процестер салыстырмалы түрде қарапайым технологиялық схемаға ие және өте кең таралған, бірақ олар екінші топтағы процестер сияқты тиімді емес.

      Бұл процесте Клаус реакциясы қатты катализаторда (алюминий оксиді) 125-150 °C температурада жүреді. Алынған күкірт катализаторда сұйық күйінде сіңіріледі, осылайша реакция тепе-теңдігін H 2 S және SO 2-нің күкіртке толық конверсиясына ауыстырады.

      Сульфрин процесінің технологиялық схемасы 3.53-суретте көрсетілген. Қондырғы адсорбциялық схема типі бойынша екі-үш реактордан тұрады.

     


      3.53-сурет. "Сульфрин" процесінің технологиялық схемасы

      Температурасы 400 – 410 К (673 – 683 оС) болатын Клаусты орнатқаннан кейін конденсатордан бөлінетін газ төменнен жоғары қарай екі қабат алюминий оксидті катализаторлары бар екі параллель жұмыс істейтін конверторға (1, 2) кіреді. Төменнен бірінші қорғаныс қабаты-технологиялық газдағы оттегін байланыстыру үшін g-Al2O3 темір сульфатына малынған. AМ катализаторын реактордағы катализатордың жалпы көлемінің 30 % мөлшерінде пайдалану ұсынылады. Екінші негізгі қабат-белсендірілген алюминий оксидінің катализаторы (мысалы, A2-5 бренді).

      Реакторлардағы температура күкірттің шық нүктесінің температурасынан төмен болғандықтан, бөлінетін газбен бірге келетін және Клаус реакциясы нәтижесінде пайда болатын күкірт буы катализатордың тесіктерінде адсорбцияланып, оны дезактивациялайды. Барлық күкірт катализатормен бөлінетін газ ағынынан шығарылатындығына байланысты Клаус реакциясының тепе-теңдігі H2S және SO2-нің күкіртке толық конверсиясына қарай жылжиды.

      Тазартылған қалдық газ күйдіру пешіне түседі, онда газ ағынындағы барлық күкіртті қосылыстар (H2S, COS, CS 2), күкірт тұманы мен булар SO2 түзе отырып жанады. Олардың күкіртке шаққандағы концентрациясы, әдетте, 0,1-0,2 % құрайды. (1000 – 2000 ppm). Тазартылған бөлінетін газдың бір бөлігі газ үрлегішпен (5) жылыту пешіне (4) жіберіледі, онда отынның жануының түтін газдарымен тікелей жанаспауы есебінен 330-350 °С дейін қыздырылады және осындай температурамен регенерация (күкіртті десорбциялау) және салқындату сатысындағы үшінші реакторға (3) жоғарыдан төмен түседі. Регенерация газдары бу түрінде шығарылады және күкірт буы конденсацияланатын конденсаторға (6) жіберіледі.

      Күкірт сұйық түрінде су тығыздағыш арқылы сақтау ыдысына құйылады, ал температурасы 127 °С болатын газдар газ үрлегіштерге (5) түседі. Құбыраралық кеңістікте конденсатор 0,4 МПа қысыммен су буын алады. Жеткілікті үлкен көлемдегі реакторлар болған кезде процесті үздіксіз деп санауға болады, өйткені бұл жағдайда адсорберлерді катализ және адсорбция сатысынан регенерация сатысына ауыстыру тәулігіне бір рет жүргізіледі. Реакторларды ауыстыру үшін бағдарламалық құрылғысы бар арнайы пневматикалық арматура қолданылады.

      Десорбция сатысының соңында бастапқы қышқыл газ алюминий сульфатын қалпына келтіру мақсатында регенерация газына (регенерация газында шамамен 5 % H2S болғанға дейін) араластырылады. Күкірт шығынын болдырмау үшін бұл газ адсорбция сатысында жұмыс істейтін реактор арқылы шығарылады.

      Десорбциядан кейін реактор салқындату цикліне ауысады. Катализаторды салқындату 4 жылыту пешін айналып өтіп, регенерация газын адсорбер арқылы айналым арқылы жүзеге асырылады. Катализаторды тереңірек салқындату және осылайша қазіргі заманғы қондырғылардағы күкірт шығынын азайту үшін конденсаторларда 0,2 МПа дейінгі қысыммен бу алған жөн. Бұл бу көбінесе технологиялық қолдануды таппайды, сондықтан конденсациядан кейін ол қайтадан конденсатор барабанына қайтарылады. Бұл шешімнің кемшілігі-процесте пайда болатын будың бір бөлігін жоғалту, ал артықшылығы-атмосфераға SO2 шығарындыларын азайту.

      Осы процестен кейін бөлінетін газдағы H2S және SO2 концентрациясы мас 0,20 – 0,25 % құрайды.

      Француз мұнай институты әзірлеген "Клаусполь 1500" процесі күкірттің балқу нүктесінен жоғары температурада саптама бағанасында ерітілген катализаторы (калий немесе натрий бензоаты) бар полиэтиленгликольдің қайта айналатын ағынымен бөлінетін газдарды өңдеуге негізделген - 125-130 °С процесте түзілген күкірт еріткіштен бөлінеді. Процесс өңделетін газдағы H2 S: SO2 қатынасын 2:1-ге тең ұстауды талап етеді; COS және CS2 өзгеріссіз қалады.

      Күкіртсутегі мен күкірт диоксидінің айналу дәрежесі 80 % - ға жетеді, бұл күкіртті алудың жиынтық тереңдігіне 98,5 %-ға дейін сәйкес келеді. Күйгеннен кейін газдардағы SO2 мөлшері мас 0,15 % құрайды.

      Сульфрин процесінің тиімділігін арттыру бірнеше бағытта мүмкін:

      сульфринді орнату алдында күкіртті органикалық қосылыстарды гидрлеу арқылы;

      Клаус пешіне берілетін қышқыл газ/ауа ағындарының арақатынасын нәзік реттеу (реттеу дәлдігі – кемінде ± 0,5 %);

      адсорбция режимін оңтайландыру және қосымша тазарту кезінде белсенді катализаторларды қолдану.

      Клаустың бөлінетін газдарын тазартудың тотығу әдістерінің негізі күкірт қосылыстарын күкірт диоксидіне жағу және оны одан әрі алу және күкіртке немесе басқа химиялық өнімге айналдыру болып табылады.

      Процестің мәні күкірт қосылыстарын күкірт диоксидіне жағу, содан кейін оны натрий сульфитінің ерітіндісімен сіңіру болып табылады. Содан кейін пайда болған бисульфит қалпына келеді. Конденсатордағы суды бөлгеннен кейін концентрацияланған күкірт ангидриді Клаус қондырғысына қайта өңделеді. Күкіртті алудың жиынтық дәрежесі 99,9 – 99,95 % - ға жетеді.

      Қалпына келтіру процестері барлық күкірт қосылыстарының күкіртсутекке каталитикалық азаюына негізделген және негізінен оны алу және кейіннен өңдеу тәсілдерімен ерекшеленеді.

      Осы типтегі процестердің ішінде SCOT процесі (Shell Claus Offgas Treating бастапқы әріптері), (3.54-сурет) кең таралған. Клаус қондырғысының бөлінетін газдары метанның толық емес жану өнімдерімен (H2+CO) араласады және температурасы 300 °C алюминий-кобальтмолибден катализаторымен толтырылған гидрогенизация реакторына енеді. Гидрогенизация өнімдері кәдеге жарату қазандығында, содан кейін конденсациялық су бір уақытта бөлінетін "Квенч" бағанында салқындатылады. Одан әрі абсорбциялық секцияда аминдердің көмегімен селективті абсорбция әдісімен газдардан H 2 S алынады, ол Клаусты орнатуға қайта өңделеді.

     



      3.54-сурет. SCOT процесінің технологиялық схемасы

      IV тазартылған газда 0,001 – 0,050 % күкіртсутегі қалады, бұл H2S 99,8-99,9 % алудың жиынтық дәрежесіне сәйкес келеді. Сіңіргіш ретінде диизопропаноламин, МДЭА және басқа аминдер қолданылады.

      SCOT немесе Сульфринді таңдағанда, қазіргі уақытта Клаустың қалдық газын тазарту үшін көптеген процестер әзірленіп, өнеркәсіпте қолданылатындығын ескеру қажет. Клаус қондырғыларынан шығарындылардың барлық өндірістерден зиянды шығарындылардың жалпы көлеміне қосқан үлесі әрдайым басым бола бермейді. Мысалы, коммерциялық құрылымдардан SO2 шығарындылары Клаус қондырғыларынан салыстырмалы немесе одан да көп болуы мүмкін. Толық тазалау процесін таңдау туралы шешімді барлық көздерден шығарындылар көлемін ескере отырып қабылдау қажет.

      SCOT процесі үшін күкіртті алудың кепілдендірілген деңгейі – 99,8 %, ал жақсы ұйымдастырылған Сульфрин процесі үшін іс жүзінде қол жеткізілген – 99,4 %.

      Осылайша, SCOT процесі Сульфринге балама бола алады, егер Клаус қондырғысы зиянды шығарындылардың жалғыз көзі болса және/немесе қоршаған ортаға қатаң шектеулері бар халық тығыз орналасқан жерде болса.

      Клаус қондырғыларында пайда болған күкірттің құрамында ерітілген күкіртсутегі, сондай-ақ сутегі полисульфиді бар. Сақтау және тасымалдау кезінде олар күкірттің жарылғыштығына байланысты бөлінуі мүмкін. Сонымен қатар, құрамында газ бар күкірт коррозиялық белсенділікті арттырды. Бұл қасиеттер күкіртті газсыздандыруды қажет етеді.

      Газсыздандыру технологиялары үнемі дамып келеді, өйткені бүгінгі күні олардың ешқайсысы Элементарлық күкірттің техникалық шарттарын толығымен қанағаттандырмайды. Технологияларды дамытудың негізгі бағыттары-күкірт сапасын нашарлататын аммиак катализаторынан бас тарту және газсыздандыру уақытын қысқарту. Күкірт арқылы ауаны барботациялау арқылы газсыздандыруды жүргізу оңтайлы, бұл жағдайда Клаус реакциясы арқылы қосымша күкірт мөлшерінің пайда болуы мүмкін (Amoco, Hyspec, D'GAASS процестері).

3.18.6.2. Күкіртті түйіршіктеу технологиясы

      Күкіртті түйіршіктеу оның агрегаттық күйіне байланысты әртүрлі тәсілдермен жүзеге асырылады. Күкірт балқымасының түйіршіктері, әдетте, балқыманы салқындатқыш ағындағы тамшылардың кристалдануымен, ұнтақ күкірттен – плиткалар немесе таблеткалар қалыптастыру үшін басу арқылы алынады.

      Өнеркәсіптік масштабта тамшыларды ауамен немесе сумен салқындату арқылы балқымадан күкіртті түйіршіктеу әдістері кең таралған. Бұл жағдайда тамшыларды ауамен салқындату арқылы түйіршіктеу әдісі құрғақ деп аталады, ал сумен салқындату арқылы түйіршіктеу әдісі дымқыл деп аталады.

      Құрғақ түйіршіктеу кезінде күкірт балқымасы 125 – 127 °С температурада 30 – 90 м биіктіктегі түйіршіктеу мұнарасының жоғарғы жағына шашырайды, ал нәтижесінде пайда болған тамшылар-түйіршіктер ауа ағынында салқындатылады (азот тыңайтқыштарының балқымаларын түйіршіктеуге ұқсас). Диаметрі ~ 2 мм сфералық бөлшектер болып табылатын түйіршіктер мұнараның түбінен шығарылады, ал ауа жоғарыдан шығарылады.

      Мұнараның төменгі бөлігіндегі түйіршіктердің салқындауы бірнеше минут ішінде сұйылтылған қабатта аяқталады. Айналу жылдамдығы мұнараның көлденең қимасындағы ауа жылдамдығынан төмен болатын күкірттің ұсақ бөлшектері күкірт балқымасының пайда болған тамшыларына көтеріліп, тамшылардың кристалдануы үшін эмбрион ретінде қызмет етеді.

      Мұндай жағдайларда тұқым кристалдарын сіңіретін тамшылар тұрақты сфералық пішінге ие болады, біртекті болады.

      Күкіртті түйіршіктеудің бұл әдісі үлкен капиталмен және төмен шығындармен байланысты, ол қалдық газдарды шаңнан тазартудың күрделі жүйесін қажет етеді.

      Күкіртті дымқыл түйіршіктеу әдісі күкірт пен судың келесі қасиеттерін қолдануға негізделген: күкірттің гидрофобтығы, күкірт пен судың тығыздығы мен жылу сыйымдылығындағы айтарлықтай айырмашылық (3.55-сурет).

     


      3.55-сурет. Күкіртті суда түйіршіктеудің технологиялық схемасы

      Ылғалды түйіршіктеудің негізгі шарты – күкірт балқымасының ағындарын суға соққысыз енгізу, әйтпесе судың бетіне түсетін күкірт тамшылары шашырайды және бірден пленка түрінде қатып, келесі тамшылардың суға кіруіне жол бермейді. Күкірт балқымасының ағындарын су қабатына соққысыз (жұмсақ) енгізгенде, олар доп тәрізді тамшыларға ұсақталады. Балқыманың бір тамшысы суда беткі қабатта кристалдану басталғанға дейін салқындатылады. Әрі қарай кристалдану фронты кристалдардың сызықтық өсу жылдамдығымен және интерфазалық шекарадан жылу шығарумен анықталатын жылдамдықпен тамшыға терең енеді. Түйіршіктің ортасында балқыманың тығыздығы мен кристалдық фазаның айырмашылығына байланысты шөгу қабығы пайда болады. Кристалдану процесінің соңында түйіршіктердің салқындауы жүреді.

      Балқымадан күкіртті дымқыл түйіршіктеу процесі келесі негізгі кезеңдерден тұрады: қалыптастыру, дегидратация, түйіршіктерді кептіру, сақтау. Алынған түйіршіктердің сапасы көптеген факторларға байланысты. Сұйық күкірт пен салқындатқыш судың температурасы үлкен мәнге ие. Беріктігі жоғары түйіршіктерді алу үшін Күкірт пен судың балқымасы температурасының айырмасы ең аз болуы қажет. Түйіршіктер құрғап, қажет болған жағдайда кептіріледі. Осылайша алынған түйіршіктердің диаметрі 0,5-6 мм, ал олардағы ішкі ылғалдың мөлшері 0,25 %-дан аз. Түйіршіктердің тығыздығы 1280 – 1400 кг/м3, ал табиғи көлбеу бұрышы (көлденең жазықтықпен материалдың бос бетінен пайда болған бұрыш) 30 – 35 оС құрайды.

      "Enersul" GXTM түйіршіктеудің технологиялық процесі түйіршіктердің берілген мөлшеріне жеткенге дейін бастапқы шағын күкірт түйіршіктеріне ("тұқым") балқытылған күкіртті қабатпен қатарластыра, қабатпен қатарластыра жағу жолымен күкірт бөлшектерінің мөлшерін ұлғайту процесі болып табылады. Балқытылған күкірт қабатын түйіршіктерге қайталап жағу нәтижесінде әр қабатты салқындату және қатайту арқылы түйіршіктер мөлшері артады.

      Көрсетілген технологиялық процесс түйіршіктеудің айналым барабанында жүреді, оған балқытылған күкірт барабанның бойлық осі бойымен түйіршіктеу барабанының ішінде орналасқан 18 бүріккіш шүмегі бар бүріккіш күкірт құбыры арқылы енгізіледі. Жылу түйіршіктеу барабанына технологиялық суды бүрку арқылы және сору желдеткішінің көмегімен ауаны тарту арқылы шығарылады. Тұқымдық бөлшектер - немесе стандартты емес мөлшердегі түйіршіктер-тұқым материалы ретінде күкіртті түйіршіктеу барабанына енгізіледі. Түйіршіктеу барабаны барабанның шығыс ұшына қарай көлбеу болады, бұл түйіршіктердің барабан арқылы шығу жағына қарай үздіксіз айналуын қамтамасыз етеді.

      Түйіршіктеу барабаны айналған сайын, барабанның ішкі бетіне төселген құю тақталары төгілетін түйіршіктердің бір бөлігін барабанның жоғарғы жағына үздіксіз көтеріп, олар түсіп, күкірт бүрку саңылауларының алдында қатты перде түзеді. Тозаңданатын күкірт түйіршіктерді жабады, олардың бетінде күкірт қабаты қатаяды, өйткені түйіршіктер қайтадан құйылатын қабатқа түседі, онда оларды қайта көтеру немесе барабаннан шығару алдында одан әрі салқындату орын алады.

      Түйіршіктеу процесінде түйіршіктер бір-біріне жабысып, түйіршіктеу камерасының торынан өтпейтін түйіршіктердің үлкен бөліктерін құрайды. Түйіршіктеу процесінің тұрақты жұмыс істеуі үшін торды мезгіл-мезгіл күкірт кесектерінен тазарту қажет.

      Түйіршіктеу процесінде жылуды кетіру үшін технологиялық су барабанға күкірт бүрку құбырына параллель орнатылған бүріккіш саңылаулар арқылы жіберіледі. Су буланып кетеді, өйткені қатты сұйық күкірт жылу береді.

      Барабан арқылы тартылатын ауа су буын кетіргіш болып табылады, бұл технологиялық процесс пен салқындату процесін жалғастыру үшін ауыстырылатын суды енгізуге мүмкіндік береді.

      Күкіртті бүрку кезінде пайда болған ең кішкентай бөлшектер ауа ағынымен жойылады. Атмосфераға шығарар алдында ауа шаң жинағыш арқылы өтеді.

      Түйіршіктеу барабанынан бөлінетін түйіршіктер сұрыптау үшін таспалы конвейермен виброситоға тасымалданады, онда олар тауарлық және тауарлық емес өнімдерге бөлінеді. Тауарлық өнімнің түйіршіктері тікелей қоймаға тасымалданады және сол жерден тұтынушыға жіберіледі, ал стандартты емес мөлшердегі түйіршіктер технологиялық процесс үшін қайта тұқым материалы ретінде түйіршіктеу барабанына қайта жіберіледі.

3.18.7. "SULFREX" СКГ күкіртсіздендіру технологиясы

      Сұйытылған мұнай газын "R2R" каталитикалық крекинг секциясынан және сұйытылған мұнай газдарын "Oli-gomerisation" олигомеризациялау секциясынан тазартуға арналған. Сұйытылған мұнай газдарын күкіртсіздендіру секциясының мақсаты – сұйытылған мұнай газдарын тазарту, тазарту кезінде меркаптанды, күкіртсутекті, көміртегі оксиді мен мышьякты алып тастау, содан кейін бутенді олигомеризациялау бөлімінде одан әрі тазарту. Орнату төрт бөліктен тұрады: сілтімен жуу, сумен жуу, күшәнді қоспадан шығару, сілтіні қалпына келтіру.

      Күкіртсіздендіру процесінің өнімдері: жоғары сұрыпты сұйытылған мұнай газы; жанама өнімдер: дисульфид майы, пайдаланылған сілтілік. Өнімдерді қолдану саласы: сұйытылған көмірсутекті газдар бутенді олигомеризациялау қондырғысына немесе резервуар паркіне түседі; дисульфид майы электрлік тұздарды кетіру бөліміне беріледі.

      Технологиялық процесті сипаттау

      Шикізатпен осы технологиялық процесс болып табылады: сұйытылған көмірсутекті газ секциясы каталитикалық крекинг "R2R" мен секциялар олигомеризации бутена, оның ішінде құрамында күкірт бар органикалық қосылыстар: меркаптандар (RSH) , диалкилсульфид (RSR), дисульфид (RSSR), күкіртті сутегі (H2S), карбонилсульфид (COS), қарапайым күкірт (S), күшән. Құрамында күкірт бар көмірсутек коррозияға және жабдықтың зақымдалуына әкелуі мүмкін, өнімнің қатты иісіне әкеледі; күшән одан әрі қондырғыларда катализатордың улануын тудырады, сондықтан оны алып тастау керек.

      0500 секциясында сұйытылған көмірсутекті газдарды күкіртсіздендіру үшін "Sulfrex" процесі көзделген. "Sulfrex" процесінде катализатордың әсерінен меркаптан оттегімен әрекеттесіп, дисульфидтер түзеді (RSSR):

4RSH + O2 2RSSR + 2H2O

(1)

      LCPS 30 катализаторының болуына байланысты бұл реакция бөлме температурасына жақын температурада тез жүруі мүмкін. Бірақ бұл реакция тек сілтілі ортада аралық өнімді – меркаптан тұзын (RSNa) қалыптастыру үшін жүзеге асырылады. Осылайша, реакция (1) іс жүзінде келесі екі кезең бойынша жүзеге асырылады:

RSH + NaOH RSNa + H2O

(2)

4RSNa + H2O + O2 4NaOH + 2RSSR

(3)

      СКГ фракциясынан алынған төмен молекулалы меркаптан реакция процесін басқаруда (2) көрсетілгендей, С-0501 экстракторында сілтілі ерітіндімен сіңеді. Сілтілік ерітіндінің СУГ-пен неғұрлым толық жанасуы үшін С-0501 экстракторында фазалардың ағуға қарсы қозғалысы қарастырылған: сілтілік ерітінді бағанның төменгі бөлігіне жылжиды, ал СУГ жоғары қарай жылжиды. Технологиялық процесс сілтілі ерітіндіні қалпына келтіру процесін қамтиды. R-0502 тотықтырғышында түзілген меркаптан тұзы катализатормен байланысады, ал тотығу реакциясы реакция процесінің теңдеуінде көрсетілгендей дисульфид пен сілтілі ерітінді түзеді (3), бұл сілтілі ерітіндіні қалпына келтіреді. R-0502 дисульфидін бөлу қондырғысында ерімейтін дисульфид әртүрлі тығыздыққа байланысты сілтілі ерітіндіден бөлінеді. Қалдық дисульфид нафта D-0503 сілтілі жуу ыдысындағы із мөлшерінде, нафтамен жуылады, содан кейін сілтілік ерітіндіден бөлінеді.

      "Sulfrex" процестерінде бірқатар қолайсыз реакциялар бар. Сілтілік ерітіндінің қатысуымен күкіртсутек (Н2S), көмірқышқыл газы (СО2) және карбонилсульфид сілтілік ерітіндімен реакцияға түседі, натрий сульфатын (Nа2 SO4) және натрий тиосульфатын (Nа2 S2 O3) құрайды. Бұл жағымсыз реакциялардың зияндылығы төменде келтірілген: сілтілі ерітіндіні қайтымсыз қолдану; ауадағы оттегінің қажеттілігінің артуы, өйткені натрий сульфаты мен натрий тиосульфатының тотығуы кезінде оттегі қажет, бұл меркаптанның тотығуы кезінде оттегінің қажеттілігінен көп, бұл қалпына келтірілген сілтілі ерітінділерде тұздың жиналуына әкеледі.

      Натрий тұзының болуына байланысты меркаптанды сілтілі ерітіндімен сіңіру қабілеті төмендейді; материалдардың технологиялық ағымында натрий тұзының жиналуымен бірге натрий тұзы ерітіндіден шығарылуы мүмкін, бұл жабдықтың бітелуіне әкеледі.

      Осы жағымсыз реакциялардың әсерін азайту мақсатында технологиялық процестерде 7 % сілтілі ерітіндінің көмегімен Н2S және СОЅ бейтараптандыру үшін D-0501 сілтімен алдын ала жуу сыйымдылығы қарастырылған, төмендегі реакциялар:

CO2 + 2NaOH Na2CO3 + H2O

(4)

H2S + 2NaOH Na2S + 2H2O

(5)

COS + 4NaOH Na2S + Na2CO3 + 2H2O

(6)

      Сілтілі ерітіндімен алдын-ала жуу процесі сілтілі ерітіндімен жуудың негізгі процесіне және жеке процесс болып табылатын регенерацияға байланысты емес.

      "Sulfrex" процестерінде LCPS 30 катализатор жүйесі қарастырылған. Бұл жүйе сульфондалған кобальт фталоцианинінің сулы ерітіндісі, қара көк, белсенді компоненттің құрамы 30 % (массалық пайыз) құрайды.

      "R2R" каталитикалық крекинг секциясынан сұйытылған мұнай газы "Sulfrex" күкіртсіздендіру секциясына түседі.

      СКГ ағыны алдын ала жуу ыдысына D -0501 сілтімен түседі, күкіртті сутек (Н2S) және карбонилсульфид (СОЅ) 7 % сілтілік ерітінді көмегімен шығарылады. Жоғарыдан тазартылған СКГ D-0501 С-0501 экстракторына түседі. Н2S және СОЅ жою реакциясы кезінде сілтілік ерітінді тұтынылатындығына байланысты ерітіндідегі каустикалық натрий концентрациясы төмендейді, сондықтан сілтілік ерітіндіні мезгіл-мезгіл жаңартып отырыңыз. D-0501-ден пайдаланылған сілтілі ерітінді тазалау жабдығына тасталады.

      С-0501 экстракторында 15 % сілтілі ерітінді көмегімен СКГ шайыңыз, құрамында күкірт бар көмірсутектерді Nasr түрінде СКГ ағынынан алыңыз. Сұйытылған көмірсутекті газ С-0501 экстракторының үстінен С-0502 сулы жуу бағанасына түседі, жұмсартылған сумен жуылады.

      Пайдаланылған сілтілі ерітінді С-0501 экстракторының төменгі бөлігінен шығарылады, регенерация үшін R-0502 тотықтырғышына түседі. R-0502 тотықтырғышына кірер алдында пайдаланылған ерітінді Е-0501 бу тотықтырғышының жылытқышы қыздырылады, ауыр нафтамен және құрғақ ауамен араласады, жоғарғы жағында М-0501 араластырғышы арқылы нафта D-0503 сілтілі жуу ыдысы R-0502 тотықтырғышына түседі. R-0502 тотықтырғышында меркаптан тұзы ауада оттегімен тотығады дисульфид, каустикалық натрий түзеді.

      R-0502 реакция өнімдері D-0502 дисульфид сепараторына түседі, онда пайдаланылған ауа шығады және отын газымен араласады, осы бөлімнен шығарылады. Сұйық фазада дисульфид майы сілтілі ерітіндіден де бөлінеді. Дисульфид майы D-0502 дисульфид сепараторының үстінен Р-0504-А/В дисульфид майының сорғысымен сорылады, АВТ ЭЛОУ айдау құрылғысына түседі. Бөлу құрылғысының төменгі жағындағы сілтілік ерітінді Е-0502 арық сілтілік тоңазытқышқа түседі, содан кейін p-0503-A/B сорғысының көмегімен қалпына келтіретін сілтілі ерітіндіні нафта D-0503 сілтілі жуу ыдысына айдайды.

      D-0503 сыйымдылығында сілті ерітіндісі гидротазаланғаннан кейін нафтамен араластырылады, дисульфидті сілті ерітіндісінен із мөлшерімен экстракциямен алып тастайды. Нафта D-0503 сілті жуу ыдысының арық сілті ерітіндісі С-0501 экстрактор тарелкасының төменгі бөлігіне айдалады.

      Е-0501 қыздырғыштан кейін тотығу бағанлары, ауыр нафта және қаныққан сілтілі ерітінді D-0503 нафта сілтісін жуу ыдысының жоғарғы жағында араласады.

      Қажет емес қосылыстарды алып тастау, сілтілік ерітіндінің сапасын қалпына келтіру үшін сілтілік ерітіндінің айналым тізбегіндегі жаңартуды сақтау қажет. Демек, дисульфидті бөлу құрылғысының төменгі жағынан пайдаланылған сілтілі ерітіндіні алыңыз. Пайдаланылған сілтілі ерітінді D-0506 дренаждық контейнерге түседі, Р-0506 сорғымен F-0502-A/B пайдаланылған сілтілік сүзгіге жіберіледі, LCPS 30 катализаторын із мөлшерінде алып тастаңыз, содан кейін осы бөлімнен алып тастаңыз және тазарту қондырғысына кіреді.

      Сілтілік ерітіндінің бір бөлігін кері тізбектен шығарғаннан кейін D-0508 (42 wt % күйдіргіш натр) 42 % сілті ерітіндісінің сыйымдылығына жаңа сілті ерітіндісін қосыңыз. Содан кейін сілтілік ерітіндіні сорғымен Р-0505 сілтісін D-0504 катализаторының жеткізу ыдысына құйыңыз. Жаңа LCPS 30 катализаторы сілтілі ерітіндіден шығарылады. Сол сияқты, катализаторларды жаңартуды жүргізеді. 42 % сілтілі ерітінді және катализатор ерітіндісі Е-0502 сұйық сілтілік тоңазытқыш арқылы өтеді, кіріс құбырына P-0503-A/B кірісінде түседі, содан кейін D-0503 нафталы сілтілі жуу ыдысына түседі.

      7 % сілтілі ерітіндіні жаңарту қарастырылған. Химиялық реагенттер қоймасынан сілтілік ерітінді D-0507 сілтінің 7 % ерітіндісінің сыйымдылығына түседі, Р-0501 сілтімен алдын ала жуу сорғысымен P-0501 сілтімен алдын ала жуу сыйымдылығына айдалады. D-0501-ден пайдаланылған сілтілі ерітіндіні алып тастағаннан кейін сілтілі ерітінді жаңартылады.

      С-0502 су жуу бағанасында СКГ-ны жұмсартылған сумен шайыңыз, өте аз концентрациясы бар алып тасталған сілтілі ерітіндіні алыңыз. Сарқынды су С-0502 бағанының түбінен ағызылады, F-0502-А/В және D-0501 ағынымен араласады, осы секциядан шығады және тазарту қондырғысына түседі.

      Жуғаннан кейін СКГ жоғарыдан С-0502 кептіру қондырғысына түседі. Е-0503 сұйытылған көмірсутек газдарының тоңазытқышы арқылы өтеді, СКГ F-0501 құмды сүзгісіне және D-0505 коалесцеріне түседі, бұл ретте ағыннан ылғал жойылады.

      Олигамерлеу секциясына СКГ жіберер алдында, күшән триоксидін жою үшін R-0501-А/В адсорберінде күшән қосылысы ағыннан шығарылады. Күшән триоксидін СКГ-дан алып тастағаннан кейін, СКГ олигомерлеу секциясының шикізат ыдысына түседі.

      Сондай-ақ резервуарлар паркі мен отын жүйесіне кептіргеннен кейін СКГ ағынын шығару көзделген. Отын жүйесіне кірер алдында буландырғыштағы СКГ ағыны орташа қысымды бумен қыздырылады (3.56-суретті қараңыз).

     


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


      Өңдеу өнімділігі: қысқы режим жылына 440400 т, жазғы режим жылына 364000 тонна. Қондырғының жұмыс істеу ұзақтығы 7920 сағ/жыл, өндірістің икемділігі 50 – 110 %.

3.18.8. MEROX әдісі бойынша газдарды күкірттен тазарту

      Процесс туралы жалпы ақпарат

      MEROX процесі (меркаптан тотығуы) ХХ ғасырдың 40 -шы жылдарында американдық UOP компаниясымен жасалған және табиғи және сұйытылған газдарды күкірттен тазартуға, бензин мен керосин фракцияларын демеркаптанизациялауға арналған.

      Газдарды MEROX әдісі бойынша күкіртсутектен, карбонилсульфидтен аминді тазартуды және меркаптандардан сілтілі тазартуды қамтиды. Меркаптандардан сілтілі тазарту шикізатты қалдық күкіртсутектен алдын-ала сілтілеу арқылы жүзеге асырылады, содан кейін меркаптандарды газдардан сілтілі ерітіндімен шығарады және біртекті фталоцианинді катализатор мен ауа оттегінің қатысуымен сілтіні қалпына келтіреді. Тазартылатын газдағы жалпы күкірттің төмен құрамына қол жеткізу үшін түзілетін дисульфидтер жеңіл бензинді фракциямен жуылады. Дисульфидтермен қаныққан бензин фракциясы гидротазарту шикізатына жіберіледі.

     



      3.57-сурет. MEROX процесінің технологиялық схемасы

      MEROX процесінің көмегімен бензин фракциясын демеркаптанизациялау Еуро-4 және Еуро-5 талаптарына сәйкес жалпы күкірт мөлшері бойынша нормалар енгізілгенге дейін өзекті болды. XEROX технологиясы бойынша керосинді тотықтырғыш сілтілі демеркаптанизациялау белсендірілген көмірге жағылған суда еритін катализатордың қатысуымен жүзеге асырылады, көп сатылы:

      бірінші кезең - керосиннен қышқыл қоспаларды алып тастау;

      екінші кезең - керосинді сілтілі ортада ауаға оттегімен көмірге қолданылатын катализатордың қатысуымен демеркаптанизациялау;

      үшінші кезең - керосинді судан тұзды ағызу;

      төртінші кезең - катализатордағы ауыспалы валенттілік металл иондарынан керосинді саздармен адсорбциялық тазарту.

      MEROX қондырғылары "ПКОП" ЖШС-де, "Теңізшевройл" ЖШС-де пайдаланылады

      MEROX қондырғысының құрамына ("ПКОП" ЖШС) кіреді:

      Қанықпаған сұйытылған газды тазарту қондырғысы (1300 тит.)

      Қаныққан сұйытылған газды тазарту қондырғысы (1400 тит.)

      Сілтіні тазалау блогы (1350 тит.)

      Көмірсутекті газдарды бөлу блогы С3/С4 (1600 тит.)

      Қаныққан күкіртсіздендіру қондырғысының құрамына (тит. 1400) және қанықпаған СКГ (1300 тит.) мыналарды қамтиды: қанықпаған сұйытылған газды күкіртсіздендіру және демеркаптанизациялау блогы, қаныққан сұйытылған газды демеркаптанизациялау блогы және сілтіні қалпына келтіру блогы.

      1300 тит секциясының қанықпаған сұйытылған газдары H2S тазалағаннан кейін бутан-бутилен фракциясын (C4) алуға арналған меркаптандар С3/С4 (1600 тит.) бөлу блогына кіреді. Тазартылған сұйытылған газдар бөлінгеннен кейін сұйытылған газды сақтау паркіне жеткізіледі (3700 тит.). Сілтінің (натрий гидроксидінің) пайдаланылған ерітіндісі сілтіні тазарту және бейтараптандыру блогына (тит. 1350). Қаныққан сұйытылған газ секциялары тит. 1400 меркаптаннан тазартылғаннан кейін қолданыстағы СКГ паркіне барады.

      Қаныққан және қанықпаған СКГ меркаптандардан тазарту үшін MEROX технологиясы (UOP компаниясы) қолданылды.

      Атмосфераға шығарындылар

      Қанықпаған СКГ күкіртсіздендіру қондырғысында кететін газ реактор секциясының регенерация пешіне жіберіледі. Атмосфераға ластағыш заттардың ұйымдастырылған шығарындылары жоқ. Ұйымдастырылмаған көздер-каустик пен аминді (аппараттардың, құбырлардың фланецті қосылыстарының, бекіту-реттеу арматурасының қосылыстарының, сорғылардың сыртқы тығыздағыштарының) мұнай өңдеу өнімдерін айдау жабдығы.

3.18.9. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.89 – 3.92-кестелерде "ҚазГӨЗ" ЖШС тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, табиғи және ілеспе газды қайта өңдеу процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылған.

      3.89-кесте. Табиғи газды өңдеуде энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері

р/с
№

Технология

Электр энергиясы, кВт сағ/т

Жылу энергиясы, Гкал/т

Отын газы, м3/т

1

2

3

4

5

1

Төмен температуралы сепарация әдісімен газдарды бензиндеу технологиясы

≤16,5

≤0,4

≤1·10 - 4

2

ТТК1) әдісімен нысаналы көмірсутектерді алу технологиясы немесе төмен температуралы конденсация және ректификация

24 - 12000

18 - 32

3300 - 6600

3

ТТК1) әдісімен нысаналы көмірсутектерді алу технологиясы немесе төмен температуралы конденсация және ректификация

≤16,5

≤0,4

≤1·10 - 4

4

Газдарды сорбциялық бензиндеу технологиялары

2 - 33

0,002 - 0,03

2 - 3

5

Сұйытылған көмірсутекті газдарды алу технологиялары

5,8 - 31010,7

0,006 - 0,09

6 - 21

6

Газ конденсатын тұрақтандыру технологиясы

≤430000

0,12 - 1800

≤ 45

7

Конденсатты толық тұрақтандыру технологиясы

≤ 3,65

≤ 0,015

≤ 6,0

8

Табиғи газдан гелий бөлу технологиясы

0,001 - 0,115

0,0003 - 0,0004

≤1,0

9

Табиғи газдан және газ конденсатынан техникалық көміртекті алу технологиясы

1985,09 - 3530,48

0,04 - 0,24

74 - 280

10

Бөлінетін газдарды тазартуды қоса алғанда, газ күкіртін өндіру технологиясы

8850,1 - 125659,03

0,099 - 0,107

≤ 186,7

      * ТТК – төмен температуралы конденсация.

      3.90-кесте. Ілеспе газды өңдеуде энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері

р/с
№

Технология

Электр-энергиясы, кВт сағ/
1000 м3

Жылу энергиясы, Гкал/
1000 м3

Нысаналы өнімді алу коэффициенті, %

ҚБГ-дағы нысаналы қалдық, г/м3

Өндірілетін өнімнің шикізат шығыны, кг/т

1

2

3

4

5

6

7

1

Компрессорлардың электр жетегі бар төмен температуралы конденсация және ректификация (ТТКР) әдісімен көмірсутектерді алу технологиясы

270 - 320

0,08 - 0,09

93 - 97

11 - 20


2

Компрессорлардың газ турбиналы жетегі бар төмен температуралы конденсация және ректификация (ТТКР) әдісімен көмірсутектерді алу технологиясы

24 - 32

1,6 - 2,4

93 - 97

11 - 20


3

Көмірсутектерді төмен температуралы абсорбция (ТТА) әдісімен алу технологиясы

195 - 205

0,225 - 0,249

90 - 94

16 - 40


4

Бірнеше қондырғылардың бір мезгілде жүйелі жұмысы кезінде көмірсутектерді алу технологиясы (ТТК+ТТКР)

160 - 170

0,32 - 0,34

93 - 97

11 - 20


5

Бірнеше қондырғылардың бір мезгілде жүйелі жұмысы кезінде көмірсутектерді алу технологиясы
(ТТА+ТТКР)

147 - 152

0,29 - 0,31

93 - 97

11 - 20


6

ЖККФ газ фракциялау қондырғыларында бөлу технологиясы (ГФҚ)

8,0 - 10

0,45 - 0,50



1025 - 1100

7

ЖККФ газ фракциялау қондырғыларында бөлу технологиясы (АОП)

2,0 - 2,3

0,65 - 0,70



1002 - 1003

8

Компрессорлардың электр жетегімен ПМГ сығымдау технологиясы

160 - 180

0,024 - 0,036




9

Компрессорлардың газтурбина жетегімен ПМГсығымдау технологиясы

3,1 - 4,4

0,39 - 0,42




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

Р/с №

Ластану көздері

Маркер концентрациясы. ЛЗ (мг/Нм3)

Азот (II) оксиді
(Азот оксиді)

Азота (IV) диоксиді
(Азот диоксиді)

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ, Күкірт (IV) оксиді)

Көміртек оксиді
(Көміртегі тотығы, улы газ)

макс

мин

макс

мин

макс

мин

макс

мин

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Шикі газды күкіртсутектен және көмірқышқыл газынан тазарту

1.1

Технологиялық пештер

112,33

101,09

1041,60

946,91



164,87

149,88

1.2

Алау жүйесі

233,84

210,45

1301,52

1183,20

4479,97

4072,70

13190,75

11991,59

2

Газды кептіру, төмен температуралы конденсация және газ фракциялау

2.1

Технологиялық пештер

686,70

5985,69

40511,17

36828,34



3755,94

3414,49

3

Шикі газды сығымдау

3.1

Технологиялық пештер

24657,43

22415,84

7705,45

7004,95



10787,62

9806,93

4

Төмен температуралы ректификация

4.1

Технологиялық пештер

11091,46

10083,14

4621,44

4201,31



4621,44

4201,31

5

Шикізатты өңдеу үшін қабылдау және дайындау. Дайын өнімді қабылдау, сақтау және жөнелту

5.1

Технологиялық пештер

13,24

12,035

81,48

74,069



611,41

555,83

6

Бу-сумен жабдықтау

6.1

Технологиялық пештер

3764,09

3421,90

23163,64

21057,85

3617,61

3288,74

18714,46

17013,14

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

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Саны, (т/жыл)

Түзілудің кезеңділігі

1

2

3

4

1

Селикагель

32,5 т/жыл

жылына 1 рет

2

Алюмогель

10,5 т/жыл

жылына 1 рет

3

Цеолит

33,0 т/жыл

жылына 1 рет

      3.93, 3.94-кестелерде ҚР МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, СКГ күкіртсіздендіру процесі бойынша қалдықтар бойынша деректер ұсынылды (атап айтқанда, "АМӨЗ" ЖШС – "SULFREX" қондырғысы).

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

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Энергетикалық ресурстардың жылына максималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың жылына минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

440 400 дейін

2

Электр энергиясын нақты тұтыну

кВтсағ/т

72

15

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,5

0,005

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

22*

0,001*

5

Салқындатқыш су

т/т

деректер жоқ

деректер жоқ

6

Айналымдағы су

т/т

деректер жоқ

деректер жоқ

      *отынның нақты тұтынылуы көптеген өлшемдерге байланысты, оның ішінде жоғары калориялы отын өндіру үшін МӨЗ мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай -ақ, ҚР 3520 СТ қарастыру қажет.

      СКГ күкіртсіздендіру қондырғысынан шығарындылардың түзілу көзі: жылу алмасу аппаратурасы, ауамен салқындату аппаратурасы, компрессорлық және сорғы жабдығы болып табылады. Барлық осы көздер ұйымдастырылмаған болып табылады

      3.94-кесте. "SULFREX" СКГ күкіртсіздендіру қондырғысының қалдықтары

р/с
№

Қалдықтың атауы

Шикізат көлемі, т/жыл

Қалдықтардың түзілу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

4

5

6

7

8

9

1

Катализаторлар, фарфор шарлары

270 000

440 400

29,26

31,1

Кәдеге жаратуға беру

2

Индустриалды минералды майлардың қалдықтары

270 000

440 400

6,053

7,98

Қайта өңдеуге беру

3

ТҚҚ

270 000

440 400

13,923

15

Мемлекеттік қазынашылық шаруашылық

3.19. Табиғи және ілеспе мұнай газын сепарациялау процесі

3.19.1. Төмен температуралы газды сепарациялау технологиясы

      Технология тамшылы сұйықтықты, механикалық бөлшектерді екі сатылы іріктеу және бір аппаратта аэрозольдердің коалесценциясын жүргізу жолымен төмен температуралы сепарация (ТТК) процесінде газды терең бензиндеуді қамтамасыз етеді (3.58-сурет).

     



      3.58-сурет. Газды төмен температуралы ажырату технологиясы

      Бір аппараттағы газды екі сатылы ажырату төменгі температуралы салқындатуды құрудың әртүрлі тәсілдерінде жүзеге асырылады, оның ішінде үшінші тараптың суық көзін пайдалану (минус 10 °С-тан минус 40 °С-қа дейін), газды дроссельдеу немесе турбодетандер көмегімен салқындату (минус 25 °С-тан минус 50 °С-қа дейін). Мүмкін аралас салқындату. Ылғал құрамын азайту үшін әртүрлі гликольдер немесе басқа заттар қолданылады. Сепараторда барлық сатыларда, оның ішінде коалесценция үшін көлденең ағатын қондырманың белгілі бір түрлері қолданылады. Бұл жағдайда пайдаланылатын газдың көлденең қозғалысының принципі және іріктеу көлемінен тікелей сұйықтық алуды жүзеге асыру, сұйықтықтың "қайталама" сіңу құбылысын жоққа шығарады және ондағы сұйық фаза тепе-теңдіктің 99,9 %-ға дейін газдан шығуға мүмкіндік береді. Сонымен қатар, көлемі 5 микронға дейінгі механикалық бөлшектердің 98 %-ға дейін және 0,5 микронға дейінгі аэрозольдердің 80 %-ға дейін жойылады. Аппараттың жұмысы қоспалардың номиналды мәні он есе асатын сұйықтық ағып кетсе де тұрақты болады.

      Технология сұйық көмірсутектер мен гликольдің бөлінуіне тепе-теңдік мәндерінің 99,98 %-ға дейін жетуге мүмкіндік береді. Демистерлер мен коалесценторлардың конструкциясы қуаттылығын жоғалтпай 4 жылға дейін жөндеуаралық жүгірісі бар аппаратты ең қиын жағдайларда пайдалануға мүмкіндік береді. Қысымның төмендеуі 5 мм. рт. аспайды. Процестің тұрақты жұмысының диапазоны номиналдың 0-ден 140 % - на дейін.

      Төмен температуралы процестерде гликольдерді қолдану эвтектика нүктесінен концентрацияның айтарлықтай ауытқуы жағдайында гликоль ерітіндісінің қатаюымен байланысты технологиялық асқынулардың қаупіне ие: оңтайлы концентрацияның шамадан тыс жоғарылауы да, төмендеуі де қату температурасының күрт жоғарылауына әкеледі. Процестің технологиялық параметрлеріне қатаң бақылауды қамтамасыз ету қажет.

3.19.2. Көмірсутекті газдарды төмен температуралы бөлу технологиялары

3.19.2.1. Табиғи газдан СПБО іріктеуді арттыру үшін төмен температуралы бөлу және абсорбция технологиясы

      Технология мамандандырылған саптаманы пайдалану есебінен газды төмен температуралық бөлу және абсорбциялау (ТТР+ТТА) әдісімен табиғи газдан әлеуеттен 99,5 %-дан төмен емес деңгейге дейін СПБО іріктеуді қамтамасыз етуге арналған. Схемалық диаграмма 3.59-суретте көрсетілген.

     


      3.59-сурет. Табиғи газдан СПБО алу технологиясы

      Сепараторлар мен деэтанизаторда мамандандырылған қондырма қолданылады, оның тиімділігі 100 %-ға дейін жетеді, бұл газдан сұйық фазаны алып тастауға және деэтанизация газынан ныаналы компоненттерді мүмкіндігінше таңдауға мүмкіндік береді. Қондырғыдағы ағындар арасындағы жылу алмасу бір немесе екі көп секциялы жылу алмасу аппараттарында жүзеге асырылады, олар салқындату үшін газ-сұйық қоспаны қабылдайды және конденсатты салқындатылған газ ағынынан шығаруға мүмкіндік береді. Жабдықты қорғау үшін көп нүктелі схема бойынша метанолдың ең аз мөлшерін бүрку қарастырылған, бұл коммуналдық қажеттіліктер үшін СПБО өндіруге мүмкіндік береді. Деэтанизатор секцияланып орындалады. Жоғарғы бөлім абсорбцияға арналған, ортаңғы бөлігі турбодетандерден (TДA) кейін шикізат газын бөлуге арналған, ал төменгі бөлігі текше сұйықтықтан этан шығаруға арналған. Абсорбция секциясында суық бутан фракциясымен жууды орындау қондырғыға СО2 жоғары құрамы бар газды қабылдауға мүмкіндік береді. Колоннада, бастапқы газдың жағдайына байланысты, климаттық жағдайларға қарамастан, ТДА-дан кейін газдың кеңею температурасын тиісті деңгейде ұстап тұруға мүмкіндік беретін екі рециклге дейін болуы мүмкін.

      Қуаттылығы бірдей және СПБО таңдау тереңдігі бар объектілер үшін ұсынылатын технология бойынша қондырғының құны 10 %-ға төмен, өйткені тот баспайтын болаттан жасалған сепараторлар мен деметанизатордың массасы қондырманы қолданған кезде 20 %-ға төмендейді.

      3.19.2.2. Табиғи газдан этан алу үшін табиғи және/немесе ілеспе газды төмен температуралы бөлу және абсорбциялау технологиясы

      Технология табиғи және/немесе ілеспе газды төмен температуралық бөлу және абсорбциялау (ТТР+ТТА) әдісімен әлеуеттен 99,8 % - дан төмен емес экономикалық тиімді этанды іріктеуге қол жеткізуге арналған. Схемалық диаграмма 3.60-суретте көрсетілген.

     


      3.60-сурет. Табиғи газдан этан алу технологиясы

      Мамандандырылған қондырғылар ТТА көмегімен метан фракциясының этанын толығымен сіңіруге мүмкіндік береді, оның критикалық жағдайға жақын жағдайда жұмыс істеу қабілеті. Технология сұйық және газ фазасын бөлек салқындатумен жылу алмасуды қолданады және бірнеше рециклдің суығын тиімді пайдаланады. Сондықтан этан фракциясын шығару кезінде пропан суығы қажет емес. Сонымен қатар, қондырға пластиналарды қолданғаннан гөрі төмен температурада газды деметанизациялауға мүмкіндік береді – минус 115 °C дейін. Бұл жағдайда бастапқы газдағы СО2 мөлшері жоғары болса да, қатты СО2 бағанасы бітеліп қалмайды. Технологияға сәйкес, деметанизатордың жоғарғы жағында өте төмен қысымды айырмашылық және жоғары сіңіру және бөлу тиімділігі бар саптама қолданылады. Бұл белгілі технологиялармен салыстырғанда ТДА-дағы газдың кеңею температурасын 2 – 3 °С-қа қосымша төмендетуге мүмкіндік береді.

      Технологияны қолданатын объектінің құны бірдей этан таңдау тереңдігімен белгілі шешімдерді жүзеге асырғанға қарағанда 30 %-ға төмен.

3.19.2.3. ЖККФ алу дәрежесін арттыру үшін көмірсутекті газды төмен температуралы бөлу технологиясы

      Көмірсутекті газды төмен температуралы бөлу технологиясы көмірсутекті газдан жоғары С3+жоғары фракциясын (ЖККФ) алу дәрежесін арттыруды қамтамасыз етеді.

      Көмірсутекті газды төмен температуралы бөлуді орнату схемасы 3.61а-суретте көрсетілген.

      3.61б-суретте – деэтанизацияның газ фазасының жылу алмастырғышынан кейін екінші фракциялау колоннасынан газ деэтанизациясының шығу құбырында қосымша пропан тоңазытқышы орнатылғандығымен сипатталатын қондырғы нұсқасы.

      3.61в-суретте – бірінші фракциялау бағанынан конденсат шығысының келте құбыры салқындату торабының көмірсутегі газын беру құбырына қосылған көмірсутекті газдың жылу алмастырғышы түрінде жасалған жылу алмасу торабы арқылы екінші фракциялау бағанына конденсат кірісінің келте құбырына қосылуымен сипатталатын қондырғы нұсқасы.

     



а.




б.


в.


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

      Қондырғыда 1, 2, 3 жылу алмастырғыштары, төмен температуралы сепаратор 4, турбодетандер 5 және дроссель 6 кіретін көмірсутекті газды салқындату қондырғысының жабдықтарын дәйекті түрде байланыстыратын I көмірсутекті газ құбыры бар. Турбодетандер 5 және дроссель 6-дан шығу бензинді газдың шығуының 8 келте құбырымен және жоғарғы бөлігінде суарудың 9 келте құбырымен және төменгі бөлігінде конденсаттың шығуының 10 келте құбырымен жабдықталған 7 бірінші фракциялау бағанасына қосылған. Бірінші фракциялау бағанынан конденсат шығысының 10 келте құбыры 7 конденсатты берудің 11 келте құбырына екінші фракциялау бағанына қосылған 12, деэтанизация газ фазасының шығуының 13 келте құбырымен және жоғарғы бөлігінде суландырудың 14 келте құбырымен және төменгі бөлігінде С3+жоғары ауыр көмірсутектермен байытылған сұйық фазаның шығуының 15 келте құбырымен жабдықталған.

      8 шығыс бензин құбыры 16 бензин газының жылу алмастырғышымен, 3, 1 жылу алмастырғыштарымен және 5 турбодетандердің компрессорлық бөлігімен дәйекті түрде қосылған. 16 бензин газының жылу алмастырғышынан шығуы 17 дроссельге де қосылған.

      Бірінші фракциялау бағанынан конденсат шығысының 10 келте құбыры 7 конденсаттың 11 келте құбырына 12 екінші фракциялау бағанына жылу алмасу торабы арқылы қосылуы мүмкін, ол деэтанизацияның газ фазасының 18 жылу алмастырғыш түрінде немесе салқындату торабының көмірсутек газын беру i құбырына қосылған 19 көмірсутекті газ жылу алмастырғыш ретінде жасалуы мүмкін.

      Деэтанизацияның газ фазасының шығуының 13 келте құбыры 12 екінші фракциялау бағанынан деэтанизацияның газ фазасының 18 жылу алмастырғышымен қосылуы мүмкін. Газ фазасының 18 жылу алмастырғышынан кейін 20 пропан тоңазытқышы қосымша орнатылуы мүмкін. Деэтанизацияның газ фазасының шығуының 13 келте құбыры 20 пропан тоңазытқышымен тікелей қосылуы мүмкін.

      Деэтанизацияның газ фазасының 18 жылу алмастырғышынан немесе 20 пропан тоңазытқышынан шығу деэтанизацияның газ фазасының 21-келте құбырымен 22-сыйымдылыққа қосылған, деэтанизацияның газ шығынының 23 келте құбырымен және сұйық фазаның шығуының 24 келте құбырымен жабдықталған. 22 ыдыстан сұйық фазаның шығуының 24 келте құбыры екінші фракциялау колоннасына суарудың 14 келте құбырына қосылған 12.

      Мысалы, қондырғы термосифон түрінде жасалған 25 жылу алмасу құрылғысымен қосымша жабдықталған, оның жылу алмасу кеңістігі бірінші жылу тасымалдағыш бойынша бірінші фракциялау бағанының төменгі бөлігіне 7, ал екінші жылу тасымалдағыш бойынша - 22 ыдыстан деэтанизациялау газының шығуының 23 келте құбырымен және 16 бензинделген газдың жылу алмастырғышымен қосылған.

      С3 +жоғары ауыр көмірсутектерімен байытылған сұйық фазаның шығуының 15 келте құбыры 12 екінші фракциялау колоннасынан рибойлермен 26 және ауамен салқындату аппаратымен 27 рет қосылған. Көмірсутекті газды салқындату торабы 28 жылуалмастырғыштың алдына орнатылған 3 пропан тоңазытқышымен қосымша жабдықталуы мүмкін. Қондырғы сорғылармен, құбырлармен және қажетті бекіту-реттеу арматурасымен жабдықталған.

      Температурасы 40 °С және қысымы 4 МПа болатын жеңіл көмірсутекті газ көмірсутекті газды салқындату торабына түседі. Көмірсутегі газын 1, 2, 3 жылу алмастырғыштарында минус 46,5 °C температураға дейін салқындағаннан кейін, ол ішінара конденсацияланады және газ бен сұйық фазалар бөлінетін төмен температуралы 4 сепараторына түседі.

      Орташа немесе ауыр құрамдағы көмірсутек шикізатын өңдеу кезінде 2-жылу алмастырғыштан кейін көмірсутек газы пропан тоңазытқышына қосымша салқындатуға беріледі, 28, одан кейін 3 жылу алмастырғышқа түседі.

      Төмен температуралы сепаратордан 4 газ фазасы 5 турбодетандердің детандер бөлігіне кеңейтуге бағытталады, одан кейін минус 80,8 °С температурамен 7 фракциялаушы колоннаның бірінші бөлігінің орта бөлігіне беріледі. Төмен температуралы сепаратордан 4 сұйық фаза 6 дроссельде дроссельденеді және минус 63,4 °С температурамен бірінші фракциялаушы бағананың төменгі бөлігіне 7 беріледі.

      Бірінші фракциялау бағанасында 7 бағанның жоғарғы температурасы минус 85,5 °С, бағанның төменгі температурасы минус 54,6 °С және 1,45 МПа қысымында жоғарғы өнім – бензинді газ және төменгі өнім – конденсат алынады.

      Бензинді газ 16 бензинді газдың жылу алмастырғышында қыздырылады, содан кейін 3, 1 жылу алмастырғыштары кезекпен өтеді және турбодетандердің 5 компрессорлық бөлігіне түседі, онда оның қысымы көтеріледі, содан кейін қондырғыдан шығарылады.

      Конденсат екінші фракциялау бағанының жоғарғы өнімінің жылуы есебінен қыздыру үшін деэтанизацияның газ фазасының 18 жылу 12- алмастырғышына беріледі.

      Орташа немесе ауыр құрамдағы көмірсутек шикізатын өңдеу кезінде конденсат 19 көмірсутек газының жылу алмастырғышындағы бастапқы көмірсутек газының ағынымен қыздырылуы мүмкін.

      Қыздырылған конденсат 12 екінші фракциялық бағанға түседі, онда бағанның жоғарғы температурасы 1,4 °С, бағанның төменгі температурасы 84,6 °C және 2,42 МПа қысымы жоғарғы өнім ретінде - деэтанизацияның газ фазасы және төменгі өнім ретінде - қондырғыдан шығарылатын ЖККФ алынады.

      Алынған деэтанизацияның газ фазасы деэтанизацияның газ фазасының 18 жылу алмастырғышында бірінші фракциялау бағанының 7 түбінен минус 22,6 °С температураға дейін конденсат ағынымен салқындатылады, ішінара конденсацияланады және 22-сыйымдылыққа беріледі, онда деэтанизация газы мен сұйық фазаға бөлінеді.

      Орташа немесе ауыр құрамдағы көмірсутек шикізатын өңдеу кезінде алынған деэтанизацияның газ фазасы 18 деэтанизацияның газ фазасының жылу алмастырғышынан кейін 22-сыйымдылыққа беру алдында 20 пропан тоңазытқышында қосымша суытылуы мүмкін. Сонымен қатар, алынған деэтанизацияның газ фазасы 20 пропан тоңазытқышына егер бірінші фракциялау бағанындағы конденсат 7 көмірсутекті газ ағынымен қыздырылса тікелей жеткізілуі мүмкін.

      22-сыйымдылығынан сұйық фаза екінші фракциялау колоннасының 12 колоннасын суаруға беріледі, ал детанизация газы бірінші фракциялау колоннасының 7 төменгі бөлігінде орнатылған 25 жылу алмастырғышқа түседі.

      25 жылу алмастырғышына сұйықтық бірінші фракциялау 7-бағанының төменгі жағынан беріледі, ол ауырлық күшімен өтіп, бірінші фракциялау 7 бағанының текшесіне оралады, бұл деэтанизация газының осы ағынмен жылу алмасу тиімділігін арттыруға мүмкіндік береді және осыған байланысты деэтанизация газының ағынын тереңірек салқындатуға мүмкіндік береді.

      Жылу алмастырғыштан 25, минус 60 °С температурасы бар дезансыздандыру газы газдалған 16 жылу алмастырғышқа, онда ол тазартылған газ ағынымен салқындатылады. Салқындатылған детанизация газының ағыны дроссель 17 арқылы өтеді, екінші фракциялау бағанасындағы қысым 12 бірінші фракциялау бағанасындағы қысымнан үлкен болғандықтан және минус 81,6 °С температурада деэтанизацияның конденсацияланған газы суару ретінде бірінші фракциялау 7-бағанына түседі.

      Бірінші фракциялау колоннасына берілетін суару мөлшерін ұлғайту үшін 22 ыдыстан 12 екінші фракциялау колоннасын суаруға берілетін сұйық фазаның 4500 кг/сағ мөлшеріндегі бөлігі жылу алмасу құрылғысынан бөлінетін салқындатылған деэтанизация газының ағынымен араластыруға 25, оны жылу алмастырғышқа 16 бензинделген газды беру алдында беріледі.

      Орташа немесе ауыр құрамдағы көмірсутек шикізатын өңдеу кезінде бірінші фракциялау колоннасына берілетін суару мөлшерін ұлғайту үшін 7-сыйымдылықтан екінші фракциялау колоннасын суаруға берілетін сұйық фазаның 12-бөлігі оны 25 жылу алмасу құрылғысына беру алдында деэтанизация газының ағынымен араластыруға берілуі мүмкін.

      Технологияның коммерциялық пайдалану тәжірибесі бар.

3.19.2.4. Гелий концентратын, этан мен ЖККФ алу үшін көмірсутекті газды төмен температуралы бөлу технологиясы

      Технология гелий концентратын, этан және жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын алу мақсатында, төмен температуралы конденсация және ректификация арқылы газ қоспаларының компоненттерін бөлуге арналған. орнату схемасы 3.62-суретте көрсетілген.

     



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

      Қондырғы 13 масса алмасу саптамасы орнатылған 1 шикізат газын жеткізу құбырынан, 2 шикізат газының ағынына пентан-гексан фракциясын беру құбырынан, 3 жылу алмастырғыш, 4 пропан тоңазытқышынан, 5 бірінші сатыдағы сепаратордан, 6-9 газды салқындату және конденсациялау жылу алмастырғыштарынан, 10-11 екінші сатыдағы сепаратордан, 12 үшінші сатыдағы сепаратордан, 14 бу колоннасынан, екі секциядан тұратын нығайту және айдаудың 15-16 деметанизаторынан, 17 деэтанизатордан және 18 турбодетандерлы агрегаттан тұрады.

      Қондырғыға күкірт қосылыстары мен көмір қышқылынан алдын ала құрғатылған және тазартылған шикізат газы түседі. Қондырғыға кіре берісте шикізат газы ағынына 1 құбыр арқылы 2 пентан-гексан фракциясы (С5-С6) 4 т/сағ дейін айдалады (бүркіледі). Газ ағыны 3 жылу алмастырғыш, 4 пропан тоңазытқышы қатарынан өтеді, онда алдын-ала салқындату (минус 30 °C температураға дейін) және метан фракциясы мен пропанның кері ағымының суығына байланысты ішінара конденсация жүреді, содан кейін құрамында ең ауыр көмірсутектер бар С5 және одан жоғары сұйық фазаны бөлу үшін 5 сепараторына түседі. 5 сепараторынан газ фазасы одан әрі салқындауға және конденсацияға 6 жылу алмастырғышқа түседі, ал пентан-гексан фракциясы ауырлататын сұйық фаза 12 массалық алмасу сепараторына берілетін абсорбент ретінде 13 соңғы сатының сепараторына жіберіледі.

      Салқындатылған (минус 60 °С температураға дейін) және ішінара жылу алмастырғышта конденсацияланған 6 газ ағынын бөлудің екінші кезеңі негізгі ағын гелиймен, ал сұйықтық этанмен байытылуы үшін 10 және 11 сериялы жұмыс істейтін сепараторларда жүзеге асырылады. 11 сепараторынан бөлінген сұйық фаза екі ағынға бөлінеді және 15 деметанизаторға жіберіледі, ал 7 жылу алмастырғышта қыздырылғаннан кейін негізгі ағын (минус 32 °C температураға дейін) бағанның қоректенуіне, ал екіншісі суаруға беріледі. Сепараторлардан бу фазалары 14 булау бағанасына жіберіледі, бұл ретте сепаратордан 10 толық конденсацияланғаннан және жылу алмастырғышта салқындағаннан кейін 8 аса салқындатылған сұйықтық ағыны булау бағанының жоғарғы бөлігіне 14 дроссельденеді, ал сепаратордан 11 сол колоннаның ортаңғы бөлігіне стриппинг-газ ретінде беріледі. Буланған колоннадан 14 буланған газ тиісті гелий колонналарында гелий концентратын алу мақсатында одан әрі гелиймен байытуға жіберіледі (схемада көрсетілмеген).

      Бу бағанының 14 текше сұйықтығының негізгі ағымы суық қалпына келтірілгеннен кейін және жылу алмастырғышта ішінара буланғаннан кейін 9 үшінші сатыдағы 12 сепараторға бөлінеді. Бөлудің бірінші сатысында бөлінген салмақты сұйық фаза сол 12 сепараторына беріледі, бірақ 13 массалық алмасу қондырғысы арқылы бу ағыны мен сұйықтықтың төмен түсуі арасындағы тиімді масса алмасуды қамтамасыз етеді. Сіңіру нәтижесінде С2 және одан жоғары көмірсутектердің едәуір мөлшері бу фазасынан сұйықтыққа өтеді, бұл 15 деметанизатордың нығайтатын бөліміне суару сұйықтығы ретінде берілетін сұйықтық көлемінің ұлғаюына әкеледі. Осылайша, бөлінген сұйықтық бу фазасынан сіңірілген С2 және одан жоғары көмірсутектермен қосымша байытылады.

      Деметанизатордың 15 бекіткіш секциясында дистиллят ретінде метан фракциясын және текше қалдық ретінде С2 және одан жоғары көмірсутектер фракциясын ала отырып, бөлінген сұйықтықты ректификациялау жүзеге асырылады. Бағанға көтерілген бу ағыны этан буларының және одан да ауыр компоненттердің конденсациясы мен сіңуі үшін деметанизатордың 16 айдау бөліміне ағып жатқан ауыр суару сұйықтығына ұшырайды.

      Деметанизатордың бу фазасы 15, үшінші сатыдағы сепаратордың метан фракциясымен біріктіріліп, суықты алу мақсатында 18 турбодетан агрегатының детандеріне кеңейтуге жіберіледі және қондырғыдан тауарлық газ ретінде шығарылады.

      16 деметанизатордың айдау секциясынан алынған текше өнімі дистиллят ретінде этан фракциясын, ал текше қалдығы ретінде ЖККФ ала отырып, 17 деэтанизаторға ректификациялауға жіберіледі.

      Технологияны қолдану төменгі температуралы сіңіру процесі үшін оңтайлы жағдай жасау арқылы этанның жалпы шығынын үшінші сатыдағы сепаратордан бумен және деметанизатордың жоғарғы өнімімен азайтуға мүмкіндік береді.


3.19.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Тұтыну

      Газды бөлу процесінде электр энергиясына деген қажеттілік өңделетін шикізаттың тоннасына 15 квт-тан 20 кВт-қа дейін ауытқиды. Бұл процестер сонымен қатар, бір тонна шикізат үшін 300 кг-нан 400 кг-ға дейін бу және 1 м3/т-дан 2 м3/т-ға дейін салқындатқыш суды пайдаланады (АТ = 10 оС).

      Атмосфераға шығарындылар

      Ауаға ықтимал шығарындыларға тамырлардағы қысымның төмендеуі, молекулалық електен бөлінетін регенерация газы, С1/С2 МӨЗ отын газы, салқындату жүйесінен ағып кету, сақтау және тасымалдау операциялары жатады. Сынап, егер ол мұнай өңдеу зауытына арналған шикізатта болса, жоғарғы бөлімдерде, әсіресе салқындатқыштарда шоғырланған болады. Сірә, біз сұйытылған мұнай газы, пештер мен нафта салқындатқыштары туралы айтып отырмыз. Ластанған жабдықты булау кезінде атмосфераға сынап шығарындылары пайда болуы мүмкін. Кейде сынап тексеру және техникалық қызмет көрсету жабдықтарын ашқан кезде анықталады.

      Сұйытылған газды өндірудің соңғы процесі-кейбір хош иістерді қосу. Одоранттар ретінде ұшпалы органикалық күкірт қосылыстары, яғни меркаптандар мен сульфидтер қолданылады. Ауаға ықтимал шығарындылар одоранттың ағуы немесе төгілуі және резервуарды толтыру кезінде немесе қорғаныс газының жылу кеңеюіне байланысты шығарылатын бу. Сондай-ақ, егер одорант жанған кезде күкірт диоксидінің аздап бөлінуін қоса алғанда, осы әдістер қолданылса, олар жанудан немесе алауда жағылғаннан кейін ығыстырылған будың қалдықтарын қамтиды.

      Сарқынды сулар

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      Қатты қалдықтардың түзілуі

      Топыраққа ықтимал шығарындылар ластанған молекулалық електен және одорант қоспаларынан көмірсутектерді, соның ішінде төгілген одорантты сіңіру үшін қолданылатын қатты қалдықтарды қамтиды.

      Табиғи және ілеспе газды қайта өңдеу және сепарациялау бойынша процестердің технологиялық қондырғылары бар және аралас болуы мүмкін екенін назарға ала отырып, атмосфераға шығарындыларды, сарқынды суларды нақтылау, қалдықтардың түзілуі 3.18-бөлімде ұсынылған.

3.20. Салқындату жүйелері

3.20.1. Салқындатқыш суды тазарту және айналым су реагенттерін мөлшерлеу жүйелері

      МӨЗ-де қолданылатын технологиялық процестер жоғары температурада жүргізіледі. Отынды жағу, буды тұтыну немесе коксты жағу нәтижесінде берілетін барлық жылу бір немесе басқа салқындату жүйесінің көмегімен шығарылуы тиіс, олардың бірі суды салқындату жүйесі болып табылады. Қалған жүйелер ауаны салқындату немесе басқа ағындармен жылу алмасу арқылы жүзеге асырылады.

      1 тонна мұнайды өңдеуге 30 – 60 м3 су жұмсалады, ал синтетикалық өнімдер шығарумен мұнай мен газды кешенді өңдеу кезінде бұл шығын 90 - 120 м3 жетеді.

      Судың негізгі мөлшері мұнай өнімдерін, технологиялық құрылғылар мен машиналарды салқындатуға жұмсалады. Сонымен қатар, су тек 45 °C-қа дейін қызады және ластанбайды, тек жабдықтың ақаулығы, фланецті қосылыстардың тығыздығы және т.б. Мұнай өнімдерінің белгілі бір мөлшері суға түсуі мүмкін. Пайдаланылған салқындатқыш су шартты түрде таза сулар тобына жатады; салқындағаннан кейін оны айналым сумен жабдықтау үшін толығымен пайдалану керек. Айналымдағы суды тазарту жергілікті қондырғыларда жүргізіледі.

      Айналым сумен жабдықтау жүйелері ашық болып бөлінеді, мұнда су салқындату мұнараларында, бүріккіш бассейндерде немесе салқындатқыш тоғандарда ауамен жанасады, ал жабық су атмосфералық ауамен тікелей байланыста болмайды және ауаны салқындату аппараттарында және басқа жүйелерде салқындатылады. Жабық және ашық комбинацияны білдіретін айналым сумен жабдықтау жүйелері де қолданылады.

      Айналымдағы суға ағып кеткен заттардың таралуын оқшаулау және сол арқылы барлық тоңазытқыш жабдықтардың ластануы мен коррозиялық жойылуын болдырмау үшін МӨЗ-де және МХЗ-да айналымдағы сумен жабдықтаудың оқшауланған жүйелері жобаланады.

      Кәсіпорындарда айналым сумен жабдықтаудың мынадай жүйелері көзделуге тиіс:

      1) сумен жабдықтаудың бірінші жүйесі - атмосфералық қысым кезінде қалыпты немесе апатты жағдайда сұйық күйде болатын өнімдерді салқындататын немесе конденсациялайтын аппараттар үшін;

      2) сумен жабдықтаудың екінші жүйесі - атмосфералық қысым кезінде қалыпты немесе апатты жағдайда газ тәріздес күйде болатын өнімдерді салқындататын немесе конденсациялайтын аппараттар үшін;

      3) екінші "а" сумен жабдықтау жүйесі-ЛК-6у қондырғыларының бу турбиналарының конденсаторлары үшін дербес айналым цикліне бөлінеді;

      4) сумен жабдықтаудың төртінші жүйесі - салқындатқыш судың парафинмен және май қышқылдарымен ластануы мүмкін аппараттар үшін;

      5) айналым суын (күкірт қышқылы, олеум және т.б.) ластауы мүмкін ерекше заттары бар өндірістер үшін немесе жекелеген технологиялық процестерді жобалауға арналған регламентке сәйкес белгілі бір сападағы айналым суын талап ететін өндірістер үшін жекелеген арнайы айналым циклдері.

      Айналым сумен жабдықтау блогы мыналардан тұрады: сорғы, су салқындатқыштар – градирендер, мұнай бөлгіштер (бірінші және екінші айналым сумен жабдықтау жүйесі үшін), коррозияны, карбонатты шөгінділерді және тоңазытқыш жабдықтары мен құбырларының биологиялық ластануын болдырмауға арналған су өңдеу қондырғысы (бірінші және екінші айналым сумен жабдықтау жүйелері үшін).

      Айналым салқындату жүйелерін өңдеуге арналған реагенттер

      Осы топтың реагенттері кез-келген айналым жүйесінің жұмысында сөзсіз туындайтын мәселелерді шешуге жабдықтың коррозиясы мүмкіндік береді, жылу алмасу беттерінде де, құбырлардағы қақтардың шөгуі, жүйенің биологиялық ластануы. Бұл проблемалар өзара байланысты және оларды шешу кешенді тәсілді талап етеді. Айналым жүйелеріне арналған реагенттердің негізгі түрлері:

      1) ашық және жабық жүйелер үшін коррозия мен қақ түзудің күрделі ингибиторлары;

      2) биоцидтер;

      3) жуу реагенттері.

      Бұл топтың реагенттерінде белгілі бір пропорцияда фосфаттар, фосфонаттар, фосфон карбоксилаттары, силикаттар, диспергаторлар, комплекс түзуші заттар және басқа да модификациялаушы компоненттер бар. Реагенттер жабдықтың коррозиясын, қақ түзілуін болдырмайды, бұрын пайда болған шөгінділердің біртіндеп жойылуына ықпал етеді, жүйені қатты шөгінділерден біртіндеп тазартады. Айналымдағы мұнай өңдеу жүйелерінде қолданылатын шаю реагенттері әрбір жеке жүйе үшін оңтайлы әсерге қол жеткізуге мүмкіндік береді.

      Хлорлауды және органоброминдік биоцидтермен немесе мыс тұздарымен өңдеуді қоса алғанда, биоцидтік өңдеуге сәйкес келетін реагенттер қолданылады. Жұмыс дозалары судың химиялық құрамына байланысты таңдалады (немесе эксперименттік) және 30-дан 120 г/м3 аралығында. Реагенттер әсер ететін жұмыс температурасы 90 °C дейін.

      Көбінесе айналым жүйелерін пайдалану кезінде олар биологиялық ластануды елемейді. Дегенмен, микроорганизмдердің шамадан тыс дамуы жылу алмастырғыштардың беттеріндегі шөгінділердің негізгі себебі, жабдықтың құрылымдық материалдарының коррозиясының жоғарылауы болып табылады. Мұнай өңдеудің айналым жүйелерінде, жұмыс концентрациясында қолданылатын биоцидтер адамдар мен жануарлар үшін улы емес, қысқа ыдырау кезеңіне ие.

3.20.2. Салқындату құрылғылары (салқындату мұнаралары, мұнаралар)

      Салқындату мұнараларының жұмыс істеу принципі ауа ағынымен судан жылуды тікелей алып тастауға және судың бір бөлігінің булануына байланысты. Салқындатудың екі түрі де ауа мен судың қарсы ағыны режимінде жүзеге асырылады. Ағаштан, металлдан немесе бетоннан жасалған салқындату мұнараларында су ағынын суару қондырғысының үстіндегі салқындатқыш мұнараның аумағына тарататын су тарату жүйесі бар. Су таратушы бүріккіш қондырмалары бар құбырлар жүйесі түрінде немесе түбіне салынған қондырмалары бар науалар түрінде болуы мүмкін. Су бөлігі мұздату мұнарасынан өткенде буланып кетеді. Судың құрамындағы барлық механикалық қоспалар оның құрамында сақталады, сондықтан олардың концентрациясы үнемі өсіп отырады. Бұған жол бермеу және олардың салқындатылған беттерге түсуін болдырмау үшін айналымдағы судың бір бөлігін циклден шығару керек. Сонымен қатар, су тамшылары салқындатқыш мұнарадан желмен шығарылғанда қосымша су шығыны болады, оны үрлеу шығындары немесе желмен ұшу деп атайды.

      Салқындату мұнарасын жобалаудың бастапқы кезеңінде процестің шарттарымен анықталған есептелген температураға байланысты жүйенің есептелген температурасы мен өнімділігін анықтау қажет. Салқындату қондырғысына кіретін судың температурасы қоршаған орта жағдайымен анықталады және әдетте 24-30 °C аралығында болады, ал шығу температурасы (судың түрі мен сапасына байланысты) 40-46 °C аралығында болады.

      Коррозия мен механикалық қоспалардың тұнбасын болдырмау үшін жылу алмастырғыштағы судың максималды температурасы белгілі бір рұқсат етілген деңгейден аспауы керек.

      Градирнилер, салқындату әдісіне байланысты, мыналарға бөлінеді:

      1) ылғалды салқындату мұнаралары;

      2) ылғал-құрғақ құрамдастырылған салқындату мұнаралары.

      Ылғалды салқындату мұнаралары Ресейдегі энергоблоктар арасында кеңінен қолданылады. Салқындату принципі белгілі бір биіктікке көтерілген салқындатқыш суды шашырату және алынған ағындарды ауамен үрлеуден тұрады. Шашыратылған су соңында бассейнге жиналады және қайтадан конденсаторға айдалады. Ылғалды салқындату мұнараларындағы суды салқындату негізінен суды булану және конвективтік жылу беру арқылы жүзеге асырылады. Ылғалды салқындату мұнаралары турбина беті конденсаторымен аралық жылу тасымалдағышты салқындату үшін ғана қолданылады. Аталған шектеу 20 ккг/л аспайтын негізгі конденсат құрамындағы оттегінің шектелуімен байланысты, өйткені салқындатқыш судың айналасында ауа міндетті түрде оттегімен қаныққан кезде, тіпті ауадан шаңмен қоса, пайдалану контактілі араластырғыш конденсатор алынып тасталды.

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

      Мұнай өңдеу зауытында қолданылатын технологиялық процестер жоғары температурада жүргізіледі. Жанармайдың жануы, бу шығыны немесе кокстың жануы нәтижесінде берілетін барлық жылу салқындату жүйесінің көмегімен жойылуы керек, олардың бірі - су салқындату жүйесі. Қалған жүйелер ауаны салқындату немесе басқа ағындармен жылу алмасу арқылы жүзеге асырылады.

      1 т мұнайды өңдеуге 30 – 60 м3  су жұмсалады, ал синтетикалық өнімдерді өндірумен мұнай мен газды кешенді өңдеуде бұл шығын 90 – 120 м3 жетеді.

      Судың негізгі көлемі мұнай өнімдерін, технологиялық қондырғылар мен машиналарды салқындатуға жұмсалады. Бұл жағдайда су тек 45 °C дейін қызады және ластанбайды, тек жабдық ақаулы болса, фланецті қосылыстар бос және т.б. мұнай өнімдерінің біраз бөлігі суға түсуі мүмкін. Қолданылған салқындатқыш су шартты таза сулар тобына жатады; салқындағаннан кейін оны сумен жабдықтауды қайта өңдеу үшін толығымен пайдалану керек. Қайта өңделген су жергілікті нысандарда тазартылады.

      Айналым сумен жабдықтау жүйелері ашық, мұнда су градирняларда, бүріккіш бассейндерде немесе салқындату тоғандарында ауамен жанасу арқылы салқындатылатын және жабық, айналым су атмосфералық ауамен тікелей байланыста болмайтын және ауа салқындатқыштар және т.б. жүйелер. Суды қайта өңдеу жүйесі де қолданылады, олар жабық және ашық жүйелердің жиынтығынан тұрады.

      Айналым суларына ағып жатқан заттардың таралуын оқшаулау және осылайша МӨЗ мен МХЗ барлық тоңазытқыш қондырғылардың ластануы мен коррозиялық бұзылуын болдырмау үшін сумен жабдықтаудың жеке айналымдық жүйелері жобалануда.

      Кәсіпорындарда айналым сумен жабдықтаудың мынадай жүйелері көзделуге тиіс:

      1) сумен жабдықтаудың бірінші жүйесі – атмосфералық қысым кезінде қалыпты немесе апатты жағдайда сұйық күйде болатын өнімдерді салқындататын немесе конденсациялайтын аппараттар үшін;

      2) сумен жабдықтаудың екінші жүйесі – атмосфералық қысым кезінде қалыпты немесе апатты жағдайда газ тәріздес күйде болатын өнімдерді салқындататын немесе конденсациялайтын аппараттар үшін;

      3) екінші "а" сумен жабдықтау жүйесі – ЛК-6у қондырғыларының бу турбиналарының конденсаторлары үшін дербес айналым цикліне бөлінеді;

      4) сумен жабдықтаудың төртінші жүйесі - салқындатқыш судың парафинмен және май қышқылдарымен ластануы мүмкін аппараттар үшін;

      5) айналым суын (күкірт қышқылы, олеум және т.б.) ластауы мүмкін ерекше заттары бар өндірістер үшін немесе жекелеген технологиялық процестерді жобалауға арналған регламентке сәйкес белгілі бір сападағы айналым суын талап ететін өндірістер үшін жекелеген арнайы айналым циклдері.

      Айналым сумен жабдықтау блогы мыналардан тұрады: сорғы, су салқындатқыштар – градирнялардан, мұнай бөлгіштер (бірінші және екінші айналым сумен жабдықтау жүйесі үшін), коррозияны, карбонатты шөгінділерді және тоңазытқыш жабдықтары мен құбырларының биологиялық ластануын болдырмауға арналған су өңдеу қондырғысы (бірінші және екінші айналым сумен жабдықтау жүйелері үшін).

      Айналымдағы салқындату жүйелерін өңдеуге арналған реагенттер

      Бұл топтың реагенттері кез келген дерлік циркуляциялық жүйенің жұмысы кезінде сөзсіз туындайтын мәселелерді шешуге мүмкіндік береді - жабдықтың коррозиясы, жылу алмасу беттерінде де, құбырлардағы қақтардың шөгуі, жүйенің биологиялық ластануы. Бұл мәселелер өзара байланысты және оларды шешу кешенді тәсілді қажет етеді. Айналым жүйесіне арналған реагенттердің негізгі түрлері:

      1) ашық және жабық жүйелер үшін коррозия мен қақ түзудің күрделі ингибиторлары;

      2) биоцидтер;

      3) жуу реагенттері.

      Бұл топтың реагенттерінде белгілі бір пропорцияда фосфаттар, фосфонаттар, фосфон карбоксилаттары, силикаттар, диспергаторлар, комплекс түзуші заттар және басқа да модификациялаушы компоненттер бар. Реагенттер жабдықтың коррозиясын, қақ түзілуін болдырмайды, бұрын пайда болған шөгінділердің біртіндеп жойылуына ықпал етеді, жүйені қатты шөгінділерден біртіндеп тазартады. Айналымдағы мұнай өңдеу жүйелерінде қолданылатын шаю реагенттері әрбір жеке жүйе үшін оңтайлы әсерге қол жеткізуге мүмкіндік береді. Хлорлауды және органоброминдік биоцидтермен немесе мыс тұздарымен өңдеуді қоса алғанда, биоцидтік өңдеуге сәйкес келетін реагенттер қолданылады. Жұмыс дозалары судың химиялық құрамына байланысты таңдалады (немесе эксперименталды түрде) және 30 г / м3-ден 120 г / м3-ге дейін. Реагенттер әсер ететін жұмыс температурасы 90 °C дейін.

      Көбінесе айналым жүйелерін пайдалану кезінде олар биологиялық ластануды елемейді. Дегенмен, микроорганизмдердің шамадан тыс дамуы жылу алмастырғыштардың беттеріндегі шөгінділердің негізгі себебі, жабдықтың құрылымдық материалдарының коррозиясының жоғарылауы болып табылады. Мұнай өңдеудің айналым жүйелерінде, жұмыс концентрациясында қолданылатын биоцидтер адамдар мен жануарлар үшін улы емес, қысқа ыдырау кезеңіне ие.

3.20.4. Салқындату құрылғылары (градирнялар, мұнаралар)

      Салқындату мұнараларының жұмыс істеу принципі ауа ағынымен судан жылуды тікелей алып тастауға және судың бір бөлігінің булануына байланысты. Салқындатудың екі түрі де ауа мен судың қарсы ағыны режимінде жүзеге асырылады. Ағаштан, металлдан немесе бетоннан жасалған салқындату мұнараларында су ағынын суару қондырғысының үстіндегі салқындатқыш мұнараның аумағына тарататын су тарату жүйесі бар. Су дистрибьюторы бүріккіш саптамалары бар құбырлар жүйесі түрінде немесе түбіне салынған саптамалары бар науалар түрінде болуы мүмкін. Су бөлігі мұздату мұнарасынан өткенде буланып кетеді. Судың құрамындағы барлық механикалық қоспалар оның құрамында сақталады, сондықтан олардың концентрациясы үнемі өсіп отырады. Бұған жол бермеу және олардың салқындатылған беттерге түсуін болдырмау үшін айналымдағы судың бір бөлігін циклден шығару керек. Сонымен қатар, су тамшылары салқындатқыш мұнарадан желмен шығарылғанда қосымша су шығыны болады, оны үрлеу шығындары немесе желмен ұшу деп атайды.

      Салқындату мұнарасын жобалаудың бастапқы кезеңінде жобалық температура мен жүйенің өнімділігін анықтау қажет, ол технологиялық жағдайлармен анықталатын есептік температураға байланысты. Салқындату қондырғысына кіретін судың температурасы қоршаған орта жағдайымен анықталады және әдетте 24 – 30 °C аралығында болады, ал шығу температурасы (судың түрі мен сапасына байланысты) 40-46 °C аралығында болады. Коррозия мен механикалық қоспалардың пайда болуын болдырмау үшін жылу алмастырғыштағы судың максималды температурасы белгілі бір рұқсат етілген деңгейден аспауы керек. Салқындату тәсіліне қарай салқындату мұнаралары бөлінеді:

      Салқындату мұнаралары, салқындату әдісіне байланысты, келесіге бөлінеді:

      1) ылғалды салқындату мұнаралары;

      2) ылғал-құрғақ құрамдастырылған салқындату мұнаралары.

      Ылғалды салқындату мұнаралары Ресейдегі энергоблоктар арасында кеңінен қолданылады. Салқындату принципі белгілі бір биіктікке көтерілген салқындатқыш суды шашырату және алынған ағындарды ауамен үрлеуден тұрады. Шашыратылған су соңында бассейнге жиналады және қайтадан конденсаторға айдалады. Ылғалды салқындату мұнараларындағы суды салқындату негізінен суды булану және конвективтік жылу беру арқылы жүзеге асырылады. Ылғалды салқындату мұнаралары турбина беті конденсаторымен аралық жылу тасымалдағышты салқындату үшін ғана қолданылады. Аталған шектеу 20 ккг/л аспайтын негізгі конденсат құрамындағы оттегінің шектелуімен байланысты, өйткені салқындатқыш судың айналасында ауа міндетті түрде оттегімен қаныққан кезде, тіпті ауадан шаңмен қоса, пайдалану контактілі араластырғыш конденсатор алынып тасталды.

     


      3.63-сурет. Ылғалды салқындату мұнаралары


      Ылғалды салқындату мұнараларын пайдаланудың артықшылықтары (3.63-сурет). Ресей үшін коррозия мен қатал климат проблемаларына байланысты SPIG салқындату мұнараларын өндіруде жабдықтар мен конструкцияларды қорғаудың келесі арнайы технологиялары қолданылады:

      1) салқындату мұнарасының қаңқасы мен қабығы үшін коррозияға төзімді, жоғары және төмен температурада патенттелген FRP материалын қолдану;

      2) бітелмейтін, берік және төмен температураға төзімді компоненттерді қолдану (шүмектер, қондырмалар, тамшылатқыштар, құбырлар );

      3) 0,001 %-ға дейінгі тамшыларды сіңіру қабілеті төмен су ұстағыштарды қолдану;

      4) екі жұмыс режимі бар электр қозғалтқыштарын орнату (жазғы / қысқы);

      5) қалақтардың қысқы және жазғы режимге әсер ету бұрышын реттей отырып, жоғары тиімді, энергия үнемдейтін, шу деңгейі төмен желдеткіштерді қолдану;

      6) мұздануға қарсы қуатты жүйе.

3.20.5. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Энергияны суды салқындату жүйесіндегі сорғылар және ауаны салқындату жүйесіндегі желдеткіштер пайдаланады. Суды салқындату жүйесі суды пайдаланады және коррозия мен бактериялардың өсу ингибиторлары ретінде химиялық заттарды қажет етеді. Суды салқындату, қайта өңдеу және тікелей сарқынды жүйелер де бітелуді және/немесе коррозияны болдырмау үшін қоспаларды қажет етеді. Тікелей сарқынды жүйелер әдетте жер үсті суын (тұщы немесе тұзды) пайдаланатындықтан, қайта өңдеу жүйелерімен салыстырғанда бітелу мүмкіндігі жоғары. Осы себепті, бұл жүйелерде ластануды болдырмайтын қосымша қоспалар (яғни биоцид хлориді) қолданылуы керек. Екінші жағынан, коррозияға қарсы қоспалар негізінен қайта өңдеу жүйелерінде қолданылады және тікелей сарқынды жүйелерде қолданылмайды.

      Салқындату жүйелерінде суды пайдалану тікелей сарқынды жүйелермен салыстырғанда қайта өңдеу жүйелерінде төмен (тек 3 %-ға дейін). Қайта өңдеу жүйелерінде жүйеге белгілі бір мөлшерде су булану арқылы, ылғал тамшылары түрінде және ағызу немесе сарқынды суларды тазарту жүйесіне түсетін ағын ретінде енеді. Осылайша, айналым жылдамдығының шамамен 5 % аралығында қоректік су қажет, бұл өңделген шикі мұнайдың тоннасына 0,23 м3 салқындатқыш суды пайдалануға тең. Алайда, салқындату жүйесінің екі түрін пропорционалды салыстыру үшін пайдаланылатын судың сапасын ескеру қажет (көбінесе тікелей сарқынды жүйелер).

      Салқындатқыш суды тазарту және айналым жүйесінің реагенттерін мөлшерлеу процесін ұйымдастыру кезінде салқындатқыш құрылғылардың (салқындату мұнаралары, мұнаралар) энергетикалық және материалдық ресурстарды тұтынуы 3.95 және 3.96-кестелерде ұсынылған.

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

Р/с
№

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірлігі

Энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергияны тұтыну

кВт*сағ/т

0,26

0,51

2

тұщы су

м3/т

0,006

3

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

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергияны тұтыну

кВт* сағ/т

0,19

0,56

2

Тұщы су

м3/т

0,23

0,29

3

Салқындатқыш су

м3/т

0,06

0,14

      Салқындату жүйелерінің қоршаған ортасына тікелей әсер ету-бұл қолданылатын салқындатқыштың температурасын жоғарылататын жылу болып табылады. Мұнай өңдеу зауытын сумен салқындатуда температураның артуы (∆Т) шамамен 10 – 15 °С құрайды.

      Суды тұтыну (жоғарыда аталған), энергияны тұтыну (сорғылар, ауа салқындатқыш желдеткіштер) және судың ластануы тоңазытқыш жүйелердің негізгі экологиялық мәселелері болып табылады. Басқа экологиялық әсерлерге шу шығаруы (салқындатқыш мұнарасы, сорғылар, ауа салқындатқыш желдеткіштер (көзде 97 – 105 дБ (А) және түтіннің түзілуі (салқындату мұнарасы) жатады.

      Суды салқындату жүйесінде қарастырылатын негізгі ластағыш заттар - бітелуді болдырмайтын хлорид немесе бромды қоспалар және коррозия ингибиторлары мырыш, хром, молибден және т.б. Суды салқындатудың жабық жүйелерінде әсіресе сарқынды суды мұнайдан бөлуге кедергі келтіруі мүмкін мұнай тазартатын су тазарту қондырғысына жіберген кезде диспергаторларды қолдануға ерекше назар аудару керек. Тікелей сарқынды жүйе төмен ағып кетуімен және судың жоғары көлемімен бірге салқындатқыш судың құрамында 0,1-1 мг/л май бар екенін білдіреді. Көмірсутектердің ауаға шығарылуы (ағып кетуіне және тазартылуына байланысты) пайда болуы мүмкін. Ауаға көмірсутектер шығарылуы мүмкін (ағып кету және тазарту нәтижесінде). Ауаға шығарындылар, жоғарыда айтылғандай, салқындату мұнаралары арқылы қайта өңделетін салқындатқыш судың бір м3 үшін 0,5 г-дан 85 г-ға дейін өзгереді. Су құю арқылы салқындату (тек МӨЗ-де баяу кокстеу қондырғыларында қолданылады) будың жоғары шығарылуына, энергияның айтарлықтай жоғалуына, суды көп пайдалануға және судың қатты ластануына алып келеді.

      Салқындатқыш суды тазарту процесін ұйымдастыру кезінде салқындату қондырғыларынан (салқындату мұнаралары, мұнаралар) және циркуляциялық жүйенің мөлшерлеу реагенттерінен шыққан қалдықтар туралы деректер 3.97 және 3.98- кестелерде келтірілген.

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

р/с
№

Қалдықтың атауы

Референттік жылда қалдықтың түзілу массасы, т

Кәдеге жарату тәсілінің атауы
(қайталама пайдалану) немесе қалдықтарды залалсыздандыру

1

2

4

5

1

Индустриалды минералды майлардың қалдықтары

0,02

өңдеу

2

Суды дайындау кезіндегі қалдықтар (шөгінділер) (мұнай бөлгіштер мен салқындату мұнараларындағы бассейндердің тұнбасы)

3226,8

жоқ

      3.98-кесте. Салқындату құрылғыларының қалдықтары (салқындату мұнаралары, мұнаралар)

р/с
№

Қалдықтың атауы

Референттік жылда қалдықтың түзілу массасы, т

Кәдеге жарату тәсілінің атауы
(қайталама пайдалану) немесе қалдықтарды залалсыздандыру

1

2

4

5

1

Индустриалды минералды майлардың қалдықтары

0,06

Қайталама пайдалану

3.21. Энергетикалық жүйе

3.21.1. Жылумен жабдықтау (қазандық)

      Қазандық кәсіпорын объектілерін бумен немесе ыстық сумен қамтамасыз етуге арналған. Мақсатына қарай келесі қазандық қондырғылар бөлінеді: жылыту – жылумен, желдету және ыстық сумен жабдықтау жүйелерін жылумен қамтамасыз ету үшін, жылыту-өндірістік – жылыту, желдету, ыстық сумен жабдықтау және технологиялық сумен жабдықтау жүйелерін жылумен қамтамасыз ету үшін, өндірістік-технологиялық сумен жабдықтау үшін.

      Жылыту қазандығы қондырғысы

      Ауа, қажетті жану үшін, оттыққа үрлеу желдеткіштерімен. Түтін газдары қазандықтан атмосфераға құбыр арқылы табиғи тартуға байланысты шығарылады.

      Қазандық ғимаратының төбесінде деаэратор орнатылған. Қазандықта ысытылған су тұтынушыға беріледі, онда ол жылудың бір бөлігін береді және температурасы төмен, содан кейін жылыту үшін қайтадан қазандыққа қайтып келеді. Су жылытатын қазандықтары бар қазандық қондырғысының схемасы 3.64-суретте көрсетілген.

     


      1 - түтін құбыры, 2-қазандық, 3-ауасыздандырғыш, 4-қоректендіргіш сорғы, 5- үрлеу желдеткіштері, 6 – оттықтар

      3.64-сурет. Су ысытатын қазандықтары бар қазандық қондырғысының схемасы

      Жылыту қазандығының өнімі ыстық су болып табылады.

      Бу қазандығы қондырғысы

      Сұйық және газ тәрізді қазандық отыны оттықта ауа жылытқыштан ауамен араластырылып, пеште жанады.

      Отынның жануына қажетті ауаны желдеткіш қазандық орынжайының жоғарғы аймағынан алады және түтін газдарының әсерінен жылыту үшін ауа жылытқышына беріледі. Отын жағу кезінде бөлінетін жылу қазандықтың қыздыру беті арқылы пештегі сәулелену арқылы суға және қазандықтың газ құбырларында қыздырылған жану газдарынан конвекция арқылы беріледі.

      Қазандықтың қабырға түтіктерінде түзілген қаныққан бу барабанға жиналады, одан бөлгіш қондырғылар арқылы өткеннен кейін бу коллектор арқылы буқыздырғышқа, онда ол алдын ала белгіленген температураға дейін қызады, содан кейін тұтынушы жіберіледі.

      Тұтынушыдан қайтып келетін пайдаланылған бу конденсаты судан ауаны кетіруге қызмет ететін деаэраторға жіберіледі. Химиялық тазартылған су да сол жаққа бағытталады.

      Деаэраторға мыналар кіреді:

      1) ауасыздандырғыш баған,

      2) ауасыздандырғыш бактар,

      3) булану салқындатқышы.

      Ауасыздандырғыштан кейін барлық қоректік су қоректік сорғылармен су экономайзеріне беріледі, бөлінетін газдардың жылуына байланысты су қызады және барабанға түседі, содан кейін ол экрандық құбырлар жүйесіне жіберіледі, онда булану процесі жүреді.

      Пештен шыққан қыздырылған газдар буқыздырғыштың, су үнемдегіштің құбырлары арасында және буды қатты қыздыруға жылу беретін ауа қыздырғыш құбырларының ішінде өтеді. Қоректік су мен ауаны жылыту, түтін газдары салқындатылып, түтін сорғыш құбыр арқылы атмосфераға шығарылады.

      Бу қазандығы қондырғысының схемасы 3.65-суретте көрсетілген.

     


      1 - сорғы, 2 - пеш, 3 – буқыздырғыш, 4 – бу қазандығы, 5 - экономайзер, 6 – ауа асқынқыздырғыш, 7 - түтін құбыры

      3.65-сурет. Бу қазандығы қондырғысының схемасы

      Бу қазандығының өнімі бу болып табылады (әдетте жоғары немесе орташа қысым). Төмен қысымды бу алу үшін РСҚ (редукциялық-салқындату қондырғылары) пайдаланылады – 3.66-сурет.

     



      1 - Ысырма, 2- доссель клапаны, 3 - бу салқындатқышы, 4 - импульс клапаны, 5 - БСК, 6,9 - жапқыш клапандар, 7 - кері клапан, 8 - реттеуші клапан, 10-механикалық су бүрку бүріккіші

      3.66-сурет. РСҚ схемасы

Электрмен жабдықтау

      МӨЗ-ді электр энергиясымен қамтамасыз ету негізінен сыртқы көздер есебінен жүзеге асырылады. Электр энергиясының ішкі көздері қуаттылығы 6 МВт, 12 МВт генераторды тікелей жүргізуге арналған бу турбиналары болып табылады.

      Турбоагрегаттың жылу схемасы

      Қазандық қондырғысы шығаратын жаңа бу бу клапаны арқылы бу желісі арқылы кіреді және бу тарату механизмі арқылы турбинаның ағын жолына түседі. Ағын жолында бу дәйекті түрде сынамаланады:

      1) төмен қысымды бөліктің айналым диафрагмасының алдындағы 5-ші сатының артында – (ТҚҚ) реттелетін өндірістік таңдауға;

      2) 14-ші кезеңнің артында – ТҚҚ (төмен қысымды қыздырғыш) реттелмейтін таңдауға.

      Будың қалған бөлігі конденсатордағы қысымға дейін кеңейіп, турбиналық қалақтарда жұмысын жалғастырады. Конденсаторды қысымның шамадан тыс жоғарылауынан қорғау үшін турбина корпусының бөлінетін бөлігіне екі қауіпсіздік диафрагмасы орнатылады.

      Турбинаны өндірістік іріктеуде рұқсат етілгеннен жоғары қысымның жоғарылауынан қорғау үшін бу құбырында импульсті және сақтандырғыш клапандардан тұратын сақтандыру құрылғысы орнатылады. Турбинада пайдаланылған будың конденсаты конденсатордың конденсат жинағышында жиналады, ол жерден конденсат сорғыларының бірімен сорылады. Конденсат сорғысынан кейінгі барлық конденсат деңгей реттегішіне жіберіледі: конденсаттың бір бөлігі – сорғыдан кейін бірден, екінші бөлігі Басты эжектор мен Сорғыш эжектордың салқындатқыштарынан бірізді өткеннен кейін. Осылайша, конденсаттың бүкіл ағыны деңгей реттегіші арқылы өтеді, онда ол конденсат жинағышындағы тұрақты деңгейді ұстап тұру үшін қажетті пропорцияда автоматты түрде бөлінеді: конденсаттың бір бөлігі конденсаторға қайта өңдеуге, бір бөлігі ТҚҚ арқылы желіге жіберіледі.

      Бу сарқынды эжекторлар мен тығыздағыш реттегішті қуаттандыру үшін абсолютті қысымы 16 кгс/см2 және температурасы 420 °С болатын стационарлық магистральдан бу қолданылады.турбина қалақтарынан өтіп, турбина роторын айналдырып, зауыт бөлімшелерін үздіксіз қамтамасыз ететін электр энергиясын өндіретін генератордың роторын бір уақытта айналдырады.

3.21.2. Отынмен жабдықтау

      Көптеген технологиялық қондырғыларда МӨЗ және МХЗ құбырлы пештерді пайдаланады, олардың жылу қуаттылығы бірліктерден жүздеген МВт-қа дейін өзгереді. Олардың үздіксіз жұмысын қамтамасыз ету үшін зауыттарда отынмен жабдықтау жүйелері салынуда.

      МӨЗ-де және МХЗ-да отын ретінде негізгі өндірісте жанама өнім ретінде алынатын газ және МӨЗ-де мұнай өңдеу кезінде алынатын мазут қолданылады, ал МХЗ-да сырттан беріледі. Кейбір МӨЗ және МХЗ-да отын ретінде магистральдық газ құбырлары мен бұрмалар арқылы сыртқы көздерден түсетін табиғи және ілеспе газдар да пайдаланылады.

      Сұйық отынмен қамтамасыз ету. Тұтынушыларды сұйық отынмен қамтамасыз ету үшін МӨЗ мен МХЗ-да резервуарлар, сорғылар және коммуникацияларды қамтитын арнайы отын шаруашылығы жобаланады. Резервуарлардың көлемі барлық зауыт пештерінің тәуліктік жұмысына сүйене отырып, отын қорын қамтамасыз етуі тиіс. Отын шаруашылығында кемінде үш болат тік резервуарды қарастырған жөн, олардың біреуі тұтынушылардан артық отын алуға, екіншісі таратуға, ал үшіншісі осы екі операция арасындағы тоқырауға қызмет етеді.

      Қажетті шығарындыны қамтамасыз ету үшін 100 маркалы мазут 110-120 °С температураға дейін қыздырылған пеш бүріккіштеріне түсуі тиіс болғандықтан, технологиялық қондырғыларда мазут жылытқыштары көзделуі тиіс.

      МӨЗ-ді сұйық отынмен жабдықтаудың қағидаттық схемасы 3.67-суретте көрсетілген.

     


      Р1,2 - Отындық мазут резервуарлары, Т1, 2-Мазут жылытқыштар, H1, 2-Мазут сорғылары, Ф1, 4-Сүзгілер, 1,2-Мазут тұтынушының қондырғылары

      Ағындар 1-отын шаруашылығын толықтыруға арналған жағынан мазут, II-тұтынушыларға отын шаруашылығынан мазут, III-тұтынушылардан отын шаруашылығына мазут, IV-бу, V-конденсат, VI-оттықтарға мазут

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

      Газбен жабдықтау. Технологиялық қондырғылардан алынған көмірсутекті газдар газ тарату пункттеріне (ГТП) жіберіледі. Жобаларда бір типті қондырғылардан дербес коллекторлар бойынша ГТП-ға газ беруді, ГТП-ға газдарды редукциялауды және араластыруды, кейіннен тұтынушыларға әртүрлі қысымда газ беруді көздеген жөн. Кәсіпорындардың аумағында олар бірнеше жанармай газ коллекторларын төсеуді жобалап жатыр: жалынсыз жанатын пештер үшін (0,5 МПа), басқа құбырлы пештер үшін (0,3 МПа), асханалар мен зертханалар үшін (0,005 МПа).

      Отын жүйелерін жобалау кезінде олардағы қысымды тұрақтандыруға ерекше назар аудару керек. Пайдалану тәжірибесі көрсеткендей, отын газының желілеріндегі қысым жиі жоғарылайды, ал кәсіпорындар артық отын газын алауға төгуге мәжбүр. Отын желісіндегі қысымды тұрақтандыру үшін келесі нұсқаларды қарастыруға болады: 1) мұнай өңдеуші газды табиғи газбен қамтамасыз етудегі ауытқулар тегістелген жағдайда артық отын газын зауыттың ЖЭО-ға жіберу; 2) қысымның реттегіші арқылы артық отын газын екі немесе үш қондырғыға жеткізілетін отынға төгу арқылы тұрақты қысымды ұстап тұру (бұл қондырғыларда разрядты газдан басқа табиғи газ, тікелей газ немесе буланған сұйытылған газ қысымды реттегіш арқылы жеткізілетін араластырғыш ыдыс қарастырылуы тиіс); 3) пештерді сұйық отыннан газ тәріздес отынға және керісінше автоматты ауыстыру жүйесі. Газ тарату пунктінің схемасы 3.68- суретте көрсетілген.

     


      Т-1-сұйық газ буландырғыш, К-1, К-2-газ тазартуға арналған адсорберлер, А-1-құрамында сутегі бар газды кеңейтуші

      Ағындар - I құрғақ риформинг газы, II – гидротазарту газы, III - термиялық крекинг газы, IV - алау шаруашылығынан қайтарылатын газ, V - құрамында сутегі бар риформинг газы, VI - күкірттен тазарту қондырғысына газ, VII - күкірттен тазарту қондырғысының газы , VIII - сұйық газ , IX - тұтынушыларға шикі жылыту газы, Х - зертханаға арналған газ, XI – әкімшілік әкімшілік шақыру тұтынушыларына арналған газ, CI - алауға төгу

      3.68-сурет. Газ тарату пунктісінің схемасы

3.21.3. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

3.21.3.1. Жылумен жабдықтау

      Қазандық қондырғыларының негізгі шығарындылары-күлдің қатты бөлшектері, күкірт оксидтері (SO2, SO3), азот оксидтері (NOX). Егер отынның жануы толық өтпесе, онда атмосфераға улы газ (СО) және көмірсутектер сияқты зиянды заттар шығарылады.

      Көмір, газ, мазут жағатын қазандық қондырғылардың қазіргі жай-күйін талдау ластағыш заттардың үлестік шығарындылары мәндерінің үлкен диапазонын көрсетеді. Бұл айырмашылықтар қазандық қондырғысының жұмысына негізгі факторлардың әсерінен туындауы мүмкін:

      1) қазандық қондырғысының бу өнімділігі;

      2) қазандарды пайдалану мерзімдері (және, тиісінше, олардың техникалық жай-күйі);

      3) жағылатын отынның құрылымы;

      4) жағылатын отынның сапасы;

      5) азот оксидтерінің түзілуін басу бойынша енгізілген іс-шаралардың әртүрлі көлемдері (немесе олардың болмауы);

      6) күлтұтқыш қондырғының техникалық жай-күйі және олардағы газдарды тазарту дәрежесі.

      3.99 – 3.101-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған энергетикалық ресурстарды тұтыну, ластағыш заттардың шығарындылары, сарқынды сулар мен жылумен жабдықтау процесінің қалдықтар бойынша деректері ұсынылған.

      3.99-кесте. Қазандықтың энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с
№

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Жылу өндіру

Гкал

1509493 дейін

2

Электр энергияны тұтыну

кВт*сағ/т

2,1

38,9

3

Отынды үлестік тұтыну

кг/Гкал

69,7

69,7

      3.100-кесте. Қазандық қондырғыларынан атмосфераға шығарындылар

Р/с
№

Ластағыш заттар шығарындыларының атауы

Ластағыш заттар шығарындыларының жылдық массасы, т

Ластағыш заттың минималды шығарындысы, г/с

Ластағыш заттың максималды шығарындысы, г/с

Ластағыш заттың орташа шығарындысы, г/с

1

2

3

4

5

6

1

Азот диоксиді

Түтін құбырлары

20,804

287,33

154

2

Азот оксиді

127,99

1769,067

948

3

Күкірт диоксиді

19,018

2679,847

1349

4

Көміртек оксиді

645,994

3258,72

1952

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде өңделеді, содан кейін ағызу орындарына жіберіледі, осы бөлімнің 3.27 -тармағын қараңыз.

      3.101-кесте. Қазандық қалдықтары

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың түзілу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

4

5

6

7

8

9

1

Ауыз суды ағартудан алынған шламдар

1304973

1509493

10

3000

10

3000

      3.21.3.2. Отынмен жабдықтау

      3.102-кестеде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған отынмен жабдықтау процесі жөніндегі деректер ұсынылған.

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

Р/с
№

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың шығыны

1

2

3

4

1

Электр энергиясын тұтыну

кВт*ч/т

До 1,64

3.22. Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқару

3.22.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Мұнай өңдеу зауытының барлық технологиялық қондырғылары, жүйелері және қызмет түрлері, әдетте, өндірісті оңтайландыруға бағытталған, үнемді, тұрақты және қоғам үшін қолайлы болатындай етіп жұмыс істейді. Бұл объектінің экологиялық көрсеткіштеріне әсер етуі мүмкін барлық іс-шараларды орындау мен жоспарлауға келісілген, жақсы басқарылатын көзқарасты қажет етеді.

      Қоршаған ортаға байланысты жалпы басқару қызметі мынадай екі санатқа бөлінеді:

      1) қоршаған ортаны басқару құралдарын және жалпы зауыттық шаруашылықты тиісті жүргізу әдістерін қоса алғанда, мұнай өңдеу зауыттарын басқару жөніндегі қызмет. Бұл бөлім шеңберінде техникалық қызмет көрсету, тазалау, дұрыс жобалау, өндірісті жоспарлау (іске қосу және тоқтатуды қоса), оқыту, ақпараттық жүйелер мен қауіпсіздік жүйелерінің технологиялық процестерін бақылау/басқару жүйелері сияқты іс-шаралар қамтылған;

      2) су ресурстарын басқару, үрлеу жүйелері, сығылған ауаны өндіру және тарату және электр энергиясын тарату жүйелері сияқты басқа бөлімдерде қамтылмаған мұнай өңдеу зауытында коммуналдық қызметтерді басқару.

      МӨЗ-ді басқару жөніндегі қызмет

      Экологиялық менеджмент құралдары

      Экологиялық менеджмент жүйесі – бұл мұнай өңдеу зауытының барлық қызметін (оның ішінде энергияны) басқару жүйесі, ол тұтастай алғанда мұнай өңдеу зауытының мақсатын, қызметкерлердің/басшылықтың міндеттерін және орындалуы керек процедураларды білдіреді. Экологиялық менеджмент жүйесінің ішкі мақсаты үнемі жетілдіруден тұрады, ал мұнай өңдеу зауыты, атап айтқанда, өзінің жұмыс тәжірибесінен, сондай-ақ басқалардың тәжірибесінен үйренеді.

      Экологиялық менеджмент жүйесін әзірлеу басқа бизнес-параметрлерде жинақталған тәжірибеге сүйенуден басталды. Көбінесе қоршаған ортаны басқару жауапкершілігі қауіпсіздік, денсаулық және кейде сапа үшін басқарушылық жауапкершілігі бар бір адамға жүктеледі. Экологиялық менеджмент қоршаған ортаны күту деп те аталады. Бұл бөлімде жақсы үй шаруашылығы мен басқарудың маңыздылығы баса айтылған. Қауіпсіздік, техникалық қызмет көрсету және өнім сапасы сияқты көптеген салаларда өнімділікті арттыратын жүйелер бар екендігі атап өтілді. Қоршаған ортаны қорғау саласындағы мұнай өңдеу зауыттарының жұмысын жақсарту үшін экологиялық менеджмент жүйелері де жасалды.

      Тазалықты сақтау

      Шаруашылықты жүргізудің жақсы әдістері мұнай өңдеу зауытының күнделікті аспектілерімен дұрыс жұмыс істеуді білдіреді. Техникалық қызмет көрсету, тазарту, жаңа процестер мен процестерді өзгерту, өндірісті жоспарлау (іске қосу, тоқтату), ақпараттық жүйелер процестерін бақылау/бақылау, оқыту және қауіпсіздік сияқты әртүрлі салаларда жүзеге асырылатын мұнай өңдеу зауыттарындағы көптеген күнделікті іс-шаралар экологиялық көрсеткіштерге әсер етуі мүмкін және осыған байланысты тиісті түрде реттелуі керек. Ірі апаттардың қауіптілігін бақылау туралы 96/82/EО Кеңесінің директивасы сияқты еуропалық реттеудің басқа схемалары үй шаруашылығын дұрыс жүргізудің маңыздылығын және EMS мұнай өңдеу зауытының қызметін тиімді жоспарлау және бақылау міндеттемесін атап көрсетеді.

      Жылу алмастырғышты тазарту

      Жылу алмастырғыштар мұнай өңдеу зауыттарында мұнай ағындарын жылыту немесе салқындату үшін кеңінен қолданылады. Жылу алмастырғыштар жылу немесе салқындатқыш суды, буды немесе майды жанама түрде майдың технологиялық ағынына немесе одан тыс жылу беру үшін жабатын түтіктерден, құбырлардан, пластиналық иректүтіктерден немесе бу иректүтіктерден тұрады. Қақтың, шөгінділердің және кез-келген майлы қалдықтардың жиналуын жою үшін байламдар кезеңділікпен тазаланады. Сондықтан жылу алмастырғышты тазарту мұнай өңдеу зауытын басқару қызметі шеңберінде шешу үшін ерекше маңызы бар мәселелердің бірі болып табылады.

      Коммуналдық қызметтерді басқару

      Салқындатуды қоса алғанда, буды және энергияны басқару 3.20 және 3.21- тармақтарға енгізілген.

      Су ресурстарын басқару

      Су зауытта технологиялық су, қазандықтарды қоректендіру, өрт сөндіруге дайындық және салқындатқыш су ретінде пайдаланылады және олар қоршаған ортаға шығарылмас бұрын тиісті бақылауды қажет етеді. Сонымен қатар, жаңбыр суы (таза немесе ластанған) сияқты кез-келген жауын-шашын судың тағы бір түрі болып табылады, оны да ескеру қажет. Санитарлық сарқынды сулар, балласты сулар және сарқынды сулар ағызу алдында тазартуды қажет ететін басқа сарқынды сулар болып табылады.

      Сумен жабдықтаудың бас жоспарлары, әдетте, суды тұтынуды оңтайландыру үшін мұнай өңдеу зауыттарында қолданылады. Су ресурстарын түгендеу кейде сарқынды сулардың мөлшері мен сапасын салыстыра отырып, су ресурстарын басқаруға көп көмектеседі. Су ресурстарын интеграциялау және басқару мұнай өңдеу зауытының конфигурациясына, шикі мұнайдың сапасына және тұзсыздандырудың қажетті деңгейіне, ауыз судың құнына, жаңбыр суының болуына және салқындатқыш судың сапасына байланысты болады.

      Мұнай өңдеу зауытында сарқынды суларды / суды тазарту бойынша бірқатар стандартты технологиялық шешімдер, сондай-ақ суды азайту және қайта пайдалану үшін бірқатар стандартты мүмкіндіктер бар. Көптеген мұнай өңдеу зауыттарында бұл нұсқалардың кейбіреулері бастапқы жобада немесе модернизация арқылы белгілі бір дәрежеде жүзеге асырылды.

      Су дренажы кез-келген өндірістік алаңда қолданылады. Оған тұщы су, жаңбыр суы, балласты су, технологиялық су, салқындатқыш су, сарқынды суларды жинау, сақтау және сарқынды суларды тазартудың әртүрлі жүйелері кіреді. Конструкция жергілікті факторларға (жауын-шашын, қабылдау су объектілері және т.б.), сарқынды суларды сегрегациялауға, көздерді қысқартуға, бірінші ағынға жақындауға, икемді маршруттауға және қайта пайдалану нұсқаларына негізделген.

      Қайта өңделген технологиялық су мен салқындатқыш су ағындары ластағыш заттардың ағып кетуіне жол бермеу үшін жиі қолмен тазаланады (үрлеу жүйесі).

      Үрлеу/желдету жүйелері

      Мұнай өңдеу зауытының технологиялық қондырғылары мен жабдықтарының көпшілігі үрлеу/шығару жүйесі деп аталатын құрастыру блогында орналасқан. Бұл жүйелер сұйықтықтар мен газдардың қауіпсіз жұмыс істеуін және кәдеге жаратылуын, сондай-ақ ажыратуды, тазартуды және апатты жағдайларды қамтамасыз етеді. Үрлеу/желдету жүйелері технологиялық қондырғылардан қысымды түсіру клапандары арқылы автоматты түрде шығарылады немесе қондырғылардан қолмен шығарылады. Жабдықтың бір бөлігі немесе барлық мазмұны қалыпты немесе апаттық ажыратудан бұрын тазалануы мүмкін. Үрлеу/желдету жүйелері үрлеуді оның бу және сұйық компоненттеріне бөлу үшін бірқатар флеш-барабандар мен конденсаторларды пайдаланады.

      Сығылған ауа генерациясы

      Сығылған ауа мұнау өңдеу зауытында пайдалы зат ретінде қажет. Ол әдетте электр компрессорларымен шығарылады және бүкіл мұнау өңдеу зауытын таратылады.

      Құбырларды жылыту

      Қазіргі уақытта бумен жылыту (төмен қысымды бу), электр жылыту немесе қажет болған жағдайда ыстық майды жылыту қолданылады. Электрмен жылыту, әдетте, аз коррозияны тудырады, сәйкесінше оны бумен қыздырумен салыстырғанда күту оңайырақ. Ыстық маймен жылыту жоғары температура қажет болған кезде қолданылады.

3.22.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      Штаттан тыс жағдайлардағы шығарындылар

      Ластағыш заттардың көп мөлшерінің кездейсоқ шығарындылары мұнай өңдеу зауытында қолайсыз жағдайдағы жұмыс нәтижесінде түзілуі мүмкін және қоршаған ортаға үлкен қауіп төндіруі мүмкін. Төтенше жағдайлар әдетте мұнай өңдеу зауытына рұқсатпен реттеледі. Бұл шығарындыларды сандық бағалау қиын.

      Іске қосу және тоқтату

      Іске қосу және тоқтату сияқты жағдайлар өте сирек кездеседі және әдетте қысқа болады. Қазіргі заманғы конструкцияларға барынша қауіпсіздікті қамтамасыз ету және тәуекелдер мен шығарындыларды барынша азайту үшін бұғаттағыштары бар толық автоматтандырылған тоқтаусыз іске қосу және тоқтату жүйелері кіреді. Бүкіл мұнай өңдеу зауытын немесе қондырғының бір бөлігін іске қосу және тоқтату атмосфераға, негізінен ЖТҚ, SO, CO және қатты бөлшектердің айтарлықтай шығарылуына алып келуі мүмкін. Сарқынды суларды бұру және тазарту қондырғылары да уақытша толып кетуі мүмкін. Мұнай өңдеу зауытының жобалық және пайдалану шектеулері қауіпсіз және экологиялық қолайлы басқаруды және қолайсыз жағдайларда шығарындыларды, төгінділер мен қалдықтарды жоюды талап етеді. Іске қосу және тоқтату процедуралары, сәйкесінше, шығарындылар мен төгінділер қондырғының түріне және тоқтау мақсатына байланысты өзгереді. Егер белгілі бір агрегаттағы қысымды қалпына келтіру және уақытша тоқтату үшін жұмысшылардың кіруі үшін ауыр компоненттерді жуу қажет болса, шығарындылар барлық жабдықты үрлеу, буландыру және ауамен толтыру қажет болғаннан әлдеқайда аз болады. Қауіпсіздік пен денсаулық сақтаудың қатаң шаралары қазіргі заманғы мұнай өңдеу зауыттарында қалыпты тәжірибе болып табылады. Бұл процедураларды тек қызметкерлер ғана емес, мердігерлер де орындауы керек. Алайда, кейде жазатайым оқиғалар орын алады және үнемі сақтық шараларын сақтау қажет. Өшіру немесе үрлеу көрші тұрғын үйлерге де әсер етуі мүмкін (шу мен жарықтандыру алаулары).

      Жылу алмастырғыштарды тазарту

      Жылу алмастырғыштардың байламдары мезгіл-мезгіл қақтан, шламнан және кез-келген майлы қалдықтардан тазартылады. Хром салқындатқыш суға қосымша ретінде іс жүзінде алынып тасталғандықтан, жылу алмастырғыштардың байламдарын тазарту кезінде түзілген қалдықтар мұнай өңдеу зауыттарында түзілетін қауіпті қалдықтардың көп бөлігін құрайды. Алынған шламда (мұнай, металдар және қалқыма қатты заттар) қорғасын немесе хром болуы мүмкін, дегенмен қорғасын бензинін шығармайтын және хром емес коррозия ингибиторларын қолданатын кейбір мұнай өңдеу зауыттары әдетте осы компоненттері бар шламды құрмайды. Жылу алмастырғышты тазарту кезінде құрамында мұнайы бар сарқынды сулар да пайда болады. ЖТҚ шығарындылары осы процестер кезінде түзілген мүмкін.

      Су ресурстарын басқару

      Жер бетіндегі сарқынды сулар кезеңділікпен болады және оның құрамында жер бетіндегі төгілулерден, жабдықтың ағуынан және сарқынды суда жиналуы мүмкін кез келген материалдан болатын компоненттер болады. Жер бетіндегі сарқынды суларға шикі мұнай мен мұнай өнімдерін сақтайтын резервуарлардың шатырларынан келіп түсетін ағын сулар да жатады.

      Балласт суы шикі мұнайды қабылдауға арналған жабдықтары бар немесе ірі танкерлерге, жүк көліктеріне немесе ішкі баржаларға қызмет көрсететін осы мұнай өңдеу зауыттары үшін маңызды. Балласты судың мөлшері көп және тұзды (теңіз суы) және мұнаймен қатты ластанған болуы мүмкін. Бұл қолданыстағы сарқынды суларды тазарту жүйелерінің істен шығуына алып келуі мүмкін. Осылайша, балласты су цистерналарын пайдалану, егер ХПК 100 ppm-ден төмен болса, технологиялық су жүйесіне немесе тұрақты мұнаймен ластанған жүйеге бақыланатын су беру үшін маңызды тегістеу құралы болып табылады. Көптеген танкерлер оқшауланған балласты цистерналарымен жабдықталғандықтан, балласты су мәселесі біртіндеп жоғалады.

      Технологиялық операцияларда қолданылатын су сарқынды сулардың жалпы көлемінің едәуір бөлігін құрайды. Технологиялық сарқынды сулар шикі мұнайды тұзсыздандыру, буды айдау операциялары, сорғының тығыздамасын салқындату, өнімді фракциялау барабанын суару дренажы және қазандықты үрлеу нәтижесінде пайда болады. Технологиялық су көбінесе маймен тікелей байланысқа түсетіндіктен, ол әдетте ластанған және қайта пайдалану немесе ағызу алдында тиісті өңдеуді қажет етеді.

      Суды пайдалану мұнай өңдеу зауытының мақсатына да, күрделілігіне де байланысты. Әдетте суды үнемдеуге мүмкіндік бар, бірақ қолданыстағы мұнай өңдеу зауыттарында айтарлықтай қысқарту мүмкіндігі кейде шектеулі.

      Үрлеу жүйелері

      Үрлеу жүйесінің газ тәрізді компоненті әдетте көмірсутектер, күкіртсутек, аммиак, меркаптандар, еріткіштер және басқа заттардан тұрады және тікелей атмосфераға шығарылады немесе алауда жағылады. Үрлеу жүйелерінен атмосфераға негізгі шығарындылар атмосфераға тікелей шығарындылар жағдайында көмірсутектер және алауда жағу кезінде күкірт оксидтері болып табылады. Сұйықтық, әдетте, тазарту қондырғыларына жіберілетін сульфидтер, аммиак және басқа да ластағыш заттар бар су мен көмірсутектердің қоспаларынан тұрады.

      Үрлеу жүйесінің газ тәрізді компоненті әдетте көмірсутектер, күкіртсутек, аммиак, меркаптандар, еріткіштер және басқа заттардан тұрады және тікелей атмосфераға шығарылады немесе алауда жағылады. Үрлеу жүйелерінен атмосфераға негізгі шығарындылар атмосфераға тікелей шығарындылар жағдайында көмірсутектер және алауда жағу кезінде күкірт оксидтері болып табылады. Сұйықтық, әдетте, тазарту қондырғыларына жіберілетін сульфидтер, аммиак және басқа да ластағыш заттары бар су мен көмірсутектердің қоспаларынан тұрады.

      Үрлеу нығыздағыш барабанды жасайды ағыны 1 – 2 м/сағ және 10 есе көп авария жағдайында, мынадай құраммен (талдау гидрозатвора кейін, мысалы, іске қосу висбрекинг).

      Тығыздау барабанын үрлегенде келесі құрамы бар апатты кезінде 1 – 2 м3/сағ және одан 10 есе көп ағызу түзіледі (мысалы, висбрекингті іске қосқаннан кейін су тығыздағышын талдау).

3.23. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату

3.23.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату мұнайды терең өңдеу процестерінің құрамына кіреді және температурасы 440 °С-тан 600 °С-қа дейінгі ыстық түтін газдары түріндегі қондырғыларда бар қайталама энергия ресурстарының жылуын пайдалануға арналған.

      Түтін газдарының жылуын жою қондырғыларын қалыпты пайдалану процесінде технологиялық қажеттіліктер үшін пайдаланылатын 12 кгс/см2 қысыммен бу шығарылады.

      Түтін газдарының жылуын жою қондырғыларының құрамына мыналар кіреді:

      1) регенератордың түтін газын кәдеге жарату блогы;

      2) пештердің түтін газдарын кәдеге жарату блогы;

      3) қоректік су мен конденсатты дайындау блогы;

      4) түтін құбыры.

      Регенератордың түтін газын кәдеге жарату блогы 12 кгс/см2 қысыммен бу шығаруға мүмкіндік беретін 600 °С дейінгі температурамен катализатордың түтін газдарын регенерациялаудың физикалық жылуын пайдалануға арналған. Түтін газдары – регенераторларда катализатордың регенерациясы кезінде кокстың жануының өнімі. Регенератордың түтін газдарынан жылуды қалпына келтіру қазіргі заманғы каталитикалық крекинг қондырғыларының құрамдас бөлігі болып табылады және қондырғының отын-энергетикалық тиімділігін айтарлықтай арттыруы мүмкін.

      Пештердің түтін газының жылу блогы олардың физикалық жылуын пайдалануға арналған. Түтін газдар отынның жану өнімі болып табылатын технологиялық пештерді қамтиды және жеке жылу кәдеге жарату кезінде (газдарды салқындату) оның температурасы 440 °С температураға дейін 190 °С бу қысымы 12 кгс/см2өндіріледі.

      Су дайындау блогы түтін газын кәдеге жарату қазандығы үшін суды тазарту қондырғысынан қоректік суды дайындауға арналған. Су дайындау блогы мыналарды қамтиды:

      ауасыздандырғыш торап;

      сорғы станциясы;

      жылу алмастырғыштар.

      Алынатын өнімдер:

      1) П-401 кәдеге жарату қазандығынан қысымы 12 кгс/см2 бу 50 т/сағ дейін;

      2) П-402/1 кәдеге жарату қазандығынан қысымы 12 кгс/см2 бу 17,3 т/с дейін.

      Регенератордың түтін газдарының химиялық және физикалық жылуы көміртегі тотығын жағуға мүмкіндік беретін арнайы кәдеге жарату қазандығында кәдеге жаратылады.

3.23.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.103 – 3.105-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай – ақ ҚР МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған түтін газдарының жылуын кәдеге жарату қондырғылары бойынша деректер ұсынылған (атап айтқанда "ПМХЗ" ЖШС-КТ – 1 мазутты терең өңдеудің құрамдастырылған қондырғысы және МӨЗ қондырғыларының өзге де қосалқы жабдығы (кәдеге жаратушы қазандар, жылу алмасу жабдығы).

      3.103-кесте. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату қондырғыларының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Жылу энергиясын үлестік тұтыну (бу)

Гкал/т

0,081

0,001

2

Отынды үлестік тұтыну (газ тәрізді отын)

м3/сағ

2000

120

      3.104-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процестеріндегі шығарындылар

Р/с №

Ластағыш заттар шығарындыларының атауы

Шығарындылардың түзілу көздері

Шығарындылардың ластағыш затының минималды концентрациясы, (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының максималды концентрациясы, мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (Азот оксиді)

Түтін құбыры

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

2

Азот диоксиді (IV) (Азот диоксиді)

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

4

Көміртек оксиді (Көміртек тотығы, Улы газ)

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

Ақпараттар жоқ

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қарау.

      3.105-кесте. Каталитикалық крекинг бензинін гидротазарту процестеріндегі қалдықтар

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Көму, залалсыздандыру, кәдеге жарату шарттары (әдісі) және орны

Максималды саны (т/жыл)

1

2

3

4

1

Жылу оқшаулау қалдықтары

Қатты қалдықтар жинақтағыштарына көму

50

2

Резеңке-техникалық бұйымдарының
қалдықтары

Мамандандырылған кәсіпорынға беру

0,5

3

Құрамында шаң, талшық бар пайдаланылған асбест материалдары

Кейіннен қайта өңдеуге жіберілетін реагенттік шаруашылық

0,1

      3.24. МӨЗ-дің құрамдастырылған/кешенді қондырғылары

      3.24.1. ЭЛТҚ АТ құрамдастырылған қондырғысы

      3.24.1.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      ЭЛТҚ-АТ құрамдастырылған қондырғысы мынадай процестерді қамтиды:

      3.1-т.т. сипатталған мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру;

      3.2.1-т. сипатталған мұнайды бастапқы өңдеу.


      3.24.1.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.106 – 3.108-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған ЭЛТҚ-АТ құрамдастырылған орнату бойынша деректер ұсынылған.

      3.106-кесте. ЭЛТҚ-АТ қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

р/с
№

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

6000000

2000000

2

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтс/т

41,042

6,311

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,041

0,004

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

0,04*

0,021*

5

Салқындатқыш су

т/т

-

-

6

Айналма су

т/т

-

-

      * отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде жоғары калориялы отын өндіру үшін МӨЗ мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР 3520 СТ қарастыру қажет.

      3.107-кесте. ЭЛТҚ-АТ қондырғысының шығарындылары

р/с №

Ластағыш заттар шығарындыларының атауы

Шығарындылардың түзілу көздері

Шығарындылардың ластағыш затының минималды концентрациясы, (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының максималды концентрациясы, (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (азот оксиді)

Технологиялық пештер

6,00

65,011

35

2

Азот диоксиді (IV) (Азот диоксиді)

2,995

63,00

32

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

2,00

516,785

259

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, Улы газ)

4,00

39

21

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қарау.

      3.108-кесте. ЭЛТҚ-АТ қондырғыларының қалдықтары

Р/с
№

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың түзілу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Мұнайшламдары

2000000

5340281

17807

20624

17807

20624

2

Сарқынды сулар тұнбасын тазарту

2000000

5340281

63,99

728,07

63,99

728,07

3

Галогенді сүзгі табақшалары, пайдаланылған адсорбенттер, сүрту маталары, қорғаныс киімдері

2200000

5340281

10,31

201,511

10,31

201,511

4

Пайдаланылған катализаторлар

2000000

5340281

36,31

43,351

36,31

43,351

3.24.2. ЭЛТҚ-АВТ құрамдастырылған қондырғысы

3.24.2.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      ЭЛТҚ-АВТ құрамдастырылған қондырғысы мынадай процестерді қамтиды:

      3.1-т.т. сипатталған мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру;

      3.2.1-т. сипатталған мұнайды бастапқы өңдеу.

      3.24.2.2. Мұнайды (газ конденсатын) атмосфералық-вакуумдық айдаудың кешенді қондырғылары (ЭЛТҚ-АВТ)

      МӨЗ-де мұнайды алғашқы айдаудың ең кең таралған қондырғысы – ЭЛТҚ-АВТ кешенді қондырғысы. Схемалық диаграмма 3.69-суретте көрсетілген.

     


      3.69-сурет. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының қағидаттық схемасы

      Шикі мұнай ЭЛТҚ-АВТ секциясына шикізат паркінің сорғыларымен беріледі және параллельді ағындармен рекуперативті жылу алмасу блогы өтеді, онда ол азық-түлік ағындары мен айналым суару арқылы қызады.

      Жылу алмасу блогынан кейін шикі мұнай ағындары орташа температураны алу үшін араласады және бір ағынмен ЭЛТҚ блогына жіберіледі. Мұнайды тұзсыздандыру және сусыздандыру процесінің тиімділігін арттыру үшін шикі мұнай желісіне деэмульгатор беру көзделген.

      220 температураға дейін ысытылған сусыздандырылған және тұзсыздандырылған мұнай 8-ші бензинді алу бағанының ортасына түседі. 8 бағанының жоғарғы жағынан бензин фракциялары мен көмірсутекті газдар шығады. Оларға коррозия ингибиторы қосылады, содан кейін олар ауаны салқындату аппаратына (АВО) 11, содан кейін тоңазытқышқа 12 және 13 сепараторға түседі. Көмірсутек газдары сепаратордың жоғарғы жағынан кетеді. Төменде бензин фракциясы бар, оның бір бөлігі 14 сорғымен суару түрінде 8 бағанға оралады, ал бір бөлігі 18 контейнерге жіберіледі.

      15 -ші пешке 8 -бағананың түбінен тазартылған мұнай 17 -сорғы арқылы беріледі, содан кейін бөлік ыстық ағын түрінде 8 -бағанға оралады, бір бөлігі негізгі атмосфералық колоннаның 16 түбіне беріледі. Сондай-ақ мұнай өнімдерінің парциалды қысымын төмендету үшін (төменгі науа астында) негізгі атмосфералық колоннаның төменгі бөлігіне бу беріледі. Бензин фракциясының булары AВО 19, 20 тоңазытқыш арқылы өтетін және 21 контейнерде жиналып жоғарыға көтеріліп, одан ол 22 сорғы арқылы ішінара 16 бағанға қайтарылады, ал жартылай 18 сыйымдылыққа жеткізіледі. 18 сыйымдылықтан 46сорғымен 45 жылу алмастырғышқа беріледі, онда ол жеңіл дизельдік фракцияның жылуымен қызады. Содан кейін ол 26 тұрақтандыру бағанасына келеді. 26 бағананың жоғарғы жағынан тұрақтандыру басы шығады, ол 37 тоңазытқыштан өтіп, 38 контейнерге жиналады, ол жерден 39 сорғымен ішінара 26-бағанның жоғарғы бөлігіне суармалау түрінде қайтады, ал баланстық мөлшері қондырғыдан шығарылады. 26 бағананың түбінен тұрақты бензин шығады, оның бір бөлігі 40 сорғы арқылы 41 пешке жіберіледі және 26 бағананың түбіне ыстық ағын түрінде беріледі, ал баланстық мөлшері бензинді екінші рет айдау блогына беріледі, ол жерден тар бензин фракцияларына кетеді.

      16 бағаннан 27,28,29 тіреуіш бағандарда 3 бүйірлік белдік таңдалады: жоғарғы - керосин фракциясы, орта - жеңіл дизель фракциясы, төменгі - ауыр дизель фракциясы. Бу әр бағанның төменгі науасы астында беріледі. 47 сорғымен 27 бағаннан керосин фракциясы салқындатқыш 48 арқылы айдалады және қондырғыдан шығарылады. 29-бағаннан жеңіл дизельдік фракция 25 сорғымен жылу алмастырғыш 45 арқылы айдалады, онда ол салқындатылады, тұрақсыз бензинді қыздырады, содан кейін ол орнатудан жойылады. Ауыр дизельдік фракция 50 тоңазытқыш арқылы сорғы 49 арқылы айдалады және қондырғыдан шығарылады.

      Атмосфералық айдау қалдығы-31 сорғымен мазут 32 пешке беріледі, содан кейін 30 вакуумдық бағананың төменгі жағына, астыңғы науаның астында су буы беріледі. 30 жоғарғы жағынан су буы, ыдырау газдары, ауа және мұнай өнімдерінің белгілі бір мөлшері (дизель фракциясы) 33 конденсаторға түседі. Конденсацияланбаған газдар көп сатылы эжектормен сорылады 34. 35 сорғымен 36 тоңазытқыш арқылы жоғарғы циркуляциялық суармалаудың 30 бағанның жоғарғы бөлігіне ішінара қайтарылады, ал баланстық мөлшер қондырғыдан шығарылады (дизель фракциясы). 43 сорғымен орташа циркуляциялық суармалау 5 жылу алмастырғышта майды ішінара қыздырады және 30-бағанға қайтарылады, ал баланстық мөлшері қондырғыдан шығарылады (фракциясы 350-500 °c). 42 сорғымен төменгі циркуляциялық суармалау 4 және 9 жылу алмастырғыштар арқылы сорылады және 30-бағанға қайтарылады, ал баланстық мөлшер қондырғыдан шығарылады (вакуумдық газойль). Вакуумдық айдау қалдығы 44 гудрон сорғымен 6,7,10 жылу алмастырғыштары арқылы айдалады және қондырғыдан шығарылады.

      ЭЛТҚ-АВТ кешенді қондырғысының негізгі өнімдері 3.109-кестеде келтірілген.

      3.109-кесте. ЭЛТҚ-АВТ өнімдері

р/с
№

Атауы

Пайдалану бағыты

1

2

3

1

НК-150 °С тұрақсыз тікелей айдау бензинді фракциясы (нафта)

НАФТА тұрақтандыру блогына

2

Техникалық мақсаттарға арналған керосин

Керосин тауар паркіне

3

Вакуумдық газойль

Дизель отынының тауарлық паркіне.

4

Тұрмыстық пеш отыны

Дизель отыны паркіне.

5

Мұнай-мазут отыны (қазандық отыны)

Қазандық отын паркіне

6

Көміртекті газ

Отын желісіне.

3.24.2.3. Дистиллятты фракцияларды екінші рет айдау блогы бар мұнайды (газ конденсатын) атмосфералық-вакуумдық айдаудың кешенді қондырғылары

      АВҚ-да өндірілетін дистилляттар (ТС-1 отынынан немесе жарық беретін керосиннен басқа) одан әрі қайта өңделеді. Бұл оларды тар фракцияларға екінші рет айдау, зиянды қоспалардан тазарту немесе дистилляттарға белгілі бір қасиеттер беру үшін химиялық құрамды жақсарту болуы мүмкін. Дистилляттарды одан әрі жақсартудың мүмкін нұсқалары өңделген мұнайдың сапасына байланысты (аз күкірт немесе күкірт, жеңіл немесе ауыр, аз немесе Жоғары парафинді, жоғары хош иісті және т. б.

      АВҚ-да мұнайдан алынатын бензин тұрақтандыруға (газдарды жоюға) ұшырайды және оларды одан әрі өңдеуге сәйкес фракцияларға бөлінеді.

      Жоғары октанды бензиннің компонентін одан әрі алу үшін екінші дистилляция кезінде жеңіл фракция шығарылады (8 °C дейін), ал кең 85 – 180 °C (немесе 90 – 160 °C) риформингке жіберіледі. Кейде НК-85 °С фракциясы изопентан алу арқылы одан әрі изомерлеуге жіберілетін екі бас фракцияға (НК – 62 °С) үдетіледі. (3.70-сурет).


     


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

      Жеке хош иісті көмірсутектер сәйкесінше 62 – 85 °c, 85 – 120 °C және 120 – 140 °С фракцияларын, C6, C7 және C 8 сәйкесінше көмірсутек концентраттарын реформалау арқылы алынады. Бұл бензол, толуол және ксилол фракциясы деп аталады, олардан сәйкесінше бензол, толуол, ксилол (BTK немесе WTH) алынады. Мұнай үлгідегі батыс сібір фракциялар шығуы (в % масс.) бензинге (НК-180 °С): НК бас фракциясы – 62 °С – 10,6; фракция 62 – 85 °С – 14,4; фракция 85 – 120 °С – 23,5; фракция 120 – 140 °С – 17,5; қалдық 140 – 180 °С – 34,0. Бензинді екінші рет айдау қондырғысының (немесе секциясының) әрбір бағанасында 60 тәрелке, жоғарғы жағының температурасы 80 – 105 °С, қысымы 0,18 – 1,28 МПа.

3.24.2.4. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.110 – 3.112-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған ЭЛТҚ-АВТ құрамдастырылған орнату бойынша деректер ұсынылған. (атап айтқанда, "АМӨЗ" ЖШС және "CASPI BITUM "БК" ЖШС – ЭЛТҚ-АВТ орнату).

      3.110-кесте. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

501 612

3 300 000

2

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтс/т

7,2

9,438

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,01

0,025

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

0,001*

0,015*

5

Айналма су

т/т

0,0003

3,78

      *отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде жоғары калориялы отын өндіру үшін МӨЗ мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР 3520 СТ қарастыру қажет.

      3.111-кесте. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының шығарындылары

р/с
№

Ластаушы заттардың және шығарындылардың атауы

Шығарындылар түзілу көзі

Ластаушы заттардың ең аз концентрациясы, (мг/Нм3)

Ластаушы заттардың максималды концентрациясы, (мг/Нм3)

Ластаушы заттардың орташа концентрациясы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (азот оксиді)

Технологиялық пештер

1,339

9,68

5

2

Азот диоксиді (IV) (Азот диоксиді)

0,929

59,59

30

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

3,342

18,265

18

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, Улы газ)

2,189

21,206

21

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қарау.

      3.112-кесте. ЭЛТҚ-АВТ қондырғысының қалдықтары

р/с
№

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың түзілу 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

501612

3300000

14

500

0

0

3.24.3. ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы

3.24.3.1. ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысы туралы жалпы мәліметтер

      ЛК-6у құрамдастырылған қондырғылары Қазақстан Республикасының ПМХЗ және ПКОП 2 МӨЗ-де пайдаланылады.

      ЛК-6у құрамына мыналар кіреді:

      ЭЛТҚ-АТ 100 секциясы,

      нафтаны гидротазарту және каталитикалық риформинг 200/1, 200/2 секциясы;

      дизель отыны мен керосинді гидротазарту және гидродепарафинизациялау 300/1, 300/2 секциясы;

      ГФҚ 400 секциясы;

      ЭЛТҚ-АТ, ЛК–6у құрамдастырылған қондырғысындағы басты болып табылады және қайта өңдеуге арналған 100 секциясы:

      Батыс Сібір және Башқұрт мұнайларының қоспалары;

      Құмкөл мұнай;

      Батыс Сібір және Құмкөл мұнайының қоспалары.

      Технологиялық процестің нәтижесінде ЛК-6У қондырғысының және кәсіпорынның басқа кешендерінің тауарлық өнімі немесе іргелес секцияларының шикізаты ретінде пайдаланылатын мұнай фракциялары алынады.

      Процесс физикалық-химиялық әдістердің көмегімен жүргізіледі: тұзсыздандыру, сусыздандыру, ректификациялау және жылу алмасу.

      100 секциясы екі блоктан тұрады:

      мұнайды қайта өңдеуге түсетін электрмен тұзсыздандыруға, сусыздандыруға арналған ЭЛТҚ блогы;

      мұнайды фракцияларға бөлу жүзеге асырылатын АТ блогы.

      Нафтаны гидротазарту ЛК-6у қондырғысы 200/1 секциясы каталитикалық түрлендірулер арқылы бензин фракцияларының шикізат қоспасындағы күкірт, азот, оттегі бар, органометалл және қанықпаған қосылыстардың құрамын азайтуға және одан әрі нафта B300S тит сплиттері қондырғысына бөлуге бағытталған тұрақты гидрогенизат алуға арналған.

      Нафтаны гидротазарту 200/1 секциясының өнімділігі шикізат бойынша жылына 1,24 млн. т (204,4 м3/сағ) құрайды.

      200/1 секциясының шикізаты:

      1) ЛК-6у кешенінің С-100 секциясының тура айдау бензині (нафта);

      2) ЛК-6у кешенінің С-400 секциясының газ фракциялау қондырғысының (ГФҚ) газ бензині;

      3) вакуумдық газойльді гидротазарту бензині;

      4) ЛК-6у кешенінің С-300/1 секциясы дизель отынын гидротазарту қондырғысының (ДО ГТ) тұрақты бензині;

      5) кокстеу бензині.

      Құрамында сутегі бар газ (ҚСГ) каталитикалық риформингтің с-300/2 керосин ГО секциясынан с-200/1 секциясының бензинін гидротазарту блогына түседі. Сондай-ақ, схемада кәсіпорынның желісінен жанармай құю қондырғысын беру арқылы блоктың жұмыс істеу мүмкіндігі қарастырылған.

      Бөлімнің жұмыс режимі үздіксіз.

      Жұмыс уақыты – жылына 8400 сағат.

      Катализатордың регенерация аралық циклы – 48 ай.

      200/1 секциясының тұрақты жұмыс диапазоны номиналды өнімділіктің 50÷100 %-ын құрайды.

      Каталитикалық риформинг ЛК-6у қондырғысының 200/2 секциясы В300S-K-502 құрамдастырылған изомерлеу қондырғысы мен нафта сплиттері (А100/В300Ѕ) нафта сплиттері текшесінен келетін ауыр нафтаны каталитикалық түрлендіру нәтижесінде автомобиль бензиндері мен техникалық сутегінің жоғары октанды компонентін алуға арналған.

      Құрамында сутегі бар газ (техникалық сутегі) одан әрі сутек өндіру қондырғысының шикізаты ретінде немесе отынды гидротазарту процестерінде пайдаланылады.

      Секцияның жобалық өнімділігі жылына 1000 мың тоннаны құрайды.

      ЛК-6у кешенінің дизель отынын гидротазарту 300/1 секциясы 013/2011 КО ТР 5 сыныбына сәйкес келетін құрамында күкіртті және азотты қосындылары төмен тауарлық дизель отынының компонентін алуға арналған.

      300/1 секциясының шикізаты:

      С-100 ЛК-6у секциясының тура айдау дизель отыны;

      вакуумдық газойльді гидротазарту үшін дизель отыны;

      КТ-1 қондырғысының каталитикалық крекинг жеңіл газойлы;

      кокстеудің жеңіл газойлы;

      кокстеу бензині.

      Секцияның өнімділігі шикізат бойынша жылына 2,3 млн. т (320 м3/сағ) тең.

      Бөлімнің жұмыс режимі үздіксіз.

      Жұмыс уақыты – жылына 8400 сағат.

      Катализатордың регенерация аралық циклы – 48 ай.

      Тұрақты бөлім диапазоны номиналды өнімділіктің 50÷100 %-ын құрайды.

      С-300/2 секциясы – керосинді гидротазарту секциясы – КО ТР 013/2011 Кеден Одағының техникалық регламентінің талаптарына сәйкес келетін КО-1, Джет А-1 отынының сапасына қол жеткізу мақсатында, ЛК-6У (ЭЛТҚ-АТ) қондырғысының 100 секциясының тура айдалатын керосинді фракциясын күкірт-, азот-, оттегі бар қосылыстардан тазартуға арналған.

      Секцияның негізгі өнімі тауарлық өндіріске жіберілетін гидротазаланған керосин болып табылады.

      Жанама өнімдер:

      1) бензин компоненті ретінде пайдаланылатын тұрақсыз нафта;

      2) ЛК-6у пештерін отын ретінде тазартқаннан кейін пайдаланылатын қышқыл газ;

      3) С-200/1 секциясына жіберілетін ҚСГ.

      С-300/2 керосинді гидротазарту секциясының өнімділігі шикізат бойынша жылына 364,5 мың т (55 м3/сағ) құрайды.

      Секцияның жұмыс тәртібі – үздіксіз, тәулік бойы.

      Жұмыс уақыты – жылына 8400 сағат.

      Катализатордың регенерация аралық циклы – 48 ай.

      300/2 секциясының тұрақты жұмыс диапазоны номиналды өнімділіктің 50÷100 %-ын құрайды.

      400 секция (шекті көмірсутектерді газбен фракциялау қондырғысы) ЛК-6у құрамдастырылған қондырғының құрамына кіреді және коммуналдық-тұрмыстық және техникалық мақсаттағы сұйытылған көмірсутекті газдарды, мұнайды бастапқы өңдеудің тұрақсыз бастиектерін қайта өңдеу, дизель отынын гидротазарту және депарафиндеу және каталитикалық риформинг қондырғылары арқылы мұнай-химия өндірістері мен автомобиль бензиндерінің компоненттеріне арналған шикізатты алуға арналған.

      Орнатудың екі нұсқасы бар:

      I нұсқа – пропан және изобутан фракцияларын, н-бутан фракциясын, С5 және одан жоғары фракцияларды алу;

      II нұсқа – пропан мен техникалық бутан (ПБТҚ), техникалық бутан, изопентан, С5 және одан жоғары фракциялар қоспасын алу.

      Қондырғы 1978 жылы пайдалануға берілді.

      Қондырғының қуаттылығы – шикізат бойынша жылына 450000 т.

      3.24.3.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.113 – 3.115-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасының нәтижелері бойынша алынған ЛК-6у құрамдастырылған орнату бойынша деректер ұсынылған.

      3.113-кесте. ЛК-6у қондырғысының энергетикалық ресурстарын тұтыну

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Шикізатты қайта өңдеу

т/жыл

5 400 746

4 493 312

2

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВтс/т

30,134

18,539

3

Жылу энергиясын үлестік тұтыну

Гкал/т

0,0825

0,0688

4

Отынды үлестік тұтыну

т/т

0,04*

0,03*

5

Салқындатқыш су

т/т

-

-

6

Айналма су

т/т

-

-

      *отынның үлестік тұтынылуы көптеген өлшемшарттарға байланысты, оның ішінде жоғары калориялы отын өндіру үшін МӨЗ мүмкіндіктерін ескеру қажет. Сондай-ақ, ҚР 3520 СТ қарастыру қажет.

      3.114-кесте. ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысының шығарындылары

Р/с
№

Ластағыш заттар шығарындыларының атауы

Шығарындылардың түзілу көздері

Шығарындылардың ластағыш затының минималды концентрациясы, (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының максималды концентрациясы, (мг/Нм3)

Шығарындылардың ластағыш затының орташа концентрациясы, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксиді (азот оксиді)

Технологиялық пештер

8,942

198,13

103

2

Азот диоксиді (IV) (Азот диоксиді)

3,1

184,375

93

3

Күкірт диоксиді (Күкіртті ангидрид, Күкіртті газ,
Күкірт (IV) оксиді)

20,51

271,924

92

4

Көміртек оксиді (көміртек тотығы, Улы газ)

1,2

184,739

184

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.115-кесте. ЛК-6у құрамдастырылған қондырғысының қалдықтары

р/с
№

Қалдықтың атауы

Өндіріс көлемі, т/жыл

Қалдықтардың түзілу көлемі, т/жыл

Қалдықтарды орналастыру көлемі, т/жыл


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

4

5

6

7

8

9

1

Мұнайшламдар

4493312

5400746

389,2

616

389,2

616

2

Пайдаланылған катализаторлар

4493312

5400746

290

350

290

350

3.25. Шығарындыларды азайту әдістері

3.25.1. Процесс туралы жалпы мәліметтер

      Атмосфераның улы заттардың шығарылуымен ластануын болдырмау әдістері ескерту және "құбырдың соңында" болып бөлінеді. Отынның жануы нәтижесінде түзілетін заттардың мөлшері - азот оксиді, көміртегі - пештердің құрылымын модернизациялау арқылы азайтуға болады, бұл олардың энергия тиімділігіне ғана емес, сонымен қатар аталған токсиканттардың белгілі бір мөлшерінің түзілуіне жол бермейді. Басқа тәсілі-алдын алу, олардың түзілу процесін реттеу, жану, соның ішінде мониторинг газдар. Кейбір ескерту технологиялары немесе бастапқы шаралар қолданылуы мүмкін болса да, NOX, қатты бөлшектер, H2S, SO2, басқа күкірт қосылыстары және ұшпа органикалық қосылыстар сияқты ластағыш заттар "құбырдың соңында" технологиямен жойылады. МӨЗ шығарындыларды бақылаудың ең кең тараған жүйелерінің бірі-H2S азайту. Бұл жүйелер, әдетте, мұнай өңдеу зауытының жанама өнімі болып табылатын H2S күкіртке (Клаус процесі) түрлендіру үшін аминді өңдеу жүйесін және күкіртсіздендіру қондырғысын қамтиды.

      Алау қондырғылары-қоршаған ортаны атмосфераның шығарындылармен штаттан тыс ластануынан қорғау үшін МӨЗ-де пайдаланылатын басқа әдіс.

      Алау қондырғысы жанғыш буларды немесе газдарды кәдеге жаратуға арналған, сонымен қатар технологиялық режим бұзылған кезде алынған көмірсутектерді төгу және кейіннен жағу үшін қолданылады.

      Алау қондырғылары: кәсіпорынның әртүрлі өндірістерінен газ шығарындыларын (мысалы, көмірсутектер) және арнайы (жеке технологиялық қондырғылардың немесе өндірістердің бөлігі ретінде) өртейтін зауыт.

      Алау қондырғыларын жобалаудың 2 негізгі түрі бар – бұл жабық және ашық типтегі алау қондырғылары.

      Ашық алау жүйесі, әдетте, тігінен орнатылған және биіктігі кемінде 4 м болатын алау бағанасы арқылы газдың тік сызықты өтуін білдіреді.

      Жабық алау жүйелері (сондай-ақ жер үсті алаулары, халық тығыз орналасқан аудандар үшін алаулар немесе "термиялық тотығу алаулары" деп аталады) жылжымалы (тіркемелерде), штативтерде, көлденең және сирек биіктікте жасалады. Жабық алау қондырғылар "жер үсті" деген тағы бір атауға ие болды.

      Көлденең алау қондырғылары тұрақты, апатты және мерзімді алау төгінділерін түтінсіз кәдеге жаратуға арналған.

      Мұнай өңдеу зауыттары көбінесе елді мекендердің жанында немесе тікелей елді мекендерде орналасқандықтан, МӨЗ-де, әдетте, жабық алаулар қолданылады.

      Жабық алау жүйелерінің артықшылықтары:

      1) түтіннің, будың, көрінетін жалынның, иістің болмауы;

      2) шу төмен деңгейі;

      3) шағын және бақыланатын шығарындылар;

      4) жылу шлейфінің болмауы;

      5) барлық басқару органдарына оңай қол жеткізе алатын қарапайым басқару жүйесі;

      6) барлық тораптарға жерден қызмет көрсету ыңғайлылығы (мысалы, кезекші оттықтар барлық жүйені тоқтатпай алынуы мүмкін);

      7) жылу сәулесінің болмауы (арнайы жылу экранын салудың қажеті жоқ);

      8) кез келген сұйық және газ тәрізді қалдықтарды қауіпсіз және сенімді жою. Жабық алау жүйесі екі жүйенің бірімен жабдықталуы мүмкін;

      9) жылуды жою: бұл суық қалдықтардың ағынын алдын-ала қыздыру (жылу алмастырғыш арқылы), оларды тиімді жағу үшін немесе су буын алу үшін қазандық болуы мүмкін.

      Егер осы объектідегі рекуперативті энергияны пайдалануға болатын болса, онда жобалау кезінде осы және басқа кәдеге жарату жүйесін қолдану туралы мәселені қарастырған жөн.

3.25.2. Шығарындылар мен тұтынудың ағымдағы деңгейлері

      3.116 – 3.118-кестелерде Ресей Федерациясы мен Еуразиялық Одақтың МӨЗ тәжірибесінің нәтижелері, сондай-ақ Қазақстан Республикасының МӨЗ сауалнамасы бойынша алынған алау қондырғыларынан алынған деректер ұсынылған.

      3.116-кесте. Энергетикалық ресурстарды алау қондырғыларымен тұтыну

р/с
№

Энергетикалық ресурстардың атауы

Энергетикалық ресурстардың өлшем бірліктері

Жылына энергетикалық ресурстардың максималды шығыны

Жылына энергетикалық ресурстардың минималды шығыны

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясын үлестік тұтыну

кВт*сағ/т

36,9

567,2

2

Буды үлестік тұтыну

Гкал

0,0018

2,5

3

Салқындатқыш су

м3/т

0,003

0,004

4

Отынды үлестік тұтыну

ш.о.т.

0,023

0,12

      3.117-кесте. Алау қондырғыларының ластағыш заттар шығарындыларының орташа мәндері

р/с №

Ластағыш заттар шығарындыларының атауы

Ластағыш заттар шығарындыларының жылдық массасы, т

Шығарындылардың ластағыш затының минималды концентрациясы, г/с

Шығарындылардың ластағыш затының максималды концентрациясы, г/с

Ластағыш заттың орташа шығарындысы, г/с

1

2

3

4

5

6

1

Азот оксиді

0,23 - 34,4

0,007

2,6

5,05

2

Азот диоксиді

1,01 - 211,8

0,03

104,6

52,3

3

Күкірт диоксиді

0,05 - 5774,9

0,052

272,1

-

4

Көміртек оксиді

12 - 1764,8

0,38

697,28

348,83

      Сарқынды сулар сарқынды суларды тазартудың орталықтандырылған жүйелерінде тазартылады және одан кейін ағызу орындарына шығарылады, осы бөлімнің 3.27-тармағын қараңыз.

      3.118-кесте. Алау қондырғыларының қалдықтары

р/с
№

Қалдықтың атауы

Референтті жылы түзілген қалдықтың массасы, т

Қалдықтарды кәдеге жарату (қайта пайдалану) немесе залалсыздандыру тәсілінің атауы

1

2

4

5

1

Сыйымдылықтар мен құбыржолдарды мұнай мен мұнай өнімдерінен тазарту шламы

20

Өңдеу

2

Мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен ластанған құм (мұнай және мұнай өнімдерінің құрамы 15 % және одан астам)

0,4 - 4

Өңдеу

3

Турбиналық минералды майлардың қалдықтары

0,07 - 8,3

Қайталама пайдалану

4

Индустриялық пайдаланылған майлар

8,3

Қайталама пайдалану

3.26. Сарқынды суларды тазарту

      Сарқынды сулардың құрамында салқындатқыш су, технологиялық су, тұрмыстық су және нөсер суы бар. Сарқынды сулардың мөлшері өндіріліп, олардың сипаттамалары МӨЗ технологиялық конфигурациясына байланысты. Сипаттамалары уақыт өте келе өзгеруі мүмкін және мұнай өңдеу зауыттарының күрделілігіне, шикізаттың өзгеруіне, мұнай-химия кешендерімен интеграцияға және т. б. байланысты бір объектіден екіншісіне өзгеруі мүмкін.

      Сарқынды сулар әдетте жергілікті және орталықтандырылған сарқынды суларды тазарту жүйелерінде тазаланады, содан кейін ағызу орындарына жіберіледі. Мұнай өңдеу қондырғыларынан су мен үрлеу ағындары еріген газдармен, еріген және эмульсияланған көмірсутектермен және тоқтатылған бөлшектермен ластануы мүмкін. Мұнай өңдеу зауыттарының барлық дерлік процестері дистилляция мен бөлу процестерін күшейту үшін буды тұтынады. Бұл аммиак, күкіртсутек және көмірсутектері бар қышқыл су ағындарының (конденсаттардың) түзілуіне алып келеді. Бұл суларды сарқынды сулар немесе сарқынды су ретінде қайта пайдалану алдында тазарту керек.

      Басым климатқа байланысты нөсер мен жаңбыр сулары МӨЗ тазартылуы керек айтарлықтай ағындарды қалыптастыруы мүмкін. Жаңбыр суы сонымен қатар мұнай өнімдерімен ластанған беттермен (жер үсті сарқынды сулары) байланыста болуы мүмкін. Сонымен қатар, коммуналдық сарқынды сулар, салқындату жүйелерінен ағызу және өрт суы ластанған судың көзі болып табылады, оны бақылауға және тазартуға және/немесе қайта пайдалануға жіберуге болады. Сарқынды сулардың ластануының негізгі көрсеткіштері 1.6.3-бөлімде келтірілген.

      Құрамында 30-40 г/л дейін мұнай өнімдері, 15 г/л дейін хлоридтер бар электр тұзсыздандыру қондырғыларының (ЭЛТҚ) сарқынды сулары аса қауіпті; олардың жоғары минералдануы оларды айналым сумен жабдықтауда пайдалануға кедергі келтіреді. МӨЗ қалған сарқынды суларында мұнай өнімдері (1 литрге бірнеше жүз миллиграммнан), күкіртсутек, аммиак, меркаптандар, сульфидтер, фенолдар бар. БПК 100-ден 850 мг(О)/дм3-ге дейін, ХПК – 150-ден 1700 мг(О)/дм3-ге дейін ауытқиды. Арнайы тазалауды қажет ететін күкірт-сілтілі сарқынды сулар кезеңділікпен түзіледі. Сонымен қатар, зауыттардың тазарту қондырғыларына көбінесе зауыт пен тұрғын үй массивтерінен тұрмыстық сарқынды сулар беріледі.

3.26.1. Сарқынды суларды тазарту әдістері

      МӨЗ сарқынды суларында олардың құрамына байланысты әртүрлі түзілу көздері бар (1.6.3-бөлімнің 1.17-кестесін қараңыз). Өндірістік сарқынды суларға технологиялық қондырғылар алаңдарындағы нөсер сулары да қосылады. Үлгілік МӨЗ топтары бойынша сарқынды сулардың сипаттамасы 3.119-кестеде келтірілген.

      3.119-кесте. Типтік МӨЗ-дің сарқынды суларының сипаттамасы

р/с
№

Сарқынды сулардың түрлері

Заттардың концентрациясы, мг/л

Фенол

Қалқыма заттар

Мұнай өнімдері

Сульфидтер

Құрғақ қалдық

1

2

3

4

5

6

7

1

Құрамында мұнайы бар бейтараптар

-

100 - 300

1000 - 8000

-

700 - 1500

2

Құрамында тұзы бар (ЭЛТҚ сарқындылары)

10 - 20

300 - 800

1000 - 10000

30000 - 40000

30000 - 40000

3

Күкіртті-сілтілі

6000 - 12000

300

8000 - 14000

30000 - 50000

-

4

Қышқыл

-

-

2500

-

-

      Мұнай өңдеу зауыттарында екі негізгі жүйе көзделеді:

      I жүйе – құрамында мұнайы бар бейтарап өндірістік және өндірістік-нөсер сарқынды суларын бұру және тазарту үшін;

      II жүйе – құрамында мұнай, мұнай өнімдері және мұнай эмульсиялары, тұздар, реагенттер және басқа да органикалық және бейорганикалық заттар бар өндірістік сарқынды суларды бұру және тазарту үшін.

      Сарқынды сулар зауыттардың тазарту қондырғыларында тазарту схемасына сәйкес жүзеге асырылады: құм ұстағыш – мұнай ұстағыш – бастапқы радиалды тұндырғыштар – флотаторлар – аэротенктер – екінші радиалды тұндырғыштар – қосымша тазарту флотаторлары – буферлік тоған – ағызу коллекторы – жинақтағыш тоғандар (буландырғыш тоғандар).

      МӨЗ сарқынды суларын ластануына және тазаланатын судың сапасына қойылатын талаптарға байланысты тазарту үшін тазартудың негізгі үш сатысын қамтитын тазарту схемасы пайдаланылады:

      1) ірі ұнтақталған қоспадан механикалық тазарту;

      2) коллоидты бөлшектерден физикалық және химиялық тазарту;

      3) органикалық еріген қоспалардан биологиялық тазарту.

      Механикалық тазарту – мұнай өңдеу зауыттарының сарқынды суларын тазартудың негізгі және кең таралған әдістерінің бірі. Ол ерімеген қоспаларды оқшаулау үшін қолданылады. Механикалық тазарту құм тұтқыштарда, тұндырғыштарда, гидроциклондарда, центрифугаларда, флотаторларда және сүзгілерде жүзеге асырылады.

      Эмульсияланған мұнай өнімдері мен қалқыма заттар кварц құмында, ұсақталған антрацитте және т.б. сүзу арқылы шығарылады, әуе флотациясы сарқынды сулардан мөлшері 150 мкм-ден аз эмульсияланған заттар мен коллоидты бөлшектердің шығарылуын қамтамасыз етеді.

      Сарқынды суларды тұрмыстық сарқынды сулардан механикалық тазарту ерімейтін қоспалардың 60 – 70 %-ын, ал өнеркәсіптік сарқынды сулардан 95 %-ға дейін шығарады. Жауын-шашын ағындарын механикалық тазарту схемасы 3.71-суретте көрсетілген.

     


      3.71-сурет. Нөсер суларын механикалық тазарту схемасы

      Физикалық-химиялық әдістер құрамында мұнай бар сарқынды суларды коллоидты және еріген ластағыш заттардан тазарту үшін қолданылады, механикалық тазарту құрылыстарынан кейін судағы мөлшері өзгеріссіз қалады.

      Көбінесе коагуляция, электрокоагуляция, флокуляция және сорбция сияқты физика-химиялық әдістер қолданылады.

      Адсорбция бактериялық шабуылға қиын органикалық заттарды сарқынды сулардан шығару үшін кеңінен қолданылады. Белсендірілген көмір-ең көп таралған өнеркәсіптік адсорбент. Сарқынды суларды тазарту құрылғысының схемасы 3.72-суретте көрсетілген.

     


      3.72-сурет. Сарқынды суларды тазарту қондырғысының схемасы

      Биохимиялық тазарту – қайта сумен жабдықтау жүйелерінде қайта пайдалану алдында да, қайта пайдалану алдында да мұнай өңдеу зауыттарының сарқынды суларын тазартудың негізгі әдістерінің бірі. Биохимиялық әдістер гетеротрофты микроорганизмдердің тіршілік әрекетінің табиғи процестеріне негізделген. Микроорганизмдер қарапайым және күрделі құрылымның әртүрлі сыныптарындағы көмірсутектерді қолдана алады.

      Биологиялық тазарту кезінде ерітілген органикалық заттар микроорганизмдердің көмегімен оттегінің қатысуымен (аэробты процесс) немесе оттегі болмаған кезде (анаэробты) биологиялық ыдырауға ұшырайды.

      Аэробты тәсілі суларды тазарту МӨЗ-де кең тараған түрі болып табылады. Тазарту үшін оттегі кіретін және суды қанықтыратын аэротенктер қолданылады.

      Аэротенк қайталама ағартқышпен бірге жұмыс істейді. Биореакторда қолайлы жағдайлар жасалған органикалық заттарды микроорганизмдермен тотығу процесі жүреді (3.73-сурет).

     


      3.73-сурет. Сарқынды суларды биологиялық тазарту схемасы

     



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

Нормативтік-тазартылған суды кәдеге жарату

      Зауыттар сарқынды суларды нормативті тазартылған" санаты бойынша жинақтағыш тоғанға жібереді. Жинақтағыш тоғандар сарқынды суларды табиғи биологиялық тазартуға арналған жасанды су объектілеріне жатады. Жинақтағыш тоғанның сарқынды суларды қабылдағышының параметрлері сарқынды сулармен ластағыш заттарды төгу лимитін есептеуді жүргізу үшін қажетті техникалық, морфологиялық және гидрологиялық сипаттамалар негізінде белгіленеді.

      Жинақтағыш тоғандар тек қана зауыттың сарқынды суларының жинақтағышы болып табылмайды, оған өнеркәсіптік және коммуналдық мақсаттағы барлық объектілерден сарқынды сулар жіберілуі мүмкін.

3.26.2. Ластағыш заттар төгінділерінің ағымдағы деңгейлері

      Сараптамалық бағалауға енгізілген кәсіпорындардан су бұрудың жалпы көлемі бойынша, қаралатын кәсіпорындардың төгінділеріндегі ластағыш заттардың жалпы мәндері бойынша, сондай-ақ негізгі ластағыш заттар төгінділерінің үлестік мәндері бойынша ақпарат 1.6.3-бөлімде ұсынылған.

      Қазақстан Республикасының мұнай өңдеу кәсіпорындарында сарқынды сулардың бір жалпы зауыттық шығарылымы бар, ол арқылы жинақтағыш тоғанға тазартылғаннан кейін аралас өндірістік, шаруашылық-тұрмыстық сарқынды және дренажды сулар ағызылады (1.6.3-қараңыз). Су қоймаларындағы ластағыш заттардың ШЖК [126] сәйкес қабылданады.

      Су объектілеріне төгінділерді нормалау мақсатында жол берілетін шекті концентрация ретінде су объектісінің су пайдалану түріне сәйкес келетін концентрациялар қабылданады.

      Шекті жол берілетін ағызуларды (ШЖА) есептеу [127] сәйкес жүргізіледі.

      МӨЗ үшін ШЖА шекті жол берілетін ағызулар нормативтері су пайдалану орындарындағы ластағыш заттардың шекті жол берілетін концентрациясын, су объектісінің ассимиляциялау қабілетін, массаны, шығарылатын заттарды оңтайлы бөлуді, жинақтағыш-тоғанның фондық концентрацияларын ескере отырып белгіленеді.

      Кәсіпорындарда ШЖА нормативтерінің сақталуын бақылау сарқынды суларды шығару нүктесінде және жинақтағыш тоғанда тікелей жүзеге асырылады. Талдау нәтижелері бойынша нормативтік белгіленген параметрлермен салыстырғанда асып кеткен жағдайда тазарту құрылыстарының жұмысын жақсарту немесе сынамаларды іріктеу және талдауларды орындау жөніндегі іс-шаралар көзделуге тиіс. Бұл ретте сарқынды сулар құрамының өзгеру себебін анықтау және сарқынды сулардың апатты ағызылуын немесе өзге де қалыптасқан жағдайды жою жөнінде шаралар қабылдау қажет.

      Су сапасын нормалау қоршаған ортаға, ең алдымен жер асты суларына әсер етпейтін су қоймаларының құрамы мен қасиеттері көрсеткіштерінің рұқсат етілген мәндерінің жиынтығын анықтаудан тұрады. МӨЗ өндірістік мониторинг бағдарламасына сәйкес: қалқыма заттар, нитраттар, нитриттер, БПК толық, сульфаттар, хлоридтер, мұнай өнімдері, аммоний азоты, фенолдар (ұшпалы), беттік-белсенді заттар өлшенеді.

      Жұмыс істеп тұрған кәсіпорындар үшін ШЖБТ нормативтері жыл сайын жүргізілетін қоршаған орта мониторингінің нәтижелері бойынша нақтыланады. Белгіленген ШЖБТ және сарқынды сулардағы ластағыш заттардың тиісті концентрациясы кемінде он жылда бір рет қайта қаралады.

      Су қабылдағыштың суында шекті жол берілетін концентрация белгіленген ШЖК және зияндылықтың лимиттеуші белгісін көрсете отырып, жинақтағыш тоғанға ағызылатын МӨЗ сарқынды суларының құрамындағы ластағыш заттардың тізбесі 3.120-кестеде келтірілген.

      3.120-кесте. МӨЗ-дің сарқынды суларының құрамындағы ластағыш заттардың тізбесі

р/с
№

Заттың атауы

ЩЖК,
мг/дм3

Зияндылықты шектейтін белгі

1

2

3

4

1

Қалқыма заттар

Сфакт+ 0,75

-

2

Хлоридтер

350

Органолептикалық

3

Сульфаттар

500

Органолептикалық

4

Нитраттар

45

Санитарлық-токсикологиялық

5

Нитриттер

3,3

Санитарлық-токсикологиялық

6

Феноды индексі

0,25

-

7

Азот аммонийі

2,0

Санитарлық-токсикологиялық

8

Толық ОБТ
(мг О2/дм3 )

6,0

-

9

БАЗ

0,5

-

10

Құрғақ қалдық

1000 (1500)

-

11

Мұнай өнімдері

0,3

Органолептикалық

      МӨЗ объектілерінің сарқынды суларымен ластағыш заттардың жинақтау тоғандарына ағызулардың нормативтері осы анықтамалықты әзірлеу кезінде МӨЗ ШЖА жобалары бойынша келтірілген 3.121-кестеде келтірілген.

      3.121-кесте. МӨЗ-дің сарқынды суларындағы ластағыш заттардың СШЖА жол берілетін концентрациясы

р/с №

Ластағыш заттардың атауы

Су жинақтағыш Сфоны, мг/дм3

ШЖК, мг/дм3

Ағызудағы Сфактісі, мг/дм3

Қол жетімді СШЖА, мг/дм3

АМӨЗ

ПМХЗ

ПКОП

Каспи Битум

АМӨЗ

ПМХЗ

ПКОП

Каспи Битум

АМӨЗ

ПМХЗ

ПКОП

Каспи Битум

АМӨЗ

ПМХЗ

ПКОП

Каспи Битум


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1

Қалқыма заттар, мг/дм3

13,5

19,792

9,6

-

Сфон +0,75

Сфон +0,75

Сфон +0,75

Сфон +0,75

7,44

20,9

13,7

8,47

108,82

20,542

13,7

35

2

Толық ОБТ

19,41

8,08

11,6

0,81

6,00

6,00

6,00

6,00

15,34

15,79

18,00

3,10

8,57

15,79

18,00

6,00

3

Мұнай өнімдері, мг/дм3

2,57

0,81

2,30

-

0,30

0,30

0,30

0,30

2,00

3,12

4,60

0,26

0,10

3,12

4,60

4,00

4

Аммонийлі азот, мг/дм3

45,60

42,33

6,70

6,24

2,00

2,00

2,00

2,00

9,78

55,20

13,10

0,88

2,00

55,20

13,10

2,00

5

Нитриттер, мг/дм3

11,61

0,15

4,50

-

3,30

3,30

3,30

3,30

2,63

2,40

7,70

0,12

3,30

2,40

7,70

3,30

6

Нитраттар, мг/дм3

68,67

5,76

43,00

20,40

45,00

45,00

45,00

45,00

108,27

26,88

44,00

1,75

45,00

26,88

44,00

45,00

7

Хлоридтер, мг/дм3

1131,70

378,92

193,03

20719,00

350,00

350,00

350,00

350,00

717,29

167,00

960,00

500,68

350,00

167,00

730,00

1400,00

8

Сульфаттар, мг/дм3

1338,52

1376,9

312,20

3925,00

500,00

500,00

500,00

500,00

620,01

642,00

1550,0

667,50

500,00

642,00

1025,00

1500,00

9

Фенолдар, мг/дм3

0,18

0,008

0,0048

-

0,25

0,25

0,25

0,25

0,24

0,09

0,20

-

0,04

0,09

0,20

-

10

СББЗ, мг/дм3

0,6

0,27

0,18

0,10

0,50

0,50

0,50

0,50

0,68

0,52

2,20

-

0,50

0,52

2,20

6,00

11

Темір

1,26

-

-

0,425

0,3

0,3

0,3

0,3

0,62

-

-

0,3

0,3


-

0,30

12

ХОТ

69

-

44,5

225

30

30

30

30

68,52

-

53,3

53,54

30


53,3

90,00

13

Құрғақ қалдық

3647

-

999,03

-

1000 - 1500

1000 - 1500

1000 - 1500

1000 - 1500

3348,7

-

5200

-

1500


5200

-

14

Фосфаттар

6,90

-

0,40

-

3,50

3,50

3,50

3,50

9,34

-

16,2

0,12

3,5


16,20

3,50

15

Сульфидтер

-

-

0,2

-

-

-

-

-

-

-

2,20

-

-

-

2,20

-


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

      Осы бөлімде осы анықтамалықта қамтылған қолдану саласы шеңберінде экологиялық қорғаудың, энергетикалық көрсеткіштердің, ресурсты үнемдеудің жоғары деңгейіне қол жеткізу үшін әлеуеті бар жалпы техникалар сипатталады.

      Осы бөлім өндірістік циклдің технологиялық процестеріне интеграцияланған қоршаған ортаны қорғауды басқару жүйелерін қамтиды. Қалдықтарды, сондай-ақ оңтайландыру және қайта пайдалану есебінен шикізатты, су мен энергияны тұтынуды қысқартуға мүмкіндік беретін техниканы қалыптастыру мен кәдеге жаратудың алдын алу мәселелері қарастырылуда. Сипатталған әдістер экологиялық зардаптардың алдын алу немесе шектеу үшін қолданылатын шараларды қамтиды.

      2-бөлімде техникаларды ЕОҚТ-ға жатқызу үшін бірқатар өлшемшарттары белгіленген. 4.1-кестеде келтірілген стандартты құрылым 2-бөлімде белгіленген ЕОҚТ-ға жатқызу әдіснамасына сәйкес техниканы салыстыру және бағалау үшін әр техника бойынша ақпаратты ұсыну үшін қолданылады.

      4.1-кесте. Аталған бөлімде сипатталған әрбір техника бойынша ақпарат

Р/с
№

Бөлім тақырыптары

1

2

1

Сипаттама

2

Техникалық сипаттама

3

Экологиялық пайдаға қол жеткізілді

4

Қоршаған орта өнімділігі және өнімділік деректері

5

Кросс-медиа әсерлері

6

Қолданылуы

7

Экономика

8

Іске асыру әсері

9

Анықтамалық әдебиет

      Бөлім техниканың толық тізімін қамтымайды. Қоршаған ортаны қорғау деңгейі қамтамасыз етілген жағдайда басқа техникалар пайдаланылуы мүмкін.

      4.2-кестеде әрбір сипатталған қызмет түрі немесе қайта өңдеу процесі үшін 4 және 5-бөлімдерде қаралатын техникалардың саны келтіріледі. 4.2-кестеде 4 және 5-бөлімдерде қарастырылған техникалардың санына шолу берілген.

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

Р/с
№

Тараудың бөлімі
(тармақша)

Қызметі/процесс

Процестерге арналған техникалар саны:

1

2

3

4

1

4.1 – 4.8

Жалпы техника

8

2

5.1

Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

5

3

5.2

Мұнайды бастапқы айдау

3

4

5.3

Вакуумдық айдау процесі

2

5

5.4

Гидрогенизациялық процестер

5

6

5.5

Каталитикалық риформинг

3

7

5.6

Изомеризация

2

8

5.7

Висбрекинг және басқа да термиялық реакциялар

3

9

5.8

Этерификация

1

10

5.9

Каталитикалық крекинг

15

11

5.10

Олигомеризация


12

5.11

Адсорбция процестері


13

5.12

Кокстеу процестері

11

14

5.13

Битум өндірісі

5

15

5.14

Күкіртсутекті қайта өңдеу


16

5.15

Сутегі өндірісі

4

17

5.16

Хош иісті көмірсутектер өндірісі


18

5.17

Мұнай өңдеу материалдарын сақтау және тасымалдау

19

19

5.18

Табиғи газды және ілеспе газды дайындау және қайта өңдеу

6

20

5.19

Табиғи және ілеспе мұнай газын бөлу процесі

8

21

5.20

Салқындату жүйелері

3

22

5.21

Энергетикалық жүйе

20

23

5.22

Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқару


24

5.23

Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату


25

5.24

Құрамдастырылған / кешенді қондырғылар


26

5.25

Шығарындыларды азайту әдістері

12

27

5.26

Бөлінетін газдарды азайту және оларды өңдеу

10

28

5.27

Сарқынды суларды тазарту

5

29

5.28

Шуды болдырмау және азайту

1

ЖИЫНЫ:

151

      Өндірісті басқару және ұйымдастыру тәсілдерін жетілдіру, жобалау құжаттамасын әзірлеу сатысында көмірсутек шикізатын қайта өңдеу объектілерінің қоршаған ортаға әсер ету аспектілерін есепке алу, қоршаған ортаға ең аз ықтимал теріс әсері бар материалдар мен реагенттерді таңдау бойынша жалпы ұйымдастыру іс-шаралары, минималды қалдықты/қалдықсыз технологияларға көшу бойынша іс-шаралар, өндіріс логистикасы, өндірістік процестің тиімділігін бақылау қоршаған ортаға жүктемені азайтуға әкеп соғады., өндірістік процестерді басқарудың автоматтандырылған жүйелерін ендіру, өндірісті апатсыз пайдалануды қамтамасыз ету, персоналды даярлау және біліктілігін арттыру және т.б.

4.1. Экологиялық менеджмент жүйесі

      Сипаты

      Экологиялық менеджмент жүйесі (бұдан әрі – ЭМЖ) – экологиялық аспектілерді басқару, қабылданған міндеттемелерді орындау үшін пайдаланылатын және тәуекелдер мен мүмкіндіктерді ескеретін менеджмент жүйесінің бөлігі.

      Техникалық сипаттау

      ЭМЖ – өндірістік процесс операторларына экологиялық проблемаларды жүйелі және көрнекі түрде шешуге мүмкіндік беретін техника. ЭМЖ ең тиімді және тиімді, онда ол өндірістік процесті жалпы басқару мен пайдаланудың ажырамас бөлігі болып табылады.

      ЭМЖ оператордың назарын өндірістік процестің экологиялық сипаттамаларына, қалыпты және басқа да қалыпты жұмыс жағдайлары үшін нақты жұмыс процедураларын қолдану арқылы, сондай-ақ жауапкершіліктің тиісті салаларын анықтау арқылы бағыттайды.

      Барлық тиімді ЭМЖ қоршаған ортаны басқару процесін үздіксіз жетілдіру тұжырымдамасын қамтиды. Басқарудың әртүрлі модельдері бар, бірақ ЭМЖ-нің көпшілігі Деминг цикліне (PDCA) негізделген: "жоспарлау – орындау – тексеру – жетілдіру (түзету)", ол компанияны басқарудың басқа контекстінде кеңінен қолданылады. Деминг циклі-бұл интерактивті динамикалық модель, онда бір циклдің аяқталуы келесі циклдің басына түседі (4.1-суретті қараңыз).

     


4.1-кесте. ЭМЖ моделін жүйелі жетілдіру

      ЭМЖ мынадай компоненттерді қамтуы мүмкін:

      1) көшбасшылық және басшылықтың міндеттемесі, оның ішінде жоғары басшылық;

      2) кәсіпорынның тіршілік ету ортасын (контекстін) және оның қызметінің барлық аспектілеріне әсер ететін факторларды анықтау және түсіну;

      3) ЭМЖ қолдану саласын және кәсіпорын басқара алатын экологиялық аспектілерді айқындау;

      4) басшылықтың өндірістік процесті тұрақты жетілдіруді қамтитын экологиялық саясатты айқындау;

      5) мыналарға жататын тәуекелдер мен мүмкіндіктерді айқындау:

      экологиялық аспектілері;

      қабылданған міндеттемелер;

      қоршаған ортаға (контекстке) және мүдделі тараптардың қажеттіліктері мен үміттеріне сәйкес анықталған басқа факторлар мен талаптар;

      6) қаржылық жоспарлаумен және инвестициялармен үйлесімде, сондай-ақ жаңа қондырғыны жобалау кезеңінде және оны пайдаланудың барлық мерзімі ішінде қондырғыны пайдаланудан шығару мүмкіндігінің нәтижесінде қоршаған ортаға әсерді ескере отырып, қажетті рәсімдерді, мақсаттар мен міндеттерді жоспарлау және белгілеу;

      7) ерекше назар аударатын рәсімдерді жүзеге асыру:

      құрылымы мен жауапкершілігі;

      оқыту, хабардарлық және құзыреттілік;

      байланыс;

      қызметкерлерді тарту;

      құжаттама;

      технологиялық үдерісті тиімді басқару;

      техникалық қызмет көрсету бағдарламалары бойынша;

      төтенше жағдайларға дайындық және оларға ден қою;

      экологиялық заңнаманың сақталуын қамтамасыз ету;

      8) өнімділікті тексеру және ерекше назар аудара отырып, түзету шараларын қабылдау:

      мониторинг және өлшеу;

      түзету және ескерту әрекеттеріне;

      жазбаларды жүргізу;

      ЭМЖ-нің жоспарланған іс-шараларға сәйкестігін анықтау мақсатында тәуелсіз (іс жүзінде жүзеге асырылатын) ішкі және сыртқы аудитті жүргізу және ол тиісті түрде енгізіліп, қолдау тапты ма;

      9) ЭМЖ-ні және оның тұрақты жарамдылығын, сәйкестігін және тиімділігін талдауды жоғары басшылық жүзеге асырады;

      10) тұрақты экологиялық декларацияны дайындау;

      11) сертификаттау жөніндегі органның немесе ЭМЖ сыртқы верификаторының валидациясы;

      12) салалық бенчмаркингті тұрақты негізде қолдану.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ЭМЖ экологиялық аспектілерді басқаруға ықпал етеді және өндіріс процесінің экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсартуды қолдайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Аталған ЕОҚТ экологиялық және пайдалану көрсеткіштері жоқ.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қоршаған ортаға алғашқы әсерді және ЭМЖ контекстінде жақсарту мүмкіндіктерін жүйелі түрде талдау барлық қызмет бағыттары мен экологиялық ортаны сақтау үшін ең жақсы шешімдерді бағалауға негіз болады.

      Қолданылуы

      Жоғарыда сипатталған экологиялық басқару жүйесіне кіретін компоненттер осы анықтамалықтың шеңберінде технологиялық процестердің барлық түрлеріне қолданылуы мүмкін. ЕМЖ көлемі (мысалы, толық деңгейі) және сипаты (мысалы, стандартты немесе стандартты емес) технологиялық процестің сипатына, ауқымына және күрделілігіне, сондай-ақ ол көрсете алатын экологиялық әсер ету деңгейіне байланысты болады.

      ЭМЖ Қазақстан Республикасындағы мұнай-газ өңдеу бойынша барлық ірі зауыттарда енгізілді.

      Экономика

      Тиімді ЭМЖ енгізу мен қолдаудан шығындар мен экономикалық пайданы анықтауды бағалау қиын. ЭМЖ-ді қолданудың нәтижесі болып табылатын қолданыстағы экономикалық пайда процестен процеске дейін әр түрлі болады. Экономикалық пайда табиғи ресурстарды тұтынуды азайту, табиғи ортаны пайдалану ақысын азайту, процестерді оңтайландыру және т. б.

      Ендірудің әсері

      ЭМЖ енгізу кезінде қол жеткізілген әсерлер:

      экологиялық көрсеткіштерді жақсарту;

      клиенттердің, реттеуші органдардың, банктердің, сақтандыру компанияларының немесе басқа да мүдделі тараптардың (мысалы, объектіге тікелей жақын жерде тұратын немесе жұмыс істейтін адамдардың) экологиялық талаптарын орындау үшін пайдаланылуы мүмкін компанияның экологиялық аспектілерін түсінуді жақсарту;

      шешім қабылдау үшін жетілдірілген негіз;

      (мысалы, менеджерлер қоршаған ортаға әсер бақыланатынына сенімді бола алады, ал экологиялық жауапты компанияда жұмыс істейтін қызметкерлер);

      өндірістік шығындарды азайту және өнім сапасын жақсарту үшін қосымша мүмкіндіктер;

      компанияның имиджін жақсарту.

      Анықтамалық әдебиет

      [66], [82], [83], [84].

4.2. Су ресурстарын басқару

      Сипаты

      Бұл техника "маркерлік заттар" ретінде жіктелген заттардың суға төгілуін анықтау және азайту стратегиясы болып табылады.

      Тиісті стратегия іске асырылуы және мынадай қадамдарды қамтуы мүмкін:

      1) мұнай өңдеу объектілерінде тасталуы мүмкін заттардың тізбесін белгілеу және олардан жеке технологиялық процесті немесе технологиялық процестердің жиынтығын сипаттайтын "маркерлік заттарды" бөлу;

      2) кәсіпорында әзірленетін мониторинг бағдарламасына қосылуы сарқынды суларды тазарту процесін басқару үшін мониторинг нәтижелерін пайдалану әдістері, кезеңділігі, нәтижелерін ұсыну және жауапкершілігі;

      3) қалыпты пайдалану жағдайларында мониторинг бағдарламасын орындау шеңберінде сынамаларды іріктеу кестесін (кезеңдік немесе тұрақты кесте) қалыптастыру;

      4) егер бақыланатын көрсеткіштердің мәндері өте төмен болса, мониторинг бағдарламасын орындау шеңберінде сынамалар айналысының кезеңдік графигі үшін неғұрлым қолайлы кезеңді, мысалы, алты айлық немесе жыл сайынғы анықтау;

      5) нәтижелерді талдау және ЭМЖ-ге енгізілетін тиісті "маркерлік заттардың" ағызуларын қысқарту бойынша нақты іс-қимыл жоспарын әзірлеу, мысалы, бақыланатын заттардың тізбесіне тұрақты мониторинг кестесіне енгізу. Бақыланатын заттар шоғырлануының нормативтік мәндері немесе жалпы төгінді мәндері артқан жағдайда асып кету себептеріне талдау жүргізу, талдау нәтижелері бойынша бақыланатын заттар төгінділерін төмендету жөніндегі іс-шараларды әзірлеу немесе өндірісті жаңғырту бағдарламасына тиісті техникалық өзгерістерді енгізу қажет.

      Техникалық сипаттау

      Осы ЕҚТ сипаттамасы нақты қадамдарды белгілемейді және кәсіпорын иесіне қоршаған ортаға "маркерлік заттарды" тастау көрсеткіштерін жақсарту үшін іс-қимыл жасауға мүмкіндік береді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнай өңдеудің ластағыш заттарының төгінділерін біртіндеп азайту. Ластағыш қауіпті заттар үшін-ағызуларды тоқтату немесе кезеңділікпен тоқтату.

      Қолданылуы

      Қолданыстағы процестерге және МӨЗ қондырғыларына қолданылады.

      Экономика

      Шығындар бақыланатын заттардың жалпы санына және белгілі бір объект үшін ерекшелігі бар мерзімді бақылау бағдарламасының ұзақтығына байланысты өзгереді. Кейбір жағдайларда МӨЗ-де тұтынылатын судағы ластағыш заттардың көлемін есептеу қажет болуы мүмкін, бұл сынамалар мен талдаулардың санын арттыруы мүмкін.

      Ендірудің әсері

      Қазақстан Республикасының экологиялық заңнамасы қағидаттарын сақтау.

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

      Сипаты

      МӨЗ және ТӨЗ газ тәрізді және сұйық отын түрлерін тұтынушылар болып табылады, олар өз кезегінде әртүрлі технологиялық процестердің жанама өнімдері болып табылады. Пайдаланылатын отын бөлігінде МӨЗ барлық отынды сырттан сатып алатын өнеркәсіптің басқа салаларынан ерекшеленеді. Қазіргі заманғы зауытта шикізатқа, процестің түрлеріне және өнімнің сапасы мен өнім сапасына қойылатын талаптарға байланысты әр түрлі жұмыс жағдайындағы өзгерістерге байланысты көптеген эмиссиялық қатынастар бар.

      Өндірістік нысандар деңгейінде атмосфераға шығарындыларды басқару әдістерінің бірі ластанудың "қалпақ" тұжырымдамасы болып табылады.

      Ластану "қалпағы" тұжырымдамасы – бұл жану қондырғылары мен технологиялық қондырғылардың нақты анықталған жиынтығынан, сондай-ақ осы зат немесе параметр үшін МӨЗ деңгейінде қол жеткізілген немесе күтілетін шығарындылар деңгейін білдіруге және салыстыруға арналған жалпы құрал. 4.2 суретте көрсетілгендей, бұл тұжырымдама барлық тиісті шығарындыларды "виртуалды жалғыз құбыр" арқылы өтетін жиынтық ретінде қарастырудан тұрады.

     


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

      Аталған тұжырымдама өндірістік объектілер деңгейінде экологиялық көрсеткіштерді білдіру немесе бағалау үшін икемділік талап етілетін мұнай өңдеу үшін қолайлы болып саналады. Икемділік, атап айтқанда, мынадай факторлармен негізделген:

      оларды шикізат пен энергиямен қамтамасыз ету үшін жиі өзара байланысты көптеген жану қондырғылары мен технологиялық қондырғылары бар тазарту жүйелерінің күрделілігі;

      алынатын шикі мұнайдың сапасына байланысты қажетті қондырғыларды жиі (мысалы, апта сайын немесе күн сайын) баптау;

      техникалық қажеттілік көптеген өндірістік нысандар үшін ішкі қалдықтардың бір бөлігін энергетикалық отын ретінде жағуды жалғастыру және технологиялық қондырғылардың талаптарына сәйкес өндірістік объектілердің отын қоспасын жиі түзету;

      қамтамасыз ету, сандық бағалау және мониторингті қамтамасыз ету қажеттілігі өндірістік объектілер деңгейінде қондырғыны бақылаудың кейбір негізгі нақты шаралары тиісті түрде мүмкін емес деп негізделген және басқа жерлерде өтелуі тиіс учаскелер үшін.

      Қарастырылып отырған әдістеме МӨЗ және ТӨЗ басқару жүйесіне тиісті нысаналы көрсеткіштерді, оператор мүмкін болатындай арнайы рәсімдер мен мониторингтің арнайы құралдарын енгізуден тұрады:

      өндірістік нысандар деңгейінде шығарындылардың нақты мақсатты көрсеткіштерін белгілеу;

      белгіленген нысаналы көрсеткіштерге сәйкес өндірістік объектінің экологиялық көрсеткіштеріне тұрақты мониторинг жүргізу;

      тиісті шығарындылармен бірге өндірістік объектіде энергияның ықтимал қажеттілігін оңтайландыру;

      өндіріс циклінің соңында шығарындыларды одан әрі азайту үшін жаңа бастапқы әдістерді немесе әдістерді қолдану үшін технологиялық процестің ең үнемді нүктелерін анықтауға арналған негізгі құрал;

      дайындықты жақсарту және қиындықтарды алдын-ала білу;

      шығарындылармен күресу үшін процестер мен жабдықтардың қол жетімділігі мен тұрақтылығын барынша арттыру.

      Техникалық сипаттау

      Ластану "қалпағы" тұжырымдамасына негізделген өндірістік объекті деңгейінде шығарындыларды басқару әдістемесін қолданған кезде басты тармақтарға назар аудару керек:

      1) ластану "қалпағының" периметрі. Белгілі бір өндірістік объект үшін ескерілетін "қалқпақтың" нақты периметрі "қалпақ" құралы қолданылатын мақсатқа байланысты болады. Ұсынылып отырған әдістеме қажет болған жағдайда МӨЗ немесе ТӨЗ тұрақты шығарындыларының барлық көздерін қамтуға арналған: мысалы, қалдықтарды жағуға арналған қондырғылар, каталитикалық крекинг қондырғылары, күкірт алу қондырғылары, кокс қыздыру қондырғылары және қажет болған жағдайда басқа да процестер;

      2) "қалпақ" заттары немесе параметрлері. Өндірістік объектідегі энергия тұтыну және атмосфералық шығарындылар проблемасын дәйекті шешу және өте жиі өзара тәуелді болатын ластанудың барлық осы параметрлері үшін өндірістік объект деңгейінде бірдей икемділікті қамтамасыз ету мақсатында ластанудың "қалпақ" тұжырымдамасы шеңберінде ластанудың барлық негізгі параметрлерін (CO, PM, NOx, SO2 және бар болса, ЖТҚ) бір мезгілде қамту мүмкіндігі қаралды.

      SO2 және NOX саны осы анықтамалықтың жалпы әдіснамасында өндірістік объектілер деңгейіндегі ШЖШ жиынтық санымен көрсетілген және олар үшін жеткілікті растаушы ақпарат пен деректер ұсынылған әсер етудің рұқсат етілген деңгейін (ӘРД) есептеуге арналған "маркерлік заттар" ретінде басымдыққа лайық екі параметр болып табылады.

      Сондықтан "қалпақ" әдістемесі SO2 және NOX - қа бағытталған және концентрация деңгейі мен шығарындылар көлемі туралы қолда бар мәліметтерге негізделген. Алайда, осы әдіснаманың басқа ластағыштарға (мысалы, PM, CO) таралуы жоққа шығарылмайды;

      3) "қалпақтың" орташалау кезеңі. Ластану көрсеткіштерінің орташа кезеңі "қалпақ" құралы қолданылатын мақсатқа байланысты болады. Осы құжаттың контекстінде ұсынылған әдістеме негізінен орташа жылдық көрсеткішке негізделді, өйткені ұзақ мерзімді кезең қалыпты жұмыс жағдайында қол жеткізуге болатын ең жақсы көрсеткіштерді көрсетуге және шикізат, процесс және отынның қажетті түзетулерін біріктіруге жеткілікті уақыт пен икемділік беруге ең қолайлы болып саналды.

      Алайда, жыл сайынғы "қалпақты" тиімді бақылау барлық шығарындыларды бақылаудың өте жиі немесе үздіксіз режимін қажет етеді. Қысқа мерзімді "қалпақ" мониторинг нәтижелерін пайдалана отырып, ұзақ мерзімді "қалпақтан" алынуы мүмкін;

      4) "қалпақты" есептеу. Өндірістік объектілер деңгейіндегі "қалпақ" екі топтың жиынтығын білдіреді.

      Бірінші топ энергетикалық жүйеге жатады, оның ішінде кем дегенде барлық пештер, автономды қазандықтар, орталық ЖЭО немесе қарапайым электр станциялары мен газ турбиналары. Екінші топ технологиялық қондырғыларға жатады, оның ішінде кемінде бір ФКК қондырғысы, бар болса, және ҮҚК. Бұл топтар ӘРД-ның қолайлы шоғырлануымен немесе ЕОҚТ қолдану кезінде олардың әрқайсысы үшін күтілетін шығарындылардың нақты диапазонымен анықталады.

      Осы құжаттың мәнмәтінінде және өндірістік объектілердің толық немесе ішінара деңгейінде маңызды ӘРД білдіру мақсатында "қалпақ" анықтамасы әрқашан ЕОҚТ қолдану кезінде барлық тиісті қондырғылардан күтілетін шоғырланулар мен шығарындылардың нақты диапазондарына негізделуі тиіс және мынадай қадамдарды қамтуы тиіс:

      1-қадам: толық сәйкестендіру және картаға түсіру немесе схемаға енгізілген барлық көздерді қолдану;

      2-қадам: барлық қосылған көздерден күтілетін бөлінетін газдардың көлемдік үлесін анықтау;

      3-қадам: барлық енгізілген көздерден күтілетін жаппай салымдарды анықтау;

      4-қадам: "қалпаққа" байланысты мониторинг режимін (өлшеу жиілігі мен көлемі) анықтау.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнай өңдеу зауыттарының шығарындыларын азайту туралы шешім қабылдауға икемділік бере отырып, ластану "қақпағы" тұжырымдамасы жеке көздерге емес, экологиялық пайдаға (зауыттың жалпы шығарындыларын азайту) назар аударады.

      Шығарындыларды азайтудың әртүрлі құралдары арқылы экологиялық мақсаттарға қалай қол жеткізуге болатындығы туралы мысалдар төменде келтірілген.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      1-мысал – қазіргі уақытта 32 %-ы сұйық технологиялық отынды пайдаланатын және 98 %-ы күкірт алу коэффициенті бар ҮҚК бар шағын ФКК қондырғысы бар мұнай өңдеу зауыты. Күкірт шығарындыларын азайту үшін келесі нұсқалар ықтимал қолданылады деп саналады:

      жағылған сұйық отынның бір бөлігін табиғи газбен алмастыру;

      ДАС қондырғысында күкірт бар қоспаларды (SRA) пайдалану;

      ФКК қондырғысында ылғалдыгаз тазартқышты орнату;

      таңдалған процеске сәйкес келетін екі деңгейге дейін жеткізуге болатын күкірт алу үшін қалдық газды тазарту қондырғысын модернизациялау.

      Өндірістік объектінің SO2 "қалпағының" ағымдағы жалпы шығарылымы 1165 мг/Нм3 құрайды (O2 құрамы 3 % болған кезде), үлестері бар:

      Жану жүйесінен 795 мг/Нм3;

      ДАС қондырғысынан бастап, 2500 мг/Нм3;

      ҮҚК-ден алынған және 19000 мг/Нм3.

      Жағу жүйесі түтін газдарының 88 % қамтамасыз етеді, ФКК қондырғысының үлесі 11 %-ды және ҮҚК 1 %-ды құрайды.

      Шығарындылардың массасы бойынша жағу жүйесі 60 % - ды құрайды, ФКК қондырғысының үлесі 24 % - ды құрайды және ҮҚК SO2 жалпы санының 16 % - ын құрайды.

      4.3-кестеде басқарудың әртүрлі нұсқаларын қолдану әсері көрсетілген. Қарастырылып отырған МӨЗ-де негізгі қуат шектеулі және бұл қалпына келтірілуі керек SRA-ны барынша пайдалануды қажет етеді. Сұйық технологиялық отынды ауыстырудың екі кезеңі оның коммерциялық отын емес екенін көрсетеді және конверсияны қарастыру қажет болады.

      1-нұсқа барлық үш көз бойынша шараларды қарастырады (жағу, ФКК және ҮҚК орнату): жағу үшін сұйық технологиялық отынның бір бөлігін ауыстыру, SRA-ны 30 %-ға дейін жоюды қолдану және ҮҚК қалдық газының қондырғысын шық нүктесінен төмен шық нүктесі жүйесіне дейін жаңғырту. Бұл таңдаудың себебі, қолданыстағы қондырғы екі сатылы Клаус қондырғысы болып табылады, ол супер Клаусты орнатудан арзан емес. Бұл жаппай шығарындыларды 31 % - ға азайтуға мүмкіндік береді.

      2-нұсқа сұйық күйдіруді болдырмауға бағытталған. Бұл шығарындыларды 42 % - ға азайтуға мүмкіндік береді.

      3-нұсқа ҮҚК қалдық газын орнатудан бастап SCOT қондырғысына дейін процесті жаңғыртуға бағытталған, бірақ шығарындыларды тек 16 % - ға азайтуды қамтамасыз етеді.

      4-нұсқа ФКК қондырғысынан шығарындыларды тазартуға бағытталған және шығарындыларды 21 % - ға азайтуды қамтамасыз етеді.

      5, 6, 7 және 8-нұсқалар ФКК (5-нұсқа), ҮҚК (6, 7-нұсқалар) орнату жөніндегі және ФКК және ҮҚК (8-нұсқа) орнату жөніндегі іс-қимылдармен толықтырылған табиғи газды отын ретінде жағуға беруді толық ауыстыруға негізделген құрамдастырылған іс-қимылдарды қарайды. Массаны азайтудағы біртіндеп жақсартулар тек отын беруді ауыстырумен салыстырғанда 7 % - дан (5-нұсқа) 15 %-ға дейін (7-нұсқа) өзгереді.

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

Р/с №

Түтін газының көлемі %

100 %

88 %

11 %

1 %

Үйлесім

Жалпы "қалпақ" мг/Нм3

Жағу жүйелері мг/Нм3

ДАС орнату мг/Нм3

ҮҚК
мг/Нм3

1

2

3

4

5

6

7

1

Ағымдағы жағдай

1 165

795

2 500

19 000

ДАС орнату: сұйық отынды жағу 32 % + ҮҚК 98 %

2

1 нұсқа

802

583

1 750

9 700

Газ отынына ішінара қайта қосу + SRA ФКК 30 %-ға + ҮҚК 99 %-ға қайта қосу

3

2 нұсқа

675

239

2 500

19 000

Газ отынына толық қайта қосу

4

3 нұсқа

984

795

2 500

990

ҮҚК 99,9 %

5

4 нұсқа

917

795

250

19 000

90 %-ға ФКК скруббер орнату SO2 өшіру

6

5 нұсқа

593

239

1 750

19 000

Отынды қайта қосу және SRA ФКК 30 %-ға орнату

7

6 нұсқа

582

239

2 500

9 700

Отынды және ҮҚК 99 %-ға қайта қосқыш

8

7 нұсқа

495

239

2 500

990

Отынды және ҮҚК 99,9 %-ға қайта қосу

9

8 нұсқа

500

239

1 750

9 700

ҮҚК 99 %-ға, SRA ФКК
30 %      -ға және отынды қайта қосқыш

      Ескертпе: 1-мысал: көмірсутектерді жағудың 32 %, ФКК шағын қондырғысы, ҮҚК 98 %.

      Көзі: [87]

      2-мысал NOx шығарындыларын басқару нұсқаларын қарастырады. Зауыттың жану жүйесі жалпы құбырларға қосылған көптеген шағын қондырғылардан тұрады. Түтін құбырларындағы түтін газының температурасы тым төмен, сондықтан СКҚ-ны жағу жүйесіне техникалық қолдануға болады. ҮҚК-тен NOx шығарындылары аз. Бұл жағдайда газ отынына толық қайта қосуды және оттықтар жүйесін жаңартуды қамтитын жану жүйесін басқару (1-нұсқа) NOX шығарындыларын 58 % - ға азайтуға мүмкіндік береді. NOX-тың екі көзі бойынша шаралар (3-нұсқа), отынды ішінара қайта қосуды және СКЕҚ-ны ФКК орнатуға қолдануды қоса алғанда, 35 % - ға қысқартуға қол жеткізуге мүмкіндік береді. Тек ФКК орнату жөніндегі шаралар (2-нұсқа) тиімсіз, бұл тек 11 % - ға қысқаруға әкеледі. Өндірістік объектілер деңгейінде басқару кезінде NOx шығарындыларын азайту нұсқаларының мысалы 4.4-кестеде келтірілген.

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

Р/с №

Ағымдағы жағдай

Жалпы "қалпақ" мг/Нм3

Жағу жүйесі

ДАС орнату
мг/Нм3

Ескерту

501

492

600

1

2

3

4

5

6

1

1 нұсқа

210

161

600

Сұйық отынды + LNB оттықты ауыстыру

2

2 нұсқа

446

492

100

ДАС және ҮҚК 84 % орнату

3

3 нұсқа

327

332

300

Отынды + LNB оттығын ішінара қайта қосу + СКЕҚ ФКК орнату (50 %)

      Ескертпе: 2-мысал: 32 % сұйық отынды жағу, қуаттылығы аз ФКК орнату.

      Көзі: [87]

      1 және 2-мысалдар, мұнай өңдеу зауыттарынан жалпы шығарындыларды азайтудың бірнеше әдісі тиімділігі жағынан әр түрлі болуы мүмкіндігін көрсетеді

      Кросс-медиа әсерлері

      Оңтайландыру процесі қондырғы деңгейінде емес, өндірістік объектілер деңгейінде (тұтастай алғанда зауыт) орнатылған эквивалентті Концентрациялардың көмегімен ғана қарастырылып, бағаланған кезде, бұл теориялық тұрғыдан Жекелеген қондырғыларда (мысалы, ҮҚК) шығарындылардың жоғары деңгейіне байланысты ықтимал алаңдаушылыққа әкелуі мүмкін. Дегенмен, барлық көздер "қақпақтың" ішінде болса да, ауа сапасына қойылатын талаптармен шектелуі керек нақты көздерден, мысалы, төмен түтін құбырларынан шығарындыларға қосымша шектеулер болуы мүмкін.

      Қолданылуы

      Аталған әдіс шығарындыларды шығаратын қондырғылар мен процестер шығарындыларды өлшеуді немесе шығарындылардың құрамын бақылауға мүмкіндік беретін отынды жағу процесінің параметрлерін бақылауды қоса алғанда, тиісті үздіксіз мониторинг жүйелерімен жабдықталған жағдайда толығымен қолданылады.

      Бірқатар еуропалық МӨЗ және ГӨЗ объект деңгейінде SO2, NOX, PM және CO шығарындыларын басқару үшін толық масштабты бақылау және мониторинг жүйесін енгізді.

      Екі бельгиялық мұнай өңдеу зауыттарының атмосфералық шығарындыларын басқару мысалдары 17.05.2011 ж. EIPPCB есебінде сипатталған. Ұлыбританияның ауа сапасына қойылатын қысқа мерзімді талаптар негізінде SO2 атмосфералық шығарындыларын анықтауға деген көзқарасы EIPPCB 16.11.2011 жылғы есебінде көрсетілген.

      Экономика

      Нақты өндірістік объектідегі "қалпақ" шегіне дейінгі шығарындылар мониторингі мынадай екі мақсатқа қол жеткізе отырып, жекелеген көздер үшін мониторингтен ерекшеленбейді:

      қоршаған ортаны қорғауды қамтамасыз ету, шығарындылардың жалпы көлемін үнемі қадағалап отыру және оларды бақылауға мүмкіндік беру;

      өлшеу/есептеу деректерін, егер олар орнатылған болса, жеке шекті мәндерге сәйкестігін растау үшін ұсынуға міндетті.

      Ластанудың "қалпақ" тұжырымдамасын қолдана отырып мониторинг жүргізу кезінде объект бойынша шығарындыларды бағалау үшін қажетті барлық ақпарат презентативтік деректерді алу үшін автоматтандырылған тәсілмен жиналуы тиіс. Мониторинг әртүрлі тәсілдермен алынған ақпараттың әртүрлі түрлерін, мысалы, аналитикалық үлгілерді, үздіксіз сенсор сигналын, интерполяциялық есептеулермен дискретті өлшеулерді біріктіруді қамтиды.

      Нысанның деректерді жинау жүйесі қажетті ақпаратты өңдеп, динамикалық басқаруды қамтамасыз ете отырып, тиісті басқару есептерін уақтылы жасауы керек. Бұл көбінесе жеке көзді басқару үшін құрылуы керек бірдей жүйе.

      Сондықтан "қақпақты" бақылауға қосымша шығындар аз болуы керек және нақты уақыт режимінде Жергілікті шығарындылар туралы мәліметтермен қатар, жергілікті жерде есеп беру үшін пайдалануға болатын ресми ақпараттық деректерді алуға байланысты болуы керек.

      Ендірудің әсері

      Ластағыш заттардың шығарындыларын басқару және азайту және соған байланысты экономикалық тиімділік.

      Анықтамалық әдебиет

      [85],[87], [108].

4.4. Энергияны үнемдеу техникалары

      Техникалық сипаттау

      Энергия тұтынуды қысқартуға, операциялық қызметті жақсартуға, өндірісті ұтымды ұйымдастыруды қолдауға, сондай-ақ басқару мен іріктемелі инвестицияларға кешенді тәсілге негізделген келісілген әдістер. Төменде 4.5-кестеде мұнай-газ өңдеу секторындағы ЕОҚТ анықтау үшін қарастырылатын техниктер тізімі келтірілген.

      4.5-кесте. Энергияны үнемдеу техникалары

Р/с
№

Техниканың сипаттамасы

Өнімділік және ескертулер

1

2

3

1

Басшылықтың назарын энергияны тұтынуға аудару

Процестерді біріктіру негізінде шешім қабылдауды қамтамасыз ету үшін

2

Энергияны тұтыну туралы бақылау және есеп беру жүйесін дамытуды жеделдету

Прогресті өлшеу және нысаналы көрсеткіштерге қол жеткізуді қамтамасыз ету үшін

3

Энергия үнемдеуді ынталандыру жүйесін бастау

Жақсартуды талап ететін салаларды анықтауға жәрдемдесу

4

Үнемі энергия аудитін жүргізу

Қызметтің белгіленген талаптарға (сыртқы және ішкі)сәйкестігін қамтамасыз ету үшін

5

Энергия тұтынуды азайтуды жоспарлау

Жақсарту мақсаттары мен стратегияларын белгілеу

6

Жануды оңтайландыру бойынша акциялар жүргізу

Жақсарту аймақтарын анықтаңыз (мысалы, ауа/ жанармай қатынасы, бөлінетін құбырдың температурасы, қыздырғыштың конфигурациясы, пештің дизайны)

7

Энергияны тұтынуда ранжирлеу / бенчмаркинг бойынша іс-шараларға қатысу

Тәуелсіз органның тексеруі

8

Қондырғылар, олардың ішінде және жүйелер арасындағы Интеграция

МӨЗ қондырғылар арасындағы жылу интеграциясы оңтайлы болмауы мүмкін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Энергияны тұтынуды азайтудың барлық шаралары ресурстарды үнемдеуге және CO2 шығарындыларын азайтуға әкеледі. Энергияны үнемдеудің кез-келген әрекеті отынның шекті тұтынылуына байланысты қоршаған ортаның ластануына әсер етеді.

      Қолданылуы

      Әсіресе энергия шығыны өте жоғары МӨЗ-ге қолданылады (3.10.1 бөлімін қарау).

      Анықтамалық әдебиет

      [68].

4.5. Өндірісті басқару

      Сипаты

      Шығарындыларды азайтудың негізгі әдістерін толық пайдалануды қамтамасыз ету үшін (олардың болуын, сондай-ақ өнімділігін қамтамасыз ету) бөлінетін газдың пайдалану параметрлері немесе бөлінетін газдардың көзбе-көз жүйесі тазартудың жалпы қол жеткізілген тиімділігіне айтарлықтай әсер етуі мүмкін нақты жағдайлар үшін кейбір рәсімдерді айқындауға болады (мысалы, сілтілі реагент мөлшері, жұмыс температурасы, бөлінетін газдың шығысы, байпас операциялары).

      Арнайы процедуралар нақты пайдалану шарттары үшін анықталуы мүмкін, атап айтқанда:

      іске қосу немесе тоқтату операциялары;

      жүйенің дұрыс жұмыс істеуіне әсер етуі мүмкін басқа да арнайы операциялар (мысалы, пештің және/немесе бөлінетін газды тазарту жүйесінің тұрақты және төтенше техникалық қызмет көрсету және тазарту жұмыстары немесе өндірістегі елеулі ақаулар);

      жүйені толық қуаттылықта пайдалануға кедергі келтіретін бөлінетін газдардың жеткіліксіз шығыны немесе температурасы.

4.6. Энергия тиімділігін арттыру

      Сипаты

      Өндіріс пен тұтынуды ең аз шығынмен үздіксіз үйлестіру барлық ұйымдастырушылық деңгейлерде жүзеге асырылуы керек. Энергияны басқару объектіні дұрыс басқару жүйесіне енгізілуі мүмкін. Энергия аудиті, энергетикалық тексеру-энергетикалық ресурстарды ұтымсыз пайдалануды анықтауға және энергетикалық тиімділікті арттыру бойынша шараларды әзірлеуге бағытталған іс-шаралар кешені. Кәсіпорынның энергия аудитінің негізгі міндеті энергия ресурстарына арналған шығыстарды қысқартуды, сондай-ақ жабдық жұмысының тиімділігі мен сенімділігін арттыруды қамтамасыз ететін іс-шараларды әзірлеу және енгізу болып табылады. Энергия тұтынуды қысқарту жөніндегі жыл сайынғы инвестициялық жоспарды ЕОҚТ айқындау кезінде ескерілуі тиіс әдіс ретінде қосу қажет.

      Өндіріс пен тұтынуды салыстыру – бұл МӨЗ-де немесе ТӨЗ-де энергия сыйымдылығын арттыруға мүмкіндік беретін әдіс. Неғұрлым тиімді зауыттар зауытта өндірілген энергияны ұтымды пайдаланады. Энергия тиімділігін бағалау үшін бірнеше әдіс бар, оның ішінде Соломонның энергия тиімділігі индексі (ең егжей-тегжейлі), энергияны нақты тұтыну және (дәлірек емес және қарапайым) энергияны тұтынуды қайта өңделетін шикізат мөлшерімен байланыстыратын индекс.

      Энергия тиімділігін арттыру әдістері осы тараудың келесі бөлімдерінде сипатталған.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      МӨЗ немесе ТӨЗ энергия тиімділігін арттыру атмосфераға шығарындыларды азайтуға және жанама түрде сарқынды сулар мен қалдықтардың түзілуіне тікелей әсер етеді. Отынды неғұрлым төмен тұтыну немесе энергияны көп үнемдеу МӨЗ-де немесе ГӨЗ-де отын қорының жеткілікті болу ықтималдығын арттырады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Зауыттар арасындағы салыстырмалы талдауға (бечмаркинг) қатысу үшін деректердің құпиялылығымен байланысты МӨЗ немесе ГӨЗ энергия сыйымдылығы туралы деректерді жинау кезіндегі қиындықтар.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. МӨЗ-де немесе ТӨЗ-де энергия тұтынудың кең ауқымы кейбір зауыттарда энергия тұтынудың айтарлықтай төмендеуіне қол жеткізуге болатындығын білдіреді. Энергия тұтынуды азайтудың кешенді тәсіліне негізделген келісілген және жақсы басқарылатын шаралар.

      Мұнай өңдеу зауыттарында энергия менеджменті жүйесі жұмыс істейді, энергия тұтыну көрсеткіштері туралы жыл сайынғы есептер шығарылады. Баламалы қуаттарға негізделген мұнай өңдеу зауыттарының (конфигурация/қуат) кең ауқымды әлемдік нарығын зерттеу мұнай өңдеу зауыттарының өнімділігін салыстыру үшін пайдалы болуы мүмкін.

      Экономика

      Энергияны тұтыну МӨЗ немесе ТӨЗ жалпы пайдалану шығындарының шамамен 50 – 65 %-ын құрауы мүмкін (мысалы, 50 % – АҚШ-та энергияға пайдалану шығындары үшін типтік мән, мұнай өңдеу секторындағы кейбір ЕО елдері үшін 65 %). Нәтижесінде, энергия тұтынуды азайту немесе зауыттың тиімділігін арттыру жалпы пайдалану шығындарын азайтады.

      Ендірудің әсері

      Энергетикалық ресурстарды тұтыну көлемінің төмендеуі зауыттардың операциялық шығындарының қысқаруын ғана емес, сонымен бірге олардың жұмысының сенімділігін арттыруға әкеледі.

      Анықтамалық әдебиет

      [119],[120].

4.7. Қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату бойынша жұмыстарды ұйымдастыру

      Бұл бөлім жеке технологиялық процестерге немесе қондырғыларға қатысты алдыңғы бөлімдерді толықтырады. Бұл бөлімде мұнай мен газды қайта өңдеу нәтижесінде пайда болатын қалдықтарды басқарудың, қысқартудың және оларға қарсы күрес шараларының түйінді әдістері туралы тар бағыттағы ақпарат қамтылған. Қалдықтардың қоршаған ортаға әсерін азайту мақсатында "Қалдықтарды басқару" бағдарламасы әзірленуде. Қалдықтарды басқару процесі мыналарды қамтиды:

      қалдықтар түзілуінің алдын алу және барынша азайту;

      қалдықтардың жиналуын есепке алу және бақылау;

      жинау;

      қайта өңдеу;

      залалсыздандыру;

      қалдықтарды жою;

      қасиеттерді қалпына келтірудің басқа түрлері, мысалы, қалдықтарды отын ретінде кәдеге жарату.

      Ұсынылған ақпарат келесі аспектілер бойынша басқа бөлімдерді толықтырады: экологиялық артықшылықтар, қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер ету, техникалық-пайдалану деректері және басқа бөлімдерде қайталанбайтын қолдану мәселелері.

      МӨЗ-дің түзілген қалдықтары әдетте мынадай: мұнай шламдары, пайдаланылған технологиялық катализаторлар, сүзуге арналған Саз және жағу күлі. Бұдан басқа, бұл түтін газдарын күкіртсіздендіру қалдықтары, Ұшпалы күл, күл-қож қалдықтары, пайдаланылған активтендірілген көмір, шаң сүзгісі, суды алдын ала тазарту нәтижесінде алынған бейорганикалық тұздар (аммоний сульфаты және кальций тотығы), мұнаймен ластанған топырақ, битум, техникалық қоқыс, пайдаланылған қышқыл және күйдіргіш ерітінділер, химиялық заттар және басқалар. Бұл қалдықтарды өңдеу мыналарды қамтиды: өртеу, объектіден тыс жерді өңдеу, жерге көму, объектіден тыс жерге көму, химиялық бекіту, бейтараптандыру және басқа әдістер.

      Сипаты

      Экологиялық менеджмент жүйесі (4.1-бөлім) қалдықтардың түзілуінің алдын алу бағдарламасын қамтуы мүмкін. Қолданылатын әдістер:

      түзілген мұнай шламын азайту бойынша кешенді жоспар құрылды;

      жабық цикл сынамаларын іріктеу;

      арнайы салынған және бөлінген объектілерде қайта өңдеу және залалсыздандыру;

      арнайы дренаж жүйелерін қолдану;

      катализатордың қызмет ету мерзімін ұзарту үшін оңтайлы жағдай жасау;

      кокстың түзілуін азайту үшін висбрекинг қондырғысын шикізатындағы натрий концентрациясын реттеу;

      техникалық сипаттамаларға сәйкес келмейтін мұнай өнімдерін қалыптастыру және қайта пайдалану процесін оңтайландыру;

      ащы натрийді мұқият жою;

      қалдықтарды сұрыптау, мысалы, бетон және металл сынықтары, кәдеге жаратудың экономикалық тиімді әдістерін таңдап, қажетсіз қоспаларды табу қаупін жою;

      екі асбест қаптамасы: басу және орау үшін арнайы жабдық;

      тетраэтил қорғасыны мен тетраметил қорғасынының (TEL/TML) іздерін шламдарда жою үшін перманганатпен емдеу (қажет болған жағдайда);

      құрамында мұнайы бар механикалық қоспалар (топырақ) үшін: мұнай бөлгіште майсыздандыру, бейтараптандыру: полимерлеу катализаторын (H3PO4) кальций тотығымен араластыру;

      кәдеге жаратылғанға дейін бумен, жуумен немесе регенерациямен технологиялық өңдеуді қолдану: саз және құм арқылы сүзу; катализаторлар.

      Қосымша:

      Сарқынды сулардың кәріз жүйесіне кіретін механикалық қоспалар мұнай өңдеу зауыттарындағы мұнай шламдарының көп бөлігін құрайды. Мұндай қоспалар (негізінен топырақ бөлшектері, тоқтатылған бөлшектер) мұнаймен жабылады және API мұнай сепараторында немесе флотаторда мұнай шламы түрінде жиналады. Себебі, негізінен, шламдағы механикалық қоспалардың құрамы 5-тен 30 %-ға дейін массаны құрайды, кәріз жүйесіне бір кг қоспалардың түсуіне жол бермеу 3-тен 20 кг-ға дейін мұнай шламын жоя алады. Amoco / US EPA зерттеуі Йорктаун зауытында жылына 1 000 тонна механикалық қоспалар МӨЗ кәріз жүйесіне түсетінін көрсетті. Механикалық қоспалардың құрамын реттеу әдістері мынадай: төселген учаскелерде жинау машинасын пайдалану, асфальтталмаған учаскелерді төсеу, жарамсыз учаскелерде өсімдік жамылғысын отырғызу, кәріз арналарын тазарту, арықтар мен нөсер коллекторынан қоспаларды алып тастау, сондай-ақ салқындату су жүйесінде антифолианттармен жылу алмастырғыштарда тұнба түзуді азайту.

      МӨЗ қалдықтарының едәуір бөлігі құрамдастырылған технологиялық / нөсерлік арналарда түзілетін мұнай шламдарынан құралады. Жаңбыр суының салыстырмалы түрде таза ағынын технологиялық ағындардан бөлу нәтижесінде түзілген мұнай шламдарының санын азайтады. Сонымен қатар, шоғырланған технологиялық ағындар мұнай өнімдерін алу үшін қолайлы.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қалдықтарды басқару бағдарламасы қалдықтардың түзілуін және азаюын болдырмауға және оларды түпкілікті жоюға бағытталған.

      Анықтамалық әдебиет

      [119],[120].

4.8. Имитациялық модельдеу

      Сипаты

      Имитациялық модельдеу – зерттеу әдісі, онда зерттелетін жүйе нақты жүйені жеткілікті дәлдікпен сипаттайтын модельмен ауыстырылады (құрастырылған модель процестерді іс жүзінде қалай жүретінін сипаттайды), осы жүйе туралы ақпарат алу үшін эксперименттер жүргізіледі. Мұндай модельді бір сынақ үшін де, олардың жиынтығы үшін де уақытында "жоғалтуға" болады. Бұл жағдайда нәтижелер процестердің кездейсоқ сипатымен анықталады. Осы мәліметтерге сәйкессіз жеткілікті тұрақты статистика ала аласыз. Модельмен эксперимент имитация деп аталады (имитация - бұл нақты объектідегі эксперименттерге жүгінбестен құбылыстың мәнін түсіну).

      Техникалық сипаттау

      Модельдеу модельдері жүйелерді талдауға және басқа әдістер мүмкін емес шешімдерді табуға мүмкіндік береді. Абстракцияның тиісті деңгейін таңдағаннан кейін, модельдеу моделін жасау аналитикалық модельдеуге қарағанда қарапайым процесс болып табылады. Модельдеу моделінің құрылымы нақты жүйенің құрылымын табиғи түрде көрсетеді. Модельдеу моделі таңдалған абстракция деңгейіне сәйкес келетін кез-келген айнымалылардың мәндерін өлшеуге мүмкіндік береді. Модельдегі анимация мүмкіндігі (кестелермен немесе презентациялармен салыстырғанда үлкен сенімділік).

      Модельдеудің төрт негізгі тәсілі бар: динамикалық модельдеу, жүйелік динамика (ЖД), дискретті оқиғалар (ДО) және агенттік модельдеу. Сондай - ақ статистикалық сынақтар әдісі-Монте-Карло (МК) әдісін атап өткен жөн. (4.3-суретті қарау)

      Кросс-медиа әсерлері

      Бағдарламалық жасақтаманың істен шығуы, модель құрудағы техникалық қателер және модельдеу үшін дұрыс емес бастапқы деректер.

     



      4.3-сурет. Имитациялық модельдеу процесінің схемасы

      Қолданылуы

      Имитациялық моделдеу эксперименттік және қолданбалы әдіснама болып табылады және барлық МӨЗ және ТӨЗ қолданылады.

      Имитациялық модельдеу тәсілдері өндірістің барлық кезеңдерінде, жобалау кезінде, жұмыстың технологиялық режимін таңдау кезінде жұмыс параметрлерін анықтау кезінде және т. б. қолданылады.

      Экономика

      Имитациялық модельдеуді қолданудағы экономикалық пайда модельденген жүйенің және технологиялық процестің, сондай-ақ қолданылатын бағдарламалық жасақтаманың күрделілігіне байланысты.

      Ендірудің әсері

      Модельдеу мынадай мақсаттарда қолданылады:

      1) жүйенің жұмысын сипаттау;

      2) бақыланатын мінез-құлықты түсіндіретін теориялар мен гипотезаларды құру;

      3) жүйенің болашақ әрекетін болжау үшін теория деректерін пайдалану.

      Қолданылатын бағдарламалық қамтамасыз етулер: MvStudium, MATLAB, Mathcad, Mathematica, Arena, GPSS, Extend, iThink Analyst, ProcessModel, PowerSim, AnyLogic, VisSim, Simulink, және т. б.

Ең үздік қолжетімді техникаларды таңдау кезінде қаралатын техникалар

      Жалпы шолу

      Осы бөлімді мұнай мен газды өңдеу саласындағы ең үздік қолжетімді техникаларды анықтау үшін негізгі анықтамалық ақпарат ретінде қарау керек. Ескірген деп саналатын техникалар қосылмаған. Осы бөлім МӨЗ-де және ТӨЗ-де қолданылатын және 3-бөлімде сипатталған барлық техниканы қамтымайды. Осы бөлімге экологиялық тиімділігі дәлелденген техникалар ғана енгізілген.

      Осы бөлім осы салада қолданылуы мүмкін техникалардың толық тізбесін қамтымауы мүмкін. Қоршаған ортаны қорғаудың белгіленген технологиялық көрсеткіштерден аспайтын деңгейі қамтамасыз етілген жағдайда басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

      Бөлімде өндіріс, алдын-алу, бақылау, азайту және қайта өңдеу әдістері/технологиялары қарастырылған. Бұл технологиялар / әдістер басқаларға қарағанда аз ластайтын өндірістік технологияларды пайдалану, пайдалану жағдайларын өзгерту, материалдық шығындарды азайту, өндіріс қалдықтарын қайта пайдалану процестерін қайта құру, басқару әдістерін жақсарту немесе улы химикаттарды ауыстыру сияқты көптеген жолдармен жүзеге асырылуы мүмкін. Осы бөлімде жалпы өнеркәсіпте және атап айтқанда мұнай өңдеу өнеркәсібінде іске асырылған ластанудың алдын алу және онымен күрес саласындағы кейбір жалпы және нақты жетістіктер туралы ақпарат берілген.

      Осы бөлімнің әрбір тармағы МӨЗ және ТӨЗ процесіне немесе қызметіне арналған және ЕОҚТ анықтау кезінде ескерілуі тиіс шығарындылармен күрес жөніндегі процесс пен техникадан тұрады. Егер бір процесс/қызмет үшін әртүрлі әдістер қолданылса, олар процестің әрекеті туралы тиісті бөлімде талқыланады. 5.2 - 5.29 бөлімдері де осылай жасалған.

      Осы бөлімдердің әрқайсысында аталған процесс/қызмет бөлімінде қолданылатын ластануды болдырмаудың негізгі әдістері және өндіріс циклінің (БАР) соңында тазарту әдістері бар, олар процесс/қызмет үшін шығарындыларды азайтуға қолданылуы мүмкін. БАР техникалары қолданылатын әдістердің реттілігін нақтылау үшін қоршаған орта/ластағыш санаттарға топтастырылған.

      Осы бөлім құрамында бөлінетін газдарға, сарқынды суларға қолданылатын және қалдықтарды қайта өңдеу және кәдеге жарату жөніндегі жұмыстарды ұйымдастыратын БАР техникасы бар үш бөлімді қамтиды. Сондай-ақ бірнеше МӨЗ және ТӨЗ процестеріне/қызметіне, сондай-ақ кейбір басқа EOP процестеріне қолданылуы мүмкін БАР техникаларының сипаттамалары бар бөлімдер.

5.1. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процестері

5.1.1. Тұзсыздандырудың оңтайлы әдістері

      Сипаты

      Тұзсыздандыру процесінің сипаты 3-бөлімнің 3.1-тармағында келтірілген, оған мыналар кіреді:

      1) көп сатылы тұзсыздандырғыштар, айнымалы және тұрақты ток өрістерін аралас пайдалану тұзсыздандырудың жоғары тиімділігін, сондай-ақ энергияны үнемдеуді қамтамасыз етеді;

      2) жуу суының мөлшерін барынша азайта отырып, екінші сатыдағы тұзсыздандырғыштың сарқынды су ерітіндісінің көп сатылы тұзсыздандырғыштардағы бөлігін бірінші сатыға рециркуляциялау;

      3) төменгі су қысымын пайдалану арқылы тұзсыздандырғыш ыдыстардағы турбуленттіліктің алдын алу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Тұзсыздандырудың жоғары тиімділігі тұщы суды тұтынуды азайтуы мүмкін. Тағы бір экологиялық пайда тиімдірек электр өрісі арқылы энергияны үнемдеу болуы мүмкін.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Екі сатылы процестер 95 % немесе одан жоғары тиімділікке жетеді (95 %-дан астам тұздар/суспензиялар шикі мұнайдан шығарылады). Жоғары тиімділік процестің артықшылықтарын қамтамасыз етеді, өйткені натрий сияқты аз қосымша су, аз коррозия және катализаторды аз залалсыздандыру қондырғылары бар.

      Қолданылуы

      Екі сатылы немесе үш сатылы тұзсыздандыру келесі процесс үшін тұздың құрамына қойылатын талаптар өте қатаң болған жағдайда немесе технологиялық ақаулардың алдын алу және функционалдылықты қамтамасыз ету үшін қолданылады (мысалы, ауыр қалдықтар каталитикалық конверсия процестерінде одан әрі өңделген кезде).

      Ендірудің әсері

      Тұзсыздандыру процесінің тиімділігін арттыру.

      Анықтамалық әдебиет

      [8], [9], [26].

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

      Сипаты

      Қолданылуы мүмкін әдістер мынадай:

      1) тұзсыздандыру қондырғыларынан мұнай мен суды одан әрі бөлуге қол жеткізуге болатын сарқынды суларды тұндыру ескілігіне беру. Мұнаймен ластанған сарқынды суларды өңдеу жүйесінде судан мұнай тікелей алынуы мүмкін;

      2) фаза аралық деңгейдегі оңтайлы реттегіштерді таңдау. Өңделетін шикізаттың үлес салмағы мен ауқымына байланысты ығыстырғыштар, сыйымды зондтар немесе радио толқындарының детекторлары арасында ең дәл деңгей датчиктерін қарастыру қажет. Фазалық деңгейдің реттелу дәлдігі тұзсыздандырғыштың дұрыс жұмыс істеуі үшін өте маңызды;

      3) мұнай мен судың бөлінуін оңтайлы жақсартуға "суландыратын" агенттердің қоспалары арқылы қол жеткізуге болады, олардың мақсаты мұнайдың суға айтарлықтай түсуіне жауап беретін тоқтатылған ластағыш заттарды алып тастау болып табылады;

      4) су тамшыларының бірігу процесін жақсартатын улы емес, биологиялық ыдырайтын, жанбайтын арнайы деэмульгирлейтін химиялық заттарды пайдалану.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жоғарыда сипатталған әдістер мұнай өнімдері мен судың бөлінуін жақсартады, Сарқынды суларды тазарту және оларды қайта өңдеу кезінде мұнай өнімдерінің деңгейін төмендетеді, сонымен қатар мұнай шламының пайда болуын азайтады. Жоғарыда аталған бірінші әдісті қолданған кезде сепараторларға 10 – 20 % аз мұнай түседі. Екіншісі су фазасынан шамамен 5 - 10 % мұнайды бөле алады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ұсынылған кейбір әдістер химиялық заттарды қолдануды қажет етеді.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Мұнай мен судың бөліну дәрежесін арттыру.

      Анықтамалық әдебиет

      [68].

5.1.3. Қалқыма заттардың/судың және мұнайдың бөлінуі

      Сипаты

      Шикі мұнайды айдау қондырғысына кіретін қалқыма заттар көп майды сіңіріп, қосымша эмульсиялар мен шламдарды құрайды. Сондықтан тұзсыздандыру қондырғысынан шығарылатын қалқыма заттардың мөлшері барынша жоғары болуы тиіс. Тұзсыздандырғыштан шикі мұнаймен бірге бөлінетін қалқыма заттардың құрамын барынша азайту үшін бірқатар әдістер қолданылады:

      1) тұзсыздандырғыштың жуу суын және шикі мұнайды араластыру үшін төмен жылжитын араластыру құрылғыларын пайдалану;

      2) турбуленттілікті болдырмау үшін тұзсыздандырғышта төмен қысымды суды пайдалану;

      3) су ағынын сазды ерітіндімен ауыстыру. Олар тұндырылған тоқтатылған заттарды алып тастағанда аз турбуленттілік тудырады;

      4) су фазасы (суспензия) пластиналық қысым сепараторында бөлінуі мүмкін. Балама ретінде гидроциклонды тұзсыздандырғыш пен гидроциклонды мұнай бөлгіш комбинациясын қолдануға болады;

      5) түзілген тұнбаны жуу жүйесінің тиімділігін бағалау. Тұнбаны жуу – бұл ыдыстың түбінде жинақталған лайлы заттарды тоқтата тұру және жою мақсатында тұзсыздандырғыштағы сулы фазаны араластыруға арналған мерзімді процесс. Бұл тазалау процесі қалыпты жұмыс кезінде, әсіресе ұзақ циклдар кезінде минералсыздандырғыштардың тиімділігін арттырады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Осы әдістерді қолданған кезде пайда болған шламдардағы мұнай мөлшері азайып, шламдардың су фазасынан бөлінуі жақсаруы мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Аталған әдістерді қолданған кезде мұнай өңдеу зауытында шламның түзілуі артады. Шикі мұнайдағы механикалық қоспалар құрамында мас 0,015 % болған кезде./ мас. теориялық тұрғыдан алғанда, жылына 1500 тонна шлам жылына 10 миллион тонна мұнай өңдеу зауытында пайда болуы мүмкін.

      Қолданылуы

      Төменгі шөгінділер, жауын-шашын және су кейінгі технологиялық қондырғыларда өте маңызды болған кезде, тұзсыздандырғыштар тұндырылған суспензияны кетіру үшін түбін жуу жүйесімен жабдықталған.

      Жауын-шашынды кетіретін құрылғылары бар тұзсыздандырғыштар жиі кездеседі. Атмосфералық айдау қалдықтарын тұзсыздандыру жеткіліксіз, бірақ олардың саны мұнай өңдеу зауыттарының қалдықтарды өңдеудегі күрделілігінің артуымен артады. Бірнеше мұнай өңдеу зауыттарында тұзсыздандырғыштар түбін жуу жүйесімен жабдықталған.

      Ендірудің әсері

      Тұзсыздандыру құралының түбінде жиналған қалқыма заттарды кетіру есебінен мұнай және су фазасының бөлінуін күшейтеді.

      Анықтамалық әдебиет

      [68].

5.1.4. Тұзсыздандыру үшін суды қайта пайдалану

      Сипаты

      Басқа процестерде қолданылатын суды тұзсыздандырғышта қайта пайдалануға болады. Мысалы, тазартылған қышқыл су тұзсыздандырғыштардың шайғыш суы ретінде пайдаланылса, оның құрамындағы аммиак, сульфидтер мен фенолдар белгілі бір дәрежеде шикі сумен реабсорбциялануы мүмкін.

      Келесі технологиялық су ағындары тұзсыздандырғыш үшін жуу суы ретінде пайдалануға жарамды болуы мүмкін:

      Шикі мұнайды айдау қондырғысының сепараторындағы конденсация нәтижесінде алынған суды пайдалану. Әдетте, мұндай судың мөлшері 1-2 % массаны/шикізатқа массаны құрайды.

      Керосин мен дизель отынын шешкеннен кейінгі бу конденсаттары және вакуумдық бағанның бу конденсаты (шамамен 3,5 % масса./ шикізат массасы).

      Тазартылған қышқыл су, сондай-ақ құрамында тоқтатылған заттар жоқ Технологиялық судың басқа ағындары. Скрубберге арналған су немесе салқындатқыш су ластанған және био өңдеу және/немесе тұзсыздандырғышты шаю суы ретінде қайта пайдалану алдында мұнай мен тоқтатылған бөлшектерді бөлуді қажет етеді. Қышқыл су қайта пайдаланылғанға дейін қышқыл суды тазартуға және/немесе сарқынды суларды тазарту қондырғыларында соңғы тазартуға арналған құрылғыға жіберіледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Суды осылай пайдалану арқылы мұнай өңдеу зауыты Сарқынды суларды тазарту қондырғыларындағы гидравликалық жүктемені азайтады және су шығынын азайтады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Эмульсияларды түзуі мүмкін су ағындарының рециркуляциясынан аулақ болу керек, өйткені бұл тұзсыздандырғыштағы мұнай/су фазасының бөлінуінің нашарлауына әкеледі, бұл өз кезегінде мұнайдың сумен шамадан тыс шығарылуына әкеледі. Құрамында ерітілген қалқыма заттардың көп мөлшері бар ағындарды тұзсыздандырғыштың шаю суы ретінде шикі мұнайдан суға тұз алу үшін қозғаушы күштің төмендеуіне байланысты пайдалануға болмайды.

      Қолданылуы

      Тұзсыздандырғышта эмульсиялар түзетін сарқынды сулардың мысалдары: битумның тотығу қондырғылары, гидрокрекинг, баяу кокстау (ұсақ бөлшектер эмульсияларды тұрақтандырады), басқа терең конверсия қондырғылары (эмульсияларды тұрақтандыратын ерімейтін металл сульфидтері) және HF алкилдеу қондырғылары (фтордың коррозиялық шөгінділері). Тұзсыздандыратын суды тұзсыздандыратын су ретінде қайта пайдалану мүмкіндігі жаңа мұнай өңдеу зауыттарына толығымен қолданылады, бірақ қолданыстағы мұнай өңдеу зауыттарында қолдану қиын.

      Экономика

      Бұл суларды жинау, өңдеу, айдау және құбырлар арқылы тасымалдау шығындарын ескеру қажет.

      Ендірудің әсері

      Мұнай өңдеу зауыты сарқынды суларды тазарту қондырғыларындағы гидравликалық жүктемені азайтады және су шығынын азайтады.

      Анықтамалық әдебиет

      [9], [26].

5.1.5. Тұзсыздандырғыштың тұз ерітіндісін жою

      Сипаты

      Бұл әдіс тұзсыздандырғыштың суын көмірсутектерден, қышқыл компоненттерден тазартудан және сарқынды суларды тазартуға жібермес бұрын аммиакты шығарудан тұрады. Алынған көмірсутектерді бірнеше мұнай өңдеу ағындарымен араластыруға болады. РН-ны оңтайландыруға арналған қышқыл мөлшерін эмульсияланған мұнайдан суды тазартуды жақсарту үшін де қолдануға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Тұзсыздандырғышта пайда болатын сарқынды сулардағы көмірсутектер, күкірт немесе аммиак (рН диапазонына байланысты) құрамының төмендеуі. Мысалы, бензол шығарындыларын 95 %-ға азайтуға болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қуаты жылына 8,7 млн. т мұнай өңдеу зауытында тәулігіне 90 кг фенолдан тұратын, көлемі минутына 1,3 м3 шикі қондырғыдағы сарқынды су ағыны түзіледі. Тұзсыздандырғыштардан суды ағызу ең көп дегенде 20 ppm бензолдан тұрады, ал тұзсыздандырғыштың жуу суының мөлшері мұнай беру туралы 4 - 8 % - ға тең. 20 ppb диапазонындағы бензол деңгейі бар сепараторлардан ағызу сарқынды суларды тазарту жүйесіне жіберіледі. Қышқыл ағындарды булау бағанасының алдында көмірсутектерді ұстауға арналған сыйымдылық орнатылады. Мұнай өңдеу зауыттарында сипатталған әдісті қолдана отырып, судағы фенол құрамын 90 %-ға дейін азайтуға болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Сипатталған әдіс бу қабылдауды, қышқыл мен басқа химиялық заттарды енгізуді талап етеді.

      Қолданылуы

      Тұзсыздандырғыш ерітіндіні алдын-ала өңдеу әдетте өте ауыр шикі мұнайды өңдеуде қолданылады.

      Экономика

      Алынған ақпарат жоқ.

      Ендірудің әсері

      Сипатталған әдіс сарқынды сулардағы бензолдың мөлшерін азайтуға мүмкіндік береді, осылайша дренаждық қондырғылардағы ЖТҚ бензолдың шығарындыларын азайтады.

      Анықтамалық әдебиет

      [9], [26].

5.2. Мұнайды бастапқы айдау

      3.2 – 3.3 бөлімдермен сәйкес атмосфералық және вакуумдық айдау қондырғылары жылудың ірі тұтынушылары болып табылады. Пештерде қолдану үшін қарастырылатын әдістер энергетикалық жүйеге арналған бөлімде сипатталған (3- бөлім).

5.2.1. Бөлшек айдау қондырғысы

      Техникалық сипаттау

      Кіріктірілген атмосфералық баған/жоғары вакуумдық қондырғысы бар бөлшек айдау қондырғысы осы қондырғылар үшін жалпы энергия тұтынудың 30 %-на дейін үнемдейді (5.1-сурет). Бұл әдіс атмосфералық айдау (мұнайды алдын ала бензинмен айдау), вакуумды айдау, бензинді фракциялау, қажет болған жағдайда нафтаны тұрақтандырғыш және газ қондырғысын қамтиды.

     



      5.1-сурет. Бөлшектеп айдау қондырғысының технологиялық схемасы

Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жылытқыштың технологиялық жүктемесі (МВт·сағ/100 т шикі мұнай) жылына 10 млн. т айдау қуаты кезінде жеңіл шикі мұнай үшін шамамен 17,3 құрайды. Шикі мұнайды бөлшектеп айдауды пайдаланған кезде ол 10,1-ге дейін төмендейді. Айдау қуаты 10 миль болған кезде энергияны үлестік тұтыну (100 т шикі мұнайға отын эквиваленті тоннасындағы энергияны жалпы тұтыну).т / жыл жеңіл шикі мұнай үшін 1,7 – 2,0 құрайды, ал бөлшек айдау қондырғысын пайдалану тек 1,15 тұтынады. Қуаттылығы жылына 9,7 млн. тонна болатын МӨЗ-де энергияны үнемдеу дәстүрлі әдістермен салыстырғанда 50 000 тонна ауыр отынды құрайды.

      Бастапқы энергияны жалпы тұтыну

      Жеңіл мұнай немесе қоспа үшін: 100 тонна шикі мұнайға 1,25 тонна отын. Араб ауыр мұнайы үшін: 100 тонна шикі мұнайға 1,15 тонна отын.

      Бөлшек айдау-бұл атмосфералық және вакуумды айдау арасындағы жылу интеграциясының шеткі нүктесі. Сондай-ақ, әдіс жеңіл фракциялардың оларды бөлу үшін қажет температурадан жоғары температураға дейін қызып кетуіне жол бермейді және ауыр фракциялардың шығарылуымен байланысты жылу деңгейінің нашарлауына жол бермейді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Экологиялық көрсеткіштер мен пайдалану деректері 5.1 – 5.2-кестелерде келтірілген.

      5.1-кесте. Шикі мұнайды бөлшектеп айдау кезінде энергияны тұтыну, сол бір қондырғы шикі мұнайдың екі түрін қайта өңдеу үшін пайдаланылады

Р/с №

Энергетикалық ресурстардың атауы

Ауыр мұнай (887 кг/м3)
6,5 млн. т/жыл

Мұнай (810 кг/м3)
5 млн. т/жыл

тұтыну

м.э.т./сағ

м.э.т./100 т

тұтыну

м.э.т./сағ

м.э.т./100 т

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Отын (МВт·сағ/сағ)

67,5

5,81

0,75

67,5

5,81

1,04

2

Бу (т/сағ)

15,95

0,8

0,11

21,0

1,05

0,19

3

Электр энергияны тұтыну (МВт·сағ/сағ)

6,4

1,41

0,18

6,4

1,41

0,25

4

Жиыны


8,02

1,04


0,27

1,48

      Ескертпе: Энергияны тұтыну келесі гипотезаға сәйкес анықталады:

      м. э. т. (мұнай эквивалентінің тоннасы) = 11,6 МВт·сағ.;

      кг төмен қысымды бу = 0,581 кВт·сағ.;

      электр станциясының электр қуаттылығы = 39 %;

      өнімдер сақтауға жіберіледі (салқын температурада).

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

Р/с №

Шикізат тоннасына инженерлік қамтамасыз етуге қойылатын стандартты талаптар

Көрсеткіш

Өлшем бірліктері

1

2

3

4

1

Жағылатын отын

107 – 140

кВт/сағ

2

Энергия

6,6 – 8,8

кВт/сағ

3

4,5 бардағы бу және т.б.

0 – 17

кг

4

Суды салқындату (DT = 15 ºC)

1,4 – 2,8

м3

      Ескертпе: деректер шикі мұнайдың 7,3 баррелі үшін 1 т орташа мәнін пайдалана отырып қайта есептелді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсері анықталған жоқ.

      Қолданылуы

      Бұл процесс оларды салу кезінде осы қондырғылардың барлығына немесе бір бөлігіне қолданылады, сонымен қатар оларды жөндеу кезінде қиындықтарды тексеру үшін пайдалануға болады. Бұл, мысалы, отын шығынын азайту үшін алдын-ала булану бағанын қосуды қамтиды.

      Кейбір еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында кіріктірілген атмосфералық баған/жоғары вакуумдық қондырғысы бар бөлшек айдау қондырғысы қолданылады

      Экономика

      Отын шығынын азайту және нәтижесінде айдау қондырғыларының пайдалану шығындарын азайту.

      Ендірудің әсері

      МӨЗ-де отын шығынын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [3], [4], [5].

5.2.2. Шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы жылу интеграциясы

      Сипаты

      Атмосфералық айдау бағанынан жылуды қалпына келтіруді оңтайландыру үшін екі немесе үш флегма ағыны айналым суарудың жоғарғы және орта деңгейлеріндегі бірнеше нүктелерде үздіксіз айналады. Қазіргі заманғы конструкцияларда жоғары вакуумдық қондырғымен, кейде термиялық крекинг қондырғысымен интеграцияға қол жеткізіледі. Кейбір қолданылатын әдістер төменде келтірілген.

      Оңтайлы энергия интеграциясын зерттеу және енгізу арқылы жылуды қалпына келтіруді оңтайландыру. Энергия сыйымдылығын зерттеу әдісі жалпы жүйелік жобаларды бағалау құралы ретінде пайда болды, бұл инвестицияларды энергия үнемдеумен теңестіруге көмектесті.

      Шикі мұнайды алдын ала қыздыру қондырғысында жылу интеграциясына энергия сыйымдылығын зерттеу әдісін қолдану. Алдын ала қыздыру температурасын жоғарылату және ауаға және салқындатқыш суға жылу шығынын азайту.

      Шикі мұнайды айдау бағанындағы қысымның екіден төртке дейін артуы. Бүйірлік тазартқыштарды бу тазартқышымен емес, отын салқындатқышымен қайта жылыту керек.

      Шикі мұнайды алдын ала қыздыру кезінде жылу беруді шикі мұнайдың жылу алмастырғыш жүйесінде бүлінуіне жол бермейтін заттармен арнайы өңдеу арқылы жақсартуға болады. Мұндай заттарды көптеген химиялық компаниялар шығарады және көптеген қосымшалар жылу алмастырғыштардың жұмыс циклінің ұзақтығын арттыруға тиімді; ластануды болдырмайтын заттар құбырлы жылу алмастырғыштардың бітелуіне жол бермейді, жылуды қалпына келтіруді жақсартады және ластану сипатына байланысты гидравликалық шығындардың алдын алады. Бір уақытта әртүрлі агрегаттарға/технологиялық желілерге қызмет көрсету коэффициенттері, сондай-ақ жылуды рекуперациялау (энергия тиімділігі) артады.

      Шикі мұнайды орнатуда энергияны пайдалануды оңтайландыру үшін технологиялық процесті жетілдірілген басқаруды қолдану.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Ректификациялық бағаналарда қыздыруға арналған отын шығынын азайту.

      Кросс-медиа әсерлері

      Жоғары интеграцияланған қондырғылар жағдайында мұнай өңдеу кешені тұтастай алғанда жекелеген қондырғыларда туындайтын тұрақсыз жағдайларға неғұрлым сезімтал болады.

      Қолданылуы

      Интеграция орналастыру үшін сайттың қол жетімді кеңістігіне және жұмысты аяқтаудың қол жетімді уақытында осы өзгерістерді орындау мүмкіндігіне байланысты. Өте аз жағдайларды қоспағанда, бұл технология қолданылады.

      Термиялық интеграция процедуралары шикі мұнай қондырғыларында кеңінен қолданылады. Бөлшек айдау – бұл атмосфералық және вакуумды айдау арасындағы жылу интеграциясының ағымы.

      Ендірудің әсері

      Мұнай өңдеу зауыттарында энергияны тұтынуды және СО2 шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [6], [7], [8].

5.2.3. Вакуумдық сорғылар мен беттік конденсаторларды пайдалану

      Сипаты

      Бұл әдіс бу эжекторларының орнына вакуумдық сұйық сақиналы компрессорларды қолданудан тұрады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Вакуумдық сорғылар мен беттік конденсаторлар құрамында мұнайы бар сарқынды суларды кетіру үшін көптеген мұнай зауыттарындағы барометрлік конденсаторларды алмастырды. Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру қышқыл су шығынын 10 м3/сағ-тан 2 м3/сағ-қа дейін азайтуға мүмкіндік береді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру вакуум жасау үшін электр қуатын тұтынуды арттырады, бірақ жылу шығынын, салқындатқыш суды тұтынуды, салқындатқыш сорғылардың электр қуатын тұтынуды және салқындатқыш суды салқындату үшін қолданылатын агенттерді тұтынуды азайтады. МӨЗ-де көптеген процестер бар, оларда артық буды шығарып, вакуум жасау үшін пайдалануға болады. Алайда, энергияны басқаруды талдау вакуумдық сорғыларды қолданудың орнына бу шығару үшін артық буды пайдалану басқа мақсаттар үшін артық буды пайдаланудан гөрі тиімді ме, жоқ па, соны шешуге көмектеседі. Екі жүйенің де сенімділігі ескерілуі керек, өйткені әдетте бу эжекторлары вакуумдық сорғыларға қарағанда сенімді.

      Қолданылуы

      Жаңғырту жағдайларында қолданылмауы мүмкін. Жаңа қондырғылар үшін жоғары вакуумға (10 мм рт.ст.) қол жеткізу үшін вакуумдық сорғылар бу эжекторларымен бірге немесе онсыз қажет.), сондай-ақ вакуумдық сорғы істен шыққан жағдайда қосалқы бөлшектер жатады.

      Қазіргі уақытта вакуумдық сорғылар эжекторлық қондырғыларға қарағанда жиі қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Қышқыл сарқынды сулардың пайда болуын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [6], [8].

5.3. Вакуумдық айдау процесі

5.3.1. Вакуумдық айдау қондырғысында вакуумдық қысымды төмендету

      Сипаты

      Вакуум қысымының төмендеуі, мысалы, 20 – 25 мм рт.ст. дейін.вакуумдық қалдықтың мақсатты фракциясының бірдей нүктесін сақтай отырып, пештің шығысындағы температураны төмендетуге мүмкіндік береді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Бұл технология энергия үнемдеу тұрғысынан да, ластануды азайту тұрғысынан да бірқатар артықшылықтар береді. Экологиялық артықшылықтар келесідей:

      пеш құбырларында крекинг немесе кокстеу потенциалының төмендеуі;

      біршама жеңіл өнімдерге арналған шикізатты крекингті азайту;

      отынның төмендетілген қуаттылығы, және сәйкесінше, отын шығынын азайту.

      Кросс-медиа әсерлері

      Вакуум жасау үшін энергия (электр немесе бу) қажет.

      Қолданылуы

      Қолдану әдетте мұнараның қуатымен, конденсацияланатын сұйықтықтың температурасымен немесе басқа материалдық шектеулермен шектеледі.

      Ендірудің әсері

      Вакуумдық айдау процесінің жылу жүктемесін азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [62], [68].

5.3.2. Конденсатордан вакуумдық эжектормен конденсацияланбайтын заттарды тазарту

      Сипаты

      Вакуумдық қондырғылардан шығарындыларды бақылау техникасының деректері аминді тазарту (5.27.1-тармақты қарау), МӨЗ-дің отын газы жүйелерін тазарту және технологиялық пештерде басқа қондырғыларды немесе екі процесті бірге жағу сияқты процестерді қамтиды. Кейбір қондырғылардағы газдар ауаның едәуір мөлшерін қамтуы мүмкін және мұндай газдар, әдетте, сол жерде жақсы жағылады. Аминдерді тазарту технологиясын мұқият қолдану қажет болуы мүмкін, өйткені көмірсутектермен ластану аминді қалпына келтіру қондырғыларында көбіктену проблемаларын тудыруы мүмкін.

      Ауа конденсаторларынан конденсацияланбайтын заттар жеңіл буларды тазарту немесе рекуперациялау жүйелеріне немесе МӨЗ отын газ жүйелеріне берілуі мүмкін; вакуумды айдау қондырғыларының герметикалық барометрлік сорғыларынан шығарылатын қышқыл конденсацияланбайтын газдар қышқыл газдың қасиеттеріне сәйкес тәсілмен алынуы және өңделуі тиіс.

      Вакуумдық эжекторлардан немесе сорғылардан шығарылатын конденсацияланбайтын шығарындыларға қолданылатын, МӨЗ-дің отын газын үрлеу жүйесіне немесе жүйесіне тастаудан және кәдеге Жаратушы пештерде немесе қазандықтарда жағудан тұратын бақылаудың осы техникасы.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Вакуумды айдау колоннасының конденсаторлары вакуум астында 0,14 кг/м3 жем шығаруы мүмкін және егер олар қыздырғышқа немесе соңына дейін күйдіру пешіне тасталса, шамалы деңгейге дейін азайтылуы мүмкін. Егер вакуумды газ ағындары (бөлінетін газ) тікелей өнеркәсіптік жылытқышта жағылмай, тиісті аминдерді тазарту қондырғысына жіберілсе, ластануды азайтуға қол жеткізіледі. Вакуумдық бөлінетін газды тазартуға бағыттау компрессордың шығындарына байланысты айтарлықтай инвестицияларды қажет етеді.

      Жану үшін ластануды бақылау технологиясының тиімділігі, әдетте, металл емес ЖТҚ шығарындыларына қатысты 99 %-дан асады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қазіргі уақытта пешке жіберілетін конденсацияланбаған вакуумдық айдау ағындары, әдетте, H2S жоғары концентрациясы бар аз сарқынды қамтиды.бұл мұнай өңдеу зауыттарындағы күкірт шығарындыларының жалпы көлемінің шамамен 15 %-ды құрайды. Қазіргі уақытта осы шығарындыларды азайту үшін осы ағындарды амин қондырғысымен тазарту жобасы жүзеге асырылуда. Ұқсас жобалар басқа мұнай өңдеу зауыттары үшін де ұсынылған.

      Кросс-медиа әсерлері

      Жану технологиясында жану өнімдерін ескеру қажет.

      Флегма үшін жоғарғы сыйымдылықта пайда болған Сарқынды суларды қайта пайдалану тұзсыздандырғыштың рН-на және тұзсыздандыру кезінде кейбір компоненттердің шығуына әсер етуі мүмкін.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Ол кейбір еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Ластағыш заттардың шығарындыларын азайту, мысалы, ластанудың "қақпағы" тұжырымдамасы аясында.

      Анықтамалық әдебиет

      [68], [97].

5.4. Гидрогенизациялық процестер

5.4.1. Гидродесульфуризация процестері

      Сипаты

      3.4-бөлімді қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Әр түрлі фракциялардағы күкірт мөлшерінің төмендеуі. Қазіргі заманғы әдістер дистилляттардағы күкірт мөлшерін 10 ppm-ден аз төмендетуге мүмкіндік береді. Мысалы, орташа дистилляттарға Co/Mo катализаторымен (30 – 40 бар) бір сатылы гидрогенизацияны қолдану өнімге, шикізаттағы күкірт құрамына және реакция жағдайларына байланысты күкірт құрамын 90 %-дан астам (шамамен 100 ppm-ге дейін) төмендетеді. Егер дизель отынына сұраныс артып кетсе, оны өндіру кезінде қосымша қосылыстарды қолдану қажет (мысалы, ФКК орнатқаннан кейін жеңіл рециклді газойль (ЖРГ). Алайда, бұл шикізат құрамында көптеген хош иісті қосылыстар бар, олар ауыр жағдайда гидратталуы керек (жоғары температура, жоғары қысым, жоғары белсенді катализаторлар, екі сатылы процестер).

      Дизель отынының ағымдағы техникалық шарттары әдеттегі бір сатылы гидротазарту қондырғыларында сұйықтықтың сағаттық жылдамдығын шартты бірліктердегі 3,7-ден 0,8 – 1,1-ге дейін төмендету арқылы, реакторды қолданыстағы қондырғыларға жүйелі түрде ендіру және газойльді гидротазарту қондырғылары үшін қолжетімді катализаторлардың соңғы буынын қолдану арқылы орындалуы мүмкін. Күкірттің салмақтық арақатынасының 1,3 %-ы және күкірттің аралық құрамы бар Ресейлік экспорттық қоспаны 0,12 % күкіртті түпкілікті күкіртсіздендіруді орнатпас бұрын қайта өңдеу кезінде рафинаттағы күкірттің түпкілікті құрамына 8 ppm күкіртке тең қалыпты пайдалану кезінде қол жеткізуге болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Газойльді гидротазарту қондырғылары жаңа шикізаттан алынған көмірсутектермен рециркуляция ағынында сутекті таза ұстау үшін сутекті рециркуляция ағынында жоғары қысыммен аминмен жуу үшін қосымша қондырғыны қажет етеді. Қондырғы есептік пайдалану мерзімі – 30 ай газойль түріндегі шикізаттың тоннасына 40 Нм3 сутегін пайдалана отырып, 45 бар қысыммен жұмыс істейтін болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Энергияны тұтыну, қалдықтардың түзілуі, сарқынды сулар және атмосфералық ауаға шығарындылар.

      Қолданылуы

      Нафтадан ауыр қалдықтарға дейін дистилляттарға қолданылады.

      МӨЗ-де десульфуризацияның көптеген процестері бар.

      Экономика

      Шикі мұнайдың азайтылған құрамымен (132 м3/сағ есебімен) күкіртсіздендіру процесін орнатуға арналған болжамды шығындар 47 млн еуроны құрайды. 5.3-кестеде қалдықтарды каталитикалық крекинг флюидіне шикізат дайындау үшін қалдықтарды күкіртсіздендіру жүйесін гидротазарту қондырғысына инвестициялық шығындар келтірілген.

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

Р/с
№

Энергетикалық ресурстардың атауы

Мәні

1

2

3

1

Шикізатты беру жылдамдығы, Мт/жыл

3,8

2

Пайдалану мерзімі, күндері

335

3

Пайдалану коэффициенті

0,92

4

Ішкі объектілерге инвестициялар, млн еуро

272

5

Сыртқы объектілердің жалпы құны (ішкі объектілер құнының 30 %), млн еуро

82

6

Бір тиеуге арналған катализатордың шығындары, млн евро

10

      Ескертпе: 1995 жылғы 2 тоқсандағы АҚШ шығанағының жағалауы туралы мәліметтер келтірілген.

      Ендірудің әсері

      EО деректері бойынша бастапқы шикізаттағы күкірт құрамының төмендеуі 10 мг/кг (10 ppm) құрайды.

      Анықтамалық әдебиет

      [78].

5.4.2. Каталитикалық айдау

      Сипаты

      Бензинді күкіртсіздендіруге арналған каталитикалық айдау екі сатылы процесс ретінде.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Құрамында 1800 ppm күкірт бар ФКК қондырғысының бензинінде күкірт мөлшері 95 %-дан астам төмендеді. Техниканың бұл түрі стандартты күкіртсіздендіру процестеріне қарағанда энергияны аз пайдаланады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Энергияны тұтыну, қалдықтардың пайда болуы, сарқынды сулар және атмосфераға шығарындылар.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. Бұл әдісті реформинг өнімінде бензолды қалпына келтіру үшін де қолдануға болады.

      Еуропада күкіртсіздендіру үшін тәулігіне 7950 м3 кем дегенде бір каталитикалық айдау қондырғысы бар. ФКК орнатқаннан кейін алынған бензин. 2010 жылы Ресей Федерациясында қуаттылығы 1,26 млн т/жыл болатын ФКК қондырғысы әзірленді, Еуро-5 шығарындыларына қойылатын талаптарға жауап беретін патенттелген каталитикалық айдау процесі бар.

      Экономика

      Екі сатылы процесс құрамында 1800 ppm күкірт бар ФКК орнатқаннан кейін алынған бензинді тәулігіне 7950 м3 тазартуға арналған. Оның өнімділігі 95 %-ға бағаланады, ал инвестициялық шығындар шамамен 20 миллион еуроны құрайды.

      Ендірудің әсері

      EО деректері бойынша бастапқы шикізаттағы күкірт құрамының төмендеуі 10 мг/кг (10 ppm) құрайды.) [2009/30/EC директивасы].

      Анықтамалық әдебиет

      [5].

5.4.3. Мұнай өнімдерін сілтілік ерітінділермен каскадты тазарту

      Сипаты

      Егер бір қондырғыдан пайдаланылған күйдіргіш натрдың бір бөлігі екінші қондырғыға қайта пайдаланылса, газдарды ылғалдытазарту қондырғыларындағы күйдіргіш натрдың жалпы шығысы төмендейді. Мұндай процедураның мысалы-алдын-ала жуу кезеңінде қалпына келтірілген каустикалық натрийді шығару және катализацияланбаған бензинді демеркаптанизациялау. Мысалы, крекинг бензинін меркаптандардан тазарту, H2S немесе тиофенолдарды алу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Ащы ерітінділерді қолдануды азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қондырғыда күкірт қосылыстарының болуына байланысты пайдаланылған каустикалық натрмен жұмыс істеу кезінде ерекше сақ болу қажет.

      Экономика

      Бензин мен дистиллятты демеркаптанизациялаудың әртүрлі процестеріне байланысты шығындар туралы деректер 5.4-кестеде келтірілген.

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

Р/с №

Өнім

Бензинді демеркаптанизациялау процестерінің түрлері

Сметалық күрделі шығындар, млн еуро

Сметалық пайдалану шығындары, еуро/м3

1

2

3

4

5

1

Сұйытылған газ

Алу*

2,2

0,05

2

Жеңіл нафта

Minalk

1,1

0,04

3


Ащы натрийсіз

1,1

0,15

4

Ауыр нафта және керосин

Стандартты үлгідегі бекітілген қабат

2,6

0,18

5


Ащы натрийсіз

2,6

0,40

      * алдын ала және кейінгі тазалау қондырғыларын қамтиды.

      Ескертпе: қуаттылығы 1590 м3 көп функциялы қондырғыны үздіксіз пайдалану барысында қолданылатын MEROX процесінің экономикалық көрсеткіштерінің мысалы келтірілген.АҚШ шығанағының жағалауындағы мәліметтер бойынша. Күрделі шығындар Xerox технологиясы бойынша қондырғыларды модульдік жобалауға, өндіруге және орнатуға қатысты. Модульдік жобалаудың есептік құны өндіруші орналасқан франко-борттың (АҚШ Мексика шығанағының жағалауы) жауапкершілігі шегінде орналасқан. Есептік пайдалану шығындарына катализаторлардың, химреагенттердің, инженерлік коммуникацияларды төсеудің және жұмыс күшінің құны кіреді.

      Демеркаптанизация процесі күрделі салымдар мен пайдалану шығындары тұрғысынан гидротазалаудан гөрі үнемді. Күйдіргіш натр, әдетте, толық регенерируется. Нәтижесінде оның аз ғана бөлігі бөлінеді.

      Анықтамалық әдебиет

      [93], [97].

5.4.4. Пайдаланылған ащы натрийді пайдалану әдістері

      Сипаты

      Ащы натрий тазартудың аралық және соңғы сатысында мұнай өнімдерінен күкіртсутекті, меркаптандарды және фенолдық ластануларды сіңіреді және алады. Демеркаптанизацияның кейбір қондырғыларында ащы сілтінің ерітінділері жағымсыз иіске ие. Сондықтан олармен операциялар герметикалық қондырғыларда жүзеге асырылады. Жүйеге сарқынды суларды жібермес бұрын олар тазаланады, ал ағын жылдамдығы реттеледі. МӨЗ-де ащы натрийді қайта пайдаланудың бірнеше тиімді әдістері бар – МӨЗ-де немесе одан тыс жерлерде өңдеу, қалдықтарды жағу пештерінде жою.

      Қарастырылатын әдістер:

      бейтараптандыру және буландыру.

      Пайдаланылған ащы ерітінділерде крезолдар, нафтендер, меркаптандар және басқа да органикалық қосылыстардың өте жоғары концентрациясына байланысты сарқынды суларды тазартудың баламасы ретінде жағу (ХПК>>50 г/л).

      Өңдеу және кәдеге жарату құрғақ өңделген уытты күйдіргіш натр шаң болдырмайды. Оны көмуге тыйым салынады.

      Мұнай өңдеу зауыттарында өңделген ащы натрийді қайта пайдалану.

      Жаңа ащы натрийді емес, пайдаланылған шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы коррозияға қарсы күрес. Электр тұзсыздандыру қондырғысында хлорид (магний) тұздарының тұрақсыз нысандары шикі мұнайдан алынбайды. Дистилляторда шикі мұнай қызған кезде олар ериді және хлоридті коррозияны құрайды. Коррозияның түзілуін болдырмау үшін шикі мұнайы бар қондырғыға аз мөлшерде ащы натрий (натрий) енгізіледі. Нәтижесінде натрий хлоридінің тұрақты формасы түзілетін болады, ол хлорид компоненттерін бейтараптандырады. Хлоридті ыдырау өнімдерін бейтараптандыру үшін пайдаланылған каустикалық сода жиі қолданылады. Ол сонымен қатар қалдықтардың түзілуін азайтады.

      Шикі мұнайы бар электр тұзсыздандыру қондырғысында немесе қышқыл ағындарды булау қондырғысында күйдіргіш натрийді қайта пайдалануға жол берілмейді.

      Биологиялық тазарту қондырғысында сарқынды сулардың рН қосымша бақылау құралы ретінде каустикалық натрийді пайдалану.

      Құрамында фенолдар бар ащы натрийді қайта қолдану-сілтінің рН мәні фенолдар ерігенше азаяды. Осылайша сұйықтықтар стратификацияланады. Содан кейін сілті МӨЗ-дегі сарқынды суларды тазарту жүйесінде өңделеді.

      Пайдаланылған ащы натрийді қайта пайдалану (әдетте: сульфид, крезол және нафтенге бөлінеді).

      Қағаз комбинатта (тек сульфидті-сілтілі ерітінді).

      Na2SO3 үшін шикізат ретінде (сілтілердің түрлерін бөлу қажет болуы мүмкін).

      Фенол немесе күкіртсутектің концентрациясы жоғары химиялық өңдеу кәсіпорындарындағы жұмыс. Каустикалық натрийдегі фенол концентрациясын арттыру қажет болуы мүмкін. МӨЗ-де технологиялық процестерді осындай қайта құру мұнай өнімдерінен ластағыш заттарды алу шығындарын қысқартуға мүмкіндік береді.

      Қалдық ащы натрийдің регенерациясы немесе тотығуы мыналардың нәтижесінде пайда болады:

      сутегі асқынымен тазарту;

      бекітілген қабаты бар катализаторды қолдану жолдары;

      сығылған ауамен үрлеу мәні: 120 – 320 °С; 1,4 – 20,4 МПа;

      биологиялық тазарту жүйесін қолдану.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Атмосфераға жағымсыз заттардың шығарылуын азайту және каустикалық натрийді қолдану.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қондырғыда күкірт қосылыстарының болуына байланысты пайдаланылған каустикалық натрмен жұмыс істеу кезінде ерекше сақ болу қажет.

      Кросс-медиа әсерлері

      Мұнай өнімдерін тазартудың әртүрлі әдістері кезінде бір ортаның ластануының екінші ортаға келесі әсерлері атап өтілді:

      Шикі мұнай қондырғысында каустикалық натрдің болуы мұнай ағынында кейінгі қондырғыларда кокстың пайда болуына ықпал етеді.

      Сарқынды суларды тазарту қондырғысында фенол, бензол, толуол және ксилол құрамын арттыру. Нәтижесінде зиянды заттардың мұндай концентрациясы сарқынды суларды тазарту қондырғысының өнімділігін төмендетеді немесе тазарту қондырғыларының төгінділерінің санын көбейтеді. Меркаптандар, крезолдар және нафтендер био тазарту қондырғыларының жұмысына теріс әсер етеді.

      Ендірудің әсері

      Каустикалық сода қолдануды азайту.

      Қолданылуы

      Бірқатар МӨЗ пайдаланылған күйдіргіш соданы қалпына келтіру мүмкіндігі бар. Алайда, басқа МӨЗ мұнай өнімін сілтілі жуғаннан кейін оның артығын кәдеге жаратуға мәжбүр. Нәтижесінде аз мөлшерде каустикалық заттар қалады және, әдетте, олар сарқынды суларды тазарту қондырғыларында қолданылады. Әйтпесе, олар ағартқыш реагент ретінде пайдаланылатын қағаз зауыты мен целлюлоза зауытына жіберіледі. Кейбір МӨЗ сатуға фенолмен өңделген концентрацияланған сілтіні береді. Ол мұнай өнімдерінен крезол қышқылдарын алу үшін қолданылады. Кейбір МӨЗ мұндай концентрацияланған сілтіні дербес өңдейді. Алынған дисульфид дайын өнім ретінде сатылады немесе қалдықтарды жағу пешіне өңдеуге жіберіледі.

      Анықтамалық әдебиет

      [13], [15].

5.4.5. Каталитикалық депарафинизация

      Сипаты

      Мұнай фракцияларынан парафиндерді алып тастау майлау майының қатаю температурасын төмендетеді. Сольвентті депарафинизация еріткішті бастапқы фракциямен араластыруды, содан кейін тұнбаға түскен парафиндерді салқындату және сүзу арқылы бөлуді білдіреді.

      Каталитикалық депарафинизация процесі кеуекті құрылымы бар селективті катализаторларды қолдану арқылы жүреді. Бұл әдіспен майлау майлары тұзды парафиндеуге қарағанда төмен қату температурасына ие. Нәтижесінде парафиндердің орнына жанғыш компоненттер шығарылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Каталитикалық парафинизацияны қолданған кезде мұнай өнімдеріндегі иісті заттар мен күкірттің мөлшері тұзды заттарға қарағанда төмен болады. Парафинді гидрокрекирлеу нәтижесінде түзілген өнімдер мұнай өнімінің құрамында қалады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Сутегі шығыны, әдетте, 20 – 62 м3/тонна шикізатты құрайды (100 – 300 ст.куб.фт./барр.н).

      Қолданылуы

      Жаңа қондырғыларда толығымен қолданылады. Каталитикалық депарафинизация әдісін қолданыстағы депарафинизация қондырғыларында қолдануға болады, өйткені бұл мүлдем басқа процесс. Каталитикалық депарафинизация кезінде қатаю температурасы еріткіштерді қолдану әдісіне қарағанда төмен, бірақ тұтқырлық индексі жоғары.

      ЕО мұнай өңдеу зауыттарының бірі парафинсіздендіру процесін қолданады және құрамында парафин аз дистилляттар шығарады.

      Экономика

      5.5-кестеде мыналарға қатысты шығындар салыстырылады: 1) МӨЗ-ді қуаттылығы жылына 300 кт-дан 500 кт-ға дейін мұнайды депарафинизациялау қондырғысымен (сольвентті) жарақтандыру; 2) қуаттылығы жылына 200 кт-дан жаңа кешен салу; 3) МӨЗ қондырғыларының біріне каталитикалық депарафинизациялау әдісін ендіру.

      5.5-кесте. Қуаттылығы 200 кт майларды депарафинизациялауды (сольвентті) орнатуға арналған шығындар туралы деректер

Р/с №

Шығындардың параметрлері

Жаңа қондырғы
(200 кт/жыл)
(жалпы құнынан % -бен)

Қолданыстағы қондырғыға ендіру
(жылына 300 ден 500 кт дейін)
(майларды депарафиндеу қондырғысы (сольвентті) құнынан % - бен

1

2

3

4

1

Капиталдың өзгеруі

36

24 - 36

2

Тұрақты шығындар

20

7 - 9

3

Ауыспалы шығындар

8

8

4

Көмірсутектердің құны

35

11

5

Жиыны

100

50 - 64

      Ескертпе: гидрокрекинг қондырғысының отынын есепке алмағанда, базалық майлау майының тәулігіне 795 м3 инвестицияларға сәйкес.

      Жалпы сомасы (1998 жыл, АҚШ шығанағы жағалауы): 80 млн АҚШ доллары.

      Ендірудің әсері

      Төмен парафинді дистиллят алу.

      Анықтамалық әдебиет

      [118].

5.5. Каталитикалық риформинг

5.5.1. Регенерациялық пайдаланылған газдарды тазарту

      Сипаты

      Қалпына келтіретін желдету газында HCl, Cl2, CO, SO2, көмірсутектер, диоксиндер мен фурандардың іздері болуы мүмкін. Регенерация кезінде қолданылатын органикалық хлоридтерді сақтау және өңдеу атмосфераға шығарындыларға әкелуі мүмкін. Кейбір қондырғылардың конструкцияларында қалпына келтіретін желдету газы адсорбциялық қабат арқылы, скруббер арқылы немесе бөлінетін газдарды сумен жуудың негізгі жүйесімен бірге жіберілуі мүмкін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Коррозиялық қабаттар, су скрубберлері немесе каустикалық натрийдің сулы ерітіндісімен боялған скрубберлер және суды жуудың негізгі жүйелері регенерациялық желдету газындағы микрокомпоненттер шығарындыларының азаюына және атмосфераға шығарындылардан диоксиндер мен фурандардың көпшілігін алып тастауға әкеледі. Алайда, диоксиндер мен фурандардың гидрофобты қасиеттеріне байланысты бөлік осындай тазарту жүйелері арқылы өтуі мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлер

      Конструкция скрубберді қосқан кезде пайдаланылған газдарды регенерациялық жуудан рециркулирленген және іріктелетін ағындар сарқынды суларды тазарту станциясына (қондырғысына) жіберілуі тиіс. Бұл сарқынды сулардың рН-ның төмен болуына байланысты биологиялық тазартудан бұрын бейтараптандыру қажет болуы мүмкін. Скрубберлерді қолдану кейбір диоксиндердің ауадан суға ауысуына әкелуі мүмкін.

      Қолданылуы

      Жаңа блоктарға және ағымдағы конструкцияны ескере отырып, қолданыстағы блоктарды жаңғырту туралы жалпы ережелерге (қысым мен температура теңгеріміне әсер ету, қолданыстағы конструкциялар, учаскеде алаңдардың болуы және т. б.) толық қолданылады.

      Экономика

      Белгілі бір техникаға қол жетімді деректер жоқ.

      Ендірудің әсері

      Атмосфераға шығарындыларды азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [108], [106].

5.5.2. Регенерациялық пайдаланылған газды тазартуға арналған электр сүзгіш

      Сипаты

      HCl, H2S, аз мөлшерде катализатор шаңының ұсақ бөлшектері және Cl2, SO2 және диоксиндердің іздері бар қалпына келтірілген газдар атмосфераға шығарылмас бұрын электростатикалық сүзгіге жіберілуі мүмкін. Регенерация немесе катализаторды ауыстыру және қондырғыны тазарту кезінде желдету сияқты басқа әрекеттерден түзілетін шығарындылар электростатикалық сүзгіге жіберілуі мүмкін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Регенератордан түсетін пайдаланылған газдардағы қалқыма бөлшектердің мөлшерін азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қолжетімді деректер жоқ. Жалпы мәліметтерді 5.26.8-тармақтан қараңыз.

      Кросс-медиа әсерлері

      5.26.8-тармақты қараңыз.

      Қолданылуы

      Үздіксіз регенерация бөлімдерінен шығарындылар ерекше назар аударуды қажет етеді. Үздіксіз катализаторды қалпына келтіру үшін қолданылатын электростатикалық сүзгінің бірде-бір мысалы тіркелген жоқ.

      Экономика

      Қол жетімді деректер жоқ. Жалпы мәліметтерді 5.26.8-тармақтан қараңыз.

      Ендірудің әсері

      Катализаторды қалпына келтіру кезінде тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [104].

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

      Сипаты

      Каталитикалық риформингті сипаттайтын анықтамалықтың 3.5 және 5.5- бөлімдеріне сілтеме жасай отырып, диоксиндер катализаторды қалпына келтіру кезінде каталитикалық риформингтің үш түрінде (үздіксіз, циклдык және жартылай регенеративті) түзіледі.

      De novo реакциясы – бұл органикалық молекулаларды хлорлау кезінде қарапайым предшественниктерден диоксиндер мен фурандардың макромолекулаларының синтезі. Бұл реакция 200 °С-тан 450 °С-қа дейінгі температура диапазонында және катализатор ретінде әрекет ететін коррозия нәтижесінде түзілетін темір оксиді бөлшектері болған кезде жүреді.

      Егер регенерацияның қалдық газдары су тазартқышта өңделсе (мысалы, 5.26.10-тармақ) сарқынды сулардан диоксиндер скрубберден анықталуы мүмкін, бірақ олар сарқынды суларды тазартудан кейін сұйылту әсерінен анықталмауы мүмкін.

      Кейбір басқа жағдайларда, басқа әдістерді қолдануға байланысты, мысалы, бекітілген қабатты сүзгілер, хлор мен диоксиндердің құрамы төмендейді. Кейбір жағдайларда белсендірілген көмір диоксиндерді кетіру үшін қолданылды. Қолданылған тағы бір әдіс желдеткіш газдарды қайта өңдеуді қамтиды; дегенмен, диоксиндердің шығарылуын қалай азайтуға болатындығы белгісіз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Диоксиндер шығарындыларының шығу тегі мен бақылауын білу.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      2001 жылы Preem Lysekil (SE) мұнай өңдеу зауытында үздіксіз регенерация газын қайта өңдеу тізбегі орнатылды. Регенерациядан шыққан газ катализаторға қайта өңделеді, онда хлоридтер, хлорланған көмірсутектер мен диоксиндер қайтадан адсорбцияланады. Реформатордан орнатылғанға дейін диоксиндердің шығарылуы 0,323 г 2,3,7,8-тетрахлордибензо-п-диоксин (ТХДД немесе TCDD)-экв/жыл болды. Шығарындылармен күресу әдісін орнатқаннан кейінгі шығарындылар 0,0045 г TCDD-экв/жыл деңгейінде болды (орташа). Диоксиндер мен басқа параметрлердің келесі төмендеуіне қол жеткізілді:

      диоксиндер: 99 %;

      хлорбензол: 94 %;

      полихлорланған дифенилдер (ПХД): 93 %;

      хлоридтер: 83 %.

      Ұқсас әдіс Гетеборгтағы Preem зауытында үзіліссіз қалпына келтірумен қолданылады. Бұл жағдайда газдар скрубберде өңделеді, содан кейін су белсенді көмір арқылы сүзіледі.

      Кросс-медиа әсерлері

      Регенерациялық газдардан алынған кейбір диоксиндерді тазарту арқылы суға беруге болады.

      Қолданылуы

      Кейбір ЕО мұнай өңдеу зауыттары қазірдің өзінде каталитикалық риформинг қондырғыларынан диоксиндердің шығарылуын қолданады және бақылайды. Хлор тұзақтары және желдеткіш газдарды қайта өңдеу сияқты әдістер жартылай регенеративті риформинг қондырғыларына қолданылмайды, себебі бұл құрылымдарда сумен жуудың негізгі жүйелері қолданылады. Шығарындылармен күресудің тиімді әдістері екі швед мұнай өңдеу зауыттарында қолданылады.

      Экономика

      Ақпарат жоқ.

      Ендірудің әсері

      Катализаторларды қалпына келтіру кезінде диоксиндердің түзілуін түсіну.

      Анықтамалық әдебиет

      [18].

5.6. Изомерлеу

5.6.1. Цеолиттерді изомерлеу процесі

      Сипаты

      Толығырақ ақпарат 3.6-бөлімде келтірілген. Кейбір МӨЗ O-T цеолит изомеризациясы процесінде мүмкін болғаннан гөрі жеңіл түзу бензин фракциясынан (нафта) жоғары октан саны қажет, содан кейін реакцияланбаған қалыпты парафиндерді кетіру үшін адсорбция технологиясын қолдануға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Бұл процестерде хлоридті қосылыстар қолданылмайды. Платина алу үшін катализаторды регенераторға жібермес бұрын цеолит және сульфатталған цирконий катализаторын бірнеше рет қалпына келтіруге болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Цеолит катализаторы жоғары температурада (250-275 °С) және қысымда (28 бар) қолданылады, бұл оны ластағыш заттарға төзімді етеді, дегенмен октан саны аздап артады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Жоғары ысыту процесін қажет ететін жоғары температура.

      Қолданылуы

      Цеолит катализаторы негізінен гидрооқшауланбаған шикізат ағындары үшін қолданылады. Реакцияның төменгі температурасы жоғары температураларға қарағанда жақсырақ, өйткені тепе-теңдік изомерлерге айналуы төменгі температурада күшейеді.

      Ескі каталитикалық риформерлер немесе гидродесульфуризация қондырғылары сияқты жұмыс істемейтін гидроөңдеу жабдықтары бар мұнай өңдеу зауыттары бұл жабдықты цеолиттердегі бір реттік изомерлеу процесіне ауыстыру мүмкіндігін қарастыруы мүмкін. Изомеризация кезінде C5- 7 1 ºC жеңіл нафта үшін октан санының 10-нан 12-ге дейін өсуіне қол жеткізуге болады.

      Экономика

      Реакция процесінің болжамды құны тәулігіне м3 үшін 4654 еуроны құрайды. Сіңіру процесі үшін инвестициялар тәулігіне 18900 – 25160 евро құрайды. Катализатор мен адсорбенттің құны тәулігіне м3 үшін шамамен 1700 еуроны құрайды.

      Ендірудің әсері

      Өндіріс процесі. Бір реттік немесе қайта пайдалануға болатын схеманы таңдау бензин бассейнінде араластырылатын жеңіл нафтаның мөлшері, бензин бассейнінің қажетті октан саны және басқа жоғары октанды бензин қоспасының құрамдастарының болуы сияқты факторларға байланысты. Егер изомерат өнімінің октан саны 87-ден жоғары болса, жалғыз нұсқа - рециркуляция тізбегі. Фракцияға негізделген схеманы немесе абсорбцияға негізделген схеманы таңдау шикізаттың құрамына және белгілі бір дәрежеде өнімге қойылатын талаптарға байланысты. Жалпы алғанда, фракциялауға негізделген схема аз инвестицияны қажет етеді деп айтуға болады, бірақ жоғары энергия талаптарының нәтижесінде операциялық шығындар айтарлықтай жоғары.

      Анықтамалық әдебиет

      [78], [4], [26].

5.6.2. Белсенді хлорид негізіндегі катализаторды изомерлеу процесі

      Сипаты

      Изомерлеу процесі туралы толығырақ ақпарат 3.6-бөлімде келтірілген.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Цеолит катализаторларымен салыстырғанда процестің жоғары тиімділігі және реакцияның төменгі температурасы (энергияны аз тұтыну).

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Жоғары белсенді хлоридті катализатор және хлорланған глиноземді катализатор (құрамында платина бар) салыстырмалы түрде төмен температурада (150 – 175 °С және 20 бар) жұмыс істейді және октан санының ең көп өсуіне мүмкіндік береді. Мұндай реакторда шикізат дезактивация мен коррозия проблемаларын болдырмас үшін оттегі мен күкірт көздерінен, соның ішінде Судан бос болуы керек. Оттегінің дезактивациясы қайтымсыз, алайда күкірт катализатордың бетінен шығарылуы мүмкін. Катализатордан күкірт бөлшектерін десорбциялаудың бұл процесі инженерлік және энергияны қажет етеді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Хлоридпен (құрамында платина бар) қоздырылған хлорланған глинозем катализаторы катализатордың жоғары белсенділігін ұстап тұру үшін өте аз мөлшерде органикалық хлоридтерді қосуды қажет етеді, нәтижесінде реакторда сутегі хлориді пайда болады. Хлорид негізіндегі катализаторды қалпына келтіру мүмкін емес.

      Қолданылуы

      Катализатор күкіртке өте сезімтал, сондықтан шикізатты 0,5 ppm дейін терең күкіртсіздендіру қажет.

      Экономика

      Инвестицияларды бағалау (ISBL, US Gulf Coast, 1998): EUR 4 150 – 10 400 тәулігіне м3 үшін.

      Орнату инвестициялары (негізінде: 22nd quarter 1998 US Gulf Coast) тәулігіне 1590 м3 бағаланды. шикі шикізатты өндіру бойынша қуаттылығы 8,8 млн еуро (±50 %) мөлшерінде.

      Ендірудің әсері

      Өндірістік процесті оңтайландыру.

      Анықтамалық әдебиет

      [13].

5.7. Висбрекинг және басқа да термиялық реакциялар

5.7.1. Газойльдің жылу термиялық крекинг қондырғысы

      Сипаты

      Пайдалану жұмыстарының толық сипаттамасын газойльдің жылу термиялық крекинг қондырғысын сипаттайтын 3.7-бөлімнен қараңыз.

      Газойльдің термиялық крекингін орнату вакуумдық айдау қалдықтарын екі сатылы термиялық крекингті қолдана отырып, содан кейін газойль мен нафта фракцияларына бөлуге мүмкіндік береді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Кәдімгі висбрекинг қондырғысымен салыстырғанда, газойльді термиялық крекинг процесі вакуумдық қалдықты жеңіл өнімдерге айналдыруды едәуір арттырады. Айырбастау шығысы массаның шамамен 15 % мас. мас. орнына мас. мас. 40 %-ына жетеді./. Алынған мұнай өнімдерінің сапасы бірден жеңіл фракциялары бар ағында бағаланады. Олар дизель, бензин және нафт өндірісінде қолданылады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Газойльдің жылу термиялық крекинг қондырғысын 2009 жылдың көктемінен бастап Швехат қаласындағы (Австрия) OMV компаниясы МӨЗ-де пайдаланады. Орнату өнімділігі тәулігіне 2000 тонна. Процесске қажет жылу номиналды жылу қуаты шамамен 80 МВт болатын табиғи газбен жұмыс істейтін газ турбинасымен қамтамасыз етіледі. Газ турбинасы осы зауыттың жылуды кәдеге жарату жүйесінің қондырғысында өндірілетін технологиялық бумен бірге МӨЗ желісіне 27 МВт қосымша электр энергиясын жеткізеді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Мұндай процесті қолдану объектідегі энергияны тұтынуды және атмосфераға шығарындыларды арттырады. Вакуумдық қалдықты түрлендіру үшін пайдалы энергияның үлкен шығыны қажет. Бұл процесс сонымен қатар Сарқынды суларды тазарту қондырғыларында тазартылатын көмірсутектермен ластанған қосымша сарқынды сулардың түзілуіне ықпал етеді.

      Қолданылуы

      Бұл процесс жаңа зауыттарда толығымен қолданылады. Мұндай процесті қолданыстағы висбрекинг қондырғыларында ендіру мүмкін емес.

      Бүкіл әлем бойынша 12-ге жуық қондырғы орнатылған. Бір зауытты OMV компаниясы 2009 жылдан бастап Швехат қаласында (Австрия) пайдалануда.

      Экономика

      Инвестициялар 2400 – 3000 долларды құрайды. АҚШ долл. (1900 – 2500 евро) тәулігіне бір баррель үшін, тазарту құрылыстарын есепке алмағанда және қондырғының қуаты мен конфигурациясына байланысты (бастапқы нүктесі Еуропа: 2004).

      Ендірудің әсері

      Өндірістің термиялық конверсия коэффициентін "қалдықсыз"өңдеу жағына ұлғайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [10], [51], [26].

      5.7.2. Реакциялық камерасы бар висбрекинг қондырғысы

      Сипаты

      Пештен кейін мұнай өнімдерінің ағыны ұзақ байланыс уақыты бар төмен температуралы процесс жүретін қашықтағы реакциялық камера крекинг қондырғысына жіберіледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Дайын өнімнің өнімділігі мен қасиеттері ұқсас, бірақ реакция камерасының келесі артықшылықтары бар - пештің құбырларынан коксты алып тастау үшін энергияны аз тұтыну (30 – 35 %) және тоқтағанға дейін ұзақ уақыт жұмыс істеу. Пештің висбрекингімен жұмыс істеген 3 – 6 аймен салыстырғанда жұмыс уақыты 6 – 18 ай.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Пеш висбрекинг қондырғыларының жұмыс уақыты реакция камерасы бар висбрекинг қондырғылары үшін 3 айдан 6 айға дейін және 6 айдан 18 айға дейін. Жанармай шығыны-шамамен 11 кг мазут эквиваленті/т. Будың қуаттылығы мен шығыны пештің шарғысын тұтынуға ұқсас. Реакция камерасының шығысындағы жұмыс температурасы 400 – 420 ºC құрайды.

      Кросс-медиа әсерлері

      Пештің шарғыларының жеке тазарту шараларындағы артықшылығы реакциялық камераны тазалаудың күрделілігімен ішінара теңестіріледі.

      Қолданылуы

      Еуропаның кейбір МӨЗ реакциялық камерасы бар висбрекинг қондырғыларымен жабдықталған.

      Анықтамалық әдебиет

      [8], [68].

5.7.3. Висбрекинг қондырғыларында кокс түзілуінің төмендеуі

      Сипаты

      Термиялық крекинг кезінде пештің құбырларына түсетін кокстың белгілі бір мөлшері түзілді. Қажет болса, коксты тазалау керек. Қоспалар шикізат құрамындағы натрийді бақылайды. Сондай-ақ, мұнай өнімінен жоғары орналасқан зауыттарында шикізатқа енгізілген каустикалық немесе басқа арнайы қоспалар ретінде ащы натрий пайдаланылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Кокс түзілуінің төмендеуі және тазалаудан кейін қалдықтардың азаюы.

      Ендірудің әсері

      Бұл әдіс әдетте тазалауды болдырмау үшін қолданылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [8].

5.8. Этерификация.

5.8.1. Этерификация. Каталитикалық айдау

      Сипаты

      Каталитикалық айдау процесі реакция мен фракциялауды бір орнату операциясына біріктіреді. Бұл екі реактордың дизайнын қажет етеді, олардың біреуі-каталитикалық Дистилляция бағанындағы соңғы түрлендірумен бекітілген қайнау температурасы бар реактор. Реакторларда қышқыл ион алмасу шайырына негізделген катализатор қолданылады. Қосымша ақпаратты 3.8 бөлімінен қарау.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Конверсия процесінің жоғары тиімділігі жүйеде энергия тұтынуды өндірілген өнімнің тоннасына төмендетеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Реакция катализаторы айдау бағанында болатын процестің артықшылықтары изолефиндердің толық конверсиясын қамтиды. Эфирлерді алу MTBЭ, ЭTBЭ немесе tame өндірісі үшін қолданылуы мүмкін. Изобутиленнің 98 % конверсиясы МӨЗ шикізаты үшін стандартты болып табылады. Айырбастау MTBЭ-ге қарағанда ЭTBЭ үшін аз. ТАМЭ үшін изоамилен >95 % конверсиясына қол жеткізуге болады (5.6-кесте).

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

Р/с
№

Инженерлік қамтамасыз етудің стандартты талаптары, өнімнің м3

Технология лицензиарына байланысты диапазон

Қондырғылар

1

2

3

4

1

Электр энергиясын тұтыну

1,3 – 3,1

кВт/ч

2

Жұп (10,3 бар)

600 – 1 150

кг

3

Жұп (3,4 бар)

100 – 1 150

кг

4

Суды салқындату (DT = 17 ºC)

1,5 – 4

м3

      Кросс-медиа әсерлері

      Бұл әдіс қосымша реакторды орнатуды қажет етеді. Катализаторларды орнату және ауыстыру кезінде жоғары орналасқан түйіндерде катализаторды пайдалану қауіпсіздікке қауіп төндіруі мүмкін.

      Экономика

      Инвестициялық шығындар: mtbe өнімінің тәулігіне 18850 евро.

      (1999 жылғы бағам негізінде шығындарды есептеу EUR = 1,168 0 USD пайдалану тәулігіне 1500 баррель қуатты өлшеу бірлігі үшін және 3500 доллар құны. АҚШ баррелі үшін МТБЭ пайдалану тәулігіне.)

      Қолданылуы

      Бұл әдіс кеңінен қолданылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [51], [4].

5.9. Каталитикалық крекинг

5.9.1. Каталитикалық крекинг (КК) қондырғыларында шикізатты гидротазарту

      Сипаты

      КК қондырғыларындағы шикізатты гидротазарту мұнай отыны мен мазутты гидротазарту сияқты жүргізіледі (3.4-бөлімдерді қарау). МАС орнату алдында МӨЗ көбінде күкіртсіздендіру немесе гидрокрекинг қондырғылары қолданылады, негізінен құрамында күкірті төмен бензин мен дизель отынын алу және (<10 ppm) процесс параметрлерін оңтайландыру үшін-ауыр мұнай қалдықтарын барынша жылдам өңдеу және орташа дистилляттарды алу үшін. Сонымен қатар, осы қондырғылармен қосымша тазарту МАС қондырғысынан шығарындыларды азайтуға көмектеседі, бұл күкірт оксиді (SO2) концентрациясының айтарлықтай төмендеуіне әкеледі. Қондырғыларды пайдалану азот оксидінің (NOX) шығарындыларына да әсер етеді, бірақ олардың концентрациясы көбінесе регенератордың температурасына және жану процесіне байланысты болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      МАС қондырғысының шикізатын гидротазарту күкірт массасының құрамын <0,1–0,5 % массаға дейін төмендетеді (шикізат сапасына байланысты). Бұл күкірт құрамының шамамен 9 %-ы әдетте регенератордың түтін газдарына шығарылатындығын ескере отырып, гидротазалау нәтижесінде регенератордан күкірт оксидінің (SO2) шығарындылары 90 %-ға дейін азаяды. Алынған түтін газдарының орташа тәуліктік концентрациясы шикізат сапасына байланысты 25 - 600 мг/Нм3 (O2 оттегінің 3 %-ында) диапазонында қалады. МӨЗ-дің бірінде шығарындылар көлемі 600 мг/Нм3-ге дейін артқаны атап өтілген, бұл күкірт құрамындағы 0,5 %-ға ауытқуларға байланысты. Шығарындылардың орташа жылдық концентрациясы 89 мг/Нм3-ге дейін (O2 оттегінің 3 %-ында) төмендегені хабарланды [10].

      Азот қосылыстарының шығарындылары да 75 - 85 %-ға дейін төмендеді (толық емес жану кезінде аз пайыз), дегенмен азот қосылыстары концентрациясының мұндай төмендеуі азот оксиді концентрациясының (NOX) эквивалентті төмендеуіне әкелмейді. Бұл жағдайда, егер шикізаттағы азот мөлшері 70-80 % - ға дейін азайтылса, онда азот оксиді (NOX) концентрациясының максималды пайызы 50-60 %-ға дейін төмендейді. Түтін газдарының орташа тәуліктік қорытынды концентрациясы шикізаттың сапасына байланысты 50-180 мг/Нм3 диапазонында (O2 оттегінің 3 % - ында) қалады, бұл ретте орташа жылдық концентрациясы бар болғаны 71 мг/Нм3 (O2 оттегінің 3 %-ында) құрайды [10].

      Бұл процесс сонымен қатар атмосфераға металл шығарындыларын (мысалы, никель, ванадий) азайтады және каталитикалық крекинг қондырғысының катализаторының қызмет ету мерзімін ұзартады.

      Бұл процестің артықшылығы-мұнай өнімдеріндегі меркаптандардың төмен концентрациясы. Каталитикалық крекинг процесі қайта өңдеу процесінің келесі сатысына - меркаптанды жоюға әсер етеді. Бұл пайдаланылған ащы натрий мөлшерінің азаюына және сарқынды суларға ағызуларының азаюына әкеледі.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Гидротазарту арқылы қол жеткізілген күкіртті кетірудің тиімділігі каталитикалық крекинг қондырғысының шикізатын қайнату ауқымына байланысты. Шикізат неғұрлым ауыр болса, күкіртті алу кезінде бірдей тиімділікке жету үшін соғұрлым көп энергия қажет. Әр түрлі катализаторлары бар секциялар үшін пайдаланылатын су қышқыл суға 20-40 м3/сағ жылдамдықпен айналады.

      Гидротазартуға ұшырайтын каталитикалық крекинг қондырғысындағы шикізаттың үлесі МӨЗ-дің орналасу схемасына және оны ұйымдастыру жүйесіне байланысты айтарлықтай өзгереді. Шикізат ретінде мыналар болуы мүмкін:

      вакуумдық газойлдің фракциясы 375–560 °С (негізгі шикізат);

      атмосфералық айдау фракциялары (> 375 °С);

      басқа фракциялар, соның ішінде импортталғандар.

      Крекинг қондырғысының қалқыма бөлшектерінің шығарындыларына шикізатты гидротазалаудың әсері туралы деректер де 3-бөлімде келтірілген.

      5.2 және 5.3-суреттерде 2005 жылдың ортасында еуропалық МӨЗ-де қуаты жылына 1,5 млн т ФКК орнату алдында қолданылатын қуаттылығы жылына 1 млн т гидрокрекингтің жаңа қондырғысы пайдалануға берілгеннен кейін алынған өнімділік бойынша деректер ұсынылған. ФКК қондырғысынан шығарындылардың орташаландырылған мәні 1650-ден (бір жылдағы мәні) жылына 670 т-ға дейін (60 % - ға) қысқарды, ал шикізаттағы күкірттің концентрациясы 1,5 – 1,7 %-дан 0,25 – 0,35 %-ға дейін төмендеді. Бұл жағдайда сутегі шығынының жоғарыда көрсетілген үлес көрсеткіші гидротазартылған шикізаттың тоннасына 8 – 9 кг сутегі (H2) диапазонында болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Бір ортаның ластануының екіншісіне әсері қондырғылардың энергия шығынын арттыруды және негізінен сутегі өндірісі салдарынан көмірқышқыл газының (CO2) шығарындыларының артуын білдіреді. Мысалы, МӨЗ-дегі энергияның жалпы шығындары шамамен 2-ден 2,5 ГДж/тоннаға дейін өсті. Гидрокрекинг қондырғысы (жылына 3 млн т) және сутегі (H2) өндірісі үшін метанның қосымша бу риформингі қондырғысы (жылына 220000 т) пайдалануға берілгеннен кейін энергия шығындары оңтайландырылды.

      Техникалық сипаттамалары Жоғары Мұнай өнімдерін алу үшін гидротазарту талап етілетініне қарамастан, ластанудың өзара әсерін бағалау кезінде мұнай өнімдерінің қолда бар сипаттамаларын ескеру ұсынылады.

      Гидротазарту нәтижесінде катализаторлар күкіртсутегінің (H2S) қосылыстарын және оның өндірілуін жояды, бұл қышқыл сарқынды суларды булау қондырғысының және күкірт алу қондырғысының жұмысына тікелей әсер етеді (мұнда қондырғыларды кеңейту немесе ауыстыру қажет болуы мүмкін). Сонымен қатар, ФКК қондырғысының шикізатының ауыр металдары гидротазалау қондырғысының катализаторына түседі. Шикізаттағы металдар санының азаюы есебінен терең гидротазарту ЭШФ өнімділігінің төмендеуіне де алып келеді.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. Бұл технологиялық процесс, егер МӨЗ-де сутегі жеткілікті мөлшерде болса және зауыт қышқыл ағындарды булау және күкірт алу қондырғыларымен жабдықталса, экономикалық тұрғыдан ақталған. Бұл процесті қолданудың негізгі сәті – мұнай өңдеу зауыттарының орналасу схемасын оңтайландыру.

      ТЖТ мүшелері хабарлаған 56 еуропалық нысанның 16-сы осы технологиялық процесті қолданды.

     


      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

      Экономика

      5.7-кестеде және 5.8-кестеде ФКК қондырғысында шикізатты гидротазалаумен байланысты шығындардың мысалдары келтірілген.

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

Р/с №

Өлшем / қуаттылығы (килотонна / жыл)

Стандартты күрделі / нақты шығындар
(млн еуро) өндірістік объектілерді қолданыстағы қондырғылармен біріктіру қажеттілігін қамтиды.

Пайдалану шығындары
(млн еуро/г)

1

2

3

4

1

1250

198

9

2

2 500

303

17

3

3 750

394

26

      Ескертпе: мұндай шығындар зауытта үлкен алаңның және жұмыс істеп тұрған күкірт алып тастау қондырғыларының (SRU) және қышқыл ағындарды булау қондырғыларының болуын болжайды. Егер болашақта сутегі өндірісін орнату қажет болса, онда қуаттылығы жылына 2500 кт МАС қондырғысы негізінде шикізатты гидротазарту немесе гидрокрекинг процестері бар мұндай қондырғы, әдетте, шамамен 60-75 млн еуро тұрады. Concave өзектендірілген шығындар, 2010 жыл

      Көзі: [11], CONCAVE 2010

      5.8-кесте. Кейбір стандартты орналасу схемаларына сәйкес қуаттылығы жылына 1,5 миллион тонна болатын ФКК қондырғысында гидротазартуға байланысты шығындар ауқымы

Р/с
№

Шығындардың параметрлері

Дистиллятты шикізатты күкіртсіздендіру

Көмірсутек қалдықтарын күкіртсіздендіру

Газ ағынындағы азот оксидінің (NOX) концентрациясын азайту үшін шикізатты гидротазалау

1

2

3

4

5

1

Процестің өндірістік қуаттылығы

1,5 млн т/жыл

1,5 млн т/жыл

ДАС қондырғысында жылына 1,5 млн т:
улы газды жағу қазандығымен

2

Инвестициялық шығындар, млн еуро

80-100***
45-50*, **

200-300**, ***

80-100

3

Пайдалану шығындары, жылына млн еуро

4-9

15-25 ***
30-50 **

4-9

      * сутегі (H2) және H2S күкіртсутегін өндіру және онымен жұмыс істеу бойынша қондырғыларды қоспағанда;

      ** [12];

      *** [13].


      Қуаттылығы жылына 1,5 млн т каталитикалық крекинг қондырғысындағы шикізаттың 56 %-ын гидротазарту процестерін талдау нәтижелері бойынша шығындар бойынша мынадай ақпаратты береді:

      инвестициялардың жалпы көлемі (2005 жыл): үш тазарту қондырғысын (жиынтық қуаттылығы 1,05 млн т/жыл), жаңғыртылған каталитикалық крекинг қондырғысын, сондай-ақ күкірт алу қондырғысы мен қышқыл сарқынды суларды тазарту қондырғысын қоса алғанда, 230 млн еуро;

      электр энергиясына арналған шығындар: 7,15 евро/т тазартылған шикізат (2009 жыл);

      сутекке шамамен жұмсалатын шығындар (жылына): 0,5 млн еуро (белгіленген уақыт кезеңі үшін) плюс алынған сутегінің 1420 Еуро/т (2009 жыл), 8-9 кгН2/т тазартылған шикізаттың үлестік шығыны кезінде;

      жалпы пайдалану шығындары (белгіленген уақыт кезеңіндегі сутекті (H2) қоса алғанда) 7,75 Еуро/т тазартылған шикізатты, үлестік шығындар - 6640 еуро/т қайта өңделген күкірт оксидін (SO2) құрайды.

      Тағы бір мысалда, ФКК қондырғысының 3 миллион тонна шикізатын гидротазарту туралы келесі мәліметтер келтірілген:

      шикізатты тазарту нәтижесінде күкірт оксидтерінің шығарындылары (SO2) 3,7 кг/т-ға азайды;

      шығындар ауқымы 9,6 кг сутекті (H2) құрайды, электр энергиясы 30,8 кВт/сағ және тазартылған шикізаттың тоннасына 556 МДж отын жұмсалды;

      жалпы пайдалану шығындары тазартылған шикізаттың тоннасы үшін 19,3 евроға бағаланады, ал нақты шығындар өңделген күкірт оксидінің (SO2) тоннасы үшін 5200 еуроны құрайды.

      Ескертпе: мұнай өнімінің сипаттамаларын жақсарту гидротазартудың пайдалану шығасыларына ішінара әсер етеді, өйткені нәтижесінде - гидротазартудың негізгі мақсаты.

      Ендірудің әсері

      Бұл процесті жүзеге асыру мұнай өнімінің техникалық сипаттамаларына байланысты, өйткені оны тез өңдеуге гидротазаланған шикізатты қолдану арқылы қол жеткізіледі. Каталитикалық крекинг қондырғысымен алдын ала гидротазалаусыз алынған мұнай өнімдерінің көпшілігі осы мұнай өнімдерінің техникалық сипаттамаларына сәйкес, оны одан әрі тазартуды қажет етеді. Сонымен қатар, мұнай өңдеу зауыттарында регенератордан шыққан түтін газдары күкірт оксиді (SOX) және азот (NOX) шығарындыларының жалпы көлеміне айтарлықтай әсер етеді. Шикізатты күкіртсіздендіру немесе жеңіл гидрокрекинг-бұл шығарындыларды азайтудың бір нұсқасы.

      Анықтамалық әдебиет

      [5], [8], [9], [11], [12],[14], [13], [15].

5.9.2. ФКК қондырғысының регенераторынан бөлінетін түтін газдарын кәдеге жарататын қазан-кәдеге жаратушы және детандер

      Техникалық сипаттау

      Регенератордан бөлінетін түтін газдарының жылуы кәдеге жаратушы қазандықта немесе улы газды жағу қазандығында кәдеге жаратылады. Реактор блогының буларынан шыққан жылу қанықпаған газдармен немесе түтін сорғыштармен тасымалдау жолымен, сондай-ақ түтін газдарын, мұнай өнімдерінен бөлінетін қалдық жылуы бар буларды алдын ала қыздыру жолымен қондырғыдан басты фракциялық колоннаға кәдеге жаратылады. Көміртек тотығы (СО) кейінгі жанғышта пайда болатын бу әдетте ФКК құрылғысы тұтынатын бу мөлшерін теңестіреді. Регенератордың түтін газы ағынының жолына кеңейткішті орналастыру каталитикалық крекинг қондырғысының энергия тиімділігін арттырады. 5.4-суретте қалдық жылу қазандығы жұмысының жеңілдетілген схемасы көрсетілген.

     


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

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қалдық жылу қазандығы түтін газдарынан жылуды қалпына келтіреді, ал кеңейткіш регенератордағы ауаны қысу үшін қысымды ішінара қалпына келтіреді. Экспандерді қолданудың мысалы қуаттылығы жылына 5 миллион тонна болатын ФКК қондырғысы шығаратын түтін газдарын кәдеге жарату үшін 15 МВт үнемдеуге мүмкіндік берді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Регенерация газынан Қалдықтарды кәдеге жарату арқылы отын алу көмірқышқыл газын (CO) жағу қазандығының өндірістік қуатын төмендетеді, бірақ ФКК қондырғысы шығаратын энергияның жалпы қалпына келуіне ықпал етеді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Алынған катализаторынан әкетілген шаңның көп мөлшері қалдық жылу қазандығына жиналады. Біршама жаңа қалдық жылу қазандықтары басқа конфигурацияларды пайдалана отырып, катализаторды пайдаланбайды, мысалы, циклондар немесе жинақталған ұсақ заттарды үздіксіз кетіретін қондырғылар (мысалы, күйені кетіруге арналған үрлегіштер), бірақ ең алғашқы қалдық жылу қазандықтары әдетте күйені ауысымда бір рет тазартады. Көміртек тотығы (СО) қазандарының буландырғыш бетін тазалау (немесе күйені үрлеу) бөлшектер мен металл шығарындыларын шамамен 50 %-ға арттырады.

      ФКК қондырғысында күйені үрлеу процестері қолданылатын үш неміс мұнай өңдеу зауытының мысалдары 5.9-кестеде келтірілген.

      5.9-кесте. Үш неміс МӨЗ бойынш күйе үрлеу процесінің әсер ету мысалдары

Р/с
№

МӨЗ

Қуаттылығы

Пайдаланылған шикізат

Пайдалану шарттары

Қалқыма бөлшектер

Металдар **, ***

концен-ция*,
мг/Нм3

сұйықтық шығыныкг/сағ

концен-ция*,
мг/Нм3

сұйықтық шығыны, г/сағ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1 МӨЗ

82 %

пайдаланылмаған мазут, газойль
мұнай

қалыпты

11,7

1,07

0,091

8,4

күйе үрлеу

18,7

1,71

0,140

12,9

2

2 МӨЗ

79 %

мазут, ауыр және жеңіл көмірсутектер

қалыпты

6,70

0,53

0,076

6,1

күйе үрлеу

10,2

0,80

0,115

9,0

3

3 МӨЗ

79 %

деректер жоқ

қалыпты

6,70

0,95

0,033

3,5

күйе үрлеу

9,70

1,43

0,052

7,7

      * концентрациялар үздіксіз шығарындыларды бақылау жүйесіне негізделген 3 % оттегі O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 бойынша орташа мәндер (3 * 30 минут);

      ** металдардың құрамында никель, мыс және ванадий бар №1 МӨЗ-ді қоспағанда, никель бар;

      *** ұлттық талаптарға сәйкес аспалы қатты заттардың құрамдастарынан таңдалған және кварц сүзгілеріне қолданылатын металдар.

      Көзі: TWG 2010.

      Қолданылуы

      Бұл жабдықты қайта жабдықтау МӨЗ-де бос кеңістіктің болмауына байланысты қиындық тудырады. Шағын қондырғылар немесе төмен қысымды қондырғылар үшін детандерлер экономикалық тұрғыдан ақталмайды.

      Регенератордың түтін газдарындағы детандерден Қалдықтарды кәдеге жарату есебінен отын алу тек ірі, жақында тұрғызылған қондырғыларда ғана қолданылады.

      Экономика

      Регенератордан газды кәдеге жарататын детандерді орнату құны жоғары температуралы бөлшектерді сүзудің қосымша жүйелерін ендіру қажеттілігіне байланысты жоғары бағаланады. Турбодетандерлер бөлінетін жылуды кәдеге жарату қондырғысы сияқты экономикалық жағынан тиімсіз.

      Ендірудің әсері

      Қалдықтарды кәдеге жарату есебінен отын алу.

      Анықтамалық әдебиет

      [9], [16], [17].

5.9.3. Каталитикалық крекингтің технологиялық процесін оңтайландыру

      Сипаты

      NOx концентрациясын азайту үшін ФКК қондырғысын пайдалану шарттары мен қолданылатын әдістер түзетілуі мүмкін. Процестерді оңтайландыру әдістерінің бұл кешені мыналарды қамтиды, бірақ олармен шектелмейді:

      түтін газдарындағы артық оттегі концентрациясының төмендеуі;

      регенератордың қайнаған қабатының температурасын төмендету;

      тұншықтырғыш газды жағу қазандығында (CO) ауаның сатылы берілуі (толық емес жағу режимінде).

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Улы газды жағу қазандығының (CO) конструкциясы мен пайдалану шарттарына байланысты (төменде қарау).

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Неміс МӨЗ-дерінің бірінде тұншықтырғыш газды (CO) жағу қазандығына сатылы ауа беру кезінде қол жеткізілетін NOx азот оксидінің концентрациясын барынша азайтуды анықтау мақсатында (ДАС қондырғысында толық емес жағу режимінде) бірқатар сынақтар жүргізілді. Ауаны жеткізудің үш нүктесінде ауа шығынын өзгерту арқылы: "1 – 3 оттықтар", "1-саты" және "2-саты" (күйдіру), ФКК қондырғысының түтін газдарындағы NOX концентрациясының мөлшері 100 мг/Нм3 дейін төмендейді. Концентрациясының төмендеуі азот тотығы қол жеткізіледі өткізуге ауа келіп түсетін оттықтардың екінші аймақта жануы.

      Ағынның басындағы бастапқы мән шамамен 375 мг/Нм3 (екінші сатыға ауа жібермей). Сынақ соңында түтін газдарындағы NOX концентрациясының мөлшері шамамен 270-290 мг/Нм3 дейін азаяды (екінші сатыға ауа беру кезінде 14 000 Нм3/сағ). Бұл ретте со жағу процесі немесе қазандықты жағу камерасындағы температура өзгермейді.

      Аталған нақты конфигурацияда және қондырғыны пайдалану жағдайында (7,5 % көлем/регенератордың түтін газдарындағы CO көлемі, шикізаттағы азот құрамы 300-400 мг/кг) шығарындылар қосымша құрылғыларды қолданбай 350 мгNOX/Нм3 орташа мәндерге дейін төмендейді.

      Кросс-медиа әсерлері

      CO-ны соңына дейін жағу үшін O2 артық оттегін кемінде 2,0 – 2,2 % көлемін О2 концентрациясына енгізу қажет. Егер мәндер төмен болса, CО жануы толығымен өтпейді, бұл шығарындылардағы CO концентрациясының жоғарылауына алып келеді.

      Қадамдық ауа беру технологиясының жағымды жанама әсері-қыздырғыштарға ауа ағынын реттеу мүмкіндігі. Осыған байланысты пештің температурасы көтерілгендіктен, пештің температурасын ұстап тұру үшін қосымша ысыту көзі өте аз қажет.

      Қолданылуы

      Кейбір сынақтардың нәтижелері бойынша қол жеткізілген нәтижелер көміртегі тотығын (CO) жағу қазандығының конструкциясына және зауыттың қолданыстағы орналасу схемасына байланысты болады. Концентрацияның барынша азаюы әрбір нақты жағдай үшін айқындалады.

      Кейбір сынақтар Германияның мұнай өңдеу зауыттарында жүргізілді (жоғарыдағы экологиялық көрсеткіштер мен пайдалану деректерін қарау). Бұл сынақтар улы газды (CO) жағу қазандығынан келіп түскен және улы газдың (CO) тұрақты пайыздық құрамы бар регенераторға берілетін ауаны оңтайлы бөлу есебінен ФКК қондырғысының түтін газдарындағы азот оксидінің (NOX) концентрациясын барынша азайту мүмкіндігін анықтау мақсатында жүргізілетін сатылы ауа беруден тұрады.

      Экономика

      Шығындар минималды, өйткені ешқандай инвестиция қажет емес және тек процесті орнату қажет.

      Ендірудің әсері

      CO және NOX шығарындыларын реттеу.

      Анықтамалық әдебиет

      [36], [37].

5.9.4. Катализаторды таңдау

      Техникалық сипаттау

      Қарастырылатын әдістер:

      ДАС қондырғысында анағұрлым сапалы катализаторды пайдалану (5.5- сурет). Металдарды (атап айтқанда ванадий мен никельді) таңдау кезінде технологиялық процестің тиімділігі мен рұқсат етілген ауытқулар артады, ал пайдаланылған катализаторларды ауыстыру көлемі мен жиілігі төмендейді.

      Күнделікті қолдануды азайту және регенератордан тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын азайту үшін абразияға төзімді катализаторды қолдану. Шығарындылардың азаюы жаңа катализатордың ұсақ бөлшектерінің концентрациясын төмендету арқылы да, абразияға төзімді катализатордың қолданылуымен де жүреді. Әдетте алюминий оксидіне негізделген катализаторлар қолданылады (мысалы, al-solbinder технологиясы). Нәтижесінде мұндай катализатор бөлшектері кремний негізінде жасалғанға қарағанда әлдеқайда қиын.

     



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

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ФКК қондырғыларында қолданылатын катализаторды дұрыс таңдау мүмкін:

      20 %-ға дейін арттыру, Кокс өндірісін азайту және пайдаланылған катализаторлардың шығынын азайту;

      кализаторды бірнеше рет қолдануды көбейтіңіз;

      тазалау алдында түтін газдарындағы микробөлшектердің концентрациясын 300 мг/Нм3 дейін азайтуға болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      100 күндік сынақ кезінде алынған деректерге сүйене отырып [18] катализатор негізін кремнийден алюминийге ауыстыру қалқыма бөлшектердің шығарылуын азайтады (оттегінің тұрақты пайызымен (O2) 50 – 100 күндік өтпелі кезеңнен кейін 50 % дейін (5.6-сурет).

     


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

      Кросс-медиа әсерлері

      Анықталмады.

      Қолданылуы

      Қажет болған жағдайда катализаторды ауыстыру ұсынылады. Алайда, ерекше жағдайларда мұндай ауыстыру ФКК қондырғысының жұмысына теріс әсер етеді.

      Еуропадағы ФКК қондырғыларының көпшілігі ең жақсы катализаторды пайдаланады.

      Экономика

      Инвестициялық шығындар: жоқ. Пайдалану шығындары: елеусіз.

      Ендірудің әсері

      Технологиялық талаптар және ұсақ қалқыма бөлшектердің шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [18], [13], [19].

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

      Сипаты

      3.9-бөлімді қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ДАС қондырғысының жұмысы кезінде СКҚ жүйесін іске қосқанға дейін азот оксидінің (NOX) кірісіндегі концентрациясы 200-ден 2000 мг/Нм3-ге дейін өзгереді (оттегі мөлшері 3 %). Мұндай концентрацияның көрсеткіштерін алу пайдаланылатын қондырғының түріне (тұншықтырғыш газды жағу қазандығымен бірге газды толық немесе толық емес жағумен) және пайдаланылатын шикізаттың түріне (біршама ауыр мұнай шикізаты, әдетте, азот оксиді (NOX) шығарындыларының көбеюіне алып келеді) байланысты болады. Кірістегі азот оксиді (NOX) концентрациясының мәніне байланысты, шығыста оның концентрациясы 20 – 250 мг/Нм3 дейін төмендейді (оттегі (O2) мөлшері 3 %). Бұл ретте шығарындылар 80 – 90 %-ға дейін төмендейді. Мысалы, осы тәсілмен қуаттылығы жылына 1,65 миллион тонна болатын ФКК қондырғысы шығарындыларды жылына шамамен 300 тонна азот оксидіне (NOX) азаяды (есептеу 0,7х109 Нм3/жылына қалдық газ шығыны кезінде 450 мг/Нм3 кіру кезінде және 50 мг/Нм3 шығу кезінде орташа мәнге негізделген).

      СКҚ жүйелерінің көпшілігі көмірсутектерді өндіру секторында улы газды (CO) тотықтыру үшін катализаторды қолдану арқылы жұмыс істейді, ол бүкіл Қондырғы бойынша таратылады және CO-ның 95 %-ын CO2-ге қайта өңдеуді қамтамасыз етеді. CO тотығу катализаторымен жабдықталмаған SLE жүйелерінде көміртегі диоксиді СО2 аз мөлшерде түзіледі, егер көміртегі оксиді (СО) азот оксидімен (NO) әрекеттесіп, молекулалық азот түзеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Катализатордың өнімділігі және СКҚ реакторлық блогы бар ФКК қондырғыларындағы жұмыс ортасының қысымының төмендеуі уақыт өте келе, негізінен катализаторлық шаңмен ластануына және күкірт оксиді тұздарының (SOX) әсеріне байланысты Катализатордың қызмет ету мерзімін төмендетеді. Катализатордың күтілетін қызмет ету мерзімі шамамен төрт жылды құрайды, бұл көбінесе оның жұмыс жағдайларына және SКҚ блок реакторын пайдалануға бергенге дейін тоқтатылған бөлшектердің сүзу тиімділігіне байланысты. Төменде мысалдар келтірілген.

      Еуропалық нысанда қарқынды ластану талданды: 5.7 суретте көрсетілгендей, негізгі себеп кірудегі газдың шамадан тыс температурасы болды негізгі (көп жағдайда 362 °С-тан жоғары, кейде 370 °С-тан жоғары). Химиялық реагенттің баяу конверсиясын өтеу үшін оператор саптамалар арқылы аммиактың көп мөлшерін енгізді (NH3), бұл стехиометрия бойынша 120 %-ды құрады.

      Катализатордың өмірлік циклінің ұзақтығы айтарлықтай өсті, алты жылдан жеті жылға дейін немесе одан да көп. Бір нақты жағдайда катализатордың алғашқы үш қабаты 1994 жылы Швециядағы зауытта (сонымен қатар 2003 жылы катализатордың төртінші қабатын орналастырды) СКҚ реакторлық блогына салынып, 2010 жылы өз функцияларын сәтті орындады. Соңғы сынақтардың нәтижелері бойынша мұндай катализаторлардың қызмет ету мерзімі 140 000-нан 150 000 сағатқа дейін болады деп күтілуде.

      Төмен есептеу жүктемелерінде қолданылатын СКҚ әдісі, сондай-ақ кіретін газды мұқият алдын-ала тазарту катализатордың қызмет ету мерзімін ұзартуға көмектеседі. Термофоретикалық күштердің әсерінен түзілетін бөлшектердің жоғары құрамымен және/немесе ұсақ бөлшектермен ластану мүмкіндігін болжау үшін бөлшектердің мөлшерін бөлуді және СКҚ реакторына кіретін түтін газдарының құрамын талдау қажет. Қажет болса, ауа үрлегіштер сияқты тоқтатылған бөлшектердің пайда болуын болдырмау үшін жабдықты орнату қажет болуы мүмкін.

      5.10-кестеде СКҚ тазалау жүйесімен жабдықталған кейбір ФКК қондырғылары бойынша нәтижелер келтірілген.

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

Р/с
№

Деректер жиынтығы [сауалнама]

Типі

Кірудегі мәні

Шығудағы мәні

NOx шығарындыларының қол жеткізілген төмендеуі, %

Аммиактың өтуі

Реакторлық блоктың тоқтау жиілігі СКҚ/басқа ақпарат


1

2

3

4

5

6

7

8

1

CONCAWE 1*, **

Қосымша отын қазандығын орнату арқылы толық жану

36-244

2-26

88

-

4 жыл/-

2

CONCAWE 2*, **

Толық жану режимін
орнату

25-211

3-13

91

-

7-17 ай/-

3

CONCAWE 3*, **

Улы газды жағу қазандығын (CO) орнатумен газды толық емес жағу.

318

99

85
(<70 іске қосу соңында)

-

4 жыл/-

4

[27]3)

Толық жану режимінде орнату

-

249,6

79,1

-

-/
1351 т шығарындылардың алдын алды (2006)

5

МӨЗ АҚШ CITGOLemont (Иллинойс штаты)

Деректер жоқ

200 (ppm) по объему

<20
(ppm) по объему 4)

90

-

2008 ж. пайдалануға берілді.
Газдарды ылғалды тазалауға арналған скруббер СКҚ реакторы өткеннен кейін орналасқан қондырғыларда орналасады.

6

МӨЗ США SHELL Deer Park (Техас)

Деректер жоқ

200 (ppm) көлемі бойынша

<20
(ppm) көлемі бойынша4)

90

Өлшеуге жатпайды

2004 ж. пайдалануға берілді.
Түтін газдарын күкіртсіздендіру СКҚ реакторы өткеннен кейін орналасқан қондырғыларда жүзеге асырылады.

      * үздіксіз шығарындыларды мониторинг жүйесіне негізделген 3 %-дық O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 орташа тәуліктік мән;

      ** орташа мәндер толық деректер жинағынан алынған мәндер үшін 5-тен 95-ші пайыздық диапазонға дейін есептеледі;

      ***үздіксіз шығарындыларды мониторинг жүйесіне негізделген 3 %-дық O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 орташа жылдық мән;

      ****0 %-дық O2 кезінде (ppm) түрінде көрсетілген үздіксіз шығарындыларды мониторинг жүйесіне негізделген 365 күндік орташа мән; NOX көлемі бойынша 20 (ppm) 3 % O2 кезінде шамамен 32 мг/Нм3 құрайды.

      Көздері: [20].     

     


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

      Кросс-медиа әсерлері

      СКҚ реакторлық блогы бар ФКК қондырғыларында детандер турбиналарын қолдану қалдықтарды энергетикалық кәдеге жарату әлеуетіне теріс әсер етеді, өйткені регенератордың жоғарғы контуры бойынша қысымның төмендеуі артады. Сонымен қатар, уақыт өте келе қысымның төмендеуі Қондырғының қызмет ету мерзімін қысқартады, осылайша турбиналық детандердің жұмыс режимдерінің диапазонын шектейді, әсіресе қысымның төмендеу динамикасы бар қолданыстағы қондырғыларда. Бұл жылу ПӘК төмендеуіне алып келеді.

      Қолданылуы

      Температура аралығы кең болғандықтан (300 – 400 °С), СКҚ реакторы қайта жабдықталғаннан кейін ФКК қондырғысында оңай пайдалануға беріледі. Алайда, жұмыс істеп тұрған автоқыздырғышы бар кәдеге жаратушы қазандарды, улы газды (CO) жағу қазандықтарын және кәдеге Жаратушы қазандарды белгіленген температураға сәйкес келтіру үшін түрлендіру қажет болуы мүмкін.

      Қондырғылар үлкен ауданның болуын талап етеді. СКҚ реакторы көбінесе жаңа кәдеге жарату қазандықтарының (толық жанумен) және көміртегі тотығын жағу қазандықтарының (CО) (толық емес жанумен) болуын талап етеді. NOx концентрациясын азайту қондырғысы кәдеге жарату қазандығына салынған жөн. СКҚ реакторы тотықтырғыш реагенттерді пайдаланады, сондықтан оны улы газды (CO) жағу қазандығын (толық емес жағумен) пайдалану алдында пайдалану ұсынылмайды.

      СКҚ реакторындағы катализатор түтін газының сарқынды бөлшектерімен ластануы мүмкін болғандықтан, алдын-ала сүзу қажет.

      СКЕҚ жүйесінде аммиакты бүрку мөлшері орнатудың келесі сатыларында коррозияның ықтимал қаупімен шектеледі.

      Бүкіл әлем бойынша ФКК қондырғыларында алты СКҚ реакторлық блоктары жұмыс істейді, екеуі Еуропада.

      Экономика

      5.11-кестеде ФКК қондырғыларындағы СКҚ реакторының экономикалық тиімділігінің кейбір мысалдары келтірілген.

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

Р/с №

ДАС қондырғыларының қуаттылығы,
млн т/жыл

Тиімділігі, %

NOx шығу концентрациясы,
мг/Нм3

Орнату құны, млн еуро

Пайдалану және техникалық қызмет көрсету шығындары,
млн еуро / жыл

Кәдеге жаратылған NOX**** үлес құны, еуро/т

1

2

3

4

5

6

7

1

1,65

90

40

3,8
(33 млн швед кроны *,**

0,24 (2 млн швед кроны)***

2 103

2

1,5

85

120

6,3-13

0,4-0,8

2 023

3

1,5

85

37,5

1,2-3,6*****

0,12-0,48

2 042

      * елдің ұлттық валютасындағы құны – 1994 жылы салынған;

      **СКҚ реакторын, аммиак қоймасын, сұйықтық бүрку құрылғысын және катализаторды бастапқы құюды қоса алғанда;

      *** аммиакты, буды және катализаторды ауыстыруды қоса алғанда, пайдалануға және техникалық қызмет көрсетуге арналған шығындар;

      **** соның ішінде улы газды жағу қазандығы (CO);

      *****5.13-кестеде көрсетілген экономикалық аспектілерді талдауды қолдана отырып.

      Ескерту: жаңа СКҚ блогына барлық шығындары.

      СКҚ және СКЕҚ реакторына жұмсалатын шығындар туралы соңғы деректер 5.12-кестеде келтірілген.

      ДАС қондырғыларындағы СКҚ реакторының жұмысын неғұрлым егжей-тегжейлі экономикалық бағалау (2000 жыл) 5.13-кестеде келтірілген.

      5.12-кесте. ДАС орнатқаннан кейін селективті каталитикалық қалпына келтіруді (СКҚ) (шикі газ) орнатуға арналған шығындардың негізгі факторлары

Р/с №

Шығындардың параметрлері

Саны

Құны еуро / орнату

Құны еуро/жыл

1

2

3

4

5

1

Пайдалану уақыты, сағ / жыл

8 000



2

Инвестициялық шығындар, млн еуро

1,45



3

Жыл сайынғы шығындардың өндірістік факторлары:
жыл саны, жыл
пайыздық мөлшерлеме, %

 
15
6



4

Пайыздарды қоса алғанда, жыл сайынғы өтеу, Еуро / жыл

150 000



5

Пайыздарды қоса алғанда, пропорционалды инвестициялық шығындар:



150000

6

катализатордың көлемі (м3)

20



7

қызмет мерзімі (жыл)

8



8

катализаторды ауыстыру (м3 / жыл)

2,5

15000 евро/м3


9

катализаторды ауыстырудың орташа құны (евро/жыл)

36300



10

Катализаторлар:



36300

11

техникалық қызмет көрсету + қажалу (инвестициялық шығындардың пайызы)

2



12

(техникалық қызмет көрсету +қажалу (евро/жыл)

29000



13

Техникалық қызмет көрсету + қажалу:



29000

14

қысымның төмендеуі (мбар)

8



15

қайта ысытуға арналған энергия (МДж/сағ)

0

3,6 евро/гДж

0

16

электр энергиясы (кВтс / сағ)

88

0,065 евро/кВтч

46000

17

Сұйық аммиак NH3(кг/сағ)

36,96

0,25 евро/кг

75200

18

Жалпы шығындар

336 269

      Ескертпе: пайдаланылған газ көлемі 100000 Нм3/с болатын МӨЗ-де NOx азот оксидінің шығарындылары оттегінің нақты құрамына және таза газ концентрациясына <200 мг қатысты 1000 мг/Нм3-ке төмендетілді.

      NOX/Нм3. Кірістегі концентрация 3 % O2 құрамында 200-ден 2 000 мг/Нм3-ге дейін өзгереді. СКҚ реакторымен NOx азот оксидінің концентрациясы 80-120 мг/Нм3 дейін төмендейді.


      [21] есеп негізінде (2011 жыл) 2 млн т/жыл бірлігіне шығындар келесідей бағаланады:

      күрделі шығындар: 50-75 млн еуро,

      жыл сайынғы шығындар: 6-14 млн евро,

      бір тонна ластағыш заттың құны: 25000-60000 евро/т NOx азот оксиді.

      Қуаттылығы тәулігіне 57500 баррель (жылына 3 млн т) болатын ЕАВ реакторлық блогы бар ФКК қондырғысын қайта жарақтандыруды алдын ала бағалау мынадай цифрларды береді (2007 жыл):

      күрделі шығындар: 15 миллион фунт стерлинг (02.07.2007 ж. 22,2 миллион евро),

      пайдалану шығындары: жылына 0,54 миллион фунт стерлинг (жылына 0,80 миллион евро),

      кәдеге жаратылған NOx есептік саны: жылына 80 т (концентрациясын 50 % қысқартудың болжамды нәтижесі),

      жыл сайынғы баламалы шығындар: NOx-тің т/жылына 34079 фунт стерлинг (50442 евро) (болжамды қызмет мерзімі 15 жыл).

      Ендірудің әсері

      NOX шығарындыларын қысқарту.

      Анықтамалық әдебиет

      [5], [12], [13], [16], [21], [22],[23],[24],[25],[26],[27].

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

      Сипаты

      СКЕҚ әдісінің сипаттамасын 5.26.5-бөлімнен қараыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ДАС қондырғыларында бұл әдіс NOx азот оксиді концентрациясының 30 %-дан 50 %-ға дейін төмендеуін қамтамасыз етті және одан әрі 70 %-ға дейін (күн сайын) төмендеуі мүмкін екенін дәлелдеді. Шығудағы концентрация шикізаттағы азоттың құрамына байланысты 3 % O2 құрамында <100-200 мг/Нм3 құрайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.13-кестеде СҚЕҚ жүйесімен жабдықталған кейбір ФКК қондырғылары бойынша нәтижелер келтірілген.

      5.13-кесте. ДАС үш қондырғысы бойынша СКЕҚ жүйесінің көрсеткіштері.

Р/с №

Деректер жиынтығы

Типі

Кірудегі мәні

Шығудағы мәні

NOx шығарындыларының қол жеткізілген төмендеуі, %

Аммиактың өтуі

Пікірлер

1

2

3

4

5

6

7

8

1

CONCAWE 4

Қосымша отын қазандығын орнату арқылы толық жану тәртібі

123-410

Деректер жоқ

23

<15

-

2

CONCAWE 5

Қосымша отын қазандығын орнату арқылы толық жану тәртібі

90-530

50-180

50

8

негізгі заттың массалық үлесі кемінде 95 % перхлорэтилен концентрациясының қысқаруы 81 % (әр сағат сайын)

3

CONCAWE 6

Улы газды жағу қазандығын (CO) орнатумен газды толық емес жағу.

318

99

67

10

негізгі заттың массалық үлесі кемінде 95 % перхлорэтилен концентрациясының төмендеуі
78 % (әр сағат сайын)

      Ескертпе: 3 % O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 бойынша орташа тәуліктік шығарындылар. Шығарындылардың үздіксіз мониторингі жүйесіне негізделген деректер.

      NOX азаю пайызы оның кіріс концентрациясына байланысты екені хабарланады.

      Көзі: [23].

      Германияның МӨЗ-де ұзақ мерзімді мониторинг қорытындылары бойынша алынған ДШ қондырғыларындағы СКУҚ жүйесі бойынша мынадай деректер келтіріледі (5.8-сурет):

      NOx шығу концентрациясы: <100 мг/Нм3 (онлайн өлшеу);

      CО шығу концентрациясы: <90 мг/Нм3;

      Толық емес жағу кезінде тұншықтырғыш газды (CO) жағу қазандығымен жабдықталған ФКК қондырғысы:

      ФКК қондырғысының шикізатындағы азоттың жалпы мөлшері шамамен 1200 ppm құрайды (шикізатты мерзімді талдаумен анықталады);

      аммиак шығыны: 300 л / сағ (концентрациясы 8 – 10 %).     

     


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

      Кросс-медиа әсерлері

      СКЕҚ реактор блогын пайдаланудың қоршаған ортаға әсерін сипаттау үшін 3.9 бөлімін қараңыз.

      Қолданылуы

      СКЕҚ әдісі тұншықтырғыш газды (CO) жағу қазандығымен жарақталған ФКК қондырғыларында толық емес жағу режимінде және берілген температуралық интервал кезінде газдың қазандықта болу уақытына байланысты автоматты қыздыруы бар кәдеге Жаратушы қосымша қазандықтармен жарақталған ФКК қондырғыларында толық жағу режимінде қолданылады. Қазандық тоқтаған уақытта СКЕҚ жүйесі бар қондырғылар тиісті түрде жұмыс істемейді.

      СКЕҚ жүйесі регенератордың ауа өткізгішіне сутегі қоспасын беру форсункаларын пайдалана отырып, қосымша қазандықтарсыз толық жағылатын ФКК қондырғыларында да қолданылады. Бұл жағдайда мұндай жүйені қолдану технологиялық процесті іске қосу шарттарын қоса алғанда, қондырғының ерекшелігін ескеруі тиіс.

      ДАС қондырғыларында СҒК жүйесін қолдану қажеттілігіне әкеп соққан проблемалардың бірі улы газ (СО) шығарындыларының әлеуетті ұлғаюы болды. СКЕҚ жүйесіндегі жұмыс температуралары диапазонының төменгі бөлігінде аммиак улы газдың (CO) тотығуына кедергі жасайды және оның улы газды (CO) жағудың төмен температуралы қазандықтарынан шығарылуын арттырады.

      Зауыт үлгісі: Жапониядағы бірнеше зауыт.

      Экономика

      СКҚ және СКЕҚ реакторлық блогына жұмсалатын шығындар туралы деректер 5.14-кестеде келтірілген.

      NOx концентрациясын төмендету әдістерінің салыстырмалы құны 5.14- кестеде келтірілген

      Ендірудің әсері

      NOx шығарындыларын азайту және шағын орнату алаңына қойылатын талаптар.

      Анықтамалық әдебиет

      [12], [13], [22],[23], [26],[28].

           

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

Р/с
№

Негізгі нұсқа 2006 жылы 500 мг/Нм3 NOX және 400 мг/Нм3 NOX

Селективті каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

тиімділік

жылына капиталды құны

нақты пайдалану шығындары

тұрақты емес пайдалану шығындары

тиімділік

жылына капиталды құны

нақты пайдалану шығындары

тұрақты емес пайдалану шығындары

45 %

7,4 %

СЖҚ – дан жылына 4 %

0,37 еуро/т жаңа шикізат

85 %

7,4 %

СЖҚ – дан жылына 4 %

0,18 еуро/т жаңа шикізат

орнату

жоспарланған шикізат

пайдалану

нақты шикізат

NOХ шығу
концентрациясы

NOХ шығу
концентрациясы

Кәдеге жаратылған NOХ
(база. нұсқа)

Салудың жалпы құны
(база. нұсқа)

жылдық шығындар:
базалық нұсқадан СКЕҚ реакторлық блогына дейін

эконом. тиімділік:
базалық нұсқадан СКЕҚ реакторлық блогына дейін

NOХ шығу
концентрациясы

Кәдеге жаратылған
NOХ (баз. нұсқасы)

Салудың жалпы құны
(база. нұсқа)

Жылдық шығындар:
базалық нұсқадан СКҚ реакторлық блогына дейін

Эконом. тиімділік:
базалық нұсқадан СКҚ реакторлық блогына дейін

Қосымша шығындардың тиімділігі: СКҚ-ға СКЕҚ

-

мың т/жыл

%

мың т/жыл

мг/Нм3

мг/Нм3

т/жыл

млн евро

мың еуро/год

еуро/т
NOX

мг/Нм3

т/жыл

млн еуро

тыс. еуро/жыл

еуро/т NOX

евро/т NOX

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

500 мг/Нм3 NOX кезінде

СКЕҚ

СКҚ

1.1

1

5480

97 %

5319

500

275

299

22,9

4577

15297

75

565

114,4

13986

24745

35374

1.2

2

4081

91 %

3693

500

275

208

19,2

3553

17100

75

392

95,9

11584

29520

43491

1.3

3

2857

88 %

206

500

275

141

15,5

2692

19100

75

266

77,4

9268

34813

52490

1.4

4

1388

82 %

1131

500

275

64

10,0

1563

24565

75

120

50,2

5923

49278

77081

1.5

5

1648

99 %

1625

500

275

91

11,1

1870

20459

75

173

55,6

6631

38411

58607

1.6

6

1927

97 %

1877

500

275

106

12,2

2088

19777

75

199

61,1

7301

36604

55534

2

400 мг/Нм3 NOX кезінде

СКЕҚ

СКҚ

2.1

1

5480

97 %

5319

400

220

239

22,9

4577

19121

60

452

114,4

13986

30931

44218

2.2

2

4081

91 %

3693

400

220

166

19,2

3553

21375

60

314

95,9

11584

36900

54364

2.3

3

2857

88 %

206

400

220

113

15,5

2692

23875

60

213

77,4

9268

43516

65612

2.4

4

1388

82 %

1131

400

220

51

10,0

1563

30706

60

96

50,2

5923

61598

96351

2.5

5

1648

99 %

1625

400

220

73

11,1

1870

25574

60

138

55,6

6631

48014

73259

2.6

6

1927

97 %

1877

400

220

84

12,2

2088

24721

60

160

61,1

7301

45755

69418


Көзі: [21]

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

Техникалық сипаты

      Каталитикалық крекинг процесінде N2 азотының термиялық тотығуындағы NOX үлесі аз, өйткені регенератордағы жану 750 °С-тан төмен температурада жүреді. Егер шикізатта азот болмаса, NOx түзілмейді және СО платина тотығу промоутерлері ФКК қондырғысынан шығарылатын жалпы шығарындылардың мөлшерін арттырмайды. ФКК қондырғысының шикізатындағы азоттың жартысына жуығы реактордан катализатордың сыртқы бетіне орналастырылған Кокс түрінде шығарылады. Кокс құрамындағы Азот 80 – 90 % жағдайда регенерация кезінде тікелей немесе жанама түрде N2-ге айналады, ал қалған азот ақыр соңында NOx азот оксидін құрайды. Осылайша, шикізатта азот оксидтері 5 – 10 % азотты құрайды.

      5.9-суретке сәйкес, ФКК қондырғысының регенераторында NOX түзілуі күрделі процесс: кокстегі азот пиролизденеді және алдымен гидроциан қышқылы (HCN) немесе аммиак (NH3) түрінде регенераторға түседі. Содан кейін бұл өнімдер N2, NO және NO2-де тотығады, сонымен бірге no және CO арасында реакция жүреді және N2 газын шығарады.

      Бұл әдіс тек толық жану режимінде қолданылады. Мақсат коксты толық және тиімді жағу болғандықтан, бұл үшін платина тотығу промоутерлері қосылады, олар СО концентрациясын төмендетеді, HCN, NH3 және басқа аралық қосылыстардың тотығу процесін NO2-ге дейін арттырады.

      Шығарындыларды бақылаудың бірінші нұсқасы-каталитикалық қабаттағы платина мөлшерін азайту немесе оны пайдалану жиілігін азайту немесе платина бар промотордағы концентрациясын азайту. Бірақ бұл опцияның кемшіліктері бар, өйткені күйдіру процесін бақылау керек.

      Тағы бір балама-құрамында платина жоқ төмен NOX тотығу промоутерлерін қолдану. Платина емес промоутер тек CO-ны жағуға көмектеседі және NOX-қа дейін аралық өнімдері бар азоттың тотығуына жол бермейді. Регенератордың жұмыс жағдайына және артық оттегінің деңгейіне байланысты платина емес промоутердің жұмыс жылдамдығы қарапайым платина промоутеріне қарағанда екі есе жоғары. Осылайша, платиналық емес промоутердің мөлшері массасы шамамен ФКК қондырғысында жаңа қоспаны беру жылдамдығынан 0,3 %-ды құрайды.

     



      5.9-сурет. ФКК қондырғыларында NOX түзілуінің жеңілдетілген химиялық процесі

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Оттегінің 3 % концентрациясы кезінде 40 – 140 мг/М3 (орташа тәуліктік құрам) құрайтын ФКК қондырғысы регенераторының шығарындыларындағы азот оксидінің мәндері бастапқы шикізаттағы азоттың құрамын 0,20 % шегінде көрсетеді. Қайта өңделетін NOX концентрациясы қондырғыдағы промоутердің мөлшеріне байланысты, бірақ шығарындылардың тиімділігі әдетте 30 %-дан 50 %-ға дейін.

      Платиналық емес CO тотығу промоутерлері және NOx қайта өңдеу промоутері (3.9-бөлімді қарау) бірге қолданылған кезде немесе екі промоутердің функциялары бір нақты катализаторда біріктірілген кезде, NOX шығарындылары енгізілген промоутердің санына байланысты 80 %-дан астам жүйелі түрде азаяды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      3.9-бөлімді қараңыз.

      Кросс-медиа әсерлері

      Анықталмады.

      Қолданылуы

      Платиналық емес тотығу промоутерін CO тотығу арқылы NOx азот оксидтерінің платина промоутерін қолдана отырып, толық жану режимінде ФКК қондырғысында NOx азайту шешімі болып табылады. Ол толық өртенбейтін ФКК қондырғысында қолданылмайды.

      Промоторларды пайдалану ФКК қондырғыларының дизайны мен жабдықталуына байланысты емес. Алайда, максималды нәтиже алу үшін регенератордағы ауаны біркелкі тарату керек. Орнату өнімділігінің шамадан тыс нашарлауы, катализаторды жиі немесе сирек ауыстыру туралы деректер жоқ. Қондырғы көп NOX шығармауы үшін платина мен платина емес промоторлардың мөлшерін таңдау керек.

      Көптеген мұнай өңдеу зауыттары (тек АҚШ-та 40-қа жуық қондырғы) өз қондырғыларында катализаторға CO платина емес тотығу промоутерін қолданды.

      Экономика

      5.15-кестеде қуаттылығы тәулігіне 28000 баррель (жылына 1,6 млн т) ФКК стандартты қондырғысын пайдалануды реттеудің әртүрлі әдістеріне арналған шығындардың шамамен бағасы келтірілген.

      5.15-кесте. ФКК қондырғыларындағы газ ағынындағы NOx концентрациясын реттеудің басқа әдістерімен каталитикалық қоспалардың құнын салыстыру.

Р/с
№

Әдіс

Күтілетін тиімділік, %

2008 жылы қондырғы құны, млн. АҚШ доллары

2008 жылғы операциялық шығындар
(млн долл./жыл)

Кәдеге жаратудың үлестік құны (долл. США доллары/ NOX тонна

1

2

3

4

5

6

1

СКҚ

85

2,1-6,3

0,21-0,84

3600

2

СКЕҚ

60-80

0,6-2,6

0,09-0,70

3000

3

NOx концентрациясын азайту промоторы*

40-70

-

0,32-1,76 *

1200 – 3600

4

NOX концентрациясын төмендететін арнайы қоспалар

30-80

-

0,11- 0,22

2400-3600

      * платина промоторымен салыстырғанда қосымша шығындар.


      СКҚ және СКЕҚ реакторларына жұмсалатын шығындар туралы толық ақпарат 5.15-кестеде келтірілген.

      Мұндай CO тотығу промоторын қолдана отырып, NOX-ты кәдеге жарату шығындары регенератордың жұмыс жағдайларына және практикада промотордың механикалық орындалуына байланысты болады. Орташа алғанда, құны жойылған NOX кг үшін 1-ден 5 еуроға дейін өзгереді.

      Ендірудің әсері

      NOX концентрациясы айтарлықтай төмендейді, ал күрделі шығындар қажет емес.

      Анықтамалық әдебиет

      [23], [29], [30], [31], [32].

5.9.8. Азот оксидімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. NOX концентрациясын төмендетуге арналған арнайы қосымдар

      Сипаты

      Бұл әдіс CO тотығу арқылы азот оксидінің концентрациясын одан әрі азайту үшін арнайы каталитикалық қоспаларды қолданудан тұрады. Бұл әдіс NOx концентрациясын азайту үшін платиналық емес промоутерді қолданудың қолданыстағы әдісін толықтырады немесе алмастырады. Қоспалар регенератордағы газдар концентрациясының ішкі айырмашылығын қолдана отырып жұмыс істейді және химиялық реакциялардың үшінші тобына жататын химиялық реакцияларды катализдейді (5.9-сурет). Олар өздерінің тиімділігін тек толық жану режимінде дәлелдеді. Қоспалар қондырғының жұмыс жағдайына байланысты бөлек және қарапайым платина промоторларымен немесе CO тотығу промоторларымен бірге пайдаланылуы мүмкін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Нәтижелер қондырғы құрылымының жабдықталуына (регенератор), шикізаттың сапасына (пайдалану режимінің өзгеруіне), катализаторды таңдауға және артық оттегінің мөлшеріне байланысты өзгереді.

      Промоторларды қолайлы жұмыс жағдайында жеке немесе кәдімгі платина СО тотығу промоторымен біріктіріп пайдаланған кезде NOX шығарындыларының 80 %-ға дейін азаюы туралы хабарланды. Алайда, концентрацияны төмендетудің мұндай жоғары деңгейлері сирек кездеседі, көбінесе шамамен 40 %-дан> 60 %-ға дейін.

      30-ға жуық қосымшада берілген 5.10-сурет (DeNOX қоспасын жеткізушіден алынған деректер) қоспалармен қол жеткізілген азайтудың әдеттегі ауқымын көрсетеді [33].

     



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

      5.16-кестеде шығарындылардың азаюы ФКК қондырғысының регенераторындағы NOx бастапқы концентрациясына да байланысты екендігі көрсетілген.

      5.16-кесте. АҚШ-тағы ФКК толық жану қондырғыларында қолданылатын NOX қоспаларының әртүрлі сипаттамалары

Р/с
№

Қоспа түрі *

NG-A

NG-A

NG-B

NG-B

NG-B

NG-B

NG-B

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ДАС қондырғысының конструкциясы

IV модель

Тура сарқынды

UOP
құбыр

UOP
құбыр

Ауыр мұнай крекингі

III модель

UOP HE

2

Регенератордың қайнаған қабатының температурасы, °С

710

706

721

718

721

740

740

3

Азот оксидтерінің бастапқы концентрациясы NOX, ppm ***

125

160

65

69

67

137

90

4

Азот оксидтерінің жалпы концентрациясы NOX, ppm ***

30

63

47

45

44

57

45

5

NOX концентрациясының қысқаруы, %

76

61

28

35

34

58

50

6

Қоспаның концентрациясы **

5

5

1

1

1

0,5

1

      * бұл типтер NOx концентрациясын төмендетуге бағытталған әртүрлі химиялық әсерлерге негізделген екі түрлі әдіске сәйкес келеді. Қоспаларды бір жеткізуші әзірледі және оларды нақты уақыт режимінде кемінде 8 күн бойы сынауға болады;

      ** енгізілген катализатордың жалпы санының % - ында көрсетіледі;

      *** ескертпе: 20 ppm көлемі бойынша 0 % O2 NOx азот оксидінің құрамында 3 % O2 болған кезде шамамен 32 мг/Нм3 құрайды.


      5.11-суретте АҚШ-та жұмыс істейтін, қуаттығы жоғары (күніне 110000 баррель-6 т/жыл) толық өртейтін ФКК қондырғысында алынған NOx шығарындыларының шоғырлануын азайту туралы неғұрлым егжей-тегжейлі деректер көрсетілген. NOx концентрациясын төмендететін қоспа катализатор мөлшерінің 1 %-дан аспайтын концентрацияларда екі жыл бойы сынақ мерзімділігімен енгізілді.

      Осы нақты жағдайда, мұндай қоспаны CO тотығуының әдеттегі платина промоторымен бірге қолданған кезде, NOx концентрациясының көрсеткіштері тек бір қоспаны қолданғанға қарағанда әлдеқайда төмендеді [31].

     



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

      Қоспа 5.11-суретте көрсетілгендей со тотығу промоторымен бірге пайдаланылған кезде, қалдық NOX деңгейі әрбір қондырғы үшін таңдалған қоспалардың әсер ету жылдамдығына байланысты 40 % - ға дейін төмендейді. Алайда, белгілі бір қондырғы үшін және әр жағдайда қоспалардың комбинациясын таңдау, бағалау, тексеру қажет.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.12-суретте СО тотығу реакциясында платиналық емес промоутермен алдын ала тазартылғаннан кейін толық жану режимінде жұмыс істейтін қуаттылығы жылына 4,5 млн т ФКК-тың үлкен орнату нәтижелері көрсетілген. NOx концентрациясын төмендететін қоспа айына 1 рет, сондай-ақ жаңартылған катализаторлары бар ағынға жиіліктің жоғарылауымен енгізілетіндігі көрсетілген. Үш айлық сынақтан кейін NOx шығарындылары әдетте тұрақтанады және бастапқы орташа мәннен 40 %-ға азаяды.

     


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

      2010 жылдың басында Португалиядағы МӨЗ платина емес СО тотығу промоторы арқылы тәжірибе жүргізілді. Тәжірибе нәтижесінде платина жану катализаторын ауыстыру түтін газдарындағы NOX азот оксидтерінің концентрациясының NOX концентрациясының 80 %-дан 80 ppm-ге дейін (шамамен 130 мг/Нм3) төмендеуіне әкелетіні туралы деректер алынды.

      Сонымен қатар, шығарындылардың тұрақты деңгейде екендігі және NOX концентрациясы бұдан былай ФКК қондырғысының шикізатындағы азот концентрациясына тәуелді емес екендігі туралы ақпарат алынды [32].

      Кросс-медиа әсерлері

      NOx концентрациясын төмендететін мыс негізіндегі қоспалар сутегі өндірісіне ықпал етеді және газды сығу қуаттылығы шегінде жұмыс істейтін ФКК қондырғыларында қиындықтар туғызады.

      Қолданылуы

      Бұл әдіс тек толық жану режимінде жұмыс істейтін қондырғыларда тиімді екендігі дәлелденді.

      Реагент тұрғысынан мұндай қоспалардың сипаттамалары СО концентрациясына сезімтал. Осылайша, артық оттегінің аздығы осы әдістің тиімділігін арттырады.

      Алдымен CO тотығу промоторларын қолдана отырып, бастапқы көзде NOX түзілуін мүмкіндігінше азайту ұсынылады, содан кейін қосымша қоспаларды қолдану.

      2008 жылы өнеркәсіптік нарықта NOx концентрациясын төмендетуге арналған қоспалардың төрт түрі болды, олардың үшеуінде құрамында мыс бар.

      Құрамындағы мыс мұндай қоспалардың ФКК газын сығу қондырғыларында қолданылуын шектейді, өйткені ол сутектің пайда болуын арттырады. Бұл әдісті қолдана отырып, көптеген параметрлерді ескеру қажет. Сондықтан қондырғыларды қайта жабдықтау жойылған NOX мөлшерін анықтайтын алдын-ала сынақтарды қажет етеді.

      Жабдықты жеткізушілердің мәліметтері бойынша, қазіргі уақытта бұл әдіс шамамен 20 АҚШ МӨЗ қолданылады. Еуропада бұл әдіс, мысалы, Португалиядағы бір мұнай өңдеу зауытында да қолданылады.

      Экономика

      Мұндай қоспаларды платиналық емес промоторлармен бірге пайдалану тек бір ғана қосымдарды пайдаланумен салыстырғанда экономикалық негізделген шешім болып табылады, өйткені NOx концентрациясын азайтуға арналған қосымдар жаңартылатын катализатор мөлшерінің 0,5-тен 2 % - ға дейін енгізіледі, ал СО тотығу промоторлары тәулігіне 5-тен 10 кг-ға дейін әлдеқайда аз дозаларда қосылады.

      Ендірудің әсері

      NOx концентрациясын минималды немесе қосымша күрделі шығындарсыз одан әрі төмендетуге қол жеткізу.

      Анықтамлық әдебиет

      [23], [18],[30], [31], [33].

5.9.9. Азот оксидтерімен ластанумен күресу жөніндегі шаралар. Төмен температуралы тотығу (SNERT процесі / LoTOX әдісі)

      Сипаты

      Сипаттамасы 3.9-бөлімде келтірілген.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ДАС қондырғысынан NOx азот оксидінің шығарындылары 85 – 95 %-ға азайды. Шығу кезінде NOX концентрациясы 10 (ppm) дейін төмендеді (14 мг/Нм3 ЕО жағдайында (0 °С, 3 % O2): 95 % NO – 5 % NO2).

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      NOx концентрациясын төмендетудің тиімділігі берілген озон мөлшеріне және оны нақты уақыт режимінде NOx Шығыс концентрациясына байланысты реттеуге тікелей байланысты. Шығу кезінде NOx концентрациясы жүйелік контроллердегі берілген мәнді өзгерту арқылы реттеледі. 5.13-суретте 20 ppm (27 мг/Нм3 NOx азот оксиді) мөлшерінде эмиссияға рұқсатта көзделген шарттарға сәйкес берілген мәндер көрсетілген.

     



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

      Кросс-медиа әсерлері

      SNERT/Lotos әдістері 150 °С-тан жоғары температурада оңтайлы қолданылады және түтін газдарынан жылудың максималды қалпына келуін қамтамасыз ете отырып, жұмыс тиімділігін сақтау үшін жылу беруді қажет етпейді.

      SMART/Loto технологиялары жаңа немесе қолданыстағы скрубберлік қондырғыда қолданылады, ол мұқият тазаланатын Сарқынды суларды шығарады. Қолданыстағы тазарту қондырғыларында нитраттардың көлемін ұлғайту мәселесін, сондай-ақ нитраттардың құрамын реттеуге байланысты шығындарды қарастыру қажет болуы мүмкін.

      Азот қышқылы түзіледі, ол скрубберлері бар секциядан сілтімен бейтараптандырылады. NOx азот оксидін жоғары тотығу дәрежесі бар оксидке тотықтыру үшін оттегі мен электр энергиясын тұтынатын озон генераторын қолдана отырып, объектіде шығарылатын озонды енгізу қажет.

      Қолданылуы

      ДАС қондырғысындағы алғашқы демонстрациялық сынақтар 2002 жылы өткізілді. 2007-2009 жылдар аралығында төмен температуралы тотығу агрегаттары ФКК жеті қондырғысында енгізілді, олардың алтауы АҚШ-та және біреуі Бразилияда пайдаланылады. Осындай төрт қондырғы қолданыстағы скрубберлерде қайта жабдықталды, олардың біреуін lotox патенттік жабдығының бейресми жеткізушісі орнатты. Қайта жабдықтау жағдайында озонның қосымша инъекциясын қамтамасыз ету және реакция сатысына жағдай жасау үшін бөлек баған салу қажет болуы мүмкін. Бұл технологияны қолдану озон өндірісін орнату үшін мұржаның болуын талап етеді. Озонның түзілуімен байланысты қосымша процестерді жүргізу үшін тиісті құрылымдардың болуын ескеру және қызметкерлердің қауіпсіздігі үшін шаралар қабылдау қажет.

      Бұл әдісті қолдану сарқынды суларды тазартудың қосымша қажеттілігін тудырады. Сондай-ақ, озонды өндіру үшін сұйық оттегінің тиісті қоры болуы керек екенін ескеру қажет. Әдістің қолданылуы сонымен қатар қондырғылар үшін үлкен алаңның болуын талап етеді.

      Зауыт (тар) үлгісі: НПЗ АҚШ: BP (Техас қ.), FlintHills (Корпус-Кристи қ.), LionOil (Эльдорадо қ.), Marathon (Техас қ.), Valero (Хьюстон және Техас қ.), WesternGaint (Гэллап қ.).

      Экономика

      2005 жылы Колорадо штатындағы (АҚШ) МӨЗ-де ФКК-тың екі қондырғысында осы технологияны ендіруге ықтимал инвестициялар мен пайдалану шығындары шамамен жыл сайын 1900-2100 АҚШ долларымен бағаланды. NOx концентрациясының 85-90 % - ға тиісті төмендеуі жағдайында кәдеге жаратылған NOX тоннасына АҚШ долларын құрайды. Сарқынды сулардағы нитраттардың мөлшерін реттеуге байланысты қосымша шығындарды қарастыру қажет болуы мүмкін.

      Ендірудің әсері

      LoTOX процесінің негізгі артықшылықтары мыналар: азот оксидінің селективтілігі (NOX); NOx кәдеге жаратуға қатысты өнімділік көрсеткіштерін түзету мүмкіндігі; химиялық процеске өзгерістер Ендірудің болмауы (сонымен қатар түтін газындағы оттегінің (O2) концентрациясын өзгеріссіз қалдыру) және ФКК қондырғысының жұмыс параметрлері; түтін газын кәдеге жарату процесімен үйлесімділік; қондырғының жұмысындағы ақауларды оның жалпы үздіксіздігі мен пайдалану дайындығына салдарсыз жеңе білу қабілеті.

      Анықтамалық әдебиет

      [22], [35].

5.9.10. Бөлшектердің газдардан бөлінуімен күрес жөніндегі шаралар. Үшінші сатыдағы сепараторлар

Техникалық сипаты

      Үшінші сатыдағы сепаратор – бұл ФКК қондырғысында екі сатылы циклондардан кейін орнатылған циклон түріндегі тазарту құрылғысы немесе жүйесі. Үшінші сатыдағы сепараторлардың ең көп таралған конфигурациясы мультициклондары бар бір сепаратордан тұрады. Алайда, үшінші сатыдағы сепаратор ретінде циклон-конфузор түрінде жаңа буынның құйынды сепараторлары бар, олар көбінесе тоқтатылған бөлшектерді газдардан бөлуге арналған құрылғы ретінде таңдалады немесе энергияны тиімді пайдалану үшін қосымша шешім ретінде қолданылады. ФКК қондырғысының регенераторының түтін газынан энергияны қалпына келтірудің алғашқы әрекеттері сәтсіз аяқталды, өйткені детандер пышақтарының қызмет ету мерзімі бірнеше аптаға шектелді. 10 мкм және одан үлкен бөлшектер детандер пышақтарының жұмысына кедергі келтіретіні белгілі болды. TSS энергияны қалпына келтірудің турбодетандерлерін бөлшектердің зақымдануынан қорғау үшін қолданылады. Суретте көрсетілгендей. 5.14 осы технологиядағы соңғы жетістіктер, атап айтқанда, жылдам айналым қозғалысты қамтамасыз ету және түтін газының үлкен көлемін ықшам сепараторларда өңдеу үшін салыстырмалы түрде кішкентай диаметрлі осьтік ағыны бар құйынды құбырлардың көп мөлшерін пайдалануға мүмкіндік береді. Құрылғылар жоғары айналым жылдамдығына ие, сондықтан қалпына келтірілген катализатор шаң жинағышқа оралады. Кейбір жағдайларда төртінші саты деп аталатын жаңа сүзу сатысы қолданылады.

     



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


      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Соңғы буынның үшінші сатысындағы сепаратордың шығысындағы бөлшектер концентрациясының орташа мәні < 50-100 мг/Нм3 құрайды, бұл кірістегі бөлшектердің көлеміне және олардың мөлшеріне байланысты. Төмен концентрация мәнін алу қиын, өйткені газдың ішкі жылдамдығы қосымша үйкеліске әкеледі. Нәтижесінде циклон арқылы өтетін ұсақ дисперсті фракция түзіледі.

      Жоғарыда аталған факторларға және қолданылатын технологияның түріне байланысты циклондар бөлшектердің мөлшері 10-40 мкм-ден асқан кезде тиімдірек жұмыс істейді. Құйынды құбырлары бар циклондар ұсталынатын бөлшектердің 50 % шекті мөлшерін 2,5 мкм қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Ұстау тиімділігі 30 % - дан >90 % - ға дейін өзгереді. Егер кірудегі бөлшектердің концентрациясы 400 мг/Нм3-ден төмен болса, ұстау тиімділігі тек орташа мөлшері (массасы бойынша) >5 мкм бөлінген бөлшектер бойынша 75 % - дан асады.

      Ауадағы қалқыма бөлшектердің мөлшерін азайту арқылы металл бөлшектерінің шығарындылары да азаяды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Катализатор шаңын жою әдетте бір қондырғы үшін жылына 300 – 400 тоннаны құрайды. Үшінші сатыдағы сепараторлар түтін газындағы қысымның төмендеуін тудырады. Көптеген FCC қондырғыларында сепараторлар өздерін жақсы жағынан көрсетті. 3.9-бөлімде Еуропа ФКК іріктемелі қондырғыларындағы шаңды қоса алғанда шығарындылар туралы деректер келтірілген (үздіксіз мониторинг нәтижелері бойынша). Тек үшінші сатыдағы сепараторлармен (қосымша құрылғысыз) жабдықталған ФКК қондырғыларында айына орта есеппен 80-150 мг/Нм3 шаң шығарындылары болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Құрамында кейбір қауіпті металдар бар өндірілген катализатор шаңы қауіпті өнеркәсіптік қалдық ретінде жіктеледі. Су мен топырақты ластамау үшін оны дұрыс тастау керек.

      Қолданылуы

      Үшінші сатыдағы сепараторлар кез-келген ФКК қондырғысына қолданылады, бірақ олардың өнімділігі негізінен бөлшектердің көлеміне және регенератордың ішкі циклондарынан өткеннен кейін катализатордың ұсақ бөлшектерінің мөлшеріне байланысты айтарлықтай өзгереді. Мұндай шығарындыларды азайту құрылғылары, мысалы, электростатикалық сүзгілермен (ЭШФ) бірге жиі қолданылады.

      Көптеген ФКК қондырғылары осындай жүйелермен жұмыс істейді.

      Экономика

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

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

Р/с
№

ДАС қондырғысының қуаттылығы, млн т / жыл

Тиімділік, %

Ағынның шығуындағы қалқыма бөлшектердің концентрациясы,
мг/Нм3

Инвестициялар, млн еуро

Пайдалану шығындары,
жылына млн еуро

1

2

3

4

5

6

1

1,5

30-40

40-250

1-2,5

0,7

2

1,5

30-90

60-150*

0,5-1,5

0,1

3

1,2

75

50-100**

1,5-2,5


      * бастапқы концентрациясы: 450 мг/Нм3 (диапазоны 300-600 мг/Нм3);

      ** бастапқы концентрациясы: 200-1000 мг/Нм3.

      Ескертпе: Пайдалану шығындары тек тікелей ақшалай пайдалану шығындарын, яғни инвестицияның амортизациясына немесе қаржылық шығыстарға арналған шығыстарсыз қамтиды. Инвестициялық шығындар жаңа зауыт салуға жатады. Экономикалық аспектілерге түзілген қалдықтарды кәдеге жарату шығындары кірмейді.


      Жұқа дисперсті катализаторды кәдеге жарату құны тоннасына шамамен 120 – 300 еуроны құрайды, оның ішінде тасымалдау.

      Ендірудің әсері

      Үшінші сатыдағы сепараторлар қалқыма бөлшектердің шығарындыларын азайтуды реттейді және жабдықты мұнай өнімдерінің ағынынан төмен мерзімінен бұрын тозудан қорғайды - жылу немесе энергияны қалпына келтіру қондырғылары (мысалы, детандер қалақтары).

      Анықтамалық әдебиет

      [8], [12], [13], [19], [23].

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

      Сипаты

      Бөлшектердің меншікті кедергісі ЭСС тиімділігінің негізгі факторы болып табылады. Келесі параметрлер бөлшектердің нақты кедергісін төмендетеді және оларды ұстау тиімділігін арттырады. Қолданылады қондырғыларында ФКК түтін газдарын:

      кірудегі жоғары температура;

      катализатордағы металдардың, сирек кездесетін элементтердің немесе көміртектің жоғары мөлшері;

      ылғал мөлшері;

      аммиакты бүріккіштер арқылы беру.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Үздіксіз мониторинг нәтижелері бойынша ЭСС көмегімен қол жеткізілетін үлгілік концентрациялар қалыпты пайдалану жағдайларында күніне орта есеппен <20-50 мг/Нм3 құрайтыны анықталды (CО қазандықтарының немесе қосалқы қазандықтардың жұмыс циклінің соңында күйені үрлеуді қоспағанда).

      Қысқа кезеңдер үшін ФКК қондырғысы регенераторының түтін газдарындағы қалқыма бөлшектердің жалпы құрамының орташаланған мәндері <50 мг/Нм3 құрайды. Мұндай мәндер қоршаған ортаға эмиссияларға рұқсатта тіркеледі (мысалы, Германияда "Пайдалану деректері" бөлімін қарау). Қалқыма бөлшектер көлемінің қысқаруы нәтижесінде металдардың шығарындылары (никель, сурьма, ванадий және олардың компоненттері) 1 мг/Нм3-ке дейін және одан төмен (олардың жалпы санына қарай) қысқартылады.

      Никель мен оның компоненттерінің көлемі 0,3 мг/Нм3 дейін және одан төмен төмендейді. Барлық концентрациялар үздіксіз жұмыс кезінде және CО қазандығында күйе Үрлеу кезінде алынған орташа сағаттық мәндер түрінде көрінеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      ДАС қондырғысында ЭСС көмегімен тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларымен күресудің тиімділігі әдетте 90 %-дан асады. ЭСС шығуындағы шоғырланудың нақты диапазоны онда газдың болу уақытына (яғни ЭСС мөлшеріне), қалқыма бөлшектердің қасиеттеріне (яғни катализаторлардың), ФКК қондырғысының жұмыс режиміне, түтін газдарының температурасына және ЭСС дейін іске қосылған қалқыма бөлшектерді кәдеге жаратудың басқа аппараттарының болуына байланысты. Қалыпты жағдайларда шығарындылардың өте төмен концентрациясына (<10 мг/Нм3) қол жеткізу үшін ЭСС-да газдың болу уақыты 30 секундтан артық болуы тиіс. Бөлшектердің мөлшері ЭСС жұмысының тиімділігіне де әсер етеді, өйткені ЭСС электродтарымен тазалау (түрту) циклі кезінде өте ұсақ бөлшектер (<2 мкм) оңай ұсталады.

      ЭСС пайдалану салдарынан жүйеде қысымның аздаған ауытқуы пайда болады; қысымның неғұрлым жиі ауытқуы бөлшектердің ЭСС-ға кіру және шығу ауа арналары арқылы өтуі нәтижесінде пайда болады. Кейбір жағдайларда мәжбүрлі желдеткішті қосыңыз. Бұл ретте ЭСС-да газдың болу уақыты ұлғайтылатын жағдайларды қоспағанда, электр энергиясын тұтыну Үлкен емес. Сондай-ақ, ЭСС бөлшектерді ұстап қалудың жоғары тиімділігін қамтамасыз ету үшін үнемі техникалық қызмет көрсетуді қажет етеді. Кейбір ЕО МӨЗ шикізатты терең күкіртсіздендіруді қолдану ЭСС өнімділігіне үлкен әсер етеді деп хабарлайды. Газдағы күкірт пен металдардың мөлшері аз, бөлшектерді ұстау тиімділігі төмендейді. Мұндай жағдайларда тоқтатылған бөлшектердің шығарындылары 30-35 мг/Нм3 құрайды.

      5.16 және 5.17-суреттерде Германиядағы ФКК қондырғыларында екі ЭСС тазартылғаннан кейін алынған орташа тәуліктік концентрацияның бір жылғы кестесі көрсетілген.

      Бірінші қондырғы бойынша нәтижелер (5.15-сурет) сүзу қондырғысымен жабдықталған қондырғыны пайдаланудың қалыпты жағдайларында алынды. Дизайн стандартты циклондардан, сыртынан орнатылған қосымша циклоннан және төрт электр өрісі бар ЭШФ-дан тұрады. Орташа жылдық концентрация 10,94 мг/Нм3 құрайды, стандартты ауытқу 9,62, ал тіркелген орташа тәуліктік мән шамамен 37 мг/Нм3 құрайды. Қалқыма бөлшектердің стандартты орташа тәуліктік концентрациясы 5-тен 25 мг/Нм3-ке дейін өзгереді.

      Салыстыру үшін ФКК-тың екінші қондырғысының (5.16-сурет) конструкциясы қарапайым, тек ішкі циклондар мен 2 электр өрісі бар ЭСС. Сонымен қатар, бір жылдық кезеңге құрылғыны тоқтату/іске қосу кезеңі кіреді (диаграммада көрсетілген), оның барысында шығарындылардың мәні стандартты жағдайларға қарағанда едәуір жоғары болды. Орташа жылдық мәні 5,2 стандартты ауытқумен 10,16 мг/Нм3 (нөлден өзгеше тәуліктік мәндер бойынша есептелген) құрайды. 38 мг/Нм3 концентрациясының ең жоғары тіркелген орташа тәуліктік мәні бірінші ЭСС мәндеріне ұқсас болғанына қарамастан (5.16-сурет), тұрақты жұмыс режиміндегі әдеттегі орташа тәуліктік шоғырлану 5-тен 15 мг/Нм3-ке дейінгі бір диапазонда қалады.

      ЭСС-тегі қалқыма бөлшектер бойынша үлкен жүктеменің салдарынан ФКК қондырғысында жоспарлы-алдын ала жөндеу (катализаторды түсіру-тиеу операциясы) жүргізілгеннен кейін қалқыма бөлшектердің шығарындылары ұлғаяды. Бұл жоспарланған және алдын-ала жөндеуден кейін үлкен жүктеме болған жүктелген катализатордың қатты тозуымен байланысты.

      ЭСС (циклонсыз) қолданғаннан кейін Германияда тұншықтырғыш газды жағу қазандығының қалдық газдарына ФКК орнату бойынша мынадай деректер келтірілген (стандартты пайдалану):

      рұқсат беру құжатындағы шығарындылардың шекті мәндері:

      қалқыма бөлшектердің жалпы саны, орташа тәуліктік мәні: 30 мг/м3;

      30 минуттың орташа мәні: 60 мг /м3;

      мониторинг деректері: қалқыма бөлшектердің жалпы көлемі: 13-23 мг/м3 (30 минут, O2=3,1 %, 100 % қуат, 80 % мазут, 20 % ауыр парафинді дистилляттар).

      ДАС циклонмен және ЭСС ұқсас қондырғысында қалқыма бөлшектердің құрамы 9-21 мг/м3 - ге жетеді (100 % қуат, мұнда шикізат-50 % вакуумдық газойль, 40 % мазут, 10 % басқа өнімдер).

     



      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-суретте Германияда күкіртсіздендірілген дизель отынын қайта өңдейтін ФКК қондырғысынан шаң шығарындыларының тәуліктік мәндерінің (2011 жыл) бөлінуі көрсетілген. Сондай-ақ, ФКК қондырғысы тазалаудың үш сатысы бар қолданыстағы циклонға қосымша 2007 жылы орнатылған ЭСС-пен жабдықталған.

      ФКК еуропалық қондырғыларын таңдау, шаңды қоса алғанда, үздіксіз мониторинг нәтижесіндегі шығарындылар туралы мәліметтер 3-бөлімде келтірілген. ЭСС-мен жабдықталған ФКК қондырғыларының бір айда орташа есеппен 10-нан 50 мг/Нм3 дейінгі диапазонда шаң шығарындылары болады. Олардың ішінде үшінші сатыдағы циклонмен және төрт электр полюсі бар ЭСС жабдықталған қондырғылар 10-25 мг/Нм3 диапазонында ең жақсы нәтижелерді көрсетеді.

     



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

      Кросс-медиа әсерлері

      МӨЗ ұсталған ұсақ дисперсті бөлшектерді (катализаторларды) кәдеге жарату үшін қосымша жабдықты қажет етеді. ЭСС-тегі жоғары кернеу МӨЗ-дегі қауіпсіздікке қатер төндіреді және электр энергиясы мен техникалық қызмет көрсетуге арналған пайдалану шығындарының артуына алып келеді. Кейбір қондырғыларда ЭСС өнімділігін жақсарту үшін аммиак енгізіледі (меншікті кедергіні төмендету реагенті ретінде). Аммиактың ЭСС-ке өтуіне байланысты амимак шығарындылары атмосфераға түседі. ФКК қондырғысын іске қосу кезінде ЭСС қолдану қауіпсіздігіне қатысты алаңдаушылық білдірілуде. Жанбаған көмірсутектердің ЭСС-ке түсуіне жол бермеу үшін ерекше сақ болу керек, өйткені жарқыраған орта жарылысқа әкеледі [23], [38].

      Қолданылуы

      Үлкен алаңның болуы қажет, әсіресе ЭСС аспалы бөлшектер шығарындыларының өте көп мөлшерін кәдеге жаратуға есептелген кезде. Қондырғыларды орналастыру үшін үлкен алаңның болуы талап етіледі, өйткені олар ФКК қондырғысында газ ағындарын шығаратын құбырлармен бірге үлкен кеңістікті алады (жылына 1,5 млн т 2,8 млн Нм3/күн түтін газын генерациялайды). Айналым жылдамдығы төмен газ ағыны үшін ЭСС өнімділігінің берілген мәндеріне сәйкес келуі үшін өте үлкен көлденең қималы ЭСС орнату қажет. Егер бөлшектердің электр кедергісі жоғары болса, газ ағынының жылдамдығы жоғары болса, бұл ЭСС жұмысына теріс әсер етеді. Сонымен қатар, ФКК қондырғысында шикізатты Мұқият гидротазалау катализатордағы металдың құрамын азайтады, түтін газдарындағы тазартылған реагенттің (SO3) мөлшерін азайтады, демек, бөлшектерді ұстау тиімділігін төмендетеді. ЭСС өнімділігі ФКК орнатуды іске қосудың басынан аяғына дейін нашарлауы ықтимал. Мұның себептері орнатуды тоқтату қажет болған кезде техникалық қызмет көрсету проблемалары және/немесе жұмыс соңында катализатордың тез тозуы болуы мүмкін. Бұдан басқа, ЭСС үшін іске қосу және тоқтату кезеңдері көзделмейді, сондықтан сипатталған қауіпсіздік пайымдауларына байланысты электрлік оқшаулануы тиіс.

      Еуропаның 22 МӨЗ-нен еуропалық Бюроның ЕҚТ 17 техникалық жұмыс тобының іріктемесінен алынған 61 объектінің ішінен ЭСС өз қондырғыларында ФКК пайдаланады. Олар сондай-ақ пайдаланылады көптеген МӨЗ АҚШ және Жапония.

      Экономика

      Қолда бар деректер 5.18-кестеде ұсынылған, ал әртүрлі сүзгілеу құрылғыларына арналған шығындар бойынша салыстырмалы ақпарат (үшінші сатыдағы циклондар және үш және төрт электр өрісі бар ЭСС) 5.19-кестеде келтірілген.

      5.18-кесте. ДАС қондырғысында қолданылатын ЭСС бойынша экономикалық деректер

Р/с
№

ФКК қондырғысының қуаттылығы, млн т/жыл

Тиімділік, %

Ағынның шығуындағы қалқыма бөлшектердің концентрациясы, мг/Нм3

Инвестициялар, млн еуро (млн еуро)

Пайдалану шығындары, жылына млн еуро

1

2

3

4

5

6

1

2,4

>50*

<50*

15-30

0,15**

2

1,5

-

<30

2,05***

-

      *өзгермейтін концентрация >100 мг/Нм3 –>концентрацияның төмендеуінің нысаналы көрсеткіші <50 мг/Нм3;

      ** 2009: тиісінше 20-40 млн. АҚШ долл. (нақты күрделі шығындар) және 0,2 млн.АҚШ-тың [34];

      *** 2008: ЭСС орнатудың барлық жобасына 1,3 млрд.


      5.19-кесте. ФКК қондырғысын сүзудің әртүрлі құрылғыларының құны туралы деректер

Р/с
№

2006 ж. базалық есеп

Үшінші сатының озық қайталама қайталама циклондары (ATSC)

Үш электр өрісі бар электрсүзгі (ЭСС-3)

Төрт электр өрісі бар электрсүзгі (ЭСС-4)


1

2

3

4

5

1

-

-

-

-

-

тиімділік

капиталдық құны

нақты пайдаланатын шығындар

тұрақсыз пайдалану шығындары

Шығу концентра-циясы

тиімділік

капиталдық құны

нақты пайдаланатын шығындар

тұрақсыз пайдалану шығындары

шығу концентра-циясы

-

тиімділік

капиталдық құны

нақты пайдаланатын шығындар

тұрақсыз пайдалану шығындары

Шығу концентра-циясы

-

2

-

-

-

-

-

%

%

жалпы
салу құны/
жыл %

жалпы
салу құны/
жыл %

мг/Нм3

%

%

жалпы
салу құны/
жыл %

жалпы
салу құны/
жыл %

мг/Нм3

-

%

%

жалпы
салу құны/
жыл %

жалпы
салу құны/
жыл %

мг/Нм3

-

3

-

-

-

-

-

70

7,4

4

1

100

85

7,4

4

1

50

-

90

7,4

4

1

30

-

4

-

жоспарланған шикізат, мың т/жыл

Пайдалану, %

нақты шикізат, мың т/жыл

шығудағы шаң концентрациясы, мг/Нм3

шығудағы шаң концентрациясы

кәдеге жаратылған шаң (есептен), т/жыл

салудың жалпы құны млн, еуро
(базалық нұсқа)

жылдық шығындар:
базалық нұсқадан ATSC-қа дейін, мың еуро/жыл

үнемдеу тиімділігі:
базалық нұсқадан ATSC-қа дейін, еуро/т шаң

шығудағы шаң концентрациясы, мг/
Нм3

кәдеге жаратылған шаң (есептен), т/жыл

салудың жалпы құны (базалық нұсқа), млн еуро

жылдық шығындар: нұсқа базасынан ЭСС-3 дейін, мың еуро/жыл

Үнемдеу тиімділігі: нұсқа базасынан ЭСС-3 дейін, еуро/т шаң

қосымша шығындардың тиімділігі: ATSC-тен ЭШФ-3-ке дейін, еуро/т шаң
затрат:

шығудағы шаң концентрациясы, мг/Нм3

кәдеге жаратылған шаң (есептен), т/жыл

салудың жалпы құны (базалық нұсқа), млн еуро

жылдық шығындар: нұсқа базасынан ЭСС-4 дейін, мың еуро/жыл

Үнемдеу тиімділігі: нұсқа базасынан ЭСС-4 дейін, еуро/т шаң

қосымша шығындардың тиімділігі: ЭСС-3-тен ЭСС-4 ке дейін, еуро/т шаң

5

Шаңның болжамды базалық есебі 250 мг/Нм3 құрайды

6

1 – қондырғы

5480

97 %

5319

250

100

199

8,8

1,094

5485

50

266

22

2724

10242

24513

30

293

32,5

4029

13773

49077

7

2 - қондырғы

3911

99 %

3856

250

100

145

7,2

894

6181

50

193

17,9

2225

11541

27621

30

212

26,5

3291

15519

55299

8

3 - қондырғы

2857

88 %

2 06

250

100

94

6

740

7878

50

125

14,9

1843

14710

35207

30

138

22

2726

19781

70487

9

4 - қондырғы

1927

97 %

1877

250

100

70

4,7

585

8304

50

94

11,7

1455

15505

37109

30

103

17,4

2153

20850

74295

10

5 - қондырғы

1646

99 %

1625

250

100

61

4,3

532

8728

50

81

10,7

1324

16297

39005

30

89

15,8

1958

21915

78091

11

6 - қондырғы

1388

82 %

1131

250

100

42

3,9

480

11316

50

57

9,6

1195

21130

50571

30

62

14,3

1768

28413

101247

12

Шаңның болжамды базалық есебі 200 мг/Нм3 құрайды

13

1 – қондырғы

5480

97

5319

200

100

133

8,8

1094

8228

50

199

22

2724

13656

24513

30

226

32,5

4029

17824

49077

14

2 - қондырғы

3911

99

3856

200

100

96

7,2

894

9271

50

145

17,9

2225

15388

27621

30

164

26,5

3291

20083

55299

15

3 - қондырғы

2857

88

2 06

200

100

63

6

740

11 817

50

94

14,9

1843

19614

35 207

30

106

22

2726

25599

70487

16

4 - қондырғы

1927

97

1877

200

100

47

4,7

585

12456

50

70

11,7

1455

20673

37109

30

80

17,4

2153

26982

74295

17

5 - қондырғы

1646

99

1625

200

100

41

4,3

532

13092

50

61

10,7

1324

21730

39005

30

69

15,8

1958

28 361

78 091

18

6 - қондырғы

1388

82

1131

200

100

28

3,9

480

16974

50

42

9,6

1195

28173

50571

30

48

14,3

1768

36770

101247

19

Шаңның болжамды базалық есебі 100 мг/Нм3 құрайды

20

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

шығудағы шаң концентрациясы

-

тиімділік

капиталдық құны

нақты пайдаланатын шығындар

тұрақсыз пайдалану шығындары

шығу концентра-циясы

-

21

-

-

-

%

%

-

-

-

-

-

жалпы
салу құны/
жыл %

жалпы
салу құны/
жыл %

мг шаң/
Нм3

-

мг/Нм3

-

%

%

жалпы салу құны/ жыл %

жалпы
шаңды салу құны/жыл %

мг шаң/

Нм3

-

22

-

-

-

90

7,4

-

-

-

-

-

4

1

30

-

50

-

90

7,4

4

1

30

-

23

-

жоспарланған шикізат, мың т/
жыл

Пайдалану, %

шығудағы шаң концентрациясы мг/Нм3

кәдеге жаратылған шаң (есептен), т/жыл

-

-

-

-

-

салудың жалпы құны
(базалық нұсқа), млн еуро

жылдық шығындар:нұсқа базасынан ЭСС-4 дейін, Мың еуро/жыл

рентабельділік: нұсқа базасынан ЭСС-4 дейін, еуро/т шаң

қосымша шығындардың тиімділігі: ЭСС-3-тен ЭСС-4 ке, еуро/т шаң

үнемдеу
тиімділігі: нұсқа базасынан ЭСС-3 дейін, еуро/т шаң

-

шығудағы шаң концентрациясы, мг/Нм3

кәдеге жаратылған шаң (есептен), т/жыл

салудың жалпы құны
(баз. нұсқа), млн еуро

жылдық шығындар:нұсқа базасынан ЭСС-4 дейін, мың еуро/жыл

үнемдеу

тиімділігі: нұсқа базасынан ЭСС-4 дейін, еуро/т шаң

-

24

1 – қондырғы

5480

97 %

30

93

-

-

-

-

-

32,5

4029

43286

49077

40969

-

30

93

32,5

4029

43286

-

25

2 - қондырғы

3911

99 %

30

67

-

-

-

-

-

26,5

3291

48773

55299

46163

-

30

67

26,5

3291

48773

-

26

3 - қондырғы

2857

88 %

30

44

-

-

-

-

-

22

2726

62168

70487

58841

-

30

44

22

2726

62168

-

27

4 - қондырғы

1927

97 %

30

33

-

-

-

-

-

17,4

2153

65527

74295

62020

-

30

33

17,4

2153

65527

-

28

5 - қондырғы

1646

99 %

30

28

-

-

-

-

-

15,8

1958

68876

78091

65189

-

30

28

15,8

1958

68876

-

29

6 - қондырғы

1388

82 %

30

20

-

-

-

-

-

14,3

1768

89299

101247

84519

-

30

20

14,3

1768

89299

-

      Көзі: [21].



      Ендірудің әсері

      Қалқыма бөлшектердің шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [5], [8], [9], [12], [13], [21], [36],[39], [40],[41], [42].

5.9.12. Газдарды қалқыма заттардан тазарту әдістері. Басқа сүзгілер

      Сипаты

      Регенератордың пайдаланылған газдарын тазалау нұсқаларының бірі – қапшық сүзгілері, сондай-ақ керамикалық немесе тот баспайтын болаттан жасалған сүзгілер.

      Кері үрлеудің керамикалық немесе металл-керамикалық сүзгілерінде қалқыма заттар ұсталғаннан кейін сүзгі элементтерінің сыртқы бетіне жиналады, содан кейін олар кері импульсті үрлеу әдісімен жойылады, бұдан әрі сүзгі қондырғысынан кәдеге жарату үшін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Кері үрлеу және қап сүзгілерін қолдану циклондар мен электростатикалық сүзгілерге қарағанда жоғары өнімділікті (1 – 10 мг/Нм3) көрсетеді. Сонымен қатар, керамикалық сүзгілерді қолдану ұсақ бөлшектерді ұстап алу үшін әсіресе тиімді, іске қосу және сәтсіздік кезінде өнімділікті төмендетпейді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қап сүзгілерін пайдалану температуралық режиммен шектелгенін (<200 – 240 °С) ескеру қажет, бұл оларды қолдану сүзгіде қысымның төмендеуіне әкеп соғады.

      Екінші жағынан, керамикалық кері тазарту сүзгілері тиімді жұмыс істейтіні дәлелденген жоғары технологиялық жүйелер болып табылады. 2004 жылдың ортасынан бері 2100 тонна FCC қондырғысында толық жұмыс істейтін 3 сатылы сүзгі ретінде орнатылған осындай сүзгілердің бірі іске қосылғаннан бері апатсыз жұмыс істеп тұр. Дифференциалды қысым біртіндеп артқан сайын импульсті кері жуу белсендіріліп, сүзгі арқылы жасалады. Бұл жүйе өнімділігін бақылаудың маңызды параметрі. Сүзгі жүйесі шамамен 100 тазарту циклінен кейін (яғни іс жүзінде бір ай) кейін тұрақты күйдегі дифференциалды қысымға жетеді. Сүзгінің арқасында жұмыс қысымы ФКК зауытының жұмысына қалдық шикізаттан жағымсыз әсер етпеу үшін жеткілікті төмен мәндерге дейін төмендейді. Мұндай сүзу жүйесі ФКК-тың қалдық шикізатында қолданылатын басқа сүзу процестерімен салыстырғанда, қоршаған ортаға зияны аз. 5.18-суретте көрсетілгендей, лайлылық талдауымен қалқыма қалқымалы заттардың концентрациясы сүзгіні іске қосқан кезден бастап әрқашан 5 мг/Нм3 төмен, ал стандартты сүзгі сыйымдылығы 1 – 2 мг/Нм3 құрайды.

     



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


      Сүзгідегі қысымның төмендеуімен қатар, сүзгінің тұрақты жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін клапанның жұмыс уақыты мен жабылу уақыты, түтін газының температурасы, үрлеу кезіндегі Сығылған қысымның мәні және үрлеу газының температурасы сияқты басқа параметрлерді бақылау қажет.

      Хайфа қаласындағы (Израиль) МӨЗ-де ФКК қондырғысында (қуаттылығы жылына 1,1 млн т) жұмыс істейтін, кері үрлеудің үш сатылы сүзгісі (тот баспайтын болаттан жасалған) бойынша соңғы деректер қалқыма бөлшектердің шығарындылары 20 мг/Нм3 эмиссияға арналған стандартқа сәйкес келетінін көрсетеді. Шығарындылар концентрациясының мәні 15 мг/Нм3-ден едәуір төмен[43].

      Кросс-медиа әсерлері

      Құрғақ сүзгі ортасы бар барлық сүзгілерге тән жиналған шаңды алып тастау немесе жою қажеттілігін қоспағанда, бірде-бір теріс әсер анықталған жоқ.

      Қолданылуы

      Қапшық сүзгілері үшінші сатыдағы циклондарға жеткізу үшін қайта жабдықталады. Алайда, олар қысымның төмендеуіне, сүзгі элементінің шаңымен "бітелуіне", штаттан тыс режимде жұмыс істей алмауына және жеткілікті кеңістікке қажеттілікке байланысты ФКК қондырғысында қолдануға жарамайды.

      Үшінші сатыдағы керамикалық сүзгілер 2004 жылдан бастап каталитикалық крекингтің түтін газын тазартуда тиімді екенін дәлелдейді. Олар ФКК-ты орнатуда ақаулар болған кезде де сәтті жұмыс істейді. Осы уақытқа дейін әдебиетте екі нақты жағдай туралы айтылды. Бірінші жағдайда екі аптадан бері жұмыс істеп келе жатқан тозған катализаторлары бар концентрациясы 20000 мг/Нм3 дейін, массалық концентрациясы тәулігіне 250 кг-нан тәулігіне 1000 – 2000 кг-ға дейін ұлғайған ағын бағыты бойынша газдарды тазарту туралы хабарланды. Бұл қалдық шикізат ФКК орнатуға шығарындылар бойынша стандарттарды ұстануды жалғастыруға және агрегатты тоқтату қажеттілігінсіз үздіксіз жұмыс істеуге мүмкіндік берді. Екінші жағдайда, жұмыс істемейтін және жедел жөндеу жағдайында регенератордағы температураны ұстап тұру үшін қыздырғыш құрылғыларды пайдалану кезінде мұндай сүзгіні қауіпсіз пайдалану туралы болды. ЭСС-мен салыстырғанда керамикалық сүзгілер іске қосу және өшіру кезінде айтарлықтай жақсы жұмыс істейді. Еуропа ФКК таңдалған қондырғыларының регенераторларын керамикалық сүзгілермен жабдықтаудың максималды шығындарын нақты көрсету қажет.

      Үшінші сатылы керамикалық сүзгілер жұмыс сұйықтығының толық ағынын сүзу немесе тот баспайтын болаттан жасалған сүзгілер бүкіл әлем бойынша үш мұнай өңдеу зауытында жұмыс істейді. Батыс Еуропада, Солтүстік Америкада және Таяу Шығыста шамамен 15 жартылай керамикалық сепаратор (төртінші саты) және бункер сүзгілері жұмыс істейді.

      Экономика

      Керамикалық сүзгілер үшін нақты инвестиция құны температура мен ағынның өткізу қабілетіне байланысты болады.ағын жылдамдығына байланысты болады. 450 °С-тан төмен температурада жұмыс істейтін үшінші сатыдағы сүзгінің (толық ағынның) құны 80 долларға бағаланады. АҚШ/м3/сағ.750 °С дейін жұмыс істейтін жоғары температуралы сүзгілер 210 долларға бағаланады. АҚШ доллары/м3/сағ. Төртінші сатыдағы жоғары температуралы сүзгілердің құны шамамен 260 долларды құрайды. АҚШ/м3/сағ (2009 жылға арналған деректер және түтін газдарының нақты көлеміне сәйкес) 2009 жылы қуаттылығы жылына 2,4 млн т ФКК қондырғыларына жұмсалатын күрделі шығындар 15-20 млн еуро (22 – 30 млн АҚШ доллары) деп бағаланды.

      Ендірудің әсері

      Кері үрлеудің заманауи керамикалық сүзгілері ФККК қондырғысында қолдану үшін аса қызығушылық тудырады, өйткені қалқыма бөлшектер шығарындыларының түзілу көлемі, сондай-ақ олардың гранулометриялық құрамы мен химиялық қасиеттері адам денсаулығына және қоршаған ортаға теріс әсер етеді. Бұл әдіс ұсақ бөлшектер мен ауыр металдарды қоса алғанда, катализатордың қалқыма бөлшектерінің шығарындыларын жоғары тиімді сүзуге мүмкіндік береді. Сүзгінің іске қосылуы мен істен шығуы оның жұмысына әсер етпейді, ауа шаңының, бөлшектердің мөлшерінің немесе ағынның жылдамдығының жағымсыз әсерлерін болдырмайды. Ол салыстырмалы түрде кішкентай болғандықтан жақсы көрінеді.

      Анықтамалық әдебиет

      [19], [34], [43], [44].


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

      Сипаты

      ФКК қондырғысының регенераторының бөлінетін газындағы күкірт диоксидінің мөлшері металл оксиді негізінде катализаторды ендіру арқылы азаяды (мысалы, алюминий/магний, церий). Ол пайдаланылған катализатордағы күкірт коксының едәуір бөлігін реакторға қайтарады, онда ол күкіртсутегі түрінде шығарылады. Крекинг нәтижесінде реактор айналымдағы өнімді бу ретінде МӨЗ газын амин тазарту жүйесіне бағыттайды, күкірт өндіретін қондырғыда күкіртті өңдейді.

      SOX аббревиатурасы – бұл үш сатылы процесс:

      регенератордағы SO2-ден SO3-ке дейін каталитикалық тотығу;

      реакторға қайтарылатын сульфатты бөле отырып, регенераторда жүргізілетін SO3 қосымның адсорбциясы;

      оксидке оралу және алу үшін өнімнің газ ағынына күкіртсутектің бөлінуі.

      1970 жылдардың аяғында жасалған SOX төмендететін катализаторлар бастапқыда алюминий оксиді негізінде жасалды, сондықтан олардың қызмет ету мерзімі өте қысқа болды. Біртіндеп регенератордағы SO3 бөлшектерін ұстап қалу потенциалы байланыстырушы негіздегі таза алюминий оксидін магний алюминатына (1980 ж.: 2 моль магнийге 1 моль алюминий), содан кейін гидроталкитке (1990 ж.: 3-4 моль магнийге 1 моль алюминий) ауыстыру арқылы едәуір артты. 2000 жылдан бастап жасалған заманауи катализаторлар гидро-алкиттің алғашқы реагенттерімен салыстырғанда 35 – 80 %-ға жақсарғанын көрсетеді. Сіңіру коэффициентінің мәні (енгізілген қоспаның кг-на жойылған SO2 PUF-кг) теориялық тұрғыдан 20-ға жетеді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Шығарылатын SOX мөлшері SOX регенераторында шығарылатын шикізаттың концентрациясына, қолданылатын қоспаның көлеміне, сондай-ақ қоспаның түрі мен сапасына байланысты. Кейбір қолда бар сынақ деректері кәдеге жаратудың тиімділігі нақты қондырғыда басым болатын пайдалану жағдайларында оттегінің ағымдағы концентрациясына және қоспаның тозуға төзімділігіне қатты тәуелді екенін көрсетеді.

      Толық жану режимінде қазіргі заманғы қоспалар арқылы қол жеткізілетін кәдеге жарату тиімділігі, әдетте, >60 % құрайды, өнеркәсіптік өндірісте шығарындыларды жою жылдамдығы 95 – 99 %-ға жетеді. Шығарындыларды кәдеге жарату жүйелерінің өнімділігі қондырғыларды, атап айтқанда, регенератордағы күкірт бар шикізатты пайдаланудың жақсы жағдайларына, регенератордың жұмыс параметрлерін және басқа да технологиялық параметрлерді жақсартуға тікелей байланысты.

      Толық емес жану режимінде шығарындыларды азайтудың стандартты көрсеткіштері толық жану режимімен салыстырғанда төмен, сондықтан көп мөлшерде қоспаны енгізу қажет. Қазіргі уақытта толық емес жағу режимінде жұмыс істеуге арналған арнайы қосымдар әзірленді, олардың тиімділігі бұрын пайдаланылған қосымдармен салыстырғанда екі есе жоғары. Қазіргі уақытта Sox концентрациясын төмендететін қазіргі заманғы қоспалардың тиімділігі, әдетте, >50 % құрайды, өнеркәсіптік өндірісте газ ағындарын тазарту жылдамдығы 95-99 %-ға жетеді. Шығарындыларды азайту тиімділігі қондырғыларды пайдалану жағдайларына тікелей байланысты. Атап айтқанда, регенератор шикізатындағы күкірттің концентрациясынан бастап, регенератордағы cos, H2S бастапқы құрамы CO жағу қазандығына түскенге дейін және регенераторда болу уақытына дейін (5.19-суретті қарау). Дегенмен, ФКК-нің кейбір қондырғыларында, қондырғыларды пайдалану шарттары идеалдан Алыс, газ ағындарындағы SOX концентрациясының төмендеуінің максималды қол жеткізілген көрсеткіштері 30 – 35 % құрайды.

      Қайта өңдеу жылдамдығы неғұрлым жоғары болса, бөлшектердің сіңу коэффициенті соғұрлым төмен болады деп белгіленген.

      Мысалдардың бірінде [45] SOx күкірт оксидінің концентрациясы 85 %-ға төмендегені жағдай туралы хабарлайды. Онда сіңіру коэффициенті бір кг қоспаға 18 кг жойылған күкірт оксидіне (SOX) тең болды. Қалдық өнімдер бойынша шығарындылар көлемі бойынша 50 ppm (O2-ден 0 %) құрады. Шығарындыларды көлемі бойынша 25 ppm-ден (O2-ден 0 %) төмен деңгейге дейін одан әрі азайту кәдеге жаратылған SOX сіңіру коэффициентін бір кг қоспаға 14 кг-ға дейін төмендетті. Көлемі бойынша шоғырлануы 25-ке (ppm) дейін төмендеген шығарындылар мас шамамен 5 %-ды құрады./катализаторлар қорының жалпы массасы көлемінен SOX санының салыстырмалы түрде төмендеуі 50-ден 25-ке дейін (ppm) 31 %-ды құрады.

      Екінші жағдай №1 қысқа сынақтар сериясында егжей-тегжейлі сипатталған, регенераторда 7-8 моль % СО бар ФКК қондырғысында "терең" толық емес жануды орнату кезінде жүзеге асырылады [46]. PUF> 10 кезінде SOX 30 – 35 %-ға дейін төмендеуінің алынған нәтижелері әбден қолайлы. Бұл мысал техникалық және экономикалық тұрғыдан зауыттың дұрыс емес жұмыс жағдайында SOX 50 % қалпына келтіру әрекеті іс жүзінде мүмкін емес екенін көрсетеді. Бұл жағдайда бірлік құны 10 мың еуро/тонна қалпына келтірілген SO2 және одан да көп болды, сондықтан PUF сіңіру коэффициенті беске дейін төмендеді, электр энергиясын тұтыну өсті, ал буды тұтыну 8 %-дан астам өсті.

     



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

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Осы технологияны қолданатын ФКК қондырғысында бөлінетін ағындағы SO2 концентрациясы 3 % O2 кезінде 1000 – 3000 мг/Нм3 құрайды (қоспа шығынына және жағу режиміне байланысты). Ағынның кіреберісінде SO2 концентрациясы 4000 – 4500 мг/Нм3 болды (бұл шикізаттағы күкірт құрамына шамамен 2 – 2,5 % сәйкес келеді).

      5.21 және 5.22-суреттер толық жану ФКК қондырғысының мәндерін көрсетеді. Қондырғыны пайдалану катализатор қалдықтарының өте сирек алмастырылуына байланысты өте қолайсыз жағдайларда жүзеге асырылады (күн сайын қондырғыдағы қорлардың тек 0,5 %-ы енгізіледі), қондырғыдағы температура орташа есеппен 508 °С-қа дейін және регенератордағы температура 673 °С-қа тең.

      5.20 және 5.21-суреттердегі графиктер шикізаттың екі түрлі түрі (күкірт мөлшері жоғары және төмен) үшін уақыт өте келе қоспаларды қолданудың тиімділігін көрсетеді (X осі бойынша күндермен көрсетілген).

     



      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

      5.20 және 5.21-суреттерде көрсетілген нәтижелер 5.22-суретте көрсетілгендей еуропалық объект ұсынған деректерге сәйкес келеді, онда 2009 жылдан бастап шикізатпен ФКК қондырғысында құрамында күкірт бар 0,32 – 0,45 % шоғырланудың (3 % O2 кезінде орташа концентрациясы 980-ден 450 мг/Нм3-ке дейін) 1,5 млн. т/жылға 50%-ға төмендеуіне қол жеткізілді.

      Егер қосымдының мөлшері катализаторлар көлемінің тек 3%-ын құраса, SO2 шығарындылары 25%-ға және күкірттің стандартты мөлшері 0,6 – 1,8%-ға азаяды. Соңғы буын қосымдылардың SOX кәдеге жарату қабілеті оның енгізу жиілігімен емес, катализатор қалдығындағы мөлшерімен анықталады, бұл тұрақтылықтың жоғарылауын көрсетеді.

     



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


      Кросс-медиа әсерлері

      Осы әдісті қолдану нәтижесінде алынған газ ағынындағы SOX концентрациясы кірістегі SOX концентрациясына, қоспаның мөлшеріне және қондырғының жұмыс режиміне байланысты болады.

      Бұл әдісті қолдана отырып, көптеген орнату параметрлерін, әсіресе регенераторды ескеру қажет. Бұл әдіс толық жану жағдайында тиімді жұмыс істейді, онда түтін газдарындағы барлық күкірт жойылады, ал қондырғылар ең қолайлы жұмыс жағдайында қайта жарақталады.

      Алайда, бұл ФКК қондырғысының жұмысына әсер етеді және тасымалдау катализаторын ауыстыру жиілігі артады. Көптеген қоспалар берілген жағдайда каталитикалық жүйені мұқият қайта конфигурациялау қажет.

      Оның практикалығының арқасында бұл әдіс технологиялық процестердің шығарындыларымен күресудің басқа шараларымен бірге жақсы нәтиже көрсетеді.

      Ылғалды газды тазартумен бірге, қоспалар энергия шығынын (мысалы, сорғыларды пайдалану) және химиялық заттарды тұтынуды азайтуға көмектесті (мысалы, каустикалық натрий). Тағы бір мысал-Таяу Шығыстағы мұнай өңдеу зауыты, ол күн сайын 30000 баррель 100 % жоғары күкірт мазутын (2,7 %) өңдейді (жылына шамамен 2 млн тонна), толық жану режимінде жұмыс істейді, онда SOx күкірт оксидінің жоғары концентрациясына байланысты коррозия проблемаларын шешу үшін мұнай өнімдеріне осындай қоспаны қолдану туралы шешім қабылданды.қолданыстағы газ тазарту қондырғысына кіре берісте. Бұл МӨЗ-де скрубберге арналған пайдалану шығындарының 15 %-ға төмендеуі байқалды. Бұл болашақта оларды ақтайтын SOX-төментдету қоспасының құнын арттырды [30].

      Жоғары тиімді сүзгілермен бірге бұл екі әдіс экономикалық тұрғыдан жақсы нәтижелерді көрсетеді [34].

      Шикізатты таңдау кезінде опцияларды орналастыру үшін (мысалы, қондырғыға сыртқы ағындардың сапасы) немесе ағынның басында шикізатты гидротазалау қарқындылығын төмендету үшін.

      Екінші жағынан, бұл әдісті қолдану терең толық емес жағу режимінде жұмыс істейтін ФКК қондырғысында аз тиімді, мұнда регенератордың температурасы жоғары, катализаторды ауыстыру сирек немесе шығыс ағынында өте төмен SOX концентрациясын қажет ететін қондырғыда. Солтүстік Америкада SOx-азайтатын қоспа катализаторлары қуаттылығы күніне 150 000 баррельден (жылына 8 млн. т) аз МӨЗ-де ФКК орнату негізінде скрубберлерде қолданылады.

      Қолданылуы

      Бұл әдісті қолданудың кемшіліктері:

      SOx-төмендететін қоспалар іс жүзінде барлық қондырғыларда іске асырылатын әмбебап технология болып табылмайды, өйткені соңғы уақытта қол жеткізілген прогреске қарамастан, оларды қолдану толық жану режимінде тиімді және экономикалық тиімді.

      Қоспаларды берудің өте жоғары жылдамдықтарында (жаңа катализаторды берудің>10-15 %) ФКК қондырғысының пайдалану икемділігі төмендейді, шығу кезінде сапасыз мұнай өнімдерін алу қаупі артады.

      SOx-азайту қоспасы NOx, CO, қалқыма бөлшектердің түзілуіне теріс әсер етеді, қажалуға байланысты катализатордың жоғалуын арттырады. Оны толық емес жағу режимінде пайдаланған кезде бұл бу өндірісінің баламалы мәні кезінде улы газды (CO) жағу қазандығындағы отын шығынының елеулі ұлғаюына әкеледі.

      Сонымен қатар, бұл қосымша шығарындыларға және H2S амин тазарту қондырғыларында проблемалық аймақтардың түзілуіне алып келеді.

      Бүкіл әлем бойынша 60-тан астам МӨЗ катализаторда NOx концентрациясын төмендету қоспаларын, оның ішінде Германияда, Жапонияда және Оңтүстік Африкада бірнеше толық емес жағу қондырғыларын қолданады. Бұл әдіс коммерциялық мақсатта өзін дәлелдеді.

      Экономика

      Жоғары инвестициялық шығындар қажет емес: каталитикалық жүйеге қоспаны беру үшін жабдыққа тек төмен күрделі шығындар қажет. Еуропалық нысанның құны 300 000 еуроны құрайды, оның ішінде іргетастарды, құрылысты, құбырларды, су ағынының қуатын жаңартуды және қоршаған ортаны қорғау рұқсаттарын қоса алғанда.

      Пайдалану шығындары орнатуға, іске қосу кезіндегі SO2 шығарындыларына және нәтижесіндегі SO2-ге байланысты. Қосымша азық көлемі 264 кг/тәулігіне еуропалық қондырғының құны. және 94 т/жылына жұмсалған катализаторды қосымша пайдалану функциясымен жылына 1,3 млн еуроны құрайды.

      Колорадо МӨЗ-де (АҚШ) ФКК екі қондырғысында осы технологияны ендіруге әлеуетті инвестициялар мен пайдалану шығындары 2005 жылы бағаланды. 2007 жылғы деректер SO2 тоннасы үшін 500 АҚШ долларын үнемдеу туралы хабарлайды, нәтижесінде SO2 шығарындылары концентрациясының тек 35 – 50 %-ы төмендейді [22]. Бұл деректер жақында АҚШ-тың басқа көздері хабарлаған шығындармен расталады. 2007 жылы көлемі бойынша 0 % O2 (орташа жылдық мән) кезінде 25 ppm және көлемі бойынша 0 %-ы O2 кезінде 50 ppm (апта ішіндегі орташа мән) алу шығындары 500 – 880 АҚШ долларын құрады. АҚШ доллары кәдеге жаратылған күкірт оксидінің (SO2) тоннасы үшін.

      Шығындарды басқа бағалау АҚШ МӨЗ-де катализаторлардың ірі өндірушісінің тәжірибесіне негізделген 5.23-суретте келтірілген. Кесте катализатор қоры 150 тонна болатын қуаттылығы тәулігіне 50 000 баррель (шамамен 3 миллион тонна/жыл) n-ші қондырғы үшін берілген. Шығын диапазоны өңделмеген түтін газында, қоспа беру түрлерінде және регенератордың жұмыс жағдайларында әртүрлі SOX деңгейлері бар ФКК қондырғысының конфигурацияларының кең ауқымын көрсетеді (толық және толық емес күйдіруді қоса) [45].

     



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

      5.24-суретте толық және ішінара жағу қондырғылары үшін шығындар сметасын ұсынатын катализатор сату бойынша еуропалық мамандардың тәжірибесінің ұқсас талдауы берілген [47].

     


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

      5.20-кестеде Өте төмен SO2 мәндерін алу үшін бірлік құны бойынша арнайы сынақтардың нәтижелері берілген [34].

      5.20-кесте. Бүріккіш қондырғылардың тұрақты жұмысы кезінде SOX-ті төмендететін қоспаларды жоюға арналған өнімділік пен бірлік шығындары

Р/с
№


А МӨЗ

B МӨЗ

1

2

3

4

1

Жаңа шикізатты беру жылдамдығы, т / тәул.

2 876

6 847

2

Жаңа шикізат (API)

24,9

28,5

3

Көлемі бойынша реттелмейтін SO2, ppm мазмұны

178

326

4

Көлемі бойынша SO2, ppm реттелетін мазмұны

10

7

5

CO2 концентрациясының қысқаруы, %

95

98

6

Кәдеге жарату шығындары*, Еуро/т SO2

780

940

      * тиісінше 0,51 және 0,61 АҚШ долл.SO2 фунты үшін АҚШ (2009 жылғы деректер).


      5.21-кестеде күкірт шығарындыларымен күресудің екі шарасының экономикалық аспектілері көрсетілген: қоспалар және газдарды дымқыл тазалайтын скруббер – ФКК алты қондырғысы бойынша шығындардың тиімділігі туралы деректер.

      5.21-кесте. Күкірт шығарындыларымен күресудің екі шарасының экономикалық аспектілері: қоспалар және газдарды ылғалды тазалау скруббері-ДАС-тың алты қондырғысы бойынша шығындардың тиімділігі туралы деректер

Р/с
№

2006 ж. базалық есеп

Күкірт концентрациясын төмендетуге (ККТ) арналған қоспалар

Газды ылғалды тазарту (ГЫТ) скраббері

тиімділік

жалпы капиталдық құны

нақты пайдалану шығындары

тұрақты емес пайдалану шығындары

тиімділік

жалпы капиталдық құны

нақты пайдалану шығындары

тұрақты емес пайдалану шығындары

40 %

7,4 %

СЖҚ/жыл 4 %

1000 еуро/т SO2

90 %

7,4 %

СЖҚ/жыл 4 %

0,93 еуро/т жаңа шикізат

қондырғы

жоспарланған шикізат

пайдалану

нақты шикізат

Шығудағы SO2

шығудағы SO2

кәдеге жаратылған SO2
(базалық нұсқа)

салудың жалпы құны
(базалық нұсқа)

жылдық шығындар: базалық нұсқадан ККТ-ге дейін

үнемдеу тиімділігі:
базалық нұсқадан ККТ-ге дейін

Шығудағы SO2

Кәдеге жаратылған SO2 (базалық нұсқа)

салудың жалпы құны (базалық нұсқа)

жылдық шығындар:
базалық нұсқадан ГЫТ-қа дейін

үнемдеу тиімділігі: базалық нұсқадан ГЫТ-қа дейін

эқосымша шығындардың тиімділігі:
ККТ-ден ГЫТ-қа дейін



мың т/
жыл

%

мың т/жыл

мг/Нм3

мг/Нм3

т/жыл

млн еуро

мың еуро/
жыл

еуро/т SO2

мг/Нм3

т/жыл

млн еуро

Мың еуро/
жыл

еуро/т SO2

еукөзіо/т SO2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

1

5480

97 %

5319

3134

1880

3334

0,9

3439

1031

313

7502

49,4

10582

1410

1714

2

2

1591

85 %

1351

3012

1807

814

0,4

863

1061

301

1831

23,5

3940

2152

3024

3

3

2857

88 %

206

1504

902

754

0,6

824

1094

150

1695

33,4

6143

3623

5647

4

4

1999

79 %

1577

1486

892

469

0,5

526

1122

149

1055

27,0

4543

4307

6856

5

5

1648

99 %

1625

860

516

279

0,4

330

1181

86

629

24,0

4250

6758

11220

6

6

1927

97 %

1877

362

217

136

0,5

192

1410

36

306

26,4

4756

15543

26850

      Көзі: [21]

      Ендірудің әсері

      ФКК қондырғыларында күкірт оксиді шығарындыларын азайту

      Анықтамалық әдебиет

      [8],[11],[12], [13], [21],[23], [26], [30], [34], [45], [46], [47].


5.9.14. Скрубберлермен газдарды ылғалды тазарту

      Сипаты

      Газдарды ылғалды тазартудың бірнеше әдісі бар. Олардың қысқаша сипаттамасы ФКК қондырғыларында қолданылатын газдарды ылғалды тазарту технологиясының 3.19-бөлімінде келтірілген:

      натрий немесе магний негізіндегі адсорбенті бар газдарды деструкциялық ылғалды тазартуда; кигізілген, табақшалы, бүріккіш скрубберлер немесе Вентури скруббері;

      құрамында сода мен фосфор қышқылы бар патенттелген ерітіндіні немесе CANSOLV процесін амин ерітіндісімен деструктивті және регенеративті тазарту әдістерін біріктіретін технологиялар.

      Екі Вентури жүйесі FCC қондырғысында қолдану үшін арнайы жасалған:

      Вентури эжекторлы скрубберлері (ЭСВ) аз қысымды газ ағынын тазартады, онда суармалы сұйықтық Вентури скрубберінің құбырына кіре берістегі газ ортасының ағынына "тарылған мойын" үстінен шашыратылады. Содан кейін газ бен сұйықтық жоғары турбуленттілік жағдайында мойын арқылы өтеді;

      Вентуридің жоғары энергиялы скруббері (VESV) сіңіргіш сұйықтықты тамшыларға шашырату үшін түтін газының кинетикалық энергиясын пайдаланатын жоғары қысымды газ ағынын тазартады. Бұл әдіс газ қысымында үлкен айырмашылықты қажет етеді, бірақ Вентуридің эжекторлы скрубберлерімен, атап айтқанда 10 мкм, 2,5 мкм және 2 мкм өлшемді бөлшектермен салыстырғанда ұсақ тоқтатылған бөлшектерді ұстау тиімділігі жоғары.

      Вентури скрубберлерінде қолданылатын әдістерді электростатикалық шаңды бөлумен біріктіретін Вентури электродинамикалық түтігі. Жүйеде бүріккіш баған, сондай-ақ мәжбүрлі конденсацияны сүзу модульдері, су бүрку және тамшы сепараторлары бар. Жүйе LABSORBTM регенеративті әдісімен, сондай-ақ LoTOXTMdeNOXSNERT озон бүрку әдісімен біріктіріледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Егер SO2 қайта өңдеу негізгі мақсат болса, мұқият жобаланған газды ылғалды тазарту процесі, әдетте, SO2 және қалқыма бөлшектерді қайта өңдеудің өте жоғары тиімділігін қамтамасыз етеді, ал SO3 концентрациясының төмендеуі SO2 сияқты жоғары емес. NOX no-дан NO2-ге дейін тотығатын қосымша тазарту бағанымен тиімді түрде жойылады. 5.22-кестеде ылғалды тазалау скрубберін қолданғаннан кейін шығарындылардың күтілетін көрсеткіштері көрсетілген.

      5.22-кесте. Ылғалды тазалау скрубберлерін қолданғаннан кейін өңдеу тиімділігі мен технологиялық көрсеткіштерінің негізгі болжамды мәндері

Р/с
№

Параметр

Тиімділік, %*

O2 кіру концентрациясы 3 %,
мг/Нм3

O2 шығу концентрациясы 3 %,
мг/Нм3

1

2

3

4

5

1

SO2

95-99,9

600 - 10 000

<60 - 160**

2

Қалқыма бөлшектер

85 – 95

350 – 800

<30 - 60**

3

NOX

70 дейін

600

180

      Ескертпе: қалқыма бөлшектерді ұстау құрылымның конфигурациясына тікелей байланысты, ал жүйеде қысымның төмендеуі айтарлықтай өзгереді. Скрубберлер субмикрон бөлшектерін ұстауда аз тиімді.

      * Көзі: [48]

      ** 5.24-кестеде көрсетілгендей, регенеративті емес скрубберлердің іріктемелі деректері негізінде.

      Регенеративті тазарту жағдайында негізгі қосымша түзілген SОX сіңіретін реагентті қалпына келтіру және SO2 концентрацияланған ағынын алу мүмкіндігі болып табылады. Күкірт оксидімен алынған өнім сұйық SO2, күкірт қышқылы немесе қарапайым күкірт түрінде тазартылады және сатылады/өңделеді. Осыған байланысты қатты қалдықтың әлдеқайда аз мөлшерін алып тастау керек. Регенеративті емес үдеріспен салыстырғанда энергияны тұтыну төмен екендігі туралы ақпарат бар ("Пайдалану деректері және экономикалық аспектілер" параграфтарын қарау).

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Регенеративті тазарту

      5.23-кестеде АҚШ ФКК-тың жеті қондырғысы туралы деректер келтірілген. Олардың барлығы Вентури скрубберлерімен жабдықталған [23].

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

Р/с
№

Типі

Шығудағы қалқыма бөлшектер

Шығудағы қалқыма бөлшектердің орташаланған саны

Қалқыма бөлшектердің құрамы %

Кірудегі SO2 концентрациясы

Шығудағы SO2 концентрациясы

SO2 құрамы %-бен

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Тұншықтырғыш газды жағу қазандығымен толық емес жағу режимі*

35-60

47

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

2

Тұншықтырғыш газды жағу қазандығымен толық емес жағу режимі*

39-50

46

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

3

Толық жағу қондырғысы *

48-109

74

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

4

Толық жағу қондырғысы *

Нет данных

56

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

5

Тұншықтырғыш газды жағу қазандығымен толық емес жағу режимі*

43-61

56

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

6

Тұншықтырғыш газды жағу қазандығымен толық емес жағу режимі**

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

425

61

90

7

Тұншықтырғыш газды жағу қазандығымен толық емес жағу режимі**

Деректер жоқ

Деректер жоқ

93

>1800

125-160***

93

      * нүктелік өлшемдерге негізделген 3 % O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 орташа мәні;

      ** Venturi скруббер эжекторының (ESP) үздіксіз шығарындыларын бақылау жүйесіне негізделген, 3 % O2 (құрғақ газ) кезінде мг/Нм3 орташа тәуліктік мән;

      *** толық деректер жиынтығының 95-процентильді диапазонынан есептелген күнделікті орташа мән.


      Регенеративті газ тазарту жүйесі

      LABSORBTM регенеративті тазарту жүйесі 2004 жылдан бастап Саннацзародағы (Павия, Италия) МӨЗ-де жұмыс істейді. Бұл жүйе қуаттылығы тәулігіне 5500 т ФКК қондырғысынан бөлінетін барлық түтін газын (300 °С кезінде 0,18 млн Нм3/сағ) тазартады. SO2 концентрациясы кезінде >1700 мг/Нм3 (3 % O2). SO2 концентрациясы 50-ден 250 мг/Нм3-ге дейін (3 % O2) кететін газ (шығыны 208000 Нм3/сағ, 67 °С температурада) SO2-ден орташа тәулігіне 85 % - дан астам тиімділікпен SO2-ден тазартылады. 250 кг/сағ жылдамдықпен қойылтылған күкірт оксидінің (SO2) қосымша ағыны күкірт алу қондырғысына жіберіледі. Сұйық қалдықтардың өндірісі-1 т/сағ, ал қатты қалдықтар-19 кг/сағ (9 т/сағ және 1000 кг/сағ-пен салыстырғанда, NaOH-ны бірдей қуаттылықта әдеттегі сіңіру жағдайында).

      Регенеративті тазартудың тағы бір жүйесі 2006 жылдан бастап Делавэр-Ситидегі МӨЗ-де (АҚШ Делавэр штаты) жұмыс істейді. Оған алдын-ала тазартқыш скруббер, қалпына келтіретін аминді тазартқыш абсорбер және ащы натрийді жұқа тазартқыш сүзгі кіреді. Ол сарқынды 0,75 миллион Нм3/сағ жылдамдықпен SO2 > 97 % қайта өңдеу жылдамдығымен тазартуға арналған. Ол орнатылған сәттен бастап мәндер 0 % O2 кезінде SO2 көлемі бойынша 1 – 2 ppm (яғни 3 % O2 кезінде 3 – 6 мг/Нм3) құрады [45].

      5.24-кесте.Wellman-Lord скрубберімен регенеративті тазалау жүйесі арқылы қол жеткізілген өнімділіктің стандартты мәндері.

      5.24-кесте. Wellman-Lord скрубберімен регенеративті тазалау жүйесі арқылы қол жеткізілген өнімділіктің стандартты мәндері.

Р/с
№

Әдіс

SO2 шығарындыларын қысқарту тиімділігі, %

160-180 ºC температурада кезінде O2 құрамымен 3 %-бен мг/Нм3 кірістің SO2 концентрациясы

120 ºC температурада кезінде O2 құрамымен 3 %-бен мг/Нм3 шығудың SO2 концентрациясы

1

2

3

4

5

1

Wellman-Lord

98

2000 - 7000

100 - 700

      Кросс-медиа әсерлері

      Регенеративті емес ылғалды тазарту жүйелері су тұнбаларын кәдеге жарату және мұнай өңдеу зауыттарында энергияны тұтынуды арттыру қажеттілігімен екінші ретті проблемаларды тудырады. Тазартылған сарқынды суларда сульфаттар бар (мысалы, Na2SO4). Тағы бір кемшілік - бұл ағынның кіруіндегі күкірттің мөлшеріне шамамен пропорционалды қымбат шикізаттың (мысалы, каустикалық сода) көп мөлшерін тұтыну. Түтін тұманының түзілуіне жол бермеу үшін түтін газдары қайта ысиды.

      Регенеративті жүйелерді қолданудың әдеттегі салдары-күкіртсутегімен (H2S) жұмыс істейтін қондырғыларды жетілдіру қажеттілігі (мысалы, күкірт өндіру қондырғысы, амин тазарту қондырғысы) және жанама өнімдер шығару, өйткені шикізатты жеткізу және өңдеу қажеттілігі бар.

      Қолданылуы

      Ылғалды газды тазарту скруббері кез-келген өндірістік қажеттіліктерге бейімделеді және жұмыс кезінде сенімді деп танылады. Қондырғылардың жұмысындағы күнделікті өзгерістер скруббердің жұмысына әсер етпейді. Олар төмен қысым айырмашылығын тудырады және төмен температурада жұмыс істейді. Олардың жұмысына қалыпты жұмыс циклінің бес жылынан кейін жауын-шашынның түзілу процесі әсер етеді. Жауын-шашын мөлшері кіретін катализаторға, скруббердегі SO2 құрамына, қоректік судың сапасына, скруббердегі рН жұмыс мәніне және тазартылатын суспензияға қолданылатын жуу дәрежесіне байланысты. Шөгінділер каталитикалық шаңның әсерінен пайда болады, ол жабдықтың төменгі нүктелерінде орналасады, сонымен қатар SO2-нің жоғары тиімділігіне қол жеткізу үшін қажет рН-ның жұмыс мәні жоғарылаған кезде тұндырылатын тамшы мен қатты шөгінділерге (мысалы, кальций тұздары) байланысты. СО2-нің кейбір мөлшері ылғалдыгазды скрабберлермен жойылады, бірақ бұл жағдайда бұл әдіс ортаның SO2 еріту қабілетін төмендетеді. Мұндай тазарту жүйелері, атап айтқанда Вентури скрубберлері өте жинақы: қуаттылығы жылына 1,5-тен 7,5 миллион тоннаға дейін болатын ФКК орнату үшін объектінің қажетті аудандары 93 м2-ден 465 м2-ге дейін өзгереді.

      Бұл технология су тапшылығы бар аудандарда орналасқан қондырғыларда, сондай-ақ жанама мұнай өнімдерін қайта өңдеу немесе оларды тиісінше кәдеге жарату мүмкіндігі болмаса қолданылмайды. Бұл технологияны жүзеге асыру үшін үлкен алаң қажет.

      Бұл әдіс АҚШ-тағы ФКК қондырғыларында кеңінен қолданылады. Wellman-Lord жүйесі электр станцияларда сәтті қолданылады.

      Экономика

      5.25-кестеде ФКК қондырғыларында орналасқан газдарды ылғалды тазалау скрубберлерін қайта жарақтандыруға арналған шығындардың шамамен тәртібі келтірілген.

      5.25-кесте. ФКК қондырғыларында орналасқан газдарды ылғалды тазалау скрубберлерін қайта жабдықтауға арналған шығындар

Р/с №

Процестің мақсаты

ФКК қондырғысының қуаттылығы, млн т/жыл

Инвестициялық шығындар, млн. еуро

Пайдалану шығындары,
млн. еуро/жыл

1

2

3

4

5

1

SO2 концентрацияларының және қалқыма бөлшектердің қысқаруы

2,4

17 – 40*

3,5 - 4,2*

      * тиісінше, 25-60 миллион АҚШ доллары және 2009 жылы 5-6 млн АҚШ доллары. Әр қондырғының күрделі шығындары әр түрлі және скрубберлердің түріне және өндірісті қайта жабдықтау қажеттілігіне байланысты.

      Регенеративті емес скрубберлер

      Алты түрлі МӨЗ - де газдарды ылғалды тазалайтын регенеративті емес скрубберлерді орнатуға арналған 2003 жылғы сметалық шығындар оңтүстік жағалаудағы ауа сапасын бақылаудың округтік органының (АҚШ, Калифорния штаты) 2009 жылғы перспективалық дамуы туралы есептерінде көрсетілген. Инвестициялық шығындар скруббердің аккумулятор аймағындағы барлық өндірістік және монтаждау шығындарын жабады. Шығындар іргетасты салуды, скрубберге сыртқы құбырларды, сыртқы құбырларды және электрмен жабдықтау жабдықтарын орнатуды қамтымайды, олар жоғарыда көрсетілген шығындарға 30-50 %-ды қосады. Бағалау құнының нәтижелері 5.26-кестеде келтірілген.

      5.26-кесте. Бөлінетін газдарды ылғалды тазалаудың әртүрлі регенеративті емес скрубберлеріне ФКК орнатудың үлестік шығындары

Р/с №

МӨЗ-дің нөмірі

Қалдық газды тұтыну, млн Нм3/сағ)

Капиталдық салымдар* (млн. АҚШ доллары)

Пайдалану шығындары (млн еуро/г)

1

2

3

4

5

1

№ 1

0,04 - 0,16

10

0,37

2

№ 2

0,34 - 0,36

13,8

0,56

3

№ 3

0,16

10

0,36

4

№ 4

0,37 - 0,47

15

0,57

5

№ 5

0,20 - 0,23

12,23

0,39

6

№ 6

0,15

9,5

0,32

      * инвестициялық шығындар жаңа сору құбырын, газдарды үрлеуге арналған тиісті қондырғыны қоса алғанда, бүкіл жүйені жобалауға, дайындауға, жеткізуге, орнатуға арналған шығындарды, сондай-ақ ішкі құбырлар мен скруббердің аккумуляторлық аймағына арналған электрмен жабдықтау жабдығын жабады. 2003 жылға арналған барлық шығындар.

      Скруббердің 25 жылдық қызмет ету мерзімін ескере отырып, жыл сайынғы шығындар 4 %-ға артады, бұл есеп SO2 күкірт оксидтерін өңдейтін алты қондырғыдағы жалпы орташа экономикалық тиімділік туралы деректер 24600 АҚШ долл./т құрайды. Оның шығу концентрациясы көлемі бойынша кемінде 5 (ppm), ал шығарындылар 90 %-ға дейін төмендейді.

      Газдарды ылғалды тазалайтын регенеративті скрубберлер

      Газдарды ылғалды тазалайтын регенеративті скрубберлер, әдетте, оны пайдаланудың қосымша күрделілігіне байланысты регенеративті емес қондырғыларға қарағанда қымбатқа түседі. Жабдықтың бір жеткізушісі шамамен 2,4 коэффициентіне сілтеме жасайды. Регенеративті жүйені пайдалануға арналған жыл сайынғы пайдалану шығындары әлдеқайда төмен, өйткені сілтілі сіңіргіш реагенттер үнемді жұмсалады және шығындар жанама өнімдерді (мысалы, қарапайым күкірт) сату арқылы өтеледі. Жыл сайынғы шығындар регенеративті емес жүйенің пайдалану шығындарының 35 %-на төмен. Толығырақ салыстыру 5.27-кестеде келтірілген.

      5.27-кесте. ФКК қондырғыларында қолданылатын газдарды ылғалды тазалайтын регенеративті және регенеративті емес скрубберлер арасындағы шығындарды салыстыру.

Р/с
№

Газдарды ылғалды тазалау шығындарын бөлу

Регенеративті жүйені регенеративті емес жүйемен салыстырғанда қолдану құны (%)

1

2

3

1

Капиталдық шығындар

240

2

Пайдалану шығындары:

35

3

Электрлік қуаттылығы

10

4

Бу

18

5

Ащы натрий

5

6

Фосфор қышқылы

<5

7

Қоректік су

<35

8

Салқындатқыш су

<5

9

Суды ағызу және тазарту

<5

10

Тұрмыстық қатты қалдықтарды кәдеге жарату

<5

11

Пайдалану және техникалық қызмет көрсету персоналы

20


      ENI Sannazzaro ABSORB қондырғысында неғұрлым қолайлы шығындар байқалды, каустикалық содамен газдарды ылғалды тазартудың әдеттегі технологиясымен салыстырғанда жалпы пайдалану шығындарының 40 %-ға үнемделеді. Олар ерітіндіні сіңіретін қоректік судың 95 %-ын үнемдеуді және 25 % энергияны үнемдеуді қамтиды.

      Ендірудің әсері

      Түтін газдарынан күкірт оксидтері мен қалқыма бөлшектердің шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [4], [5], [12],[23],[34], [45], [48], [49].

5.9.15. Құрғақ және жартылай құрғақ тазарту скрубберлері

      Сипаты

      Тазарту әдістерінің екі түрі бар: құрғақ және жартылай құрғақ. Жартылай құрғақ тазалаудың негізгі құрамдас бөлігі бүркіп кептіру болып табылады, онда ыстық түтін газы әк суспензиясының тозаңдатылған ұсақ тамшыларымен байланысады. SO2 тамшылармен сіңіп, реакция өнімдерін түзеді, олар ыстық түтін газымен ұсақ ұнтаққа дейін кептіріледі. Құрғақ және жартылай құрғақ тазалау процестері электростатикалық тұндырғыш немесе қап сүзгісін тазалау сияқты шаң ұстау жүйелерін қажет етеді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Түтін газдарындағы SO2 мөлшерінің төмендеуі. Күкіртті жартылай құрғақ тазалау әдісімен кәдеге жаратудың тиімділігі 90 % - ды және құрғақ тазалау-50 % - ды құрайды. 50 % жартылай құрғақ тазалау әдісінің тиімділігіне CA/S=1 болғанда немесе Ca/S=2 болғанда 130-140 °С температурада салыстырмалы түрде жоғары температурада (шамамен 400 °С) әк қолдану арқылы қол жеткізіледі. Ca/S қатынасы үлкен әсер етеді. Натрий бикарбонаты (NaHCO3) сияқты реагентпен шығарындыларды азайту жылдамдығы әлдеқайда жоғары болар еді. Әкті реакторда 900 °С температурада да өңдеуге болады. Онда жеткілікті тұру уақытын қамтамасыз ету үшін ол жеткілікті түрде үлкен болуы керек. Бұл жағдайда шығарындылардың төмендеуі Ca/S=2.1 кезінде 80 %-ды және Ca/S=3 кезінде 90 %-ды құрайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Бұл әдісті қолдана отырып, басқа ластағыш заттардың болуын ескеру қажет, мысалы, тоқтатылған бөлшектер, тұздар, күкірт триоксиді (күкірт ангидриді) және т.б.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қатты қалдықтардың жауын-шашыны реакция өнімдерінің тұтынушыларға сату үшін қажетті сипаттамаларға сәйкес келмеуіне әкеледі.

      Басқа кемшіліктер:

      пайдалану кезінде сүзгі қаптарындағы жоғары қысымды айырмашылықтар;

      газ ағынындағы шаңның жоғарылауы; шаң бөлшектерін ұстау қажеттілігі;

      су-жылу балансын бөлудегі пайдалану қиындықтары (тек бүріккіш кептіргіштер);

      сөмке сүзгілерінің шаң жинау қондырғыларында қысымның айтарлықтай төмендеуі мүмкін

      қатты қалдықтардың пайда болуы: SO 2-нің бір тоннасын алу шамамен 2,5 тонна қатты қалдықтардың пайда болуына әкеледі;

      құрғақ және жартылай құрғақ тазалау скрубберлерінің көмегімен CaSO3, CaSO4, ұшпа күл мен әк қоспасын алады.

      Қолданылуы

      Төмен температурада жұмыс істейді. Пайда болған қалдықтарды қайта пайдалану қиын (гипсті өткізу нарығы жоқ) және полигонда көму үшін мүмкіндік жоқ.

      Экономика

      Құрғақ тазалау әдісі салыстырмалы түрде арзан шешім болып табылады. Бұл процестер үшін шикізаттың құны төмен. Күрделі және пайдалану шығындары, әдетте, газдарды дымқыл тазартумен салыстырғанда төмен. Инвестициялық шығындар шамамен 15-20 миллион еуроны құрайды, ал пайдалану шығындары жылына шамамен 2-3 миллион еуроны құрайды (кальций оксиді + полигон қалдықтарын кәдеге жарату құны).

      Анықтамалық әдебиет

      [8], [11], [12], [50].


5.10. Олигомерлеу

      ҚР қолданыстағы олизомерлеу үдерісі бойынша қондырғы ("АМӨЗ" ЖШС) заманауи технологиялық қондырғы болып табылады, ОҚТ ретінде экологиялық және энергетикалық тиімділікті арттыратын аралас ОҚТ қолдануға болады.

      Мысалы, 4.1, 4.4, 4.5, 4.6, 5.2.2-тармақтар және өзелері.


5.11. Адсорбция процестері

      МӨЗ бен ГӨЗ-де барлық технологиялық процестер бойынша адсорбция процестері, яғни газдарды (буларды) немесе сұйықтықтарды қатты денелер (адсорбенттер) бетімен сіңіру процестері қолданылады. Адсорбция құбылысы адсорбент пен сіңірілетін зат молекулалары арасында тартылыс күштерінің болуымен байланысты.

      Мұнай-газ өнеркәсібінде адсорбция ілеспе және табиғи газдарды қалпына келтіру үшін, сутегі мен этилен алу үшін мұнай өңдеу газдарын бөлу, газдар мен сұйықтықтарды кептіру, төмен молекулалық хош иісті көмірсутектерді шығару және басқа процестер үшін қолданылады.

      Адсорбция процестеріне қатысты ЕҚТ ретінде экологиялық және энергетикалық тиімділікті арттырумен қатар жүретін осы анықтамалықта көрсетілген аралас ЕҚТ қолдануға болады.

      Мысалы, 4.1, 4.4, 4.5, 4.6, 5.2.2-тармақтар және басқалар.


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.

      Сипаты

      Бұл процестің сипаттамасын 3.12 бөлімінен табуға болады. Төменде шығарындылардың алдын алу үшін баяу кокстеу қондырғыларына қолдануға болатын әдістердің тізімі берілген.

      Кокстеу процесінде түзілетін конденсацияланбайтын будың алау жүйесіне МӨЗ отын газын желіге беру үшін газ бөлу қондырғысына жіберу жолымен түсуін болдырмау.

      Кокс барабандарынан қысымды түсіруді жабық үрлеу жүйесіне, мысалы, шыңдау мұнарасына беру.

      Кокс барабандарының ластануын болдырмау әдістері, Газ компрессорының газ алауында соңғы желдетуді жүргізуді қоса алғанда, алауларда жағуды емес, МӨЗ отын газы ретінде рекуперациялау және конденсацияланған суды су бұруға жіберу.

      Мұнайды өңдеудің басқа процестерін қыздыру үшін осы процесте пайда болған буды пайдалану.

      Жылу интеграциясын жақсарту: баяу кокстеу процесінің өзі жылу интеграциясының төмен деңгейіне ие. Кокс барабандарын кокстеу температурасында ұстап тұру үшін жылу шикізат пен пештегі рециркуляциялық сарқынды қыздыру арқылы беріледі. Алайда, атмосфералық қалдық және/немесе вакуумдық қалдық аралық салқындатусыз кешіктірілген кокстеу қондырғысына тікелей жеткізілуі мүмкін, бұл әртүрлі қондырғылар арасындағы жылу интеграциясының жоғары деңгейіне әкеледі және жылу алмастырғыштардағы күрделі шығындардың көп мөлшерін үнемдейді.

      Кокстеу газын пайдалану. Егер кокстеу газы бу-газ қондырғысының газ турбинасында жағылса, кокстеу қондырғысының энергия тиімділігі одан әрі артуы мүмкін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ҰOҚ шығарындыларын азайту, өнімді қалпына келтіру және H2S шығарындыларын азайту жоғарыда аталған әдістердің кейбірін қолдану арқылы жүзеге асырылады. Бұл әдістерді қолдану суды қайта пайдалануға да ықпал етеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Баяу кокстеу қондырғылары туралы кейбір пайдалану деректері 3.12.1- бөлімде келтірілген.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ақпарат жоқ.

      Қолданылуы

      Еуропада көптеген ұқсас процестер бар, дегенмен АҚШ-та кокстеу процестері жиі қолданылады. 2011 жылы бүкіл әлем бойынша 67 баяу кокстеу қондырғысы орнатылды.

      Экономика

      Толық баяулатылған кокстеуге салынған инвестициялар (вакуумды қалдықтарды тікелей жеткізу жылына 1 млн т есебінен, АҚШ Мексика шығанағының жағалауы, булардың рекуперациясын қоса алғанда, отын коксы) АҚШ долларымен бағаланды. 136250 -1998 жылы жылына 218000 тонна.

      Ендірудің әсері

      Өндірістік процесс.

      Анықтамалық әдебиет

      [11], [51],[52],[53].

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

      Сипаты

      Осы процестің сипаттамасы 3.12.1-бөлімде ұсынылған. ЭШФ сияқты шығарындылармен күресудің жалпы әдістері сұйық фазалық кокстеу қондырғыларына қолданылады. Сұйық фазалық кокстеу кезінде шығарындылардың алдын алу немесе энергия интеграциясын арттыру үшін қолдануға болатын тағы бір әдіс-бу-газ қондырғысының газ турбинасында кокстеу газын пайдалану.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Сұйық фазалық кокстеу кезіндегі шығарындылар коэффициенттері (кг/1000 л жаңа шикізат өлшем бірлігі) 5.28-кестеде келтірілген.

      5.28-кесте. Сұйық кокстау кезіндегі шығарындылар коэффициенттері

Р/с
№

Процесс

Тоқтатылған бөлшектер

SOX
(SO2 сияқты)

CO

HC

NOX (NО2 сияқты)

Альдегидтер

NH3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Сұйық кокстеу қондырғылары
бақыланбайтын

1,5

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

2

ЭШФ және CO қазандығымен сұйық кокстеу

0,0196

Деректер жоқ

Теріс

Теріс

Деректер жоқ

Теріс

Теріс

      Теріс: шамалы.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Осы жүйе сұйылтылған қабат жағдайында жұмыс істейді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Деректер жоқ.

      Қолданылуы

      Бүкіл әлемде сұйықтықты кокстеуге арналған бірнеше қондырғы бар.

      Экономика

      Инвестициялар (АҚШ шығанағы жағалауы 1996): АҚШ доллары 10000 – 13200 м3 тәулігіне үшін.

      Ендірудің әсері

      Өндірістік процесс.

      Анықтамалық әдебиет

      [16].

5.12.3. Мұнай коксын қыздыру процесінде шығарындылардың алдын алу әдістері

      Сипаты

      Бұл процестің қысқаша сипаттамасы 3.12.2 бөлімінде келтірілген шығарындылардың алдын алу үшін қыздыру процесіне кейбір әдістерді қолдануға болады, ал кейбіреулері төменде келтірілген:

      Пештерде кокстеу газы немесе кокстың ұсақ бөлшектері ұшпа заттарды алып тастап, оларды пешке жағуға болады.

      Айналым пештердегі мұнай коксын қыздырудан бөлінетін газдың ыстық ағынында айтарлықтай мөлшерде тоқтатылған бөлшектер бар, олар жылуды қалпына келтіргеннен кейін бөлінетін газдан қолайлы сүзгі құрылғыларымен, мысалы, жоғары тиімді мультициклондармен, фильтр пакеттерімен және электростатикалық сүзгілермен бөлінеді. Көп табанды пештерде кальцийлеу кезінде қалдық газдардағы салыстырмалы түрде төмен шығарындыларға байланысты тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын бақылау әдістері әдетте қолданылмайды.

      Мұнай коксын қыздыру қондырғысынан шыққан жанбайтын газдар инсенераторда жағылады, содан кейін кәдеге жарату қазандығы арқылы өткізіледі, содан кейін шаң жинау жүйесі арқылы атмосфераға шығарылады.

      Селективті каталитикалық қалпына келтіру әдісі NOХ құрамын тиімді төмендету үшін осы қалдық қыздыру газдарына қолданылуы мүмкін.

      Қыздырылған кокс айналым салқындатқышқа жіберіледі, онда ол тікелей су бүрку арқылы салқындатылады. Салқындатқыштан бөлінетін газдар мультициклондар мен дымқыл скруббер көмегімен газ тазартуға өтеді.

      Шаңмен күресу әдістерінен жиналған ұсақ бөлшектерді пайдаланылған ауа сүзгілері бар бункерге тасымалдау керек. Жиналған гидроциклонның ұсақ бөлшектерін өнімге өңдеуге, зауытта қолдануға немесе өнім ретінде сатуға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жоғарыда аталған кейбір әдістер мұнай коксын қыздыру қондырғысының жылу интеграциясын арттырады, бұл зауытта отын шығынын азайтады. Басқалары қыздыру процесінде пайда болған кокс ұсақ-түйектерін қайта пайдалану арқылы атмосфераға шығарылатын тоқтатылған бөлшектердің санын азайтады. Үздіксіз жұмыс кезінде қол жеткізілетін мұнай коксын өндіру жөніндегі қондырғылар үшін шығарындылардың мәндері 5.29-кестеде келтірілген. Бұл мәндерге жоғарыда аталған әдістерді қолдану арқылы қол жеткізуге болады.

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

Р/с №

Шығарындылар компоненті

Үздіксіз жұмыс кезінде қол жеткізілетін мәндер (егер өзгесі көрсетілмесе, 3 % O2 кезінде мг/Нм3 орташа сағаттық мәндер түріндегі шығарындылардың мәндері)

1

2

3

1

Қалқымалы бөлшектер (шаң)

20 – 60
(қазандықта – күн сайын – O2 мөлшерін түзетусіз)
40 – 150
(салқындатқышта немесе аралас қазандықта /салқындатқышта - күн сайын - O2 мөлшерін түзетусіз)

2

Қалқымалы бөлшектердің компоненттері (шаң): Ni, V және олардың компоненттері (жалпы Ni және V ретінде берілген)

3 - 15

3

NOX (NO2 сияқты)

450 – 875 (NOX шығарындылармен күресу әдісі қосылмаған)

4

SOX (SO2 сияқты)

(SO2-мен күресу әдісі қосылмаған)
1100 – 2300*
300 – 700**

5

CO

100

6

HC (жалпы көміртек ретінде ұсынылған)

20

      * күніне орташа есеппен;

      ** күкірт мөлшері төмен кокс үшін күніне орташа есеппен.

      Энергия үнемдейтін қосымша құрылғылар мен тиісті температура терезесінің болуын ескере отырып, NOX құрамының одан әрі айтарлықтай төмендеуіне СКҚ немесе СНKV көмегімен қол жеткізуге болады.

      Қазіргі уақытта ЕО-да мұнай коксын қыздыру қондырғылары қызметінде СКҚ әдістерін қолданудың қандай да бір мысалдары туралы хабарланған жоқ.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Мұнай коксын қыздыру қондырғыларының кейбір пайдалану деректері 3.12.2-бөлімде келтірілген.

      Мұнай коксын қыздыру қондырғыларынан бөлінетін газдар ағынының жылдамдығы (құрамында 3 % O2 құрғақ газ бар), әдетте, бір тонна кокс шикізатына 1,8 Нм3-тен 3 Нм3-ке дейін (мұнай коксын қыздыру қондырғысына дымқыл коксты беру жылдамдығы). Вариациялар кокс түріне және бөлінетін газдың түріне байланысты болуы мүмкін (мысалы, салқындатқыш пен қазандық құбырларының мүмкін болатын үйлесімі).

      Кейбір еуропалық алаңдардан мұнай коксын қыздыру қондырғыларының түтін құбырындағы NOX, SOX және шаң шығарындылары туралы қосымша деректер (мониторинг туралы есеп) 5.30-кестеде пайдалану әдістері мен шарттары туралы тиісті ақпаратпен бірге ұсынылған.

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

Р/с №

Мұнай коксын қыздыру қондырғысының түрі

Жасыл кокс түрі

Орнындағы әдістер

SO2

NOX

Шаң

Ай сайынғы минимум

Ай сайынғы максимум

Ай сайынғы минимум

Ай сайынғы максимум

Ай сайынғы минимум

Ай сайынғы максимум

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Айналым түбі бар пеш

Екі түрлі: анод және
графит

Гидроциклондар

600

1200

500

750

28*

62*

2

Айналым түбі
бар пеш

Жеке
дәрежесі

Гидроциклондар

1500

2200

280

380

55*

152*

3

Астында айналым
(диск)

Күкірт мөлшері:
1,6 %

Гидроциклондар+
ЭШФ

2100

2500

280

380


<20

4

Айналым түбі
бар пеш

Деректер жоқ

Гидроциклоны +
ЭШФ

2000**

2300**

370**

430**


<10

      Ескертпе: Концентрациялардың барлық мәндері 3 % құрамында O2 болған кезде мг/Нм3 көрсетілген.

      * 8 %-ға тең O2 нақты құрамына қайта есептелген шаң шығарындылары туралы МӨЗ s деректері ұсынылды;

      ** МӨЗ-ге қатысты 7 % - ға тең O2 нақты құрамына қайта есептелген барлық мәндер ұсынылды.

      Дереккөз: CONCAWE 2012.

      5.25 – 5.27-суреттерде SO2, NOX атмосфераға шығарындыларының және шаңның жалпы құбырмен (SA1 деп аталатын) қосылған және кокстың екі сортында (күкірт мөлшері әртүрлі) жұмыс істейтін екі мұнай коксын қыздыру қондырғысынан ұзақ уақыт бойы өзгергіштігі көрсетілген. SO2 және NOX шығарындылары, ең алдымен, кокс түріне байланысты, ал шаң шығарындылары аз әсер етеді (тек шаңмен күресудің қолданылатын әдісі).

      NOX-мен екінші рет күресу әдістеріне келетін болсақ, СКЕҚ-мен жабдықталған мұнай коксын қыздыру қондырғысы жұмыс істейтін бір объектіде шығарындылардың тәуліктік нормасы 350 мг/Нм3-тен аз болады [54].

     



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

     



      5.26-сурет. Атмосфераға NOX шығарындыларының вариативтілігі: жалпы құбыры бар мұнай коксын қыздыратын екі қондырғының (айналым пештердің) мысалы

     


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

      Қолданылуы

      Баяу кокстеу қондырғыларында және жалған сұйық қабатта кокстеуге арналған қондырғыларда кокс алу кезінде қолданылады.

      Шаңмен күресу әдістерінің қолданылуы мұнай коксын қыздыру қондырғысының түріне байланысты: айналым пеш немесе айналым пеш (диск).

      ЕО мұнай коксын қыздыру қондырғысында SOX шығарындыларымен күресу әдістерінің мысалдары туралы хабарлаған жоқ.

      Мұнай коксын қыздыру қондырғысында NOX шығарындыларымен күресу үшін қандай да бір бастапқы әдістерді қолдану туралы хабарланған жоқ.

      Шығарындылармен күресудің екінші әдістеріне қатысты NOX шығарындыларының тәуліктік мәні <350 мг/Нм3 [54] болатын СКЕҚ-мен жабдықталған қондырғыны бірлі-жарым қолдану туралы ақпарат бар.

      Еуропада және бүкіл әлемде көптеген мысалдар бар. Көп қабатты пештер қалдықтарды жағу үшін кеңінен қолданылады. Коксты қыздыру қондырғыларының көпшілігінде айналым пештер қолданылады. Салынған соңғы екі қыздыру қондырғысы айналым пештер болды.

      Экономика

      Екі күйдіру пешінде ЕАВ жаңғыртуын алдын ала бағалау шаманың тәртібін алғашқы бағалау ретінде ғана қабылдануы тиіс мынадай шығындарды береді:

      №1 жоба: күрделі шығындар 24,24 млн еуро, пайдалану шығыстары жылына 0,920 млн еуро (2007); NOX есептік саны шығарындыларды 85 %-ға қысқарту кезінде 601 т/жылға (қызмет ету мерзімі 15 жыл ішінде 7450 еуро/т, болжамды мөлшерлеме 12 %) азайды;

      № 2 жоба: күрделі шығындар 20,8 млн еуро, пайдалану шығыстары жылына 0,71 млн еуро (2007 жыл); NOX есептік саны шығарындыларды 85 %-ға қысқарту кезінде 563 т/жылға азайды (қызмет ету мерзімі 15 жыл ішінде 6672 еуро/т, болжамды мөлшерлеме 12 %).

      Ендірудің әсері

      Өндірістік процесс. Кейбір режимдер үшін баяу кокстеу қондырғысында өндірілген мұнай коксын пайдалану немесе сату алдында қыздыру керек.

      Анықтамалық әдебиет

      [7], [9], [41], [55], [56].

5.12.4. Флексикокинг

      Сипаты

      Төменде флексикокингтің шығарылуын болдырмау үшін қолдануға болатын кейбір әдістер келтірілген.

      Флексикокинг процесі жылу интеграциясының жоғары деңгейіне ие. Флексикокинг процесінде жылудың жалғыз көзі газдандырғыш болып табылады, онда кокс ішінара тотығады. Кокс газындағы қалған жылу бу шығару арқылы жойылады. Егер кокстеу газы бу-газ қондырғысының газ турбинасында жағылса, энергия тиімділігін одан әрі арттыруға болады.

      Суды пайдалану арқылы катушкалардан коксты шығару қажет емес болғандықтан, баяу кокстеуден айырмашылығы, лас сарқынды сулардың шығарылуы мен пайда болуына жол берілмейді. Сонымен қатар, кокс газынан күкірт компоненттері оңай алынып тасталады. Мас шамамен 84-88 %./ мас. көмірсутек шикізаты көмірсутек өнімі ретінде алынады, қалған бөлігі CO, CO2 және H2O-ға айналады.

      Қыздырғыштан кокс газы кокстың дөрекі бөлшектерін кетіру үшін орнатылған гидроциклон арқылы өтеді, содан кейін жоғары қысымды бу шығарып, қазандықтың қоректік суын алдын-ала қыздыру арқылы салқындатылады. Қыздырғыш гидроциклондардың екі сатысынан өтетін кокс ұнтағының шамамен 75 % - ы үшінші циклондарда шығарылады. Үшінші гидроциклондардан шыққан кокстың барлық ұсақ бөлшектері Вентури скрубберінде тазартылады. Вентури скрубберінен алынған су суспензиясы сіңірілген күкіртсутек пен аммиак буларынан тазартылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Сипатталған әдістердің экологиялық пайдасы мыналарды қамтиды:

      флексикокинг процесінің энергия тиімділігін арттыру;

      баяу кокстеуге қарағанда аз көлемде қалдықтар пайда болады;

      тоқтатылған бөлшектердің, күкіртсутектің және аммиактың шығарылуын болдырмау.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ақпарат жоқ.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. Алайда, флексикокинг өнімдері кокстеудің басқа процестерінің өнімдерінен ерекшеленетіндіктен (мысалы, кокс өндірілмейді), осы опцияны жүзеге асыру кезінде мұнай өңдеу өнімдеріне қойылатын талаптарды ескеру қажет.

      Еуропада (Нидерланды, Греция), АҚШ-та (Техас, Калифорния) және әлемнің басқа елдерінде (Жапония, Венесуэла) көптеген мысалдар бар.

      Экономика

      Типтік Инвестициялар (1996 ж.АҚШ шығанағы жағалауы туралы мәліметтер негізінде): АҚШ доллары 15100 - 19500 тәулігіне м3 үшін.

      Ендірудің әсері

      Іске асыру негізінен объектінің өндірістік стратегиясына байланысты.

      Анықтамалық әдебиет

      [4], [57].

5.12.5. Коксты өңдеу және сақтау

      Сипаты

      Коксты өңдеу кезінде пайда болатын тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын азайтудың бірнеше қолайлы әдістері бар (шикі және кальциленген).

      Егер шикі кокс ылғалды болып қалса, мұнай коксын қыздыру қондырғысының түсіру және тиеу бункері арасында жылжу қиын емес. Қабылдау ыдысының бөліктері кебуі мүмкін, бірақ мүмкін емес, өйткені кокс әдетте өте ылғалды және қалдық көмірсутектермен жабылған, бұл оны бір-біріне жабыстыруға бейім. Шұңқырдың айналасында жел соққыларын салу мәселесін қарастыру қажет. Тағы бір мүмкіндік-шұңқырды және онымен байланысты тиеу-түсіру құрылыстарын толық қоршау. Шұңқырлар өте үлкен, сондықтан мұндай қоршау өте қымбат болар еді. Бұл опция шынымен қажет немесе қажет екенін бағалау үшін бақылау бағдарламасын жасау керек.

      Тағы бір әдіс коксты екі білікті ұнтақтағышта кесу және оны аралық сақтау бункеріне тасымалдау болып табылады. Содан кейін теміржол вагондары бункер-қоймадан тиеледі. Бұл тәсіл сақтау алдында коксты жинауға, сүзуге және сусыздандыруға мүмкіндік береді.

      Тағы бір нұсқа - майды қыздырылған коксқа өте жұқа қабатпен шашырату, ол ұсақ шаңмен коксқа жабысады. Мұнайды пайдалану оның одан әрі өңдеуге жарамдылығымен шектеледі. Мұнаймен опция қосымша артықшылыққа ие, бұл түсіру проблемаларын азайтудан тұрады.

      Конвейерлік таспаларды жабу және герметизациялау.

      Шаңды алу немесе жинау үшін аспирациялық жүйелерді қолдану.

      Ыстық үрлеудің жабық жүйесін пайдалану.

      Жүктеу аймағын қоршау және оң/теріс қысымды ұстап тұру, сөмке сүзгілері арқылы шығу. Балама ретінде шаңды кетіру жүйелері тиеу жабдықтарына салынуы мүмкін.

      Пневматикалық жиналған ұсақ бөлшектерді гидроциклондардан пайдаланылған ауа сүзгілері бар бункерге тасымалдау. Шаң жинау жүйелері сөмке сүзгілерін қолдана отырып өңдеуге, сақтауға және тиеуге арналған. Жиналған ұсақ бөлшектер жабық құралдармен сақтауға жіберіледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қалыпты пайдалану кезінде, сондай-ақ коксты сақтау кезінде процестің осы бөлігінен ауаға тоқтатылған бөлшектердің (құрамында металдар бар) шығарылуын жояды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Сақтауға арналған бункер технологиялық тербелістерге арналған буферлік сыйымдылықты қамтамасыз етеді және теміржол вагондарының бақыланатын жүктелуін қамтамасыз етеді.

      Қолданылуы

      Коксты майлау кейде сұйық фазалы және кальциленген кокстеуде қолданылады, бірақ баяу кокспен сирек қолданылады.

      Кокс ұсақтарын жинау және өңдеу негізінен мұнай коксын қыздыру қондырғыларына, сұйық фазалық кокстеу қондырғыларына және флексикокинг қондырғыларына қолданылады.

      Көптеген мысалдарды еуропалық мұнай өңдеу зауыттарынан табуға болады.

      Экономика

      Сақтау жүйесі үшін жылына 1,5 миллион тонна кокстеу қондырғысына шамамен 30 миллион еуро инвестициялық шығындар қажет болуы мүмкін.

      Ендірудің әсері

      Қоршаған ортаға кокс шығынын азайту. Егер мұнай коксы тікелей кокс қондырғыларынан хоппер теміржол вагондарына түссе, бұл вагондардың толып кетуіне әкелуі мүмкін, бұл шашыраған кокстың сапасын нашарлатады және сарқынды суларды тазарту жүйесіне кіретін тоқтатылған заттардың көбеюіне әкеледі. Сондай-ақ, коксты сақтау жүйесінен қалқыма бөлшектердің шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [9], [19], [41], [58].


5.12.6. Кокстеу процестерінде қалқыма бөлшектер шығарындыларының алдын алу әдістері

      Сипаты

      Түтін газдары мен кокс газы кокс процестерінде әдетте Кокс бөлшектерін (соның ішінде металдарды) қамтиды. Шаңды жинау жүйелері тазартуды қамтамасыз ету үшін кокстеу процестерінің барлық тиісті бөлімдерінде қолданылады:

      кокс газы;

      мұнай коксын қыздыру қондырғысында коксты салқындату кезінде түзілетін газ;

      мұнай коксын қыздыру қондырғысынан шыққан түтін газдары, олардың құрамында кокс бар. Ыстық түтін газдары шаңды жинау жүйесімен жабдықталған қазандықтан өтеді.

      ФКК қондырғысында қолданылатын тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын бақылау әдісіне қосымша, сөмке сүзгілерін кокстеу процестері үшін де қолдануға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнай коксын қыздыру қондырғыларынан және салқындатқыштардан қалқыма бөлшектер шығарындыларының қол жеткізілетін деңгейлері (орташа үздіксіз мониторингке негізделген мәндер), әдетте, 20-150 мг/Нм3 ауқымында болады (5.30-кестені қараңыз). Ең тиімді қондырғылар (мысалы, Бургхаузендегі OMV, DE) ЭСФ көмегімен 10-20 мг/Нм3 концентрациясына жетеді [39].

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Мұнай коксын қыздыру қондырғыларынан қалқыма бөлшектердің шығарындыларын бақылау үшін ЭСФ қолдану ауқымның төменгі шегіне жетуде кейбір қиындықтарға ие. Негізгі себеп кокс электр энергиясының өте нашар өткізгіші, сондықтан оның бетін электрмен зарядтау өте қиын, сондықтан ЭСФ-ны қосу қиын екендігінде жатыр.

      Қолданылуы

      ЭСФ қарағанда жоғары тиімді гидроциклондарды қолдану жеңіл.

      Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында көптеген мысалдар бар: мысалы, Германияда төрт кокстеу қондырғысы, Испанияда төрт кокстеу қондырғысы.

      Экономика

      Сөмке сүзгілерін шамамен 5 миллион еуроға пайдалануға болады. Мұнай коксын қыздыру қондырғыларының гидроциклондары 225000 еуро тұрады (1999). Басқа жүйелер үшін экономикалық көрсеткіштер қол жетімді емес. 1992 жылы ЕО-дағы мұнай өңдеу зауытында жүргізілген экономикалық зерттеу мұнай коксын қыздыру қондырғысына арналған ЭСФ құны жоғары екенін көрсетті.

      Ендірудің әсері

      Мұнай коксын қыздыру қондырғысынан қалқыма бөлшектер шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [7], [8], [9], [39], [41], [59], [60], [61].

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

      Сипаты

      Коксы бар мұнай өңдеу зауыттарында мұнай шламдары, сарқынды суларды тазартудан алынған шламдар мен қалдықтар кокстеу қондырғысында (баяу қозғалатын, сұйық фазалы немесе флексикокерде) жойылуы мүмкін. Кокс өндірілген жағдайда алынатын кокстың сапасы қолайлы болып қалуы тиіс (зауыттың ішінде/сыртында отын ретінде немесе басқа мақсаттар үшін материал ретінде одан әрі пайдалануға қатысты). Көптеген мұнай шламдарын кокс қондырғысына жіберуге болады, онда олар мұнай өңдеу өнімдерінің бір бөлігі болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнай өңдеу зауытында пайда болатын шлам және/немесе қалдықтардың мөлшерін азайту. Кокстеу қондырғылары бар мұнай өңдеу зауыты мұнай шламының пайда болуын едәуір азайтуға қабілетті. Алайда, жоғары сапалы коксқа қойылатын талаптар оны қолдануды шектеуі мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Әдетте, өндірілген кокс сапасының төмендеуі байқалады.

      Егер сарқынды суларды тазартудан алынған шламдар кокстауды орнатуға арналған шикізат ретінде қосылса, көмірсутектер санын барынша арттыру үшін судың бір бөлігін (мысалы, вакуумды булану немесе үрлеу арқылы) алып тастау керек.

      Қолданылуы

      Кокстеу қондырғысына жіберілетін шлам қалдықтарының мөлшері мен кокс сапасының ерекшеліктері арасындағы теңгерімді қамтамасыз ету қажет. Алайда, кокстеу процестерін олар жұмыс істей алатын шлам мөлшерін көбейту үшін жаңартуға болады.

      Енгізілетін шламның мөлшері суспензиядағы қалқыма заттардың құрамына байланысты, әдетте 2-10 % құрайды. Бір тонна кокс үшін 40 кг мұнайсыз қатты заттардан асатын жүктеме жылдамдығы әдеттегі болып саналады.

      Әдетте, кокстеу қондырғылары құрамында мұнайы бар шламдарды өңдеу үшін тартымды технологиялық интеграцияланған шығыс болып табылады, егер шламның беріліске қатынасы кокстың талап етілетін сапасына және жұмысқа қабілеттілігіне байланысты 1 – 2 %-дан төмен болса.

      Экономика

      Ақпарат жоқ.

      Ендірудің әсері

      Мұнай өңдеу зауытында қалдықтардың пайда болуын азайту.

      Мысалдар

      Мақаланы жазу кезінде (2010) шламды кокстеу шикізаты ретінде пайдалану әдетте жоғары сапалы кокс өндірілмейтін мұнай өңдеу зауыттарында жүзеге асырылды.

      Анықтамалық әдебиет

      [58].

5.12.8. SO2 шығарындыларын азайту әдістері

      Сипаты

      Күкірт оксидтері кокстеу процесінде, әсіресе қыздыру процесінде шығарылады. Процесс нәтижесінде күкірт диоксидінің шығарындыларын азайтудың негізгі нұсқасы бастапқы шикізатта мүмкіндігінше төмен күкірт құрамын пайдалану болып табылады. Іс жүзінде күкірттің төмен мөлшері әдетте өнімнің сапасына сәйкес қолданылады, өйткені күкірттің едәуір бөлігі өнімде қалады. Алайда, бұл опция әрдайым мүмкін емес және SO2 шығарындылары айтарлықтай болуы мүмкін, әсіресе қыздыру кезінде. Осы процесте күкірт оксидінің шығарындыларын бақылау үшін DeSOx катализатор қоспасын қоспағанда, ФКК қондырғысында қолдануға болатын шығарындылармен күресудің бірдей әдістерін қолданылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      SO2 25 – 300 мг/Нм3 концентрациясына қол жеткізіледі.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Мұнай коксын қыздыру қондырғыларында SO2-мен күресу әдістері қолданылатын объектілерден ешқандай деректер түскен жоқ.

      Кросс-медиа әсерлері

      5.9.13 және 5.27.4-тармақтарды қараңыз.

      Қолданылуы

      Әдетте түтін газдарының мұнай коксын қыздыру үшін қолданылады.

      Осы әдістерді қолданудың қандай да бір мысалдары және олармен байланысты шығарындылар туралы Еуропалық ЕҚТ Бюросының техникалық жұмыс тобы хабарлаған жоқ.

      Экономика

      5.9.13 және 5.27.4-тармақтарды қараңыз.

      Ендірудің әсері

      SО2 шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [68].


5.12.9. Кокс газын тазарту

      Техникалық сипаттау

      Тоқтатылған бөлшектерді алып тастау және жылудың бір бөлігін қалпына келтіру үшін Кокс газын тазалағаннан кейін, ол қыздырылады және cos конвертеріндегі катализатор қабаты арқылы өтеді, онда COS H2S-ге айналады. Содан кейін газ салқындатылып, судың көп бөлігі конденсацияланады. H2S күкіртті түпкілікті алу үшін амин тазартқыштағы кокс газынан алынады (5.27.1-тармақтағы мұнай өңдеу зауытының отын газының амин тазартқышын қараңыз. Таза төмен күкірт кокс газы құрылыс алаңында отын ретінде пайдаланылуы мүмкін немесе төмен калориялы газ ретінде сатылуы мүмкін. 5.28-суретте осы процестің схемасы көрсетілген.


     



      5.28-сурет. Кокс газын өңдеу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      H2S шығарындыларын азайту (5.72-кестеде көрсетілген ауқымда) және COS.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Амин тазарту үшін 5.27.1-тармақ.

      Кросс-медиа әсерлері

      Амин тазарту жүйесін пайдалануды арттыру және COS түрлендіргішінің қуат тұтынуын арттыру.

      Қолданылуы

      Аминді тазарту кокстеу қондырғыларының барлық түрлеріне қолданылады. COS түрлендіргіштері кейбір өлшем бірліктеріне қолданылады.

      Бұл жүйелер көптеген кокстеу қондырғыларында кездеседі.

      Экономика

      Аминдермен H2S сіңіру бойынша экономикалық деректерді 5.27.1- тармақта табуға болады.

      Қолданыстағы кокстеу қондырғылары үшін жаңартудың қолданылуы жоғары инвестициялық және пайдалану шығындарына байланысты шектеулі екендігі туралы деректер бар.

      Ендірудің әсері

      Кокс газын тазарту.

      Кокс газы мұнай өңдеу зауытында негізгі газ көзін құрайды (шаңды кетіргеннен кейін, COS конверсиясы және H2S алу үшін аминді өңдеуден кейін).

      Анықтамалық әдебиет

      [41], [58].

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

      Сипаты

      Бұл әдіс тұндырғышты жаңартудан тұрады, онда бөлу тиімділігін арттыру үшін ұсақ мұнай/кокс фракциясы көлбеу табақша сепараторымен жиналады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Кокстың ұсақ бөлшектері мен коксты кесу процесінде пайда болған су жерде орналасқан тұндырғышқа түседі, онда тоқтатылған бөлшектер мен су ауырлық күшімен бөлінеді. Мұнай өңдеу зауытын зерттеу көрсеткендей, бұл әдіс осы сепаратордан жылына 25 тоннадан астам кокс ұнтағының ағып кетуіне жол бермейді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Сепаратормен жиналған қосымша ұсақ мұнай/кокс бөлшектері тиісті өңдеуді қажет етеді немесе тиісті түрде жойылуы керек.

      Қолданылуы

      Техника толығымен қолданылады.

      Экономика

      Өнімді (коксты) алудың ұлғаюына және мұнай мен суды бөлудің қалқыма бөлшектерінің қысқаруына байланысты шығындардың жыл сайынғы құны шамамен 300000 еуроны (МӨЗ-ге жылына 7,5 млн. т) құрады.

      Ендірудің әсері

      Кәріз жүйесіне түсетін кокс ұнтақтарының мөлшерін азайтады және кәріз жүйесіне техникалық қызмет көрсетуді және сәйкесінше су бұру қондырғыларына кіретін өңделмеген сарқынды сулардың сапасын жақсартады.

      Анықтамалық әдебиет

      [57], [60].

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

      Сипаты

      Кокс ұсақ-түйектері кокстеу қондырғысы мен коксты сақтайтын үй-жайлардың айналасында жиі кездеседі. Ұсақ кокс бөлшектерін кәрізге жуар алдында немесе желмен алаңнан шығарар алдында жинап, қайта өңдеуге болады. Жинау әдістеріне кокс ұнтақтарын құрғақ тазарту және тоқтатылған бөлшектерді қауіпсіз қалдықтар ретінде қайта өңдеуге немесе жоюға жіберу жатады. Жинаудың тағы бір әдісі шаңды бөлмелерде вакуумдық каналдарды (және қолмен жинауға арналған вакуумдық шлангтарды) пайдалануды қамтиды, олар жинау үшін шағын қоймаға қойылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Топырақтың кокс бөлшектерімен ластануын азайту (металдарды қоса). Кокстың ұсақ бөлшектерін отын ретінде пайдалануға немесе сатуға болады (мысалы, цемент өндіру үшін).

      Кросс-медиа әсерлері

      Вакуумдық каналдар/шлангтар арқылы электр энергиясын тұтыну.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Бұл әдістер қазірдің өзінде АҚШ мұнай өңдеу зауыттарында қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Топырақтың ластануын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [57].

5.13. Битум өндірісі

5.13.1. Битум өнімдерін сақтау

      Сипаты

      Битум қыздыру және оқшаулау жағдайында сақтауға арналған тиісті резервуарларда сақталуы тиіс. Резервуарды жүктеу және түсіру әдетте келесідей жүзеге асырылады: егер резервуар толтырылған болса, онда азот резервуарға енбейді және қысым азаяды, бұл газдың бір бөлігін буландыруға мүмкіндік береді; егер резервуар төмен жылдамдықпен түсірілсе, онда резервуарға аз мөлшерде азот түседі; алайда түсіру жылдамдығы жоғары болған кезде азоттың көп мөлшерін қолдану қажет. Егер резервуар тазалау жүйесімен жабдықталған болса, оны күту және жуу оңай.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Конденсацияланған будың өздігінен жануына байланысты өрттің алдын алу үшін тотыққан битумы бар резервуарлар азот жабындысымен және қысым мен вакуумның қауіпсіздік клапандарымен жабдықталған. Бұл клапандар шламның болуына байланысты техникалық қызмет көрсетуді қажет етеді. Кейбір жағдайларда бұл клапандарды бөлшектеуге болады, содан кейін газ дистилляттарын тазарту схемасы қолданылады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Жылыту үшін электр қуатын, жылу майын және төмен қысымды буды пайдалануға болады. Жылу алмастырғыш резервуардың ішінде немесе сыртында болуы мүмкін, бұл жағдайда битум ол арқылы өтеді. Температураның өзгеруі беткі температура мен кокстеуді ескере отырып, тым өткір болмауы керек.

      Кросс-медиа әсерлері

      Көмірсутектер мен күкірт қосылыстары ағып кету нәтижесінде (әсіресе жоғарғы сымдармен жылыту жүйелерінде) және қысымды төмендететін клапандарда, сондай-ақ танкерлердің жоғарғы құю операцияларын үрлегеннен кейін сұйықтық тамшылары бар аэрозоль түрінде шығарылуы мүмкін.

      Қолданылуы

      Битум өнімдері битум өндіретін МӨЗ-де сақталады. Битумды сақтау үшін әдетте алдын-алу технологиялары қолданылады.

      Еуропадағы кейбір МӨЗ осы жерде айтылған технологияларды пайдаланады. Уэльвада (Испания) заманауи қондырғы (2010) салынды.

      Экономика

      Деректер жоқ.

      Ендірудің әсері

      Қауіпсіздікті қамтамасыз ету үшін, яғни жазатайым оқиғалардың алдын алу үшін битум резервуарлары азотпен қапталған және қысым мен вакуумды қорғайтын клапанмен жабдықталған.

      Анықтамалық әдебиет

      [9].

5.13.2. Атмосфераға шығарындыларды бақылау технологиялары. Бас погондардың газдарын өңдеу

      Сипаты

      Тотықтырғыштың бас погондары жағу алдында ластануларды жою үшін суда тікелей шынықтыру орнына скрубберге жіберілуі мүмкін. Шығарылған газдар скрубберде конденсацияланады, онда көмірсутектердің көп бөлігі шығарылады. Су буы (кейде толық конденсациядан кейін) ауа ағынында шамамен 800 °С температурада күйіп кетеді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      H2S, SO2, SO3, СО (көміртегі тотығы), ҰOҚ (ұшпа органикалық қосылыстар), тоқтатылған бөлшектер, түтін және иіс шығарындыларын азайту.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қосымша ластанған су. Скруббердегі су құрамында ластану бар және тұзсыздандырылған жуу суы және/немесе био тазарту ретінде қайта қолданар алдында мұнай мен тоқтатылған бөлшектердің бөлінуін қажет етеді. Скрубберден алынған қышқыл су қышқыл судың булану бағанына жіберіледі және қайта қолданар алдында тазартылады.

      Қолданылуы

      Әдетте битумды үрлеу жүйелерінен колоннаның жоғарғы өнімдері үшін қолданылады.

      Еуропадағы көптеген зауыттар, мысалы, соңғы қондырғы (Biturox® - 2010) CEPSA, Уэльва (Испания) газ шығарындыларын тазарту схемасын қолданады.

      Анықтамалық әдебиет

      [9].

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

      Сипаты

      Конденсацияланбайтын өнімдер де, сепаратордан, көмірсутекті және су блоктарынан жасалған конденсаттар да қажет болған жағдайда қосалқы отынды немесе өнеркәсіптік жылытқыштарды қолдана отырып, арнайы құрастырылған қалдықтарды жағу пешінде жағылуы мүмкін.

      Тотыққан кондициялық емес мұнай да лектің жоғарғы жағынан шламды қайта өңдеу процесінде тазартылуы немесе МӨЗ-де кондициялық емес мұнайды қайта өңдеу жүйесінде қайта өңделуі мүмкін.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жеңіл мұнай, су және тоқтатылған бөлшектердің эмульсиясын азайту. Сондай-ақ, экологиялық артықшылығы-басқа жерлерде жою қиын жағымсыз иістерді кетіру.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Конденсаттарды жағу қондырғысы кемінде 800 °С температурада жұмыс істеуі тиіс, ал жану камераларында болу ұзақтығы кемінде 0,5 сек болуы тиіс. Жану камерасынан шығу кезіндегі оттегінің концентрациясы 3 % об./ об. асуы тиіс. Бұл инсинераторлық қондырғыларда NOX-тің төмен мөлшерін қамтамасыз ететін қыздырғыштар орнатылуы мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Жуғаннан кейін шығарындылардың аэрозольдері кіріс ағындарының ластануына әкелуі мүмкін. Жарамды қондырғыда SO2 иісі немесе конденсацияланбайтын битум материалдарын жағудан иісі болмайды.

      Қолданылуы

      Битум буларынан құтылу үшін кеңінен қолданылады. Жанбайтын материалдар және/немесе конденсаттар өнеркәсіптік жылытқыштарда жағылуы мүмкін. Алайда, олар жағымсыз иістерді немесе басқа экологиялық проблемаларды тудыруы мүмкін күкірт қосылыстарын немесе жану өнімдерін кетіру үшін тазартылуы немесе жуылуы керек.

      Көптеген битум тотықтырғыштарында газ және сұйық қалдықтарды өңдеуге арналған ілеспе қондырғылар бар.

      Ендірудің әсері

      Иіс, тұнба және мұнай қалдықтарын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [76].

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

      Сипаты

      ҰОҚ шығарындылары мен иістердің алдын алу үшін қолданылатын әдістерге мыналар жатады:

      битумды сақтау кезіндегі иісті газдарды желдету және инсинерациялық қондырғыдағы резервуарларды араластыру/толтыру операцияларын желдету;

      резервуарлардың жоғарғы жүктемесінде пайда болған аэрозольдің сұйық элементін сәтті алып тастай алатын ықшам дымқыл электростатикалық сүзгілерді қолдану;

      белсендірілген көмірдегі адсорбция.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Күкірт қосылыстарының, ҰОҚ, тоқтатылған бөлшектердің, түтіннің және иістің шығарылуын азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Тазарту қондырғысының бөлінетін газдарында жалпы 150 мг/Нм3 во массалық концентрациясы сақталуы мүмкін. Инсинерация қондырғысының бөлінетін газдарында күкірттің жалпы мөлшері түрінде келтірілген ҰОҚ массалық концентрациясы жалпы 20 мг/Нм3 сәйкес келуі мүмкін (пайдалану кезінде қол жеткізуге болатын жарты сағаттық орташа мәндер).

      Кросс-медиа әсерлері

      Энергияны тұтыну және дымқыл электростатикалық сүзгі жағдайында қалдықтардың пайда болуы.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Шығарындылар мен зиянды заттарды азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [71].

5.13.5. Сарқынды суларды алдын ала өңдеу технологиялары

      Сипаты

      Конденсатты жинауға арналған ыдыстарда жинақталған колоннаның жоғарғы жағындағы тотықтырғыштың сарқынды сулары сарқынды суларды тазарту қондырғыларына жібермес бұрын қышқыл судың булау бағанасына жіберілуі мүмкін. Кейбір нақты схемаларда тотықтырғыш су қышқыл судың бу бағанында қолдануға жарамайды және тікелей тазартуға жіберіледі. Сарқынды суларды тазарту туралы толығырақ ақпарат 3.27-бөлімде берілген.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Буландыру қышқыл сарқынды сулардағы H2S, мұнай, хош иісті заттар, ұшпа полициклді хош иісті көмірсутектер, күкірт қышқылы және иісті тотығу өнімдерінің (кетондар, альдегидтер, май қышқылдары) құрамын азайтады, бұл орталық мұнай өңдеу зауытының сарқынды суларына жүктемені азайтады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Деректер жоқ.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қышқыл судың бу бағанына көмірсутектер мен тоқтатылған заттардың жүктемесін арттыру.

      Қолданылуы

      Ол әдетте сарқынды суларды битумның тотығу процестерінен тазарту үшін қолданылады.

      Экономика

      Деректер жоқ.

      Ендірудің әсері

      МӨЗ сарқынды суларына ластағыш заттардың төгінділерін азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [68].

5.14. Күкіртсутекті қайта өңдеу

      Күкіртсутекті қайта өңдеу процестері гидрогенизация процестерімен, каталитикалық процестермен және ілеспе газдарды тазарту процестерімен тығыз байланысты, осыған байланысты осы анықтамалықтың 5-бөлімінің тиісті тармақтарында көрсетілген ЕҚТ қолдану ұсынылады. Мысалы, 5.4.1, 5.4.2, 5.4.3, 5.4.4, 5.4.5, 5.5.1-тармақтар және өзгелері.


5.15. Сутегі өндірісі

      SO2 шығарындыларын азайту үшін сутегі гидротазарту қондырғыларын жеткізудің негізгі реагенті ретінде маңызды бола бастады, олар қазіргі уақытта аралық шикізат пен соңғы өнімдерді күкіртсіздендіру және жаңарту үшін өте маңызды

      Көмірсутектерге бай шикізатты қолдана отырып, сутегі өндірісі бастапқы шикізатты көміртегі оксиді мен сутекке бай синтез газына айналдырудың алғашқы қадамы ретінде қажет. Синтез-газ өндірісі бу риформингі, қыздырылған газ риформингі (GHR) және ішінара тотығу сияқты әртүрлі технологиялардың көмегімен жүзеге асырылуы мүмкін. Содан кейін қосымша тазарту кезеңі қажет. 5.30-суретте сутегі өндірісінің әртүрлі қол жетімді технологиялары үшін H2/CO қатынасы көрсетілген.

      3.15-бөлімде айтылғандай, сутегі өндірісі мұнай өңдеу секторы үшін ерекше емес. Сондықтан осы тарауда қамтылған секторлар бойынша ақпарат қажеттілігіне қарай BREF-тің басқа құжаттарында, мысалы, LVIC-AAF [79] (5.29-сурет) немесе Қазақстан Республикасының ЕҚТ жөніндегі анықтамалықтарда бар ақпаратпен толықтырылуы мүмкін.

     



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


5.15.1. Метанның бу риформингі

      Сипаты

      Бу риформинг қондырғысы отынды жағу арқылы бу риформинг реакциясы үшін жоғары температурада көп мөлшерде жылу тұтынуы керек, нәтижесінде түтін газдарында көп мөлшерде жылу жоғалуы мүмкін. Нәтижесінде көптеген мұнай өңдеу зауыттары жылу интеграциясы аясында жылуды қалпына келтіреді. Барлық процестер бағалы өнім ретінде буды бұру үшін МӨЗ-де пайдаланылуы мүмкін, сол арқылы басқа жерлерде буды бөліп шығару қажеттілігін жояды және энергияны үнемдеуге және CO2 шығарындыларына тікелей алып келеді. Сонымен қатар, егер CO2 тұтынушылары болса, мысалы, ауылшаруашылығы, тамақ өнеркәсібі және сусындар өндірісі немесе жақын маңдағы басқа химиялық заттар тарапынан сұраныс пайда болуы мүмкін және көмірқышқыл газына сұраныс пайда болуы мүмкін, оны CO2 ретінде шығарудың орнына өнімді пайдалануға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Тек немесе негізінен сутегі өндіру процесі ретінде метанның бу риформингі өнімнің шығымдылығы жағынан да, энергияны тұтыну тұрғысынан да пайдалы. Сонымен қатар, метанның бу риформингі жеңіл шикізатқа деген қажеттілігін ескере отырып, CO2 шығарындыларының әлеуетін төмендетеді.

      Табиғи газдың бу метан риформингінде әдетте көміртегі ізі аз болады. Мұндай мүмкіндік болған кезде жылу энергиясын өндірудің орнына сутегі өндіру үшін мұнай өңдеу зауытына импортталатын сыртқы метанды пайдалануды барынша арттыру сутегі өндірісін ұлғайту қажет болған кезде қолайлы нұсқа ретінде қаралуы мүмкін.

      Метанның бу риформингі, әдетте, ауаның 10-15 % - ға артуын талап етеді, бұл ретте ең төменгі мәні қауіпсіздікті қамтамасыз ету талаптарымен шектелген. Бұл салыстырмалы түрде аз мөлшер NOХ шығарындыларын азайтудың маңызды шарасы болып табылады.

      Бұл жабық циклді процесс болғандықтан, түтін газдарындағы O2 және/немесе CO артық мөлшерін мұқият бақылау міндеттемесі метанның бу риформингі сонымен қатар CO шығарындыларын және жанбайтын көмірсутектерді тиімді басқаруға және азайтуға мүмкінді

      Метанның бу риформинг процесі катализатордың "улануын" болдырмау үшін шикізатты өте терең күкіртсіздендіруді қажет етеді. Нәтижесінде қысқа циклді адсорбциядан кейінгі қалдық газдың құрамында күкірт жоқ. Ол жанармайдың 90 % құрайтындықтан, SOX шығарындылары сәйкесінше азаяды және тек қосымша отынның күкірт құрамына байланысты болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Жоғары температура мен қысымның үйлесімі қымбат қорытпалардан жасалуы керек бу риформинг құбырларына үлкен талаптар қояды. Түтін газынан құбырларға жоғары жылу беру жылдамдығын қамтамасыз ету үшін камералық пеш үлкен болуы керек. Бұл жиынтық факторлар бу риформингін орнатуды сутегі қондырғысындағы ең үлкен және қымбат жабдыққа айналдырады. Орнатудың үлкен мөлшері оны жылытуға және салқындатуға көп уақыт кететінін білдіреді және бұл оны іске қосу және остонов процедурасының көп уақытты қажет ететін бөлігі етеді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Жылуды қалпына келтіру жүйесін таңдау NOX өндірісіне айтарлықтай әсер етуі мүмкін, өйткені ол жағылатын отынның мөлшеріне де, жалынның температурасына да әсер етеді. Алдын ала қыздыру ауа азайтады жану, бірақ білімі NOX артады температура жалын, жылдамдық жалпы ұлғайту концентрациясы NOX шектейтін жалпы төмендеуі шығынын NOX. Басқа да әдістері азайту жану сияқты алдын ала риформинг немесе бу риформингі газ қыздырып (3.23 бөлімін қараңыз) жалынның температурасына әсер етпейді және NOХ концентрациясын арттырмай, жалпы қажетті жану қуатын азайтады, демек, NOX өндірісін азайтады. CO2 түзілуі де маңызды. Өндірілген H2-нің әр тоннасына шамамен 10 тонна CO2 шығарылады, оның ішінде бу шығаруға байланысты мөлшер. Бұл мән бу өндіру стратегиясына байланысты айтарлықтай өзгеруі мүмкін. SOX немесе су шығарындылары сияқты басқа да әсерлер аз, өйткені күкірт аз отын жиі қолданылады.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Еуропалық МӨЗ-мен байланысты метанның қолданыстағы бу риформинг қондырғыларының көптеген мысалдары бар.

      Экономика

      Пайдалану шығындары пайдаланылатын шикізаттың түріне байланысты болады, ал энергия ағынының типтік ауқымы (шикізат + отын - буды бұру үшін) 3–тен 3,4 Гкал/1000 Нм3-ке дейін (12,5-14,2 кДж/Нм3).

      Ендірудің әсері

      Сутектің қосымша көздеріне қажеттілік МӨЗ-де гидротазарту жөніндегі қуатты барынша арттыру және соңғы өнім сапасының стандарттарында көзделген SOX және күкірт деңгейімен проблемаларды шешу үшін аса маңызды талап болып отыр.

      Анықтамалық әдебиет

      [51], [11].


5.15.2. Ішінара тотығу

      Сипаты

      Цикл ішіндегі газдандырылған бу-газ қондырғысы (ПУВГ) сутекті жеткізуші ретінде де жұмыс істей алады, бұл жағдайда сутегі синтез газынан шығарылады (күкіртті алып тастағаннан кейін), онда шикізат жоғары температурада оттегімен әрекеттеседі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Коксты газдандыру

      Сорбент ретінде қалпына келтірілетін мырыш ферритін қолданатын бекітілген қабатты күкіртсіздендіру жүйесі газдандырудың пайдаланылған газын өңдеуді жалғастыру ретінде сыналды. Бұл жүйеде тазартылған газдағы күкірт мөлшері 10-20 ppm деңгейінде болды. Өнімнің газында аммиак (5 % - дан аз) және цианид сутегі (HCN), шикізаттағы азот туындылары бар. Газдандырғышта әктасты пайдалану осы компоненттердің деңгейін төмендетуге тырысады. Аммиак сыртқы күкіртсіздендіру процесінде мырыш ферритімен жойылмайды. Егер шикізатта сілті болса, оның бір бөлігі газдандырғышта буланып кетуі мүмкін және оны сілтілі сорбентпен немесе сүзгіге кіретін газды салқындату арқылы алып тастау қажет болуы мүмкін. Газ тәрізді өнімдегі бөлшектер тосқауыл сүзгісінде 5 ppm-ден аз деңгейге дейін шығарылады.

      Ауыр мұнайды газдандыру

      Газдандырудың экологиялық артықшылығы-ол басқа жолмен пайдаланылған кезде қоршаған ортаны едәуір ластайтын ауыр мұнайдың мөлшерін азайтады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Әдетте, ПУВГ келесі блоктары бар суды тазарту бөлімін қамтиды:

      нафтамен жуу және тікелей айдалатын бензин (нафта) қоспасын және күйені газдандыру және/немесе сүзу секциясына қайта айналдыру арқылы күйені алу;

      Сарқынды суларды тазарту сияқты биологиялық қондырғыда түпкілікті өңдеуден бұрын сүзгілеу арқылы тоқтатылған бөлшектерді (көміртегі, металдар, тұздар) жою үшін суды алдын-ала өңдеу.

      Сарқынды суларды тазарту синтез-газ конденсатын және мүмкін аминді қалпына келтіру жүйесін қолдана отырып, көміртекті экстракция қондырғысынан тазартылған суды тазартуға арналған; сарқынды суларды тазартқаннан кейін су биологиялық тазартуға жіберіледі. Сарқынды суларды тазарту цианидтерді өлтіру және ауыр металдарды кетіру үшін физикалық және химиялық емдеуді қолдана алады, содан кейін судан сульфидтерді, аммиакты және көмірқышқыл газын шығаратын қышқыл судың булану бағанасы.

      Газ ағындары кез-келген кірді кетіру үшін толығымен жуылады және процесс әдетте газды тазартуға арналған келесі көмекші қондырғыларды қамтиды:

      күйе мен қалқыма бөлшектерді кетіру үшін сумен және кейде мұнаймен шаю;

      шикі мұнайды немесе цианидтерді гидролизбен тұрақтандыруға арналған реактор;

      қышқыл газды аминмен немесе балама жүйемен сіңіру және Клаус қондырғысында H2S-ден қарапайым күкірт алу.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ішінара тотығу үшін оттегі қондырғысы қажет (95-99 % тазалық), бұл шығындарды арттырады.

      Қолданылуы

      Сутегі өндірісінің салыстырмалы шығындары, ең алдымен, шикізаттың құнына байланысты. Газдандыру қондырғысына инвестициялардың негізгі проблемасы оның күрделі және пайдалану шығындары болып табылады. Коммерциялық тұрғыдан тартымды болу үшін, әдетте, үлкен болуы керек. Химиялық заттарды өндірудің стандартты талап ПУВГ көмегімен 200 МВт-тан астам электр энергиясын өндіру немесе үлкен көлемде сутегі, көміртегі тотығы мен буды пайдалану.

      Қазіргі уақытта еуропалық МӨЗ-де газдандырудың кемінде бес процесі жүзеге асырылуда.

      Экономика

      200 МВт және одан жоғары ауқымда мұнайды газдандыру негізінде ПУВГ-ға арналған жалпы қабылданған инвестициялық шығындар әрбір белгіленген кВт-қа 1300-1700 еуроны құрайды, жылу тиімділігі шамамен 40 % және күкірт шығарындыларының 99 % - ға жақын төмендеуі. МӨЗ-де электр энергиясына орташа сұраныс әдетте 80 МВт-тан кем, ПУВГ инвестициялар көбінесе өндірілетін электр энергиясының артығын экспорттау мүмкіндігіне байланысты болады. Алайда, жоғары қысымды бу газдандырудың құнды өнімі бола алады және мұнай өңдеу зауыттарына оңай орнатылатын әлдеқайда аз газдандыру қондырғыларының мысалдары бар.

      Процесстегі сутегі өндірісінің салыстырмалы шығындары, ең алдымен, шикізаттың құнына байланысты. Метанның бу риформингі әдетте отын майының ішінара тотығуына қарағанда аз сутегі шығарады.

      Ендірудің әсері

      Сутегі өндірісіне, ауыр мұнай өндірісін қысқартуға, электр энергиясын экспорттауға және мұнай химиясы үшін шикізат ретінде өндірілетін синтез-газға жұмсалатын шығындар газды қыздырумен бу риформингін жүзеге асыру үшін қозғаушы күштер болып табылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [78], [8].

5.15.3. Газды қыздырумен риформинг

      Сипаты

      Газды қыздыру риформинг әдісі әдетте қарапайым синтез-газ генераторынан кейін жылу алмасу реакторын қолдана отырып, шикі синтез-газдан Жоғары температуралы өндіріс қалдықтарымен жылытылатын ықшам қондырғыны қолданады. Басқа мысалдарда газды қыздыратын риформинг синтездік газ генераторына толығымен біріктірілуі мүмкін.

      Қалпына келтірілген жылу риформингтерде эндотермиялық риформинг реакцияларын бастау үшін қолданылады, бұл жылуды тек бу қазандығында бу шығару үшін пайдаланады. Демек, газды қыздырудың риформинг қондырғысы бар сутегі қондырғысы бу риформинг қондырғысы немесе ішінара тотығу реакторы негізінде синтездік газ шығаратын қондырғыға қарағанда аз артық бу шығарады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Газды қыздырумен бу риформингі синтез газын өндіру процесінің энергия шығынын азайтады. Бұл әсіресе басқа өндірістік қондырғылардың жұмысы үшін жоғары қысымды бу қажет емес мұнай өңдеу зауыттарына жарамды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Газ жылыту риформинг қондырғысы қосымша реакторда эндотермиялық риформинг реакциясын іске қосу үшін технологиялық газдың нақты жылуын қалпына келтіреді. Риформинг қондырғысын жобалаудың көптеген түрлі мүмкіндіктері бар және олардың көпшілігі шикізаттың жалпы көлемінің үлесі ретінде аз ғана қосымша шикізатты (яғни 10-20 %) пайдаланады. Нәтижесінде экономика айтарлықтай өзгеруі мүмкін. Газды қыздырудың риформингін қолданудың болжамды нұсқаларының бірі, негізінен, жоғары белсенді катализатормен толтырылған арнайы жылу алмастырғыш болып табылады.

      Ауыр жұмыс жағдайлары (жоғары температура) өте мұқият жобалауды қажет етеді. Кәдімгі бу қазандықтарымен салыстырғанда жылу алмасу бетінің қабырғаларының жоғары температурасына және тотықсыздандырғыш газ атмосферасына байланысты металл бүрку коррозиясы нәтижесінде әсіресе жоғары легирленген материалдардың қатты және лезде коррозиясы болуы мүмкін. Жылу алмастырғыш жабдықтың істен шығуына байланысты жұмыс істеу қаупінен басқа, пайда болған металл және көміртегі бөлшектері технологиялық конденсатта жиналып, қондырғының жұмысына әсер етуі мүмкін. Сондықтан газды қыздыруды риформинг технологиясын қолдану үшін өнеркәсіптік қауіпсіздік, еңбекті қорғау, денсаулық, қоршаған орта және сенімділік/қол жетімділік бойынша нақты талаптарды ескеру қажет.

      Газды қыздыруды синтездік газ қондырғысына қайта құру технологиясын біріктіру іске қосу, пайдалану және тоқтату үшін арнайы процедураларды қажет етеді, сондықтан катализатордың қызмет ету мерзімін сақтау үшін операциялық күш қажет.

      Кросс-медиа әсерлері

      Сутегі қондырғысынан газды қыздырудың риформинг қондырғысын қолдану кезінде бу іс жүзінде немесе мүлдем шығарылмайды. Учаскенің энергетикалық жүйесінің нақты конфигурациясына байланысты басқа қондырғыларда бу өндірісін ұлғайту қажет болуы мүмкін. Содан кейін газды қыздырудың риформингін қолданудың пайдасы өнеркәсіптік жылу электр станцияларының желісі талап ететін будың тиісті қысқаруымен және/немесе энергияны қосымша тұтынумен және сутегі шығаратын зауыттан тыс бу өндірісінің артуымен бірге жүретін атмосфералық шығарындылармен теңдестірілуі тиіс.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. Алайда, газды қыздырудың риформингін буды азайту процесінің технологиясы ретінде қолдану айналым жабдықта электр энергиясын немесе механикалық энергияны өндіру үшін артық буды пайдалануды қамтуы мүмкін басқа конструкция нұсқаларымен салыстырғанда бағалануы керек. Егер жоғары қысымды буды синтез газын шығаратын қондырғыдан тыс басқа қондырғылар тұтынбаса, газбен жылытылатын бу риформингі тартымды балама өнеркәсіптік технология бола алады.

      Газбен жылыту риформингін орнату-бұл нарықта өзін бірнеше қолдану салалары үшін, мысалы, аммиак және метанол өндірісінде дәлелдеген жаңа балама. Қайта өңдеуге келетін болсақ, газды қыздырудың риформингі әдетте ПРМ негізінде қолданыстағы қарапайым сутегі қондырғыларын бөлшектеу үшін қолданылады.

      Экономика

      Экономика сайттың нақты конфигурациясына байланысты. Газбен жылытылатын бу риформингінің ауыр жағдайларына байланысты (жоғары температура, агрессивті атмосфера) жоғарыда сипатталған стандартты нұсқа - жоғары белсенді катализатормен толтырылған арнайы жылу алмастырғыш - айтарлықтай күрделі шығындар.

      Ендірудің әсері

      Мұнай өңдеу зауытында жүргізілетін гидротазарту үшін сутегі көбірек қажет.

      Анықтамалық әдебиет

      [78], [8].

5.15.4. Сутегін тазарту

      Сипаты

      Тазарту процестері туралы ақпаратты 3.15 бөлімінен табуға болады, төменде жақсы экологиялық көрсеткіштерге қол жеткізу үшін сутегі тазарту қондырғыларына қолдануға болатын кейбір әдістер берілген.

      Газ ағынын мезгіл-мезгіл бір ыдыстан екінші ыдысқа ауыстырып отыратын адсорбердің бірнеше қабатын қолдану қысымды төмендету және үрлеу арқылы адсорбентті қалпына келтіруге мүмкіндік береді, осылайша адсорбцияланған компоненттерді босатады. Десорбцияланған газ ыңғайлы жерде отын ретінде қолданылады.

      Атмосфералық шығарындыларды азайту мақсатында қысқа циклді адсорбция (КЦА) жүйелерін сутекті тазарту үшін ғана пайдалану.

      C/H қатынасы жоғары отынның орнына риформинг пешінде МӨЗ отын газы ретінде КЦА қалдық газын пайдалану.

      Тазалау коэффициентіне көлемдік құрамның 80 %-ына қол жеткізуге мүмкіндік беретін мембраналық технологияны қолдану.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Пайдаланылған отын газын процесте отын ретінде қайта пайдалану.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      КЦА жүйесі толығымен автоматты және таза өнімді ұсынады. КЦА орнату дымқыл күкіртсіздендіру жүйесіне қарағанда пайдалануда оңай, себебі онда айналым жабдық немесе айналымдағы ерітінділер жоқ. Қалыпты процесс максималды тазалығы 97 – 98 % oб./ об. сутегі өнімін шығарады, ал қысыммен адсорбция процесі 99,9 % об./об. және 99,999 % об./об. арасында өте таза сутегі өнімін шығарады. Өнімнің газ қалдық компоненттері негізінен метан және 10 ppm CO кем болып табылады. КЦА жүйесінің энергияны тұтынуы туралы кейбір деректер, мысалы: 3700 Нм3/сағ, құрамында Н2 85 % кем емес және қысымы 37-ден 47 барға дейін. Өнім ағыны : 2400 Нм3/сағ тазартылған Н2 концентрациясы кем дегенде 99,5 %, температура: 45 °С, қысымы: 35 бар; бөлінетін газ: 1 300 Нм3/сағ, P: 3 бар, T: 30 °С, құрамында 60 % - Н2, 1,4 % H2S және аса жоғары қайнау температурасы бар 40 % қосылыстарды С1 – С6 қамтиды.

      Кросс-медиа әсерлері

      КЦА қалдық газындағы сутектің жоғалуына байланысты риформинг қондырғысы және КЦА қондырғысының алдыңғы жағы дымқыл күкіртсіздендіру қондырғысына қарағанда үлкен. Алайда, КЦА қондырғысы аз технологиялық буды пайдаланады және ребойлерге жылуды қажет етпейді. КЦА ол пайдаланатын жоғары вакуум/қысым жүйелерінің арқасында жоғары энергияны тұтынушы болып табылады.

      Ендірудің әсері

      Сутекті тазарту үшін. KЦA жүйесі мен тазарту жүйесі арасындағы таңдау өнімнің қажетті тазалығына, процестің сенімділігі мен тиімділігіне байланысты. Үлкен өндірістік қуаттар үшін КЦА жүйесіне қосымша инвестициялар, әдетте, неғұрлым төмен пайдалану шығындарымен өтелуі мүмкін. Сонымен қатар, КЦА жүйесі таза H2 шығарады.

      Қолданылуы

      Әдетте ҚЦА пайдаланылғанда, көптеген мысалдар бар.

      Анықтамалық әдебиет

      [73].

5.16. Хош иісті көмірсутектер өндірісі

      ҚР-да әрекет ететін хош иісті көмірсутектерді өндіру бөлігінде мұнайды терең өңдеу процестері бойынша қондырғы ("АМӨЗ" ЖШС) қазіргі заманғы технологиялық қондырғы болып табылады, ЕҚТ ретінде экологиялық және энергетикалық тиімділікті арттыруға ілеспе аралас ЕҚТ қолдануға болады.

      Мысалы, 4.1, 4.4, 4.5, 4.6, 5.2.2-тармақтар және өзге де техникалар.


5.17. Сұйық көмірсутекті қосылыстарды сақтау және тасымалдау

5.17.1. Понтоны бар резервуарлар

      Сипаты

      EFS BREF-те сипатталғандай, понтон резервуарында тұрақты станция төбесі де, резервуардың ішіне орнатылатын қалқымалы төбесі де (понтон) бар. Понтон сұйықтық деңгейімен бірге көтеріліп, төмендейді. Ол тікелей сұйықтықтың бетінде жүзеді (толық контактілі понтон) немесе сұйықтықтың бетінен бірнеше сантиметр биіктікте тіректерге сүйенеді (байланыссыз понтон). Толық контактілі понтонның түрлері:

      алюминий – алюминий ұялы агрегаты бар сэндвич-панельдері, бірге бекітілген;

      қалқымалы немесе жоқ паллет түрінде болат қалқымалы шатырлар;

      эпоксидті шайырмен қапталған; полиэфир, шыны талшықты арматураланған (FRP), қалқымалы панельдер.

      Қазіргі уақытта жұмыс істеп тұрған толық контактілі понтондардың көпшілігі алюминий сэндвич панельдері немесе паллет түріндегі болат қалқымалы шатырлар.

      Қосымша ақпаратты 3.17 және EFS BREF бөлімінен қараңыз.

      Бастапқы/қайталама тығыздағыштарды ҰОҚ шығарындыларын төмендететін герметикалық тығыздағыштарға ауыстыру понтон конструкцияларында да қолданылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ҰОҚ шығарындыларын азайту. Резервуарларды понтонмен және тығыздағышпен жабдықтау сақталған өнімнің жоғалуын азайтады. Бұл әдісті реттеудің тиімділігі өзгермелі шатырдың түріне, орнатылған тығыздағыштарға және сақталған сұйықтықтың бу қысымына байланысты 60 % - дан 99 % - ға дейін. EFS BREF бастапқы тығыздағыш понтондарды орнатқаннан кейін шығарындылардың күтілетін азаюы 62,9 %-дан 97,4 % - ға дейін (EPAAP-42 әдісі бойынша) құрайды деп хабарлайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шығарындылар жөніндегі техникалық деректерді және понтоны бар резервуарлар туралы басқа да пайдалы ақпаратты [91] қараңыз.

      Кросс-медиа әсерлері

      Тұрақты шатыры бар резервуардың пайдалы көлемі шамамен 10 % азаяды. Жобалау кезінде тұтанатын атмосферамен байланысу мүмкіндігін ескеру қажет.

      Қолданылуы

      Понтондар мұнай өнеркәсібінде кеңінен қолданылады, бірақ олар тек тұрақты шатыры бар тік резервуарларға арналған. Кіші диаметрлі резервуарларда понтондарды қолдану шағын резервуарлардағы тығыздағыштың нашар тығыздығына байланысты тиімді шешім емес. Понтон конструкциясы материалының сақталған заттармен үйлесімділігін ескеру қажет. Мысалы, алюминий табақтары/қалтқылар және тығыздағыш/тығыздағыш материалдар. Егер күйдіргіш натроммен тазарту мұнай өнімін өңдеудің келесі сатыларында қолданылатын болса, пайда болатын коррозия понтонды пайдаланудан бас тартуға себеп болады. Сору құбырлары, толтыру жылдамдығының жоғары режимдері, араластыру аппараттары және қолданыстағы резервуарлардағы басқа да шығыңқы бөліктер оны қайта жабдықтауға қиындық туғызады.

      Экономика

      Қайта жарақтандыруға арналған шығындар 5.31-кестеде келтірілген. Бұл сомма резервуардың диаметріне байланысты.

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

Р/с
№

Шығарындылар көзі

Мұнай және мұнай өнімдерін МӨЗ сақтау орны

1

2

3

1

Басқару технологиясы

Тұрақты шатыры бар резервуарлардағы понтондар

Қалқымалы төбесі бар резервуарлардағы екінші/екі тығыздағыш жапқыштар

Шатырдың фитингтік қосылыстарынан шығарындыларды реттеудің басқа әдістері (тірек тіректері, бәсеңдеткіш құдықтар)
және параметрлері (резервуарды бояу)

2

Тиімділік

90-95 %

95 %

95 % - дан астам, егер бірге болса екінші реттік тығыздағыштармен

3

Инвестициялық шығындар
(млн еуро)

0,20 - >0,40 үшін
диаметрі
20-60 м* резервуарлар

0,05-0,10 за
диаметрі
20-50 м** резервуарлар

0,006 үшін
диаметрі 50 м *резервуарлар

4

Пайдалану шығындары

Елеусіз

Әр ауыстыру
10 жыл

Елеусіз

5

Басқа салдары/
ескертулер

Резервуарды пайдаланудан шығару қажет; резервуардың пайдалы көлемін азайтады
5 -10 %

Резервуардың максималды сыйымдылығын азайтады

Өздігінен тұтанатын қатты шөгінділердің пайда болу мүмкіндігіне байланысты жоғары күкірт шикі мұнайды сақтауға жарамайды.

      Ескертпе: (салынған және толық жарақталған):

      * [92], сондай-ақ салалық ішкі ақпарат:

      ** [92] және салалық ішкі ақпарат (UN-ECEECAIR / WG6/1998/5).

      Ендірудің әсері

      Еуропалық директива 94/63 / EC (1-кезең) тұрақты шатыры бар бензин сақтау резервуарлары: 1) понтондармен жабдықталуы керек (қолданыстағы резервуарларда бастапқы тығыздағышпен және жаңа резервуарларда екінші тығыздағышпен) 2) немесе буды ұстау қондырғысына қосылуы керек. Нұсқа ретінде буды кәдеге жарату әдісі қолданылады, буды аулау процесі қауіпті жағдайларда жүзеге асырылады немесе қайтарылған будың көлеміне байланысты бұл техникалық мүмкін емес.

      Анықтамалық әдебиет

      [93],[91],[12],[91],[9].

5.17.2. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар

      Техникалық сипаттау

      Қалқымалы қақпағы бар резервуарлар шикі мұнайды, ашық түсті мұнай өнімдерін және бу қысымы 14 кПа-дан 86 кПа-ға дейінгі аралық өнімдерді қалыпты сақтау температурасында сақтау үшін қолданылады. Қосымша ақпаратты 3.17 және EFS BREF бөлімінен қараңыз.

      Қалқымалы төбесі бар резервуарларда толтыру және булану шығындары тұрақты шатыры бар резервуарлармен салыстырғанда едәуір азаяды. Алайда, резервуарлардың осы түріне тән бу шығынын азайту керек.

      Шикізат буының қысымының жоғарылауы нәтижесінде температура мен қысымның жоғарылауына/төмендеуіне байланысты тығыздағыш жапқыш пен байланыстырушы арматура арқылы шығарылатын зиянды заттардың мөлшері өзгереді. Алайда, шығарындылар көлеміне желдің әсері, сондай-ақ шатырдағы тесіктер әсер етеді. Қалқымалы шатыры бар резервуарлардан шығарылатын шығарындылардың мөлшері, әдетте, резервуарды босату кезінде бөлінетін шығарындыларға қарағанда көп.

      Сұйықтық босатылған кезде оның деңгейі төмендеген кезде резервуардың қабырғаларынан сұйықтықтың булануы кезінде сулану шығындары.

      Резервуарды босату кезінде бөлінетін булар.

      Көптеген жағдайларда қалқымалы төбесі бар резервуардың фитингтері арқылы шығарындылар тығыздағыш жапқыш арқылы, әсіресе екінші тығыздағыш резервуарлардағы шығындардан асып түседі. Фитингтер арқылы шығарындылардың негізгі көзі-седативті құдықтың кішкене тесігі (сынама алу үшін құдық немесе сүңгі батыру үшін құдық).

      Қалқымалы шатырлы резервуарлардан шығарындыларды азайтудың кейбір әдістері (5.30-сурет):

      қалқымалы шатырға жетілдірілген бастапқы тығыздағыштарды орнатыңыз. Мысалы, бу мен сұйықтықтың шығарылуынан орнатылған тығыздағыш жапқыш;

      муфталарды құбырдың айналасына, сондай-ақ тыныштандыратын құдықтың тазартқыш құрылғысының айналасына орнатыңыз;

      перфорацияланған құбырдың ішіне тазартқышы бар қалқымаларды орнатыңыз;

      шамадан тыс бу шығарындыларын болдырмас үшін қалқымалы шатыры бар резервуарларды мүмкіндігінше аз түсіріңіз;

      оқшаулағыш орамамен, муфталармен немесе толқын тербелістерінің компенсаторларымен қалқымалы шатырдың барлық тесіктерін (мысалы, өлшеу деңгейлері, тірек тіректері) тығыздау;

      резервуардың қабырғалары мен төбесі арасында екінші немесе үшінші тығыздағыштарды орнатыңыз.

      қалқымалы шатыры бар резервуарлардағы дренаждарды жобалау, бұл жаңбыр суын көмірсутектермен ластанудан қорғайды.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Бір затты, мысалы, бензинді резервуарда сақтаған кезде стационарға қарағанда қалқымалы шатырды қолданған жөн, өйткені бұл жағдайда атмосфераға шығарындылар (ҰОҚ) аз болады. Қалқымалы шатыры бар резервуарлар атмосфераға шығарындыларды стационарлық шатырмен салыстырғанда 95 %-ға азайтады. Мұнай өнімін толық көлемде сақтау пайдаланушылық пайдаға алып келеді.

     



1 Деңгейді өлшеуге арналған аспап
2 Қолмен калибрлеу порты
3 Температураны өлшеуге арналған аспап
4 Платформа
5 Палубада кіру люгі
6 Понтонға кіруге арналған люк
7 Икемді жиек нығыздауышы
8 Қалқымалы шатырдың тірегі
9 Желдету клапаны (автоматты)
10 Өлшеу порты
11 Перифериялық өлшеу құрылғыларын қосу
12 Бағыттаушы шлангілер жүйесі

13 Шатырда баспалдақ
14 Калибрлеу қалтқысы
15 Бактан ағызу
16 Көлбеу
17 Толтыруға және босатуға арналған форсунка
18 Айналым түтік (өзгермелі бу шығару жүйесі)
19 Төменгі ағызу
20 Қалдықтарды төгу
21 Бағыттаушы тірек
22 Бакың қос түбі

      5.30-сурет. Қалқымалы қақпағы бар резервуардың мысалы

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шығарындылар туралы техникалық деректерді және қалқымалы шатыры бар резервуарлар туралы басқа да пайдалы ақпаратты [91] қараңыз. Қалқымалы шатырлармен жабдықталғаннан кейін шығарындыларды тиімді азайту мысалдары (тұрақты төбесі бар резервуарлармен салыстырғанда) келесі кестелерде келтірілген [61].

      Кросс-медиа әсерлері

      Қалқымалы шатырларды қолдану теориялық тұрғыдан резервуардың стационарлық шатырларына қарағанда судың ластануына әкеледі, өйткені жаңбыр суы резервуарға тығыздағыштар арқылы түседі. Сатуға мұнай өнімін жіберер алдында кез келген бөгде сұйықтықтарды төккен жөн, өйткені олар осы өнімнің сапасын нашарлатады (5.32 және 5.33-кестелер).

      5.32-кесте. Резервуарлар құрылыстарының жобалық деректері

Р/с
№

Өнім

Диаметрі, м

Биіктігі, м

Жылына есептелген шығарындылар, кг/жыл *

1

2

3

4

5

1

Тікелей айдау бензині (нафта), ауыр

23

14,5

3 942

2

Тікелей айдау бензині (нафта), жеңіл

30

17

2 492

3

Шикі мұнай

57

16,5

5 519

      *тығыздау бетінің ауданына, батыру/тыныштандыру құдықтарына, шатыр фитингтеріндегі тесіктерге байланысты сулану шығынын есепке алмай жүргізіледі.

      Дереккөз: [112].

      5.33-кесте. Тығыздағыштарды таңдау және болжамды тиімділік

Р/с
№

Жағдай

Тығыздағыштардың конструкциясы

Тиімділік, %

Ауыр нафта

Жеңіл нафта

Шикі мұнай

1

2

3

4

5

6

1

1- жағдай

Екі тығыздағыш жапқыш (екінші тығыздағыштар орнатылған) батыру / бәсеңдету құдықтары герметикаланбаған тірек тіректерінің шатырмен қосылу орындары герметикаланбаған

51,8

50

95,7

2

2-жағдай

Екі тығыздағыш жапқыш (екінші тығыздағыштар орнатылған) батырылатын / бәсеңдеткіш құдықтар герметикаландырылған тірек тіректерінің шатырмен жалғанған жерлері герметикаландырылған

92,5

92

98,3

3

3-жағдай

Екі тығыздағыш жапқыш (екінші тығыздағыштар орнатылған) су асты / бәсеңдеткіш құдықтар , соның ішінде тірек тіректері бар

93,3

93

98,8

4

4-жағдай

Қос тығыздағыш жапқыш (қол жетімді қалқыма) батырылған/бәсеңдеткіш құдықтар герметикалық шатыры аяқтары герметикаландырылған

95,6

96,1

98,9

5

5-жағдай

Үшінші тығыздағыш ысырма батырылған/бәсеңдеткіш құдықтар герметикаландырылған тірек тіреуіштері герметикаландырылған

97,1

97,5

99,1

6

6-жағдай

Үшінші тығыздағыш ысырма батырылған/бәсеңдеткіш құдықтар герметикаландырылған + тірек тіреуіштерінің бағыттаушылары герметикаландырылған

97,9

98,1

99,6

      Дереккөз: [77]


      Қолданылуы

      Жаңарту жағдайында, егер резервуардың қызмет ету мерзімін ұзарту қажет болса, қалқымалы шатырдың қолайлы баламасы резервуарды понтонмен жабдықтау болады.

      Экономика

      Резервуардың стационарлық шатырын өзгермелі шатырға қайта жабдықтауға арналған инвестициялық шығындар диаметрі 20 м резервуар үшін 0,26 млн еуроны құрайды. Резервуарды босату үшін операторды пайдалану қажет. Бұл кейбір операциялық шығындарға әкеледі.

      Ендірудің әсері

      94/63/EC директивасы бойынша (1-қосымша) қалқымалы шатырлы резервуарлар ҰОҚ-ты бу шығаратын қондырғыларсыз стационарлық шатырлы резервуарларға қарағанда 95 % тиімдірек шығаратын резервуарлар ретінде анықталған. Яғни, станция төбесі бар резервуар тек қауіпсіздік клапанымен жабдықталған.

      Анықтамалық әдебиет

      [93], [61], [94], [37], [12], [95], [96], [9].

5.17.3. Қалқымалы шатырдағы тығыздау жүйесі

      Техникалық сипаттау

      Қалқымалы шатырдың қақпағындағы екі немесе үш тығыздау қабаты мұнай өнімдерін сақтау резервуарларынан ҰОҚ шығарылуынан бірнеше рет қорғауды қамтамасыз етеді. Шатырдың екінші және үшінші тығыздағыштарын орнату шығарындыларды азайтудың тиімді әдісі болып табылады. Құрамында парафині жоқ мұнай өнімдерін сақтайтын резервуарларда қалқымалы шатырдың бекітпесіндегі тығыздаудың екінші немесе үшінші қабаты резервуардың ішкі қабырғасындағы дренаждық элементпен жабдықталады (атмосфералық жауын-шашыннан қорғайтын қосымша тығыздау). Бекіткішке орнатылған тығыздағыштарға артықшылық беріледі (металл аяқ киімге орнатылған тығыздағыштардан айырмашылығы). Бастапқы тығыздау ағып кеткен жағдайда шығарындыларды бақылауды қамтамасыз ететіндіктен (5.31-сурет).

     



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

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ҰОҚ шығарындылары сақтау резервуарларына екінші және үшінші тығыздағыштарды орнатқаннан кейін айтарлықтай төмендейді. АҚШ-тың Amoco/EPA бірлескен зерттеуі сол сыйымдылықтағы стационарлық төбесі бар резервуардың қалқымалы ішкі шатыры жоқ шығарындыларымен салыстырғанда, ҰОҚ-тың сақтау резервуарларынан шығыны 75-95 % - ға азаятынын көрсетті. Үшінші тығыздағыштар шығарындыларды 99 % дейін төмендетуді қамтамасыз етеді (3.17 бөлімін қараңыз). Екінші тығыздағыштармен қатар, тығыздағыштардың үшінші қабаты резервуарға жаңбыр суының түсу мүмкіндігін азайтады. Бензин сақтау резервуарларында қайталама тығыздағыштарды қолдану ҰОҚ шығарындыларын 95 % дейін төмендетеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шығарындылар бойынша техникалық деректерді және тығыздағыш ысырмалар туралы басқа да пайдалы ақпаратты [91] қараңыз.

      Кросс-медиа әсерлері

      Тығыздағыштармен жабдықтау, әдетте, резервуарлардың пайдалы көлемін шамамен 5 % жоғалтуға әкеледі.

      Қолданылуы

      Бірнеше тығыздағыш қақпақтар жаңа қондырғыларға оңай орнатылады (қос немесе үшінші тығыздағыштар деп аталады). Сонымен қатар, тығыздағыштар жаңартылады (қайталама тығыздағыштар). Үшінші тығыздағыштарды жаңартуда қиындықтар туындайды.

      Екінші реттік тығыздауыштар бүкіл әлемде кеңінен қолданылады. Швецияда ашық түсті мұнай өнімдерін сақтайтын көптеген резервуарлар (Рейдтегі бу қысымы 27 кПа-дан жоғары) екі қабатты шатырлармен жабдықталған. Үшінші мөрлер Германияның бірнеше мұнай өңдеу зауыттарында және мұнай базаларында қолданылады.

      Экономика

      Орташа мөлшердегі резервуарды екінші реттік тығыздау жүйесімен жабдықтау шамамен $ 20,000 АҚШ доллары (1991 жыл) болды. Инвестициялық шығындар: диаметрі 20-50 м резервуарлар үшін 0,05-0,10 млн еуро. Пайдалану шығындары: ауыстыру әр 10 жыл сайын болуы мүмкін.

      Ендірудің әсері

      МӨЗ және резервуарлық пакеттерде Еуропалық директива 94/63 / EC (1 кезең) қалқымалы төбесі бар резервуарларға және понтоны бар жаңа бензин сақтау резервуарларына екінші реттік тығыздағыштарды орнатуды ұсынады.

      Анықтамалық әдебиет

      [39], [91], [12], [95],[9].

5.17.4. Сақтауды ұйымдастыру жүйесі

      Сипаты

      Көбінесе белгілі бір резервуарларға қажеттілік мәселесі өндірістік жоспарлауды жақсарту және қондырғыларды үздіксіз пайдалану арқылы жойылады. 4.5-тармақтың тақырыбы осы әдіске ұқсас. Мысал – кірістірілген сарқынды араластыру жүйесін енгізу (5.17.14 тармағын қараңыз).

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Сақтау резервуарлары ҰОҚ шығарындыларының ең үлкен көздерінің бірі болғандықтан, пайдаланылған резевуар санын азайту ҰОҚ шығарындыларын азайтуға көмектеседі. Осының салдарынан резервуардың түбіне орналастырылған тоқтатылған бөлшектердің саны және тұндырылған сарқынды сулардың көлемі азаяды.

      Қолданылуы

      Резервуарлардың санын азайту, әдетте, дайын және аралық өнімдерді қайта өңдеу жүйесінде толық өзгерісті қажет етеді. Сондықтан бұл әдісті жаңа қондырғыларда қолдану оңайырақ.

      Ендірудің әсері

      Пайдаланылатын сақтау резервуарларының санын азайту объектідегі кеңістікті басқа мақсаттар үшін оңтайлы пайдалануға мүмкіндік береді.

      Анықтамалық әдебиет

      [114].

5.17.5. Резервуарлардың түбі арқылы ағып кетудің алдын алу

      Осы бөлімнің нұсқаулары резервуарлардың түбі арқылы ағып кетудің алдын алуға бағытталған ЕҚТ анықтау кезінде ескерілуі керек әдістерден туындайды. Бұл тақырып EEMUA 183 "Тік, цилиндрлік, болат сақтау ыдыстарының түбінен ағып кетудің алдын-алу бойынша нұсқаулық" басылымында жақсы анықталған.

5.17.6. Қос түбі бар резервуар

      Сипаты

      Қос түбі қолданыстағы резервуарларға орнатылуы мүмкін немесе бастапқыда жаңа резервуарлардың конструкциясында болуы мүмкін. Қайта жабдықталғаннан кейін жұмыс істеп тұрған резервуардың түбі әдетте екінші түбі ретінде пайдаланылады, ал құм, қиыршық тас немесе бетон жаңа негізгі және екінші түбінің арасына құйылады. Бұл жағдайда, әдетте, түбтер арасындағы кеңістік азайтылады. Сондықтан негізгі түбі екінші түптің құрылысының геометриясын қайталайтындай етіп жасалады. Резервуарлардың негізіне еңістер тіке, конус тәрізді (резервуардың ортасынан төмен периметріне қарай еңкіш) немесе конус тәрізді (резервуардың периметрінен төмен еңкіш) болуы мүмкін. Резервуарлардың барлық түбі көміртекті болаттан жасалған. Қос түп орнатылған кезде (қолданыстағы резервуарларда немесе жаңаларында) жаңа түп үшін материал таңдалады. Материал ретінде көміртекті болат қолданылады немесе коррозияға төзімді баспайтын болат таңдалады. Немесе шыны талшықпен нығайтылған эпоксидті шайыр болат бетіне қолданылады.

      Қос түбі бар резервуарларды пайдалану вакуумдық қондырғыны орнатуға мүмкіндік береді. Бұл жағдайда әуе кеңістігі төменгі және жоғарғы түбінің арасында сақталады, олар болат тіректермен бөлінеді. Мұндай тіректер әдетте болат арматуралық тордан жасалады. Кейінгі жүйелерде вакуумдық кеңістіктің жай-күйін үнемі бақылау сақталады. Негізгі немесе екінші түбіндегі кез-келген ағып кету вакуумның қысымын өзгертеді, бұл дабылды іске қосады. Пайдаланылған ауаны кейінгі талдау, егер мұнай немесе бу ағып кетсе, жоғарғы түбінің дұрыс жұмыс істемеуін көрсетеді. Егер мұнай өнімдері мен булардың іздері болмаса, онда төменгі түбі дұрыс жұмыс істемейді (алдыңғы апаттан кейін төменгі ластану болған жағдайларды қоспағанда).

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Резервуардағы екінші өткізбейтін түбі коррозия, зақымдалған дәнекерленген қосылыстар, төменгі материалдағы немесе құрылымдық бөліктердегі жарықтар салдарынан зиянды заттардың катастрофиялық емес шығарылуын болдырмайды. Қорғаныс функциясынан басқа, екінші түбінің конструкцияы ағып кетуді анықтау жүйесімен жабдықталған, оны көзбен анықтау мүмкін емес.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Резервуарларды екі түппен жабдықтау нәтижесінде ішкі жағдайды тексеру уақыты және резервуарды жыл сайын тазарту жиілігі қысқарады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қос түп орнатылған жағдайда резервуарлардың бос тұрып қалу уақыты ұлғаяды. Қос түбі резервуардың пайдалы көлемін азайтады.

      Қолданылуы

      Жаңғыртылғанға да, сондай-ақ жақында тұрғызылған резервуарларға да қолданылады .

      Экономика

      Резервуарларды екі түппен қайта жарақтандыруға арналған үлгілік шығындарды Германия мен Швейцарияның жеткізуші зауыттары көрсетеді. Шығындар вакуумды тазартқыш жүйесін орнатуды қамтиды:

      көміртекті болат:      110 еуро/м2,

      тот баспайтын болат: 190 еуро/м2,

      шыны талшықпен нығайтылған эпоксидті шайыр: 175 еуро/м2.

      Ұлыбританияның МӨЗ көлемі 10340 м3 екі түп резервуарды орнатудың нақты құны 600000 еуроны құрағанын хабарлайды.

      Ендірудің әсері

      Сақтау резервуарларынан ағып кетудің алдын алу.

      Анықтамалық әдебиет

      [122].

5.17.7. Өткізбейтін геомембраналар

      Сипаты

      Өткізбейтін геосинтетикалық материал - бұл резервуарлар түбінің бүкіл бетінің астындағы біртекті оқшаулағыш полимер табағы. Ол қос түбіне балама ретінде қызмет етеді немесе резервуардың ағып кетуінен қосымша қорғаныс ретінде әрекет етеді. Резервуардың қос түбі сияқты, геомембрана ең алдымен бүкіл резервуардың апатты бұзылуын жою үшін емес, кішігірім, бірақ тұрақты ағып кетудің алдын алуға арналған. Геомембрананың тиімділігінің себебі-материалдың буындары резервуардың болат корпусына немесе резервуарды қолдайтын және қоршап тұрған бетон қабырғаға мықтап сәйкес келеді. Иілгіш мембрананың минималды қалыңдығы 1 мм, дегенмен қалыңдығы 1,5 - 2 мм парақтар жиі қолданылады. Мембрана резервуарда сақталатын химиялық қосылыстардың әсеріне сезімтал болмауы керек.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Сақтау резервуарларынан ағып кетудің алдын алу.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ұзақ қарапайым резервуар, егер оның түбін геомембраналық табақтармен төсеу қажет болса.

      Қолданылуы

      Су өткізбейтін геоүлдір жаңа резервуарларға да, қолданыстағы резервуарларды жаңарту кезінде де төселеді. Төсеу күрделі жөндеу кезінде жүреді және, әдетте, олар ағып кетуді анықтау жүйесімен жабдықталған.

      Бірқатар еуропалық емес елдерде қос түбінің орнына өткізбейтін геомембраналар қолданылады.

      Экономика

      Ұлыбританияның МӨЗ-нен (дереккөз: UKPIA) жақында жаңартылған шығындар туралы деректер (2011 жыл) 5.34-кестеде келтірілген.

      5.34-кесте. Әртүрлі резервуарлардағы өткізбейтін геомембрананы жаңғыртуға арналған сметалық шығындар.

Р/с
№

Шағын резервуарлар

Орташа резервуарлар

Үлкен резервуар

Жалпы опырылымы бар диаметрі 22 м, биіктігі 20 м 3 шағын резервуар

Диаметрі 48,5 м 3 орташа резервуар,
высотой 20 м с общим обвалованием

Диаметрі 81 м болатын 1 үлкен резервуар,
жеке опырылымы бар биіктігі 20 м


1

2

3

4

1

Резервуардың көлемі, м3 (бір резервуар)

7603

Резервуардың көлемі м3 (бір резервуар)

36949

Резервуардың көлемі м3

103060

2

Резервуардың өлшемдері м2
(бір резервуар)

380

Резервуардың өлшемдері м2
(бір резервуар)

1847

Резервуардың өлшемдері м2

5153

3

Топырақ үйіп бекітілген жердің талап етілетін ұзындығы
(барлық резервуарлар, қоршаулардың биіктігі
2 м)1)

4942

Топырақ үйіп бекітілген жердің талап етілетін ұзындығы (барлық резервуарлар, қоршаулардың биіктігі 2м)1)

24017

Топырақ үйіп бекітілген жердің талап етілетін ұзындығы (қоршаулардың биіктігі 2 м)1)

56683

4

Резервуар түбінің астына геомембрананы төсеу құны

5


еуро*


еуро*


еуро*

6

Топырақ үйіп бекітілген негізді жабу

317755

Топырақ үйіп бекітілген негізді жабу

1672754

Топырақ үйіп бекітілген негізді жабу

4787890

7

Опырылым қабырғаларын жабу

282575

Опырылым қабырғаларын жабу

621892

Опырылым қабырғаларын жабу

1038379

8

Резервуарлардың астына геоүлдірді төсеу

110079

Резервуарлардың астына геоүлдірді төсеу

535644

Резервуарлардың астына геоүлдірді төсеу

498195

9

Домкратты қолдану

680904

Домкратты қолдану

1021356

Бөлшектеу      және
резервуардың түбін ауыстыру

907872

10

Үйме жиыны

1391314

Топырақ үйіп бекітілген жердің жалпы құны
типтік
жалпы құны

3851647

Үйме жиыны

7232335

11

Резервуарға жиыны

464150

Бір типтік құрылыстар резервуарының
жалпы құны

1284639

Бір типтік құрылыстар резервуарының
жалпы құны

7232335

12

Резервуардың түбін ауыстыру, резервуардың астына жаңа іргетас орнату құны

13

Топырақ үйіп бекітілген негізді жабу

317755

Топырақ үйіп бекітілген негізді жабу

1672754

Топырақ үйіп бекітілген негізді жабу

4787890

14

Опырылым қабырғаларын жабу

282575

Опырылым қабырғаларын жабу

621892

Опырылым қабырғаларын жабу

1038379

15

Жаңа негізді салу
және резервуардың түбін ауыстыру
 

1429898

Жаңа негізді салу
және резервуар түбін ауыстыру

2859797

Жаңа
негізді салу
және резервуар түбін ауыстыру

1815744

16

 
Үйме жиыны

2030229

Типтік құрылыс опырылымның
жалпы құны

5154443

Үйме жиыны

7642013

17

Типтік құрылыстың бір резервуарының жалпы құны

18

Шағын резервуар

676743

Орташа резервуар

1718148

Үлкен резервуар

7642013

      *Еуродағы шығыстар 25.07.2011 жылғы жағдай бойынша 1,13484 мөлшерінде фунт стерлингтен қайта есептеліп алынады.

      Ескертпе:

      бундың талап етілетін ұзындығы топырақ үйіп бекітілген топтағы ең үлкен резервуардың көлемінен резервуардың номиналды көлемінің 110 % есебінен алынады;

      резервуарды жобалау, босату және тазалау жұмыстарын ұйымдастыруға байланысты шығыстар есепке алынбайды. Теорияда бір резервуардың жалпы құнының 10 - 15 % құрайды.

      Диаметрі 48,5 м-ден асатын үлкен резервуарларға арналған домкрат пайдаланылмайды. Сондықтан шығындар тек резервуардың түбін бөлшектеу және ауыстыру бойынша бағаланады;

      сондай-ақ, жұмыс аяқталғанға дейін ұзақ уақыт тұрып қалған кезде (бір резервуарға шамамен 9 ай) резервуарға орын жалдау қажеттілігіне байланысты шығыстар алып тасталады.

      Топырақ үйіп бекітілген жердің қабырғаларын жабу қоршау қабырғасының жоғарғы бөлігіне толқын шағылыстырғыш күнқағарды орнатуды және оны қолданыстағы топырақ үйіп бекітілген негізге (қажет болған жағдайда) бекітуді қамтиды.

      Резервуардың түбін бөлшектегеннен кейін, жаңа түбін орнату топырақ тым кеуекті болған жағдайда немесе монтаж жұмыстарының нәтижесінде геоүлдір зақымдалады деген қорқыныш болған кезде тиімді шешім болып саналады.

      Резервуарларды жетілдірілген екінші және үшінші деңгейлі тығыздағыштармен жабдықтағаннан кейін салық жүктемесінің өсу қарқынының жоғарылауы ескерілмеді.

      Опырылымның ұзындығы оның конфигурациясына байланысты ұлғаюы мүмкін. Бұдан басқа, қоршаулардың биіктігі 2 м-де топырақ үйіп бекітілетін қоршаулардың еңісін ескермейді, бұл оның алаңының ұлғаюына әкеледі.

      Дереккөз: CONCAWE/UKPIA 2011.


      Ендірудің әсері

      Топырақтың ластануын болдырмаңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [112].

5.17.8. Ағып кетуді анықтау

      Сипаты

      Сарқынды сулар сияқты, топырақ пен жер асты суларының ластануын болдырмаудың бір әдісі-ағып кетуді мерзімінен бұрын анықтау. Резервуардың түбінен ағып кету ағып кетуді анықтау жүйесімен анықталады. Бұл әдіс бақылау люгінің, бақылау ұңғымаларының және өндірістік ресурстарды басқару жүйесінің болуын қарастырады. Жетілдірілген жүйелерде электронды сенсор зондтары немесе сенсорға импульсті өткізу кабельдері бар. Ағып кету кезінде сенсор кабелі өніммен байланысқа түседі, нәтижесінде қарсылық мәні өзгереді және дабыл іске қосылады. Сонымен қатар, резервуарларды үнемі тексеріп, олардың тұтастығын тексеріңіз. LDAR бағдарламасы туралы 5.27.5 тармағын да қараңыз. Қарастырылатын әдістер:

      құю туралы сигнал беруді сақтауға арналған резервуарларды және қажет болған жағдайда сорғыны автоматты ажырату құрылғысымен жарақтандыру;

      резервуарларда ағып кетуді анықтайтын кіріктірілген жүйесі бар қос түбін орнату, мұнда бұл іс жүзінде жүзеге асырылады.

      Резервуарлардың толып кетуіне жол бермеу бойынша ұсыныстар жасау үшін авариялар негізінде тәуекелдерді жүйелі талдау қажет.

      Қысыммен сақтау резервуарларындағы сақтандырғыш клапандарды ішкі ағулардың бар-жоғын кезең-кезеңімен тексеру қажет. Ағып кетуді тексеру портативті дыбыс сіңіргіш экрандармен жүзеге асырылады немесе егер болжанған ағып кетуге қол жетімді болса, LDAR бағдарламасы аясында көмірсутектердің жалпы құрамын анализатор қолданылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Топырақ пен жер асты суларының ластануын болдырмаңыз.

      Қолданылуы

      Зондтар мен сенсорларды қосу кабельдері, егер ағып кетудің болжамды төгілу аймағы аз болса, жеткілікті тереңге түседі. Сондықтан, кейбір жағдайларда резервуарларды тексеру зондты қолданудан гөрі сенімді нәтиже береді.

      Экономика

      МӨЗ-дің бірі диаметрі 12 м төрт резервуардан тұратын топта ағып кетуді анықтау жүйесін орнату құны жылына 4000 еуро пайдалану шығыстары кезінде жалпы алғанда 55000 еуроға бөлінетінын хабарлайды. Басқа МӨЗ-дегі резервуарларды жоспарлы тексеру бір резервуар үшін жылына 2000 еуроға бағаланды.

      Ендірудің әсері

      Топырақ пен жер асты суларының ластануын болдырмаңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [197, MWV 2000].

5.17.9. Катодты қорғау

      Сипаты

      Электрохимиялық қорғаныс резервуардың түбінің сыртқы жағында коррозияның пайда болуына жол бермейді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Топырақ пен жер асты суларының ластануы азаяды, сондай-ақ резервуардың коррозиясымен күресу шараларын қолдану арқылы атмосфераға шығарындылар азаяды.

      Кросс-медиа әсерлері

      Үстеме токпен катодты қорғаныс тұрақты ток көзі болған кезде қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Резервуарлар мен құбырларда коррозияның пайда болуын болдырмаңыз, сонымен қатар техникалық қызмет көрсету шығындарын азайтыңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [114].

5.17.10. Резервуардағы түптік қалдықтарды қысқарту

      Сипаты

      Резервуардағы төменгі қалдықтардың мөлшері резервуардың түбінде қалған мұнай мен суды мұқият бөлу арқылы азаяды. Сүзгілер мен центрифугалар мұнайды алу және өңдеуге жіберу үшін де қолданылады. Басқа қолданылатын әдістер – бұл құбыр резервуарларына бүйір тармақтарын, реактивті араластырғыштарды орнату немесе химиялық заттарды қолдану. Содан кейін негізгі тұнба мен су қабылдау МӨЗ-ге беріледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Шикі мұнай резервуарларындағы төменгі қалдықтар құрамында МӨЗ-дегі қатты қалдықтардың үлкен пайызы бар, оларды ауыр металдардың болуына байланысты кәдеге жарату қиын. Олар ауыр көмірсутектерден, тоқтатылған бөлшектерден, судан, коррозия өнімдерінен және шөгінділерден тұрады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Көшу шөгінділердің және суды резервуарлардан мұнайдың МӨЗ білдіреді, олар, ең алдымен, тұзсыздандыру қондырғысында көрінеді.

      Анықтамалық әдебиет

      [7].

5.17.11. Рзервуарды тазарту бойынша операциялар

      Сипаты

      Шикі мұнайды және басқа да мұнай өнімдерін сақтау резервуарларында тұрақты ішкі тексерулер мен жөндеу жүргізу үшін газдарды босату, тазарту және жою қажет. Резервуарды түбіндегі қалдықтардан тазарту мазмұнның көп бөлігін (>90 %) шамамен 50 °С температурада ыстық дизель фракциясымен ерітуді қамтиды. Нәтижесінде төменгі қалдықтардың көп бөлігі ериді. Әрі қарай, сүзгіленгеннен кейін олар шикі мұнайы бар резервуарға жіберіледі. Әдетте мұнай сақтау резервуарын жұмысшылар тазалайды. Олар резервуарға түсіп, шөгінділерді механикалық түрде тазартады. Нәтижесінде олар ықтимал жарылғыш және улы атмосфераға ұшырайды. Резервуарларды тазартудың толық автоматтандырылған әдістері де бар. Ол келесідей орындалады:

      технологиялық жабдықтар орнатылады: төмен/жоғары қысымды шүмектер резервуардың төбесіне немесе резервуардың қабырғасына орнатылған люктер арқылы орнатылады және сұйықтықтың бетінен ластануды жинайды.

      резервуарда инертті газ қабатын жасайды: инертті газ айдалады, өздігінен тұтану жағдайларына жол бермей, оттегі деңгейі 8 % - ға дейін сақталады.

      шламды алып тастаңыз және резервуарды тазалаңыз: шлам резервуардағы майды тазартқыш ретінде пайдаланып, тазартқыш саңылаулар арқылы сорылып, қайта өңделеді. Қажет болса, тұтқырлықты азайту үшін шикі мұнай немесе газойль қосылады және/немесе қайта өңделетін ортаны қыздырады.

      мұнай бөлінеді және алынады: шламның бір бөлігі химиялық реагенттерді қоспай механикалық түрде бөлінеді (декантталады).

      сумен жуыңыз: соңғы жуу ыстық сумен жасалады және соңында инертті газ шығарылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Резервуарларды тазалағаннан кейінгі шығарындылар табиғи немесе механикалық желдету кезінде пайда болады. Арнайы шаралардың арқасында, мысалы, мобильді алау қондырғылары, ҰОҚ шығарындыларын 90 % дейін одан әрі төмендетеді деп күтілуде. Қазіргі уақытта мұндай қондырғылар шикі мұнай мен мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын тазарту мақсатында жобалануда. Жабық тізбектегі жүйелерде жұмыс істейтін резервуарларды тазартудың автоматтандырылған әдістері қоршаған ауаға ҰОҚ шығарындыларын азайтады. Мұндай жүйелерде мұнайы бар резервуардағы атмосфера газсыздандырылады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шикі мұнай резервуарын тазарту кезінде пайда болатын шығарындылар және олардың азаюы [222, UBA 2000]-де егжей-тегжейлі сипатталған. Төменгі шөгінділерді тазарту үшін ыстық дизель отынын пайдалану жылуды қажет етеді. Тиісті тұтыну резервуардың түрі мен мөлшеріне, сондай-ақ өңделген қалдықтардың түріне байланысты болады. Резервуарларды автоматтандырылған тазарту жеткізуші зауыттың ақпаратына сәйкес [102, ORECO 2011], 5.35-кестеде шикі мұнай резервуарларын тазарту бойынша типтік мәліметтер келтірілген.

      5.35-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазарту жөніндегі үлгілік деректер

Р/с
№

Атауы

Автоматты тазалау

Механикаландырылған тазалау

1

2

3

4

1

Көмірсутектер шығарындылары

1-2 т

30-50 т

2

Отын шығыны

30000-70000 л қыздыру қажеттілігіне байланысты

20000-25000 л

3

Жағуға арналған қалдықтар

20-50 м3

2000-5000 м3
тазартуға арналған көлемге байланысты

4

Сарқынды сулар

20-50 м3

шамамен 500 м3

      Ескертпе: шикі мұнай резервуары: диаметрі 50-80 М-қалқымалы шатыр - 2000 м3 мұнай шламы.

      Кросс-медиа әсерлері

      Резервуарды тазарту кезінде табиғи немесе мәжбүрлі желдетуді қолданған кезде ҰОҚ шығарындылары едәуір артады. Резервуардың қалыпты жұмысы кезінде ҰОҚ концентрациясы өзгеріссіз қалады. Автоматтандырылған тазарту жүйесіндегі суды қайта өңдеу арқылы тұщы суды үнемдеу қамтамасыз етіледі, ал мұнай тазартқыш ретінде қайта пайдаланылады. Автоматтандырылған тазартуда және инертті газ қабатын құруда электр энергиясын тұтыну механикаландырылған тазартумен салыстырғанда жоғары. Автоматты тазарту нәтижесінде қатты және сұйық қалдықтар азаяды. Инертті жағдайда жабық тізбек жүйесі қауіпсіз жағдайда өтеді, өйткені жарылыс қаупі мен қауіпті заттардың адамға әсері төмендейді.

      Егер МӨЗ-де шламды жағуға арналған жеке қондырғы жұмыс істесе, тазартудан кейін шөгінділер оған жеткізіледі.

      Қолданылуы

      Резервуарды тазарту жұмыстары кеңінен қолданылады. Алайда, бұл әдісті қолдану резервуарлардың түрі мен мөлшерімен және қалдықтарды өңдеу түрімен шектеледі.

      Бұл әдіс көптеген мұнай өңдеу зауыттарында және ЕО мұнай базаларында кеңінен қолданылады.

      Экономика

      5.36-кестеде келтірілген пайдалану шығындары резервуарларды шикі мұнаймен тазартуға тән [7].

      5.36-кесте. Шикі мұнай резервуарларын тазалауға арналған үлгілік сметалық шығындар

Р/с №

Атауы

Автоматты тазалау

Механикаландырылған тазалау

1

2

3

4

1

Ауыспалы тазалау шығындары

300000

200000

2

Қалдықтарды тасымалдау

5000

100000

3

Қалдықтарды кәдеге жарату немесе қайта өңдеу

10000

200000

4

Жалпы шығындар (еуро)

315000

500000

      Ескертпе: Шикі мұнай резервуары: диаметрі 50-80 М-қалқымалы шатыр - 2000 м3 мұнай шламы.

      Ендірудің әсері

      ҰОҚ шығарындыларын азайтыңыз және резервуардағы төменгі қалдықтардың мөлшерін азайтыңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [7].

5.17.12. Резервуарлардың түсі

      Сипаты

      Ұшпа материалдары бар резервуарларды ашық түспен бояу ұсынылады:

      өнімнің температурасының жоғарылауына байланысты шамадан тыс буланудың алдын алыңыз;

      тұрақты шатыры бар резервуарлардан сақталған сұйықтықтың булану жиілігінің жоғарылауын болдырмаңыз. Жылу шағылысуының жалпы коэффициенті кемінде 70 % болуы ұсынылады. Мұндай коэффициент жылу шағылыстырғыш жабынды пайдалану кезінде қол жеткізіледі, мысалы, ақ (1,0) немесе күміс түсті алюминий (1,1). Керісінше, кез-келген басқа түстер, соның ішінде ашық сұр түстер жоғары мәндерді көрсетеді (>1,3), бұл жоғарыда аталған жылу шағылысу коэффициентіне қол жеткізуге мүмкіндік бермейді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ҰОҚ шығарындыларын азайту.

      Кросс-медиа әсерлері

      Табиғи ландшафттың ерекшеліктеріне байланысты ашық түстермен бояу резервуарларды "көрнекі" етеді. Мүмкін, бұл резервуарларға теріс визуалды әсер береді. Бояу кезінде зиянды заттардың шығарындылары атмосфераға түседі.

      Қолданылуы

      Резервуар паркінің ортасында орналасқан резервуар корпусының төбесі мен жоғарғы бөлігін бояу бүкіл резервуарды бояу сияқты жылу шағылыстыратын әсерге ие.

      Ендірудің әсері

      Бұл әдісті қолдану бензин сақтау резервуарларына 94/63/EC директивасының талабы болып табылады. ЕО талаптары ішінара әлсіреген резервуардың көрнекі сезімтал аймақтарын қоспағанда.

      Анықтамалық әдебиет

      [7], [28].

5.17.13. Сақтаудың басқа да тиімді әдістері

      Сипаты

      Материалдарды тиісінше пайдалану және сақтау қалдықтардың пайда болуына, атмосфераға және су кеңістігіне лақтыруларға әкеп соғатын төгілулер, кемулер және басқа да ысыраптар мүмкіндігін барынша азайтады. Сақтаудың кейбір тиімді әдістері төменде келтірілген (басқа пайдалы ақпарат EFS BREF-те берілген [5, COM 2006]):

      Үлкен контейнерлер орнына металл ыдыстар пайдалану . Егер олар жоғарғы және төменгі бөлікте қабылдау-тарату құбырларының келте құбырларымен жабдықталған болса, үлкен контейнерлерді қайта пайдалану. Металл ыдыстарды қалдық ретінде қайта өңдеу немесе жою қажет. Бункерлерде сақтау металл контейнерлермен салыстырғанда ағып кету және төгілу мүмкіндігін азайтады. Қолдану тұрғысынан бір рет қолданылатын үлкен контейнерлерді қауіпсіз қайта өңдеу бірқатар қиындықтар туғызады.

      Мұнай сақтауға арналған бос металл бөшкелер санын азайту. Жиі пайдаланылатын мұнайды көтерме сатып алу (автоцистерналар арқылы) және аралық қойма ретінде тасымалдауға арналған контейнерлерді толтыру. Кейін персонал мұнайды контейнерлерден көп рет қолданылатын металл сыйымдылықтарға, тұғырықтарға немесе басқа контейнерлерге құяды. Бұл бос металл ыдыстардың санын және олармен байланысты өңдеу шығындарын азайтуға мүмкіндік береді.

      Контейнерлерді жер бетінде сақтау бетонның төгілуі немесе "терлеуі" нәтижесінде коррозияның пайда болуына жол бермейді.

      Контейнерді босату жағдайларын қоспағанда, контейнерлерді жабық сақтау.

      Тұрақты тексеру, алдын алу шараларын қолдану, жер астына, резервуарлардың түбіне салынған құбырлардың коррозиясын жою (қараңыз. ЕҚТ 89 қараңыз).

      Резервуарларда сақталған балласты су ҰОҚ шығарындыларының көп болуына себеп болады. Сондықтан олар қалқымалы шатырмен жабдықталған. Мұндай резервуарлар сарқынды суларды тазарту жүйесінде теңестіретін резервуарлар ретінде де қолданылады.

      Күкірт сақтау резервуарларынан желдету тесіктерін қышқыл газы бар құрылғыларға немесе басқа да газдарды ұстау қондырғыларына жүргізу.

      Резервуарлық парктерден шығарындыларға қарсы күрестің орталық жүйелеріне сору желдеткіші.

      Құбыршекті қосу немесе мұнай өнімдерін құбыр арқылы ағызу үшін өздігінен тығыздалатын жалғағыш муфталарды орнату.

      Тиеу жұмыстары кезінде көлік құралдарының (автомобиль немесе вагон - цистерналардың) кездейсоқ орын ауыстыруы немесе жылжуы нәтижесінде жабдықтың зақымдануын болдырмайтын оқшаулағыш материалдарды төсеу және/немесе бұғаттау құрылғыларын орнату.

      Құю жеңі контейнердің үстінде толық орналастырылғанға дейін іске қосылмайтын жағдайларды қамтамасыз ету. Бұл жоғарғы жүктеу жеңі қолданылған жағдайда шашыраудың алдын алады.

      Резервуарлардың толып кетуін болдырмайтын құрылғыларды немесе рәсімдерді қолдану.

      Авариялық деңгейдегі дабыл резервуарлық қорларды есепке алудың үлгілік жүйесінен дербес жұмыс істейді.

      Экологиялық пайдаға қол жеткізілді

      Қол жеткізілетін экологиялық көрсеткіштер бойынша ақпарат 5.37-кестеде келтірілген.

      5.37-кесте. Қол жеткізілген экологиялық пайдалар және экологиялық көрсеткіштер

Р/с
№

Әдістері

Бейметан ҰОҚ шығарындыларының
коэффициенті
(өткізу қабілеті г/т)

Шығарындылармен күресудің тиімділігі, %

Мөлшері (диаметрі м)

Құны, еуро

1

2

3

4

5

6

1

Стационарлық шатыры бар сақтау резервуары (РСК)

7-80




2

Қалқымалы шатыры бар резервуар (РПК)

7-80




3

Понтоны бар резервуар (РП)

2-90




4

Ашық түсті бояумен сыртқы әрлеу


1-3 РСК

12

39001




40

25400

5

Понтонды стационарлық шатыры бар қолданыстағы резервуарға орнату


97-99 РСК

12

32500



40

195000

6

Бу кеңістігінің үстіне орнатылған бастапқы тығыздағышты сұйықтықтың бетіне орнатылған өзгермелі шатырдың тығыздағышына ауыстыру.
бастапқы тығыздау


30- 70 РПК
43-45 РП

12

4600



40

15100

7

Қолданыстағы резервуарларды екінші реттік тығыздағыштармен жабдықтау


90-94 РПК
38-41 РП

12

3400



40

113001

8

Бастапқы тығыздауды жетілдіру, қайталама тығыздауды орнату және шатырды орнатуды реттеу (понтон және қос түп)


98 РПК
48-51 РП

12

200



40

200

9

Понтоны бар жұмыс істеп тұрған резервуарға стационарлық шатырды орнату


96 РПК

12

18000



40

200000

      Ескертпе: Тиімділігі, мөлшері және шығарындылармен күрес рәсімдерінің құны жөніндегі кестедегі бағандар әдістерге жатады. Шығындар – бұл диаметрі екі метр болатын резервуарлардың орташа құны. Шығарындылармен күресу әдістерінің тиімділігі әртүрлі резервуарларға қолданылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [39],[62].

5.17.14. Ағынды араластыру

      Сипаты

      5.32-суретте газойльдің ағынды араластыру схемасы көрсетілген.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Ағынды араластыру үшін тұтынылатын электр энергиясы топтамалармен араластырылғанға қарағанда бірнеше есе аз. Ағынды араластыру мұнай өнімдерінің ағынын өңдеу операцияларының жалпы санын азайтады. Нәтижесінде резервуардан мұнай өнімдерін құю-ағызу сирек кездеседі, бұл атмосфераға шығарындылардың жалпы көлемінің төмендеуіне әкеледі. Екі тығыздағышпен оқшауланған көптеген клапандар мен сорғылар үнемі тексеріліп тұрады, бұл ҰОҚ шығарындыларын азайтады. Ағынды араластыру, әдетте, мұнай өнімінің техникалық сипаттамалары мен мөлшерін реттеуге мүмкіндік береді. Сонымен қатар, аралық сақтаудың қажет еместігінен оның үлкен шығындарының алдын алады.

      I      Мұнай өңдеу қондырғысынан керосин;

      II      Мұнай өңдеу қондырғысынан жеңіл газойль;

      IIІ      Мұнайды қайта өңдеу қондырғысынан ауыр газойль;

      IV      Вакуумды айдау қондырғысынан жеңіл вакуумдық газойль;

      V      Баяу кокстеу қондырғысынан жеңіл газойль;

      VI      Висбрекинг қондырғысынан жеңіл газойль.

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

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шығу кезінде сапалы аралас өнімді алу үшін сарқынды анализаторларға ерекше назар аудару керек.

      Кросс-медиа әсерлері

      Сарқынды араластыру жүйесінде көптеген фланецті қосылыстар мен клапандар бар, олар ағып кетудің ықтимал көзі болып табылады, әсіресе техникалық қызмет көрсету кезінде.

      Қолданылуы

      Қоспадағы компоненттердің оңтайландырылған қатынасы дайын өнімнің барлық маңызды сипаттамаларына сәйкес келеді. Сарқынды араластыру белгілі бір мағынада сынақтар мен қателіктер арқылы жүзеге асырылады, ал автоматтандырылған әдіс уақытты едәуір қысқартады. Араласудың бірқатар балама шешімдері бар, олар шамамен балама жалпы құн немесе пайда әкеледі. Арнайы бағдарламалар компьютерге шығындарды азайту және кірісті арттыру үшін қоспаның құрамдас бөліктерінің оңтайлы комбинациясын шығаруға мүмкіндік береді.

      Сарқынды араластыру жүйелері әдетте шикізаттың үлкен көлемін және/немесе мұнай өнімдерінің ағындарын араластыру үшін қолданылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [62].

5.17.15. Топтамалармен араластыру

      Сипаты

      Кейбір аспектілер 3.17-бөлімде қарастырылған

      Қолданылуы

      Топтамаарды араластыру технологиясын қолдану себептері: стратегиялық тұрғыдан сақтауға, фискалдық және салықтық реттеуге ең аз талаптар қою; технологиялық процестердің икемділігі және резервуарлардың мөлшері.

      Мысалдар

      Жоғарыда аталған себептерге байланысты, қолдану тұрғысынан шикізат пен мұнай өнімдерінің топтамаларын араластыру кейде әлі де қолданылады.

5.17.16. Мұнай өнімдерін құю процесінде бу қысымын тұрақтандыру

      Сипаты

      Төгу/құю жұмыстары кезінде атмосфераға шығарындылардың алдын алудың бірнеше нұсқалары бар. Құю тұрақты төбесі бар резервуарлардан шыққан жерде теңестіру құбыры шығыс резервуарына қайтарылады және осылайша сорылған сұйықтық көлемін ауыстырады. Құю операциялары кезінде буланатын булар тиеу резервуарына қайтарылады. Егер резервуар тұрақты шатыры бар болса, онда олар бу ұсталғанға немесе жойылғанға дейін сақталады. Бұл жүйе кемелер мен баржаларда да қолданылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Бу қысымын тұрақтандыру атмосфераға шығарылатын бу көлемін едәуір азайтады. ҰОҚ шығарындылары 80 % дейін төмендейді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Жарылыс қаупі бар қоспалармен жұмыс істеу кезінде сақтық шараларын қолдану керек, яғни тұтану және оның таралу қаупін болдырмау керек. Шығарындылардың алдын алу үшін резервуарларды жабық ұстау, төмен қысымда пайдалану, ал ұстау және сынама алуды жабық тәсілмен жүргізу қажет. Детонация сөндіргіштерін үнемі тазалау ұсынылады, өйткені будың құрамында қалқыма бөлшектер бар (мысалы, жүк резервуарларында инертті орта құру жүйесінің нашар жұмыс істейтін күйесі).

      Кросс-медиа әсерлері

      Тасымалдау кезінде қабылдау ыдысындағы сұйықтық буланып кетеді (бүрку арқылы бу шығады). Әдетте, артық бу мөлшері ығыстырылған сұйықтық көлемімен салыстырғанда пайда болады. Ең ұшпа сұйықтықтарды теңдестіру құбыры ҰОҚ-пен күресудің тиімді құралы болып саналмайды.

      Қолданылуы

      Барлық булар ұсталмайды. Резервуарға құю жылдамдығына және технологиялық процестердің икемділігіне әсер етеді. Сыйыспайтын буы бар резервуарларды бірге орналастыруға болмайды. Егер өнім қысымды төмендететін/вакуумдық қауіпсіздік клапандарымен жабдықталған тұрақты төбесі бар резервуардан шығарылса ғана қолдануға болады.

      Сұйытылған газды тиеу. Көлік контейнерлеріне кейіннен құю тұйық контурлы жүйемен немесе МӨЗ-де отын газын дайындау жүйесіне шығарумен жүзеге асырылады.

      Экономика

      Қажетті инвестициялар бір резервуар үшін 0,08 миллион еуроны құрайды, пайдалану шығындары аз.

      Ендірудің әсері

      ҰОҚ шығарындыларын азайтыңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [65], [67].

5.17.17. Мұнай өнімдерін төменгі құю

      Сипаты

      Төгу-құю фланецті құбыр резервуардың ең төменгі нүктесінде орналасқан саптамаға қосылған. Резервуардағы желдеткіш құбыр газ қысымын тұрақтандыратын құбырға, газды ұстап қалу қондырғысына немесе желдеткішке қосылады. Соңғы жағдайда ҰОҚ атмосфераға шығарылады. Құю құбырындағы фланецті қосылыс құбырды ең аз ағып кетулермен/шығарындылармен ажыратуға мүмкіндік беретін арнайы конструкцияға ("бұғаттау қосылысы") ие.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ҰОҚ шығарындыларын азайту.

      Ендірудің әсері

      Автоцистерналарға бензин құю кезінде ҰОҚ шығарындыларын реттеу туралы 94/63/EC директивасы.

      Анықтамалық әдебиет

      [65], [67].

5.17.18. Мұнай өңдеу объектісіндегі герметикалық төсем

      Сипаты

      МӨЗ-де пайдаланылатын материалдармен жұмыс істеу көбінесе топырақты, жерүсті немесе жерасты суларын ластайтын кездейсоқ төгілулерге әкеп соғады. Мұнай өнімдері өңделетін учаскенің төсемі мен жиек жабыны материалдың ықтимал төгілуін жою үшін қажет.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Топырақтың ластануын болдырмау және өнімнің кез-келген төгілуін стандартты емес мұнай жиналатын жерге бағыттау. Бұл тәсіл қалдықтардың пайда болу көлемін азайтады және материалды жинауға және жоюға мүмкіндік береді.

      Ендірудің әсері

      Топырақ пен жаңбыр суының ластануын болдырмаңыз.

      Қолданылуы

      Көптеген МӨЗ Еуропа мұндай тәсілді қолданады.

      Анықтамалық әдебиет

      [67].

5.17.19. Тактілік құюдыдың автоматтандырылған қондырғысы

      Техникалық сипаттау

      Тактілік құюдың автоматтандырылған қондырғысы (ТҚАҚ) құю телескоптық құбырлары арқылы цистерналарға мұнай өнімдерінің әр түрлерін тікелей өлшеуге және құюға, сонымен қатар тиеу аймағынан буларды алып тастауға және рекуперациялауға арналған. Мұнай өнімдерін нүктелі құю эстакадасы қазіргі заманғы талаптарға жауап береді, әсіресе: қауіпсіздік техникасы және өндірістің жарылыс - өрт қауіпсіздігі; қоршаған ауа ортасын қорғау; құю режимін автоматтандыру және қоршаған мұнай өнімдерінің мөлшерін тіркеу дәлдігі; өнімдерді құю және ауыстыру кезінде өнімдердің араласуын болдырмау: көлік құжаттарын дайындауды автоматтандыру; толып кетуден қорғау: құю жабдығы жұмысының жоғары сенімділік дәрежесі; маневрлік жұмыстарды механикаландыру дәрежесі және цистерналарды құю позициясына орнату дәлдігі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Процесті автоматтандырудың жоғары деңгейі, құлыптардың және аварияға қарсы арнайы жүйелердің болуы оның қауіпсіздігін, жөнелтілетін өнімді дәл есепке алуды қамтамасыз етеді. Қондырғы толығымен герметикалық құюды қамтамасыз етеді және заманауи сүзгі жүйесімен жабдықталған, ол көмірсутектер буларын ұстап, оларды жүйеге қайтарады. Бұл мұнай өнімдерін құю кезінде атмосфераға зиянды шығарындылардың түсуін толықтай болдырмауға мүмкіндік береді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Резервуарлық парктерде және атмосфераға көмірсутектердің шығарылуын төмендету үшін төгу-құю парктерінде МӨЗ бензин парктерінің резервуарлары понтондармен және азот жастықтарымен, ал шикізат паркінде құбылмалы шатырмен жабдықталған. Барлық резервуарларды шағылыстырғыш дискілермен жабдықтауға болады. Көмірсутектер шығарындыларын ұстау тиімділігі 95 - тен 99 % - ға дейін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ашық түсті мұнай өнімдерін тактілік құю эстакадасы арнайы алаң мен жабдықты талап етеді. ("АМӨЗ" ЖШС тәжірибесі бойынша ашық түсті мұнай өнімдерін тактілік құю эстакадасы 20 га алаңда салынуда. Құрылыс алаңы 0,415 га).

      Қолданылуы

      Қызмет көрсететін персоналға болмашы қажеттілік; авариялық жағдайларды немесе персоналдың қате іс-қимылдарын болдырмайтын бұғаттаулардың болуы; перспективалы модельдерді қоса алғанда, ЖПҚ жолдары бойынша қатынайтын отандық цистерналардың барлық типтері мен модельдерін қабылдау қабілеті.

      Қазақстан Республикасында "АМӨЗ" ЖШС пайдаланылады, "ПМХЗ" ЖШС және кейбір еуропалық МӨЗ салу жоспарлануда.

      Экономика

      Ашық түсті мұнай өнімдерін тактілік құю эстакадасы арнайы алаң мен жабдықты талап етеді.

      Ендірудің әсері

      Артық тиеуді немесе артық құюды болдырмау, тиеп жөнелту кезінде мұнай өнімдерінің ысырабын қысқарту.

      Экологиялық фактор.

5.18. Табиғи газды және ілеспе газды дайындау және қайта өңдеу

5.18.1. ҰОҚ шығарындыларын азайту технологиялары

      Табиғи газ терминалдары мен басқа да процестерді қалыпты пайдалану кезінде табиғи газдың ауаға шығарылуын болдырмау қажет. Осы шығарындыларды азайту үшін қарастырылатын технологиялар төменде келтірілген:

      жоғары жылдамдықта герметикамен жұмыс жасау кезінде қырғышты бастау/қабылдау камерасының элементтерін пайдалану жиілігін азайтыңыз, яғни эмульсия режимін қолданыңыз;

      бірнеше құрылғысы бар қабылдағыштармен элементтерді қалпына келтіруді азайтыңыз;

      қырғышты іске қосу/қабылдау камерасының элементтеріне кірмес бұрын, рекомпрессия арқылы газды қалпына келтіру үшін төмен қысымды процестің бір бөлігі үшін жоғары қысымды газ қабылдағыштарын қолданыңыз;

      орнатуды тиісті таңдау және жобалау арқылы технологиялық қондырғының кездейсоқ тоқтап қалуын және желдетілуін (қажет болған жағдайда, мысалы, техникалық қызмет көрсету, ақаулық және жөндеу мақсаттары үшін) барынша азайтыңыз;

      экологиялық проблема тудыратын газдың шық нүктесін бақылау үшін салқындатқыштарды пайдаланбаңыз;

      гликоль мен метанолды сақтау орындары мен регенерациялау қондырғыларынан бөлінетін жоғарғы өнімдер мен кез келген газды конденсациялау және жағу;

      ағып кетуді анықтау және жою бағдарламасын қолданыңыз (LDAR);

      ұйымдастырылмаған шығарындыларды қоса алғанда, ҰОҚ шығарындыларын 200-250 кг/сағ (300-350 кг/м3) ауқымында ұстаңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [108].

5.18.2. Төгінділерді қысқарту технологиялары

      Сипаты

      Төгінділерді азайту үшін келесі әдістерді қолдануға болады:

      мүмкіндігінше тазартуға жататын сарқынды сулардың, яғни мұнай мен газды қайта өңдеу процесі нәтижесінде келіп түсетін сарқынды сулардың мөлшері мен ластану деңгейін барынша азайту және бақылау;

      су фазасындағы көмірсутектердің құрамын бақылау және азайту үшін конденсат тұзағынан сұйықтықтар үшін үш фазалы сепараторды пайдалану;

      қышқыл сарқынды булау қондырғысында қышқыл суды өңдеу (5.28.1-тармақты қараңыз);

      гликольді немесе метанолды регенерациялау қондырғыларының технологиялық сарқындыларын және құрамында БПК/ХПК жоғары кез келген басқа сарқындыларды басқа ағындардан, мысалы, жерүсті суларынан бөлек сақтау және оларды объектідегі сарқынды суларды жүйеге жіберу алдында өңдеу;

      су ресурстарын басқару әдістерін қолдану.

      Сарқынды суларды тазарту кезінде қолдануға болатын әдістер 5.27-бөлімде сипатталған.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Табиғи газды өндіру жөніндегі қондырғы шегіндегі сарқынды сулардың жақсы жұмыс істейтін тазарту құрылыстары үшін төгінділердің қолжетімді деңгейлері 5.38-кестеде келтірілген.

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

Р/с
№

Су параметрі/құрамы

Концентрациясы (ppm)

Жүктеме (кг/МНм3 шикізат)

1

2

3

4

1

Сарқынды сулар


160 м3/мн3

2

Мұнайдың жалпы мөлшері

0,1 – 5

0,4 – 0,6

3

ООУ

60 – 100

3,5 – 12

4

ХПК

400


5

Қалқыма заттар

25


6

Фенол

0,1 - 0,5


      Ескертпе: Осы кестедегі мәндер күн ішіндегі орташа мәндер болып табылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [67], [68].

5.18.3. Қалдықтардың түзілу көлемін қысқарту технологиялары

      Сипаты

      Қалдықтардың пайда болуын азайту үшін қолданылатын технологиялар мыналарды қамтиды:

      Пайдаланылған катализаторларды, абсорбенттерді, адсорбенттерді және т.б. өндірушілерге қайта өңдеуге қайтару.

      Газ ағынын гликольмен кептіру тоқтатылған бөлшектерді кетіруге көмектеседі. Құрамында су бар гликоль арнайы дегидратация жабдығына жіберіледі, содан кейін газды кептіру үшін қайта пайдаланылады.

      Кейбір газ кен орындарында сынап буы өте төмен концентрацияда болады. Бұл сынап газдан "суық тұзаққа" шығарылады (мысалы, газды кеңейту арқылы) және құрамында сынап бар тұнба түрінде алынады. Мамандандырылған компания бұл тұнбаны вакуумды айдау қондырғысында өңдеу арқылы өңдейді.

      Анықтамалық әдебиет

      [10], [51].

5.18.4. Табиғи газдан аминмен күкіртсутегін алып тастау

      Сипаты

      Көптеген реакциялар H 2 S сулы аралас амин ерітіндісімен жұтылған кезде, негізінен төменде көрсетілгендей протондарды беру арқылы жүруі мүмкін:


RNH2 +H2S - RNH + + HS-3
R'R'NH +H2S - R'R'NH2+ + HS-

Мұнда
R = C(CH3)2CH2OH R'= CH2CH2OH

      Табиғи газдан күкіртті сутек алу үшін қолданылатын аминдер туралы ақпарат 5.27.1-тармақта келтірілген.

      Техникалық сипаттау

      Егер алынған H2S газ ағыны коммерциялық қолдану үшін шикізат ретінде пайдаланылмаса, газ әдетте қалдық газды жағу пешіне жіберіледі, онда H2S

      SO2-ге дейін тотығады, содан кейін түтін құбыры арқылы атмосфераға шығарылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Табиғи газдағы H2S концентрациясының төмендеуі.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Күкіртсутекті газдың қалпына келтірілген ағыны:

      пайдаланылған газ алауларында немесе қазіргі заманғы түтінсіз алауларда үрлеу, жағу;

      күйдіріңіз немесе қарапайым күкірт немесе күкірт қышқылын өндіру үшін қолданыңыз.

      Кросс-медиа әсерлері

      5.27.1-тармақты қараңыз.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Қазіргі уақытта амин процесі (Гирдлер процесі деп те аталады) H2 S жоюдың ең көп қолданылатын әдісі болып табылады.

      Экономика

      5.27.1-тармақты қараңыз.

      Ендірудің әсері

      Табиғи газдан күкірт өндіру процесінің параметрлеріне сәйкес.

      Анықтамалық әдебиет

      [105], [116].

5.19. Табиғи және ілеспе мұнай газын сепарациялау процесі

5.19.1. Ұшпа шығарындыларды азайту

      Сипаты

      Газ генераторлары электр энергиясын өндіру үшін жеңіл қосылыстарды пайдаланады, сондықтан ұшпа қосылыстардың шығарылу ықтималдығы жоғары. Сорғыларда, компрессорларда және араластырғыштарда қос механикалық тығыздағыштарды қолдану ҰОҚ шығарындыларын төмендетуі мүмкін. Төмен ағып кету жылдамдығы бар клапандарды пайдалану ҰОҚ шығарындыларын азайтуға көмектеседі. Бұл әдіс 5.27.5 тармағында күрделі шара ретінде сипатталған, өйткені шығарындылардағы ұшпа қосылыстар барлық мұнай өңдеу процестерінен кейін пайда болады, бірақ бұл жерде айтылған, өйткені қолданылатын жеңіл қосылыстар ұшпа шығарындылардың салыстырмалы түрде жоғары деңгейіне әкеледі.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Осы тармақта көрсетілген әдістерді қолдана отырып, ҰОҚ, H2 S және басқа күкірт қосылыстары сияқты ұшпа шығарындыларды едәуір азайтуға болады.

      Техникалық-пайдалану деректері

      5.27.5-тармақты қараңыз

      Кросс-медиа әсерлері

      5.27.5 тармақты қараңыз.

      Қолданылуы

      5.27.5-тармақты қараңыз.

      ҰОҚ шығарындыларын азайту бағдарламалары көптеген еуропалық және еуропалық емес мұнай өңдеу зауыттарында бар.

      Экономика

      5.27.5-тармақты қараңыз.

      Ендірудің әсері

      Өнімнің жоғалуын азайту үшін.

      Анықтамалық әдебиет

      5.27.5-тармақты қараңыз.

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

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ минус 10-нан минус 25 °С дейінгі температурада +3 төмен температуралы сепарациясы бар көмірсутектерді алу және түзілген тепе-тең газ және сұйық фазаларды бөлу технологиясы болып табылады. Сұйық фаза негізінен С3+ көмірсутектерінен, ал газ метан мен этаннан тұрады.

      Төмен температуралы сепарация қондырғыларының тиімділігі бастапқы газдың құрамына, төмен температуралы сепаратордағы температура мен қысымға байланысты. Процестің температурасы неғұрлым төмен болса және бастапқы газдағы ауыр көмірсутектердің мөлшері неғұрлым көп болса, соңғысының экстракция дәрежесі соғұрлым жоғары болады.

      Табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар (пропан, бутан), тұрақтандыру газы өнім болып табылады.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Осы технологияны қолдана отырып, 5.39-кестеде келтірілген атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындыларына қол жеткізуге болады.

      5.39-кесте. 4.2-тармақтың көмірсутектерді төмен температуралы сепарациялау әдісімен алу кезіндегі технологиялық көрсеткіштері

Р/с
№

Ластағыш зат

Өнімнің меншікті шығарылымы, кг/т (жыл)

1

2

3

1

Азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде)

≤0,1

2

Көміртегі тотығы (СО)

≤0,5

3

Метан (СН4)

≤0,1

4

Шекті көмірсутектер (С1 - С5) (метанды қоспағанда)

≤0,5

5

Күкірт диоксиді (SO2)

≤0,2

6

Күкіртсутегі (H2S)

≤0,01

      Қолданылуы

      Технологияның табиғи газды қайта өңдеу кәсіпорындарында табысты Ендірудің екіден астам мысалдары бар.

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

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ минус 120 °С дейінгі температураларда (турбодетандерден шығудағы температура) көмірсутек шикізатының (шикізаттық табиғи газдың) 3+ төмен температуралы конденсациясы бар көмірсутектерді алу және түзілген тепе-тең газ және сұйық фазаларды бөлу технологиясы болып табылады.

      Табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар (пропан, бутан) өнімдер болып табылады.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Сыртқы тоңазытқыш циклдарын пайдалану этан алу дәрежесіне 87 %-ға дейін, пропан - 99 % - ға дейін, бутан және жоғары – 100 %-ға дейін қол жеткізуге мүмкіндік берді.

      Осы технологияны қолдана отырып, 5.40-кестеде келтірілген төмен температуралы конденсация немесе төмен температуралы конденсация және ректификация әдісімен көмірсутектерді алу кезінде атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындыларына қол жеткізуге болады.

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

Р/с
№

Ластағыш зат

Өнімнің жылдық меншікті шығарылымы, кг / т

1

2

3

1

Азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде)

≤0,1

2

Көміртегі тотығы (СО)

≤1,5

3

Метан (СН4)

≤0,1

4

Шекті көмірсутектер (С1 - С5) (метанды қоспағанда)

≤0,1


5.19.4. Газдарды сорбциялық бензиннен арылту технологиялары

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ қолдану мүмкіндігі бар газдарды сорбциялық бензиннен арылту технологиясы болып табылады: ауыр көмірсутек компоненттерін төмен температуралы абсорбциялау қондырғысы; деэтанизация қондырғысы; құрғақ бензинді газды терең өңдеудің криогендік қондырғысы.

      Газдарды абсорбциялық бензиндеу абсорбердегі температура минус 20 °С-тан минус 60 °С-қа дейінгі (ең азы минус 100 °С-қа дейін) деңгейде жүзеге асырылатын төмен температуралы сепарация негізінде көмірсутек компоненттерін бензиндеу технологиясы болып табылады.

      Газдарды адсорбциялық бензиндеу. Алынатын көмірсутектері аз (1 – 20 г/м3) газдың үлкен ағындарын бензиндеу қажеттілігі бар. Мұндай газдарды бензиндеу үшін қазіргі уақытта қысқа циклді адсорбцияға (КЦА) түрлендірілген адсорбциялық процесс қолданылады, оны жүзеге асыру кезінде көмірсутектермен бір мезгілде су да алынады.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Осы технологияны қолдана отырып, төмен температуралы абсорбция, қысқа циклді адсорбция, деэтанизация қондырғылары, құрғақ бензинді газды терең өңдеудің криогендік қондырғысы (5.41-кесте) бойынша газдарды сорбциялық бензиндеу кезінде атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарылу көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады.

      5.41-кесте. 4.4-тармақтың газдарды сорбциялық бензиндеу кезіндегі технологиялық көрсеткіштері

Р/с №

Ластағыш зат

Өнімнің жылдық меншікті шығарылымы, кг/т

1

2

3

1

Азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде)

≤0,1

2

Көміртегі тотығы (СО)

≤0,2

3

Метан (СН4)

≤1,4

4

Шекті көмірсутектер (С1-С5) (метанды қоспағанда)

≤0,02


5.19.5. Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын күкіртті қосылыстардан тазарту технологиясы

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын қайта өңдеу (ЖККФ) және ЖККФДЫ күкіртті қосылыстардан тазарту технологиясы болып табылады.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Осы технологияны қолдана отырып, 5.42-кестеде келтірілген ЖККФ өңдеу және ЖККФ күкіртті қосылыстардан тазарту кезінде атмосфералық ауаға ЗВ шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады.

      5.42-кесте. ЖККФ күкіртті қосылыстардан тазартудың технологиялық көрсеткіштері

Р/с №

Ластағыш зат

Өнімнің жылдық меншікті шығарылымы, кг/т

1

2

3

1

Метан (СН4)

≤0,1

2

Шекті көмірсутектер (С1-С5) (метанды қоспағанда)

≤0,2


5.19.6. Сұйытылған көмірсутекті газдарды (СКГ) алу техникасы

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ қолдану мүмкіндігі бар СКГ алу техникасы болып табылады: газды төмен температуралы бөлу қондырғысы, пропан және пропан-бутан алу қондырғысы.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Осы техниканы қолдана отырып, 5.43-кестеде келтірілген СКГ алу кезінде атмосфералық ауаға ЗВ шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады.

      5.43-кесте. СКГ алу кезіндегі технологиялық көрсеткіштер

Р/с №

Ластағыш зат

Өнімнің жылдық меншікті шығарылымы, кг/т

1

2

3

1

Азот оксидтері (NO 2 қайта есептегенде)

≤0,05

2

Көміртегі тотығы (СО)

≤0,03

3

Метан (СН4)

≤0,04

4

Күкірт диоксиді (SO 2)

≤0,03

      Қолданылуы

      Техникада табиғи газды қайта өңдеу кәсіпорындарында табысты Ендірудің екіден астам мысалдары бар.

5.19.7. Гелийді табиғи газдан бөлу технологиясы

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ гелийді табиғи газдан бөліп шығару технологиясы болып табылады: гелий, этан және жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын (ЖККФ) алу қондырғысы, гелий концентратын алу қондырғысы және этан фракциясы мен ЖККФ бөліп шығару, гелийді сұйылту қондырғысы.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Табиғи газдан гелий өндіру технологиясын қолдана отырып, 5.44-кестеде келтірілген атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындыларының көрсеткіштеріне қол жеткізуге болады.

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

Р/с №

Ластағыш зат

Өнімнің жылдық меншікті шығарылымы, кг/т

1

2

3

1

Азот оксидтері (NO2 қайта есептегенде)

≤0,005

2

Көміртегі тотығы (СО)

≤0,004

3

Метан (СН4)

≤0,04


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

      Техникалық сипаттау

      ЕҚТ болыпң табылады бөлу технологиясы жеңіл көмірсутектердің кең фракциясы (ЖККФ) әдісімен ректификациялау арналған газофракционирующей қондырғыда (ГФУ) пайдалана отырып, бу ретінде обогревающего агентінің толық схемасы бойынша қайта өңдеу (алу ретінде өнімнің жеке компоненттерін – пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ немесе олардың қоспалары), немесе қысқартылған схемасы өңдеу (алу ретінде өнімдерін - пропан, бутан фракциясы, пентановая фракция немесе фракциялар С5+).

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      ЖККФ-ды жылыту агенті ретінде буды пайдалана отырып, ГФУ-ға ректификациялық бөлу кезінде 5.45-кестеде келтірілген энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштеріне, материалдық-техникалық ресурстарды жұмсау нормаларының көрсеткіштеріне және атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындыларына қол жеткізуге болады.

      5.45-кесте. 5.2.2-тармақтың технологиялық көрсеткіштері-энергетикалық ресурстарды тұтыну көрсеткіштері, материалдық-техникалық ресурстардың Шығыс нормаларының көрсеткіштері және атмосфералық ауаға ластағыш заттардың шығарындылары ЖККФ-ды ГФУ-ға бөлу және пропанды қосымша азеотропты кептіру технологиясы (АОП)

Р/с №

Көрсеткіші

Өлшем бірліктері

ГФУ

АОП

1

2

3

4

5

1

Электр энергиясы, артық емес

кВтсағ/1000 м3

10

2,3

2

Жылу энергиясы, артық емес

Гкал/1000 м3

0,50

0,70

3

Өндірілетін өнімге арналған шикізат шығысы, артық емес

Кг/тонна

1100

1003

ЗВ шығарындыларының меншікті көрсеткіштері, артық емес:

4

Метан

г/т шикізат

18

0

5

Шекті көмірсутектер С 2-С 5

г/т шикізат

160

20

6

Метил спирті

г/т шикізат

0

0,08

5.20. Салқындату жүйелері

5.20.1. Ауаны салқындату

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Су тоңазытқыштарымен салыстырғанда ауа салқындатқыштарды қолданудың басты артықшылығы-қосымша орта қажет емес.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Негізгі кемшілігі – су салқындатқыштарымен салыстырғанда үлкен учаске қажет (5 – 30 М2/МВт). Электр қуаты қажет, бірақ техникалық қызмет көрсету құны минималды.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ауаны салқындату суды салқындатуға қарағанда көбірек шу шығарады. Ауа салқындатқышының желдеткіші шығаратын шу деңгейі көзде 97-105 дБ(а) құрайды.

      Қолданылуы

      Ауаны салқындату мұнай өңдеу процесінің кейбір бөліктерінде салқындату қажеттіліктерін қанағаттандыру үшін жеткілікті болуы мүмкін. Қоршаған орта жағдайлары қол жеткізуге болатын температура деңгейлерін шектейді. Климаттық жағдайлар (ыстық климат немесе 0 °С-тан төмен температура) оны пайдалануды шектейді. Сонымен қатар, желдеткіштерді ғимараттардың жанында орналастыру мүмкін емес, өйткені ауада қысқа тұйықталу болуы мүмкін.

      ЕО мұнай өңдеу зауыттарында қолданудың көптеген мысалдары бар.

      Экономика

      Ауа салқындатқыштары қымбат болуы мүмкін. Техникалық қызмет көрсетудің ең аз шығындары.

      Анықтамалық әдебиет

      [62], [63], [26].

5.20.2. Салқындатқыш және технологиялық суларды бөлу

      Сипаты

      Технологиялық сулар салқындатқыш суларға қарағанда ластанған болғандықтан, олардың бөлінуін сақтау маңызды. Салқындатқыш суды өңдеу қажет болған жағдайда ғана (қайта өңдеу жүйелері) оларды араластыру керек, содан кейін тек қажетті жерде (технологиялық суларды алғашқы өңдеуден кейін).

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Ағындардың бөлінуі салқындатқыш судың басқа сулардан келетін мұнаймен ластануын азайтады. Бұл сарқынды суларды тазарту қондырғысымен мұнай өндіруді арттырады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Алынған ақпарат жоқ.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер анықталған жоқ.

      Қолданылуы

      Бастапқыда технологиялық су ағыны мен салқындатқыш су ағынын бірлесіп өңдеуге арналған сарқынды суларды тазарту қондырғыларын таза және көп шоғырланған сарқынды суларды тиімді өңдеу үшін ағындарды бөлгеннен кейін өзгерту қажет болуы мүмкін.

      Экономика

      Ішінара қолданыстағы қондырғыларда, бөлу өте қымбат болуы мүмкін,

      Ендірудің әсері

      Әдетте ластанған технологиялық сулармен салқындатқыш судың ластануын болдырмаңыз және оларды өңдеуден бұрын технологиялық сулардың сұйылтылуын болдырмаңыз. Салқындату жүйелерінен судың ластануына байланысты кейбір тақырыптар ОСПАР және ХЕЛК процестерінде (Солтүстік және Балтық теңіздерінің аймағы) зерттелген.

      Анықтамалық әдебиет

      [62], [63].

5.20.3. Салқындатқыш суға мұнай ағып кетудің алдын алу

      Сипаты

      Ағып кету салдарынан мұнай шығыны ағып кетуді анықтау және жөндеу жүйесімен байланысты үздіксіз бақылаудың арқасында азайтылуы мүмкін.

      Бірінші қадам мұнай өнімдерінің жинақталуына арналған салқындатқыш су сепараторларының мониторингін қамтиды. Егер мұнай өнімдерінің ағуы анықталса, онда түзету шараларын қолдану үшін ағып кету көзін анықтау үшін оны жүйе арқылы бақылау қажет болады. Бұл қызмет үшін егжей-тегжейлі жүйелік схемалар мен диаграммалар қажет. Мұнай өнімінің құрамы ("саусақ іздері") ағып кетуді анықтауды тездетуі мүмкін.

      Бұл әдіс суды салқындату жүйесінің әртүрлі нүктелерінде мұнай өнімдеріне арналған мониторлар орнатылған кезде жақсы сақталады және тиімдірек болады. Бұл ағып кетуді тез анықтауға және түзету шараларын қабылдауға мүмкіндік береді. Бұл рәсімнің тиімді болуы үшін сыни жылу алмастырғыштарды үнемдеу қажет. Қосымша ақпарат ICS BREF - те берілген.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнайдың салқындататын суға ағуын болдырмау

      Ендірудің әсері

      Мұнай өнімдерінің салқындатқыш суға ағып кетуін анықтайды және түзетеді.

      Анықтамалық әдебиет

      [63], [26].

5.21. Энергетикалық жүйе

5.21.1. Жобалау әдістері

      Жылуды біріктіру мен қалпына келтіруді жақсарту және тиімділікті арттыру үшін қабылданатын шаралар энергия тиімділігі туралы анықтамалық құжатта (ENE) жалпы мәселе ретінде қарастырылады [65]. Нақтырақ айтқанда, мұнай өңдеу зауыттарына қолданылатын әдістер мыналарды қамтиды (толық емес тізім):

      Электр қуатын тұтынуды азайтудың жалпы шаралары, мысалы, оңтайландырылған жылу интеграциясы және пештің тиімділігін арттыру, компьютерлік күйдіруді басқарумен бірге. Бұл өңделген шикі мұнайдың бір тоннасына отын шығынын азайтады.

      Жылытқыштарда кәдеге жаратушы қазандарды орнату.

      Қуатты кеңейту/қалпына келтіруді орнату, мысалы, ФКК орнату блогында.

      Жылу алмастырғыштардың кеңейтілген аймақтары, онда суық ағындар тікелей технологиялық процестерден жылы өнімнің ағындарымен алдын-ала қызады.

      Аралық өнімдерді салқындатпай және сақтамай технологиялық процестерге тікелей беру. Энергияны үнемдеу тұрғысынан шикі мұнайды айдау қондырғысының ыстық өнімдерінің пайдаланылған жылуын, мысалы, оларды сақтау және кейіннен резервуарлардан төменгі қондырғыларға беру үшін салқындатудың орнына, оларды тікелей төменгі қондырғыларға беру арқылы жою әрқашан пайдалы.

      Бу және мұнай өңдейтін отын газ жүйелерін теңдестіру.

      Энергия өндірісін оңтайландыру (3.21-бөлімді қараңыз).

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Технологиялық жүйелердің жылу интеграциясы әр түрлі процестерге қажет жылудың едәуір бөлігі қыздырылатын ағындар мен салқындатылатын ағындар арасында жылу алмасу арқылы қамтамасыз етіледі. Мұнай өңдеу зауытында жылу мен салқындату шығындарын азайту үшін зауытта жылуды мүмкіндігінше біріктіру маңызды. Осылайша, өнімнің едәуір мөлшерін сығудың орнына сатуға болады. Жылуды интеграциялау/қалпына келтіру әдістері CO2, NOX, тоқтатылған бөлшектер мен SO2 шығарындыларының төмендеуіне әкеледі (энергетикалық жүйеден атмосфераға шығарындылар үшін 3.21 бөлімін қараңыз).

      Кросс-медиа әсерлері

      Процестер арасындағы жылу алмасу технологиялық бұзылуды энергетикалық процестің бір процесінен екіншісіне беруді білдіреді. Бұл қауіпсіздікке әсер етуі мүмкін, сондықтан тұрақтылықты басқару жүйелері қажет болуы мүмкін.

      Қолданылуы

      Пайдаланылған жылу мұнай өңдеу зауыттарында, сондай-ақ төмен/орташа қысымды және төмен температурадағы буларда көп қолданылады. Шығарылған жылуды төмен қысымды/төмен температуралы бу ретінде қалпына келтірудің кез-келген әрекеті, егер алынған қосымша буды қосымша пайдалану болмаса, мағынасыз болады. Бұл жылуды пайдалану жағдайлары мұқият анықталып, білікті болуы керек. Жылу алмастырғыштар үшін орын қажет. Мұнай өңдеу зауытынан тыс энергияны бөлісу үшін мүмкіндіктерді немесе синергияны анықтау және пайдалану кейде қиын және серіктес іздеуді қажет етеді.

      Әдістер мұнай өңдеу зауыттарында кеңінен қолданылады.

      Экономика

      Зауытта жылу интеграциясын барынша арттыру және нәтижесінде жылу талаптары мен салқындату жүйесіндегі жүктемені азайту экономикалық мәнге ие. Жылу интеграциясы/қалпына келтіру электр энергиясының құнын төмендетуге мүмкіндік береді (мұнай өңдеу зауыттарының жалпы пайдалану шығындарының 50 %), бірақ жылу интеграциясын талдау кезінде жылу алмастырғыштар мен құбырлардың құнын ескеру қажет.

      5.46-кестеде қолданыстағы қондырғылардың жылу алмасу беттерінің ("қондырмалар") аудандарын ұлғайту үшін және егер бар болса, өтелу мерзіміне сәйкес келетін инвестициялардың әртүрлі мысалдары келтірілген.

      5.46-кесте. Еуропалық Одақтың мұнай өңдеу зауыттарында хабарланған жылу беруді ұлғайтуға салынған инвестициялардың мысалдары

Р/с
№

Сілтеме *

Орнату түрі

Ерітінділерді рекуперациялау энергиясы

Инвестициялық шығындар, жылына еуро

Өтелу мерзімі, жыл

1

2

3

4

5

6

1

[14]

Атмосфералық айдау

10 т / сағ бу

1,2 миллион

-

2

[26]

Дебутанизатордың үстеме шығындары

5,3 МВт

200000 (2003)

<1,5

3

[39]

Дизель отынын гидротазарту

2000 TEP/жыл

2,5 млн (2006)

6

4


Дизель отынын гидротазарту

400 TEP/жыл

400000 (2006)

4

5


Шикі мұнайды айдау

6600 TEP/жыл

3 млн (2006)

6

      * нысан есебінің анықтамалық нөмірі.


      Ендірудің әсері

      Отын шығынын азайту арқылы шығындарды үнемдеу.

      Анықтамалық әдебиет

      [9], [24], [53], [65].

5.21.2. Буды басқару және буды тұтынуды азайту

      Сипаты

      Тазарту, вакуум жасау, бүрку және жылыту үшін қолданылатын бу әдетте сарқынды сулар мен атмосферада жоғалады. Механикалық және/немесе электр энергиясын өндіру және жылыту үшін пайдаланылатын бу, әдетте, HP-, MP - және LP-конденсат жүйелерінде конденсат ретінде қайта қалпына келтіріледі және конденсатты сақтау резервуарында жиналады. Пайдалануды оңтайландыру және бу шығынын азайту үшін бірнеше әдістерді қолдануға болады.

      Бумен пісіру үшін бу мөлшерін азайту, егер бұл өте қажет болмаса, энергияны ұтымды басқарудың бір бөлігі ғана емес, сонымен қатар сарқынды сулардың пайда болуын азайту мүмкіндігі болып табылады. Бумен пісіру буы, әдетте, жану температурасының ерекшелігін және колонналардағы фракцияны жақсартуды ескере отырып қолданылады. Булау бағанындағы қышқыл судың көлемін де, ағын бойымен жоғары орналасқан қондырғыларда қолданылатын химиялық реагенттерді де төмендетудің бір әдісі-бүйірден, әсіресе жеңіл фракциялардан буландыру үшін булау бағанының орнына бүйірден тазарту бөлімі бар ректификациялық бағанды қолдану. Алайда, будың көп бөлігі бағанның түбін тазарту үшін қолданылады, оны басқа жолмен қайнатуға болмайды, сондықтан конденсацияланған бу мөлшерін азайту кез-келген жағдайда шектеулі болады, сонымен қатар қайта қайнату жағдайына қарағанда бу ағынында тазарту әлдеқайда жақсы, өйткені Ұшпа бөлшек алынып тасталады.

      N2 сияқты инертті газ үнемді бағамен қол жетімді болған кезде, ол тазарту жұмыстарына, әсіресе жеңіл өнімдерге су буына балама бола алады.

      Бу өндірісін оңтайландыруға ыстық түтін газдарынан (мысалы, түтін құбырлары) және ыстық өнімдер ағындарынан (3.23-бөлімде келтірілген әдістерге сәйкес) кәдеге жарату қазандықтарындағы пайдаланылған жылуды қалпына келтіру арқылы қол жеткізуге болады.

      Кейбір нысандар әдетте мұнай өңдеу зауыттарында Орнатылатын бу конденсатын шығаратын клапандардың өте көп мөлшерін жүйелі тексеру бағдарламаларына қатысты қызықты бастамалар туралы хабарлайды. Бұл бағдарламалар туындаған бу шығынын ескере отырып, барлық клапандарды саралаудан және технологиялық және экономикалық тұрғыдан барлық сыни клапандарды бағалаудан тұрады. Ағып кетуді анықтау және жөндеу шаралары бағдарламамен байланысты ("бу тұзақтары").

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Буды тұтынуды азайту жалпы энергия шығынын азайтады және конденсацияны азайтады, бұл сарқынды сулардың пайда болуына оң әсер етеді. Бу шығару кезінде энергияны тұтынуды азайту энергия қажеттілігінің төмендеуіне, демек атмосфераға шығарындылардың азаюына әкеледі.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      2008 жылы француз нысандарының бірінде 20000 бірлік жабдықты қамтитын дренаждық клапан жүйелерін жүйелі түрде картаға түсіруді қамтитын "бу тұзағы" бағдарламасы жүзеге асырылды. Осы мақаланы жазу кезінде (2010) бағдарлама басталғаннан бері сағатына 30 тонна жұп үнемделді. Дәл осындай тәсіл Британдық нысанда қолданылды, онда 2008 жылдан бастап атмосфераға будың шығынын жылына шамамен 50 000 тоннаға азайтуға мүмкіндік беретін арнайы команда тартылды.

      Кросс-медиа әсерлері

      Бу конденсаттарынан шыққан сарқынды сулардың мөлшерін азайту.

      Экономика

      Аталған бағдарлама 450 000 еуроға бағаланатын жыл сайынғы жалпы инвестицияларға сәйкес келеді.

      Ендірудің әсері

      Энергияны үнемдеуге және атмосфераға шығарындылар мен су төгінділерін азайтуға бағытталған экологиялық қозғаушы күш.

      Қолданылуы

      Қосымшаны кейбір мұнай өңдеу зауыттарында табуға болады.

      Анықтамалық әдебиет

      [8] .

5.21.3 Газ тұтынуды ұлғайту

      Сипаты

      МӨЗ-ден немесе ГӨЗ-ден SO2, NOX, CO2 және металдар шығарындыларын азайтудың баламасы сұйық технологиялық отынды сұйытылған газбен (көбінесе зауытта өндірілетін), МӨЗ-дің отын газымен (конверсияның кейбір әдістерінің көмегімен алынатын) немесе табиғи газбен (сыртқы көздерден) ауыстыру немесе азайту болуы мүмкін. Газды пайдаланудың осы ұлғаюы, әдетте, жүйенің өзгергіштігін қамтамасыз ету үшін қолайлы қысым шектері арасында МӨЗ отын газы жүйесінің теңгерімі мен бақылауымен қатар жүреді, бұл ретте МӨЗ отын газын қоректендіру сұйытылған газ немесе табиғи газ сияқты таза отын түрлерінен жүзеге асырылады. Мұндай жағдайларда МӨЗ отын газының өнімділігін оңтайландыратын заманауи басқару құралдары қажет.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қазандықтар мен жану пештері CO2, SO2, NOX және тоқтатылған бөлшектердің айтарлықтай шығарындыларын шығарады, әсіресе ауыр дизель отынын қолданған кезде. Газ қазандықтары іс жүзінде күйе шығармайды және Амин скрубберлеріндегі МӨЗ отын газын тазарту кезінде SO2 шығармайды. NOX шығарындылары мазутта жұмыс істейтін қазандықтарға қарағанда едәуір төмен.

      Газ қазандықтарының түтін газдарындағы SO2 концентрациясының төмен болуына байланысты түтін мұржасындағы шығарындылардың температурасы 150 °С-қа дейін төмендеуі мүмкін (шық нүктесінің коррозиясы аз немесе көп емес). Түтін газының төменгі температурасы энергия тиімділігі мен CO2 шығарындыларының төмендеуіндегі айырмашылықты білдіреді.

      100 % газ отынына толық көшу мұнай өңдеу зауыты SO2, CO2 және NOx шығарындыларын едәуір азайтады. Ауыр металл шығарындылары да азаяды. Сонымен қатар, газды пайдалану кезінде өте аз күйе пайда болады және SO2 шығарындылары өте төмен, өйткені мұнай өңдеу газдарының бір бөлігі амин скрубберлерінде тазартылады (келесі бөлімді қараңыз). Күкірт шығарындылары дистилляттың орнына автомобиль газойльі сияқты таза мұнай өңдейтін отын газын қолданған кезде айтарлықтай төмен, ол әдеттегі төмен күкірт мазутына (1 %) қарағанда 10-20 есе жақсы.

      Газ тәрізді отын, әдетте, сұйық отынға, әсіресе сұйық мұнай өңдеу отынына қарағанда энергия бірлігіне NOX аз шығарады. Газ тәрізді отын үшін әдетте тек жылу NOX мәні болады; алайда NOX шығарындылары газ тәрізді отынның құрамына байланысты болады. Мұнайды жағу, әдетте, бірнеше себептерге байланысты NOx шығарындыларының жоғары деңгейіне әкеледі, әсіресе азот құрамына байланысты NOx отыны, NOX шығарындыларын және тоқтатылған бөлшектерді теңдестіру қажеттілігі және газбен бірге жану конструкцияына жиі қойылатын талаптар.

      Қысқаша айтқанда, 100 % газ мұнай өңдеу зауытына ауысудың артықшылықтары төменде келтірілген.

      Энергия жүйесінен SO2 шығарындылары күрт төмендейді. Мұнай өңдейтін газдың шығарындылары табиғи газ үшін өте төмен және нөлге тең болады. Мұнай өңдеу зауыттарындағы "қалпақтың" негізгі құрамдас бөлігі негізінен басқа көздерден (УПС, ФКК орнату, алау және т. б.) шығарындыларға байланысты болады.

      Ауыр металдарды қоса алғанда, тоқтатылған бөлшектердің шығарындылары азаяды.

      Әдетте газды жағу арқылы қол жеткізілетін NOX деңгейлері энергияны өндіру технологиялары үшін газды жағу арқылы қол жеткізілетін деңгейге дейін төмендейді, сондықтан каталитикалық крекинг сияқты басқа көздер мұнай өңдеу зауытында шығарындылардың басым көзі болады.

      CO2 шығарындыларын азайту негізінен газдағы көміртегі мөлшерінің төмендеуіне, жоғары калориялық құндылыққа және сонымен қатар қол жетімді тиімділікке (түтін газдарын одан әрі салқындатуға болады) байланысты болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.33-суретте 2007-2008 жылдар кезеңінде 55 еуропалық мұнай өңдеу зауыттарынан алынған NOX және SO2 нақты шығарындылары мен алаңның энергия балансында жағылатын газ тәрізді отынның үлесі арасындағы өте айқын корреляция көрсетілген.


     


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

      5.34-суретте еуропалық мұнай өңдеу зауыттарын іріктеу үшін энергетикалық жүйеде газ бен мұнайды пайдаланудың ағымдағы тиісті түрлері көрсетілген. Осы мәліметтерге сүйене отырып, 2008 жылы газ жағудың орташа пайызы шамамен 75 %, ал мұнай шамамен 25 % құрады. Мұнайды жағу кезінде күкірттің тиісті орташа құрамы 1,06 %-ды құрады.

      Бұл ақпарат CONCAWE күкірт диоксидінің шығарындылары бойынша [21] есебіне сәйкес келеді, онда мұнай тұтынудың 1998 жылғы 28,5 %-дан 2006 жылы 19,1 %-ға дейін және 2006 жылы күкірттің орташа мөлшері 1,33 %-ға төмендегені көрсетілген.


     


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

      Кросс-медиа әсерлері

      Қалдық отынды газбен алмастыру мұнай өңдеу зауытының отын жүйесі үшін кез-келген интеграцияланған шешімде ескерілуі керек қалдықтың одан әрі артуына әкеледі деп саналады. Бұл қалдық отынды мұнай өңдеу зауытынан тыс жерде дұрыс жағуға болмайды, сондықтан осылайша шығарылған шығарындыларды жою емес, сыртқы шығарындылар ретінде қарастыруға болады. Сондай-ақ, ауыр фракцияларды жеңіл өнімдерге айырбастау және күкірт отынының төмен сипаттамалары үшін мақсаттар айтарлықтай қосымша энергия шығындарын талап етеді. Егер CO2 ұсталмаса, бұл CO2 шығарындыларының сөзсіз өсуіне әкеледі.

      Алғашқы жақындауда NOX шығарындылары сутекті, ең ауыр газ тәрізді көмірсутектерді және құрамында жанармай азоты бар қалдық отынды пайдалану арқылы көбейтілуі мүмкін. Жоғары сутегі отыны жалын температурасының жоғарылауына әкеледі, бұл әдетте NOx деңгейінің жоғарылауына әкеледі. Барлық жанармай азоты ақыр соңында NOX шығарындыларын құрмаса да, NOX-нің жанармайдағы үлесі табиғи газбен жұмыс істейтін жабдықтағыдай, мұнай өңдеу зауыттарына арналған жылу NOX қондырғысының үлесінен бірнеше есе көп болуы мүмкін. Мұнай өңдеу зауытында аминдер (азот қосылыстары) және басқа қосылыстар болуы мүмкін. Әдебиетте ауыр дизель отындарындағы байланысты азоттың құрамына байланысты NOX шығарындыларының түзету коэффициенттері бар. Бұл сұраққа жалпыға бірдей танылған сілтеме 1987 жылы Нидерландтың құзыретті органдары шығарған "BesluitEmissie-EissenStookinstallatiesMilieubeheera" (BEES) нұсқаулық құжатында келтірілген. BEES-те ұсынылған корреляция коэффициенті (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады) 5.35-суретте көрсетілген.


     


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

      BEES құжатында ұсынылған түзету коэффициенті бірге көбейтілген екі фактордың жиынтығынан тұрады. Біріншісі сутектің құрамын түсіндіреді, ал екіншісі үштен көп көміртегі бар көмірсутектерге қатысты.

      Алайда, NOx түзілуінің газ тәрізді отындағы сутегі құрамына сызықтық қатынасын тікелей қолдануға болмайды: шығарындылардың өзгергіштігі газдың сапасы мен мөлшерінің өзгеруіне, сондай-ақ әр түрлі қондырғыларға байланысты [66].

      МӨЗ-дің отын газына ауыр фракцияларды өңдеу әдістері туралы қосымша ақпаратты кокстеу бөлімдерінен және гидроөңдеу процестерінің бөлімдерінен табуға болады.

      Қолданылуы

      Сұйық отыннан газға көшу технологиялық процестерді жаңғыртуды және газ желілеріне қосуды талап етеді. Кейбір газдар жергілікті жерде, яғни шығу процесінде немесе іргелес процесте қолданылады, бірақ мұнай өңдеу зауыттарының көпшілігі мұнай өңдеу зауыттарының жанармай газының көп бөлігі жеткізілетін және газ тұтынушыларына берілетін мұнай өңдеу зауыттарының жалпы желісін пайдаланады. Қазіргі заманғы мұнай өңдеу зауытында МӨЗ отын газының магистральдары сұраныс пен ұсынысқа қатысты мұқият "теңдестірілген"; қажетті икемділікке өндірісті бақылау арқылы қол жеткізіледі (мысалы, риформинг қондырғысының өткізу қабілеті, сұйытылған газдың булануы). Мұнай өңдеу зауытының алау жүйесімен өзара байланыс маңызды, мұнай өңдеу зауытының отын газы әдетте алау газын қалпына келтіруден алынған газды қамтиды. Егер қысымның жоғарғы шегі асып кетсе, ол алауға артық газ шығаруы мүмкін. Энергия үнемдеу тұжырымдамаларын қолдану мұнай өңдеу зауыттарына өз газына деген барлық қажеттіліктерін қанағаттандыруға көмектеседі.

      Жақында АҚШ EPA мұнай өңдеу зауыттарында жұмыс істейтін барлық қазандықтар мен жылытқыштарда қатты және сұйық отынды пайдалануды болдырмау немесе азайту үшін компания немесе учаске деңгейіндегі ірі компаниялармен бірқатар әлемдік келісімдерге қол жеткізді (азаматтық серіктестік туралы сот келісімдері немесе келісім туралы ережелер деп аталады) [45]. Осы қабылданған келісімдерге сәйкес қатты / сұйық отынды пайдалану табиғи газды тұтынуды азайту кезеңінде ғана рұқсат етіледі.

      Қазіргі уақытта бірқатар еуропалық мұнай өңдеу зауыттары да ұқсас жұмыс жағдайлары бар 100 % газға көшті.

      2008 жылы ЕО мұнай өңдеу зауыттарының жартысында газды жағу үлесі (МӨЗ отын газы + табиғи газ) 75 %-дан астамды құрады.

      Өте аз еуропалық кәсіпорындар өздерінің энергиясымен қамтамасыз ету үшін 25 %-дан астам ауыр сұйық отынға сүйенеді.

      Экономика

      Газға көшу құны жылына 10 тонна мұнай өңдеу зауыты үшін жылына 30 миллион еуроға жетуі мүмкін.

      Мазуттың орнына сұйытылған газды пайдалану үшін шамамен күрделі шығындар шамалы (бірнеше рет жағу), ал жылына шамамен пайдалану құны бір тонна отын үшін 120 еуроны құрайды (сұйытылған мұнай газы мен мазут арасындағы шығындар айырмашылығы). Алайда, пайдалану шығындары жыл мезгіліне және нарықтағы сұйытылған газдың бағасына байланысты айтарлықтай өзгеруі мүмкін.

      Мазуттың орнына табиғи газды пайдалану үшін қондырғының шамамен құны шамамен 4 миллион фунт стерлинг құрайды. Жылына шамамен пайдалану шығындары тоннасына 50 еуродан тоннасына 100 еуроға дейін өзгеруі мүмкін (табиғи газ бен мазут құнының айырмашылығы). Сондай-ақ, пайдалану шығындары жыл мезгілі мен нарыққа байланысты айтарлықтай өзгеруі мүмкін.

      Мазуттың орнына газ тәріздес отынды пайдаланудың экономикалық пайдасы болуы мүмкін, егжей-тегжейлі есептеу 1-қосымшада келтірілген.

      Ендірудің әсері

      CO2, NOX, SO2 шығарындыларын және тоқтатылған бөлшектерді (металдарды қоса) азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [67], [68], [53], [69], [9], [70].


5.21.4 МӨЗ сұйық отынын гидротазарту

      Сипаты

      Мұнай өңдеу зауыттарында пайдаланылатын отындағы азоттың, күкірттің, қалқыма бөлшектердің және металдардың құрамы мұнай өңдеу зауытында пайдаланылатын шикі мұнаймен және ол өткен технологиялық қондырғылармен анықталады. Мұнай өңдеу зауыттарының сұйық отын ағындары шикі мұнайды айдау қондырғылары, вакуумды айдау, термиялық крекинг, каталитикалық крекинг және гидрокрекинг қалдықтары сияқты әртүрлі процестер нәтижесінде пайда болады. Соңғысын қоспағанда, осы қалдықтардағы күкірт құрамын тек шикізатты таңдау арқылы басқаруға болады. Әдетте, сұйық технологиялық отынның құрамында жоғарыда аталған фракциялардың біреуі немесе бірнешеуі болуы мүмкін, ал күкірт мөлшері әр түрлі болуы мүмкін. 5.47-кестеде сұйық технологиялық отын ретінде пайдалануға жарамды түрлі фракциялардағы күкірт, азот және металл құрамы келтірілген.

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

Р/с №

Сұйық мұнай өңдеу отыны ретінде пайдалануға жарамды фракция

Шикі мұнайдың шығу тегі

S, %

N, %

Металл құрамы, %

1

2

3

4

5

6

1

Атмосфералық тұнба

Солтүстік теңіз

0,6 – 1,1

0,03 – 0,32

0,03 – 0,06

2

Атмосфералық тұнба

Таяу Шығыс

2,3 – 4,4


0,04 – 0,06

3

Вакуумдық қалдық

Солтүстік теңіз

1,1 – 1,8

0,18 – 0,58


4

Вакуумдық қалдық

Таяу Шығыс

3,6 – 6,1


0,07 – 0,13

5

Крекинг қалдығы

Таяу Шығыс

3,5 – 6,5



      Гидрогенизация реакцияларына сүйене отырып, отынды гидротазалау мұнай өңдеу фракцияларындағы күкірт, азот және металл құрамын төмендетуі мүмкін. Сұйық отынды гидротазарту күкірт құрамын 0,03 – 1 % дейін төмендетуге мүмкіндік береді. Бұл әдіс алдын-ала камерадағы жедел өзгерісті, оны қолданар алдында шикізатты өңдеуді білдіреді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жанармайды гидротазарту шикізаттағы азот, күкірт және металл құрамын төмендетеді, бұл өз кезегінде SO2, N, % X және тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын азайтады. 1 % немесе одан аз күкірт бар мазутқа көшу арқылы Ұлыбританияның мұнай өңдеу зауыттары SO2 шығарындыларын 19 % - дан 64 % - ға дейін төмендетуі мүмкін деп есептелді. Төмен күкірт отынына ауысудың артықшылығы-бұл мұржадағы жылу шығынын азайтады (қосымша жылу алмастырғыштарға немесе жылу алмастырғыш бетіне салынатын инвестициялар), өйткені шық нүктесінің коррозиясы азаяды немесе енді шектеу болмайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Оқулықта ауыр дизель отындарындағы байланысты азоттың құрамына байланысты NOX шығарындыларының түзету коэффициенттері бар. Бұл сұраққа жалпыға бірдей танылған сілтеме 1987 жылы Нидерландтың құзыретті органдары шығарған "Besluit Emissie - Eissen Stookinstallaties MilieubeheerA" (BEES) нұсқаулық құжатында келтірілген. BEES-те ұсынылған корреляция коэффициенті (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады) 5.36-суретте көрсетілген.


     


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

      Кросс-медиа әсерлері

      Жанармайды гидротазарту - бұл сутекті тұтынатын өте қуатты процесс, сондықтан CO2 шығарындыларының көбеюіне әкеледі. Сонымен қатар, сарқынды сулар мен қалдықтар (пайдаланылған катализатор) пайда болады.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады.

      Мұнай өңдеу зауыттары жағатын мұнай өңдеу газының мөлшері сұйық отынмен салыстырғанда, мегаваттқа қайта есептегенде, әдетте МӨЗ отын газының 60 % - дан МӨЗ сұйық отынының 40 % - на дейін құрайды. Алайда, Ұлыбританиядағы 1996 жылғы Мемлекеттік тізілімнің мәліметтері кейбір мұнай өңдеу зауыттарында жағылған мазут 60 % - ға жақындағанын көрсетеді.

      Экономика

      Қарқынды гидротазарту өте қымбат, бұл мұнай өңдеу зауыттарының сұйық отынының құнын арттырады. 5.48-кестеде МӨЗ сұйық отынын күкіртсіздендіру процестеріне жұмсалатын шығындардың мысалы келтірілген.

      5.48-кесте. МӨЗ сұйық отынын күкіртсіздендіруге арналған шығындар

Р/с №

Атауы

Көрсеткіш

1

2

3

1

Мұнай өңдеу зауытының қуаты

5 млн т/жыл

2

Мұнай өңдеу зауытында қолданылатын отын

120 000 т/жыл МӨЗ сұйық отыны
180 000 т/жыл МӨЗ отын газы

3

Бөлінген түтін газының көлемі

1,68 x 10 9 Нм3/жыл

4

Күкірт шығарындылары

5000 мг/Нм3 (МӨЗ сұйық отындары үшін 3 % S) , бұл жылына 8400 т құрайды (гидротазартумен 750 мг/Нм3)

5

Күкіртсіздендіру тиімділігі

85 дейін %

6

Инвестициялық шығындар (еуро)

100 – 300 млн.

7

Пайдалану шығындары (еуро/жыл)

20 – 50 млн.

      Ендірудің әсері

      МӨЗ жабдықталуын оңтайландыру.

      Анықтамалық әдебиет

      [23], [12], [53],[71], [70].

5.21.5 Пештер мен қазандықтар

      Сипаты

      Пештер мен қазандықтар үшін осы бөлімде қарастырылған негізгі шаралар төменде келтірілген ([67] қараңыз):

      Орнату жылытқыш ауаны жану айтарлықтай көтеруге мүмкіндік береді КПД пеш (5 % артық).

      Пештің жұмысын оңтайландыру, сондықтан жұмыс параметрлерін кеңейтілген бақылау арқылы жану тиімділігі (отын қоспасына ауа/отын қатынасы, артық ауаны оңтайландыру арқылы физикалық жылу шығынын болдырмау).

      Жақсы басқару жүйелері бар жылытқыш/қазандық конструкцияының жоғары жылу тиімділігі (мысалы, оттегі жабыны).

      Шығарылған газдар арқылы жылу шығынын азайту (мысалы, жанбайтын газдар (H2, CO) немесе жанбайтын қалдықтар арқылы жылу шығынын азайту, яғни кальцийлеу шығындары).

      Жануды оңтайландыру үшін O2 түтін газдарының температурасы мен концентрациясын үздіксіз бақылау. Сондай-ақ СО мониторингі туралы мәселе қаралуы мүмкін.

      Қазандықта жоғары қысымды ұстап тұру.

      Қазандықтарға құйылатын отынды жылыту.

      Қазандықтың қоректік суын бумен жылыту (сонымен қатар 3.23 бөлімін қараңыз).

      Беттерде бөлінетін газдардың конденсациялануын болдырмау.

      Жоғары тиімді сорғылармен, желдеткіштермен және басқа жабдықтармен өз қажеттіліктеріңізді азайтыңыз.

      Жану жағдайларын оңтайландыру.

      СО шығарындыларын бақылау әдістері, мысалы:

      дұрыс жұмыс және бақылау;

      екінші рет жылытуға сұйық отынды тұрақты беру;

      пайдаланылған газдарды жақсы араластыру;

      каталитикалық күйдіру.

      Жылытқыштың ыстық түтікшесін үнемі қақтан тазарту және ыстық конвекциялық тазарту (құрғақ өңдеу).

      Сұйық немесе аралас отынды жағу кезінде қыздыру бетін үнемі тазарту (күйе үрлеу).

      Технологиялық құбырларды тотығудан қорғауға және масштабтың пайда болуына жол бермеуге арналған керамикалық жабындар.

      Керамикалық жабындарды қолдану арқылы жылу беруді жақсарту үшін жоғары эмиссиялық отқа төзімді заттар.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      5.49–5.51-кестеде ауаның әрбір ластауышы үшін пештер мен қазандықтарда бастапқы шараларды жүзеге асыру кезінде шығарындылардың қолжетімді деңгейлері келтірілген. Төменде осы тарауда төмен NOX түтін газын күкіртсіздендіру және басқалары сияқты кейбір нақты әдістер қарастырылады. Кестелердегі мәндер үздіксіз жұмыс кезінде қол жеткізуге болатын мг/Нм3-те көрсетілген (жарты сағаттық орташа мәндер) және басқалар орнатылған жағдайларды қоспағанда, бөлінетін газдағы оттегінің 3 % көлеміне негізделген. Төменде газ үшін берілген ауқымдардағы төменгі мәндер табиғи газды жағуды білдіреді. Сұйық технологиялық отын термиялық крекинг қалдықтарын, вакуумдық қалдықты және т. б. білдіреді.

      5.49-кесте. Оңтайлы Оттық мен құрылымы бар пештер мен қазандықтардан CO күтілетін шығарындылары

Р/с №

Дереккөз

Газ отыны

Сұйық технологиялық отын *

1

2

3

4

1

Технологиялық пештер

5 – 80

20 – 100

2

Қазандықтар

5 – 80

20 – 100

3

Қозғалтқыштар

10 – 150


      * сұйық технологиялық отын үшін 50 мг/Нм3-тен төмен концентрацияға 800 °С-тан жоғары температурада жеткілікті қызмет көрсетумен және ұстау уақытымен қол жеткізуге болады.

      Дереккөз: [26]

      5.50-кесте. Оңтайлы Оттық мен құрылымы бар пештер мен қазандықтардан күтілетін NOX шығарындылары

Р/с №

Дереккөз

Газ отыны

Сұйық технологиялық отын

0,3 % N

0,8 % N

1

2

3

4

5

1

Технологиялық пештер

80 – 120 *

280 - 450

280 – 450



250



2

Қазандықтар

кейбір жағдайларда жаңғырту ескі қондырғылар**

300 – 450

350 – 600

3

Қозғалтқыштар

250 – 400

Деректер жоқ

Деректер жоқ

      *ЕҚТ 2010 Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобының деректерін жинау.

      Күтілетін шығарындылар көптеген факторларға байланысты, соның ішінде жануды оңтайландыру және қыздырғыштардың конструкцияы;

      **ЕҚТ Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобының деректерді жинау бойынша сұрақнамасы 2010 № 14.

      5.51-кесте. Оңтайлы Оттық мен конструкциясы бар пештер мен қазандықтардан қалқыма бөлшектердің күтілетін шығарындылары

Р/с №

Дереккөз

Газ отыны

Сұйық технологиялық отын

1

2

3

4

1

Қазандықтар мен пештер

<1

20 – 250

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Газ жылытқыштары мен тікелей жылыту қазандықтары әдетте жылу тиімділігіне 85 %-дан асады. Егер ауаны алдын-ала жылыту қолданылса және жану өнімдері (түтін газдары) шық нүктесіне жақын салқындатылса, жылу тиімділігі 90 – 93 % жетуі мүмкін.

      Жанармай шығынын шамамен 3 % - ға төмендетуге технологиялық пештердің қолданыстағы құбырларындағы керамикалық жабындарды жаңарту арқылы қол жеткізілді (мысалы, каталитикалық риформинг және вакуумды айдау пештері). Бу риформингі пештері қабырғаларының отқа төзімділігіндегі жоғары сәуле шығару қабілеті бар керамикалық жабындарды жаңғыртудан кейін де 2 % - ға төмендеу байқалды. Екі жағдайда да NOX шығарындыларының тиісті төмендеуі әдеттегі қыздырғыштармен жабдықталған пештер үшін 30 % және NOx төмен қыздырғыштармен жабдықталған пештер үшін 5 % бағалануы мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ауаны алдын-ала жылыту, әдетте, NOx түзілуін арттырады. Әдебиетте алдын ала қыздырылған ауаның температурасына байланысты NOX шығарындыларының түзету коэффициенттері бар. Бұл сұраққа жалпыға бірдей танылған сілтеме 1987 жылы Нидерландтың құзыретті органдары шығарған "Besluit Emissie – Eissen Stookinstallaties MilieubeheerA" (BEES) нұсқаулық құжатында келтірілген. BEES-те ұсынылған корреляция коэффициенті (тек қолданыстағы қондырғыларға қолданылады) 5.37-суретте көрсетілген.


     


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


      Бұл коэффициент тікелей мұнай өңдеу зауытының отын газында жұмыс істейтін қондырғыларға қолданылады және тек жылу NOx өндірісін ұлғайтуға қатысты. Мазутты немесе аралас сұйық/газ отынын жағу жағдайында бұл коэффициентті отын азотының конверсиясына байланысты NOX ұлғаюын екі есе есепке алмау үшін отынның байланысқан азотын нөлге дейін бірінші рет реттегеннен кейін қолдану керек.

      Қолданылуы

      Осы бөлімде айтылған әдістердің көпшілігі жалпы қолданылады. Дегенмен, қолданыстағы қондырғыларды жаңарту үшін кейбір шектеулерді ескеру қажет. Керамикалық жабындардың нақты жағдайында бұл технологияны 100 % ауыр сұйық отынмен жұмыс істейтін пештерге қолдану ұсынылмайды.

      Экономика

      Каталитикалық риформинг пешінің құбырлары мен отқа төзімді қабырғаларындағы керамикалық жабындарды жаңарту жылына 0,5 миллион тонна және жылына 2,1 миллион тонна вакуумды айдау пеші бір пешке шамамен 0,2–0,4 миллион еуро тұрады (2004). Тиісті өтелу мерзімі өнімділікті арттыру үшін алты айға (қуат және/немесе цикл ұзақтығы) және энергияны тұтынуға қатысты екі жылға бағаланды.

      Ендірудің әсері

      Жылу немесе бу өндіруді қажет ететін процестер нәтижесінде энергияны тұтынуды және осыған байланысты шығарындыларды азайту.

      Зауыт(тар) үлгісі

      Осы бөлімде айтылған барлық әдістер бүкіл әлемде жұмыс істейтін көптеген технологиялық пештерде кеңінен қолданылады. Атап айтқанда, құбыр және / немесе отқа төзімді керамикалық жабындар жағдайында 2000 жылдан бастап Австралия, Канада, Германия, Италия, Мексика, Жапония және АҚШ-та 30-дан астам технологиялық пештер өңделді.

      Анықтамалық әдебиет

      [67], [23], [12], [41], [53], [3], [69], [9], [8].

5.21.6. Газ турбиналары

      Сипаты

      Газ турбиналарының сипаттамасын LCPBREF - тен табуға болады [67]. Атмосфераға шығарындыларды азайту үшін газ турбиналарына қолдануға болатын кейбір әдістер төменде келтірілген:

      буды айдау;

      пайдаланылған газдармен жанатын ауа ретінде газ турбина;

      будың электр энергиясына оңтайландырылған түрленуі (бу турбинасындағы ең жоғары мүмкін болатын қысым айырмасы, жоғары температуралы және қысымды будың өндірілуі, будың бірнеше рет қыздырылуы);

      NOX төмен шығарындылары бар құрғақ өыздырғыштар сияқты басқа да негізгі әдістер;

      жоғары тиімді турбиналарды пайдалану, мысалы, турбиналардың конструкциясын оңтайландыру арқылы, қысымға қарсы турбинаның шығысындағы бу қысымын мүмкін болатын ең төменгі деңгейге дейін төмендету арқылы.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      5.52-кестеде газ турбиналары үшін негізгі шараларды қолдану кезінде қол жеткізуге болатын шығарындылардың деңгейлері қорытылған.


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

Р/с №

Ластағыш зат

Газ отыны*, мг/Нм3

Сұйық технологиялық отын**, мг/Нм3

1

2

3

4

1

CO

5 – 100

<50

2

15 % O 2 кезінде NO X (NO2 сияқты)

20-50 (жаңа турбиналар)
20-90 (қолданыстағы турбиналар***

200 (су бүрку арқылы)

3

Қалқыма бөлшектер (15 % O2 кезінде)


<5 – 30 шығарындыларын азайтуға

      * төменгі ауқым табиғи газды жағуды білдіреді;

      ** газойль/мұнай;

      *** NOХ (DLN) төмен шығарындылары бар құрғақ қыздырғыштардың төменгі ауқымы.

      Дереккөз: [67]

      NОX шығарындыларын 65 мг/Нм3 (15 % O2) дейін төмендету бойынша қосымша шаралар, мысалы, қолданыстағы газ турбиналары үшін де мүмкін.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.53-кестеде кейбір еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында пайдаланылатын және NOX шығарындыларын азайту әдістерінің кем дегенде бірін пайдаланатын газ турбиналарын іріктеу бойынша шығарындылардың қол жеткізілген мәндері көрсетілген, атап айтқанда, бұрын сипатталған. Бұл деректер Еуропадағы мұнай өңдеу зауыттарының бірқатар газ турбиналарын, қазіргі уақытта қолданылатын әдістер мен пайдалану жағдайларын үздіксіз мониторингтеу нәтижесінде байқалатын NOX (15 % O2 деңгейінде) ең төменгі және ең жоғары айлық концентрацияларын көрсетеді. [72]

      5.53-кесте. Газ турбиналарынан NOX шығарындылары - еуропалық мұнай өңдеу зауыттарын іріктеу жөніндегі деректер

Р/с №

Пайдалану әдістері мен шарттары

NOX, мг/Нм3

NOX, мг/Нм3

ай сайынғы минимум

ай сайынғы максимум

1

2

3

4

1

Буды айдау, МӨЗ отын газы, синтез-газ, ПГ қоспасын өзгерту

40

70

2

ФКК қондырғысында жағылатын бу айдау, бөлінетін газдар

52

75

3

Буды айдау, МӨЗ отын газы, синтез-газ, табиғи газ қоспасының өзгеруі

40

80

4

Деректерді жинау кезеңі ішінде буды айдау, табиғи газды жағу

85

95

5

Буды айдау шыңының жүктемесін шектеу (жоғары жүктеме коэффициентінің өзгеруі)

80

110

6

МӨЗ отын газымен/табиғи газбен жұмыс істейтін қуаты 6 МВт төрт шағын турбина

95

110

7

таңдалған СКҚ сұйытылған отын газы МӨЗ

110

120

8

Бу айдау белгілі бір уақыт ішінде өзгерді. Табиғи газға/МӨЗ отын газына/орташа дистиллятқа жағылады

85

135

9

Буды, табиғи газ қоспасын (96 %) және МӨЗ отын газын айдау - NO X шығарындыларына қайта өңделетін шикі мұнай әсер етеді

130

160

10

Жартылай жүктеме кезіндегі жұмыс: 150 мг/Нм3

230

340

      Ескертпе: концентрацияның барлық мәндері O2 15 % мазмұнында көрсетілген.

      Дереккөз: [72]


     


      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%).


      Кросс-медиа әсерлері

      Буды айдау, әдетте, CO мен көмірсутектердің жоғары шығарындыларына әкеледі. Егер ол мұнай өңдеу зауытында болмаса, бу шығару керек.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. Буды айдау әсіресе жоғары сутегі отыны (H) қолданылатын жерде қолданылады [72], [73].

      Мұнай өңдеу зауыттарында қолданудың көптеген мысалдары бар. Бірнеше мұнай өңдеу зауыттарында мұнай өңдеу зауыты үшін бу мен электр энергиясын өндіруге арналған аралас циклді газ турбиналары (ГТЗЦ) орнатылған немесе қазіргі уақытта орнатылуда. Бұл әдетте ескі мазут қазандығын толығымен немесе ішінара ауыстыру үшін, пайдалану шығындарын азайту және басқа электр генераторларына тәуелділікті азайту үшін жасалады. Qatargas (Катар) СПГ зауытында алты газ турбинасын жаңғыртудың соңғы мысалы (2011 жылғы желтоқсан) 25 ppm (<50 мг/Нм3) шығарындыларының деңгейіне қол жеткізуге арналған NOХ төмен құрғақ жүйені көрсетеді.

      Отынның үш түрін пайдаланатын газ турбинасынан атмосфераға шығарылатын шығарындылардың тәуліктік вариацияларының мысалы 5.38-суретте көрсетілген

      Табиғи газ бен МӨЗ отын газының (МӨЗ отын газының 75 %) қоспасымен жұмыс істейтін газ турбинасына буды айдау әсерінің мысалы 5.39-суретте көрсетілген.

      Экономика

      Бу айдау қуаты 85 МВт шығыс турбинасына қолданылды. Бақыланбайтын шығарындылар NOX 500 мг/Нм3 15 % O2 кезінде 50-80 мг/Нм3 15 % O2 кезінде. Инвестициялық шығындар (1998 жыл): 3,4 млн еуро (бу өндіру шығындарын қоса алғанда). Операциялық шығындар: 0,8 млн еуро (күрделі шығындарды есептемегенде).

      Ендірудің әсері

      Электр энергиясын өндіру үшін қолданылатын технологиялық әдістер.

      Анықтамалық әдебиет

      [67],[72],[12],[13], [53], [73].

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

      Сипаты

      Төмен эмиссиялық NOХ оттықтары, ауа да, отын да, ең жоғары температураны төмендетуге, бастапқы жану аймағында оттегінің концентрациясын төмендетуге және жоғары температурада болу уақытын қысқартуға бағытталған, осылайша жылу түзілетін NOХ азаяды. Сонымен қатар, отынмен жұмыс істейтін қыздырғыштар жағдайында қосымша отын қосқаннан кейін екінші жалынның гипостехиометриялық жағдайлары NH3, HCN және CO радикалдарымен NOX-нің N2-де химиялық қалпына келуін тудырады.

      Оттықның асқын төменшығарындысымен NOX ішкі немесе сыртқы рециркуляцияны түтін газдарының базалық конструкция қыздырғыштардың төмен шығарындысын NOX, қосады, бұл жану аймағындағы оттегі концентрациясын азайтуға және атап айтқанда, отынды жағуға әсер ете отырып, қосымша NOX, шығарындысын азайтуға мүмкіндік береді. Қыздырғыштардың әртүрлі құрылымдары мен функциялары туралы қосымша ақпаратты ірі жану қондырғылары туралы BREF табуға болады [67].

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      NОХ шығарындылары аз оттықтар сәтті іске асырылған кезде, NOX шығарындыларының газ тәрізді отын үшін 40-60 % - ға және сұйық отын үшін бірдей жылу қуатының әдеттегі қыздырғыштарымен салыстырғанда 30-50 % - ға төмендеуін қамтамасыз ете алады. Тиісінше, газды технологиялық жылытқыштар мен қазандықтарда сәтті қолданылатын ультра төмен NOХ қыздырғыштары NOХ шығарындыларын 60-75 % төмендетуге мүмкіндік береді.

      2008 жылғы ЕҚТ Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобының деректерін жинау жөніндегі сұрақнамалар негізінде (5.54-кестені қараңыз) кейбір ЕС-27+ мұнай өңдеу зауыттарындағы жедел деректерден мынадай ауқымдар алынды:

      253 мг/Нм3 мәні байқалған бір ескі модификацияны қоспағанда, барлық жағдайларда газ отыны үшін 65-150 мг/Нм3;

      Аралас отын үшін 190-470 мг/Нм3 (жоғарғы мәні 50 % сұйық күйдіру үшін көрсетілген).

      Ескі оттықтарды NOХ төмен шығарындылары бар жаңа қыздырғыштарға ауыстыру, сонымен қатар ауа/отынды басқару жүйесі де оң әсер етуі мүмкін:

      процестің энергия тиімділігі, өйткені жаңа қыздырғыштар отын шығыны жағынан үнемді болады;

      жану қондырғысымен пайда болған шу жалпы жақсарту мүмкіндігі ретінде.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.54-кестеде және 5.40-суретте BREF (2008 ж. ЕҚТ Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобы) шолуы үшін басталған деректерді жинау процесі аясында әртүрлі еуропалық мұнай өңдеу зауыттары ұсынған нәтижелер көрсетілген.


      5.54-кесте. ЕҚТ зауытының Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобы деңгейіндегі сұрақнамалардағы NOX шығарындылары төмен Оттықлардың ұсынылған өнімділігі

Р/с №

Отын/Оттық түрі

Шығарындылар (орташа тәуліктік)
3 % O2 кезінде мг/Нм3

Түсініктемелері бар

1

2

3

4

1

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

<100

Технологиялық пештер, әдетте, МӨЗ отын газын немесе табиғи газды пайдаланады
Мәні <150 үшін бу крекинг

2

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

123

6 сатылы жанармай қыздырғышы - жаңарту (2008)
Гидродесульфурация блогы - шығарындылардың төмендеуіне қол жеткізілді: 60 %

3

Төмен эмиссиялық газ/Оттық Nox төмен эмиссиялық оттық Nox

253
142
97

Жаңғырту (1991 – 2000)
Жаңғырту (2006)
Жаңғырту (2006)

4

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

297
191
315

Жаңғырту (1991 – 2000)
110 NOx төмен шығарындылары бар 128-ден Оттық
222-ден 242 төмен NOx шығаратын Оттық

5

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

104 (ай сайын)

Макс. (спот): 194

6

NOx төмен шығарындысымен біріктірілген/Оттық

317 (ай сайын)

Макс. (спот): 400

7

NOx төмен шығарындылары бар газ /Оттық

100

МӨЗ отын газымен жұмыс істейтін 2 пеште және бірінші буындағы NO Х шығарындылары төмен оттықтармен жабдықталған 1 құрамдастырылған отын жағу пешінде қол жеткізілген орташа ауқымдар

8

NО Х төмен шығарындысымен біріктірілген / Оттық

300

9

Төмен шығарындылары бар газ/Оттық NOХ

80 – 120

Орташа ауқымдар NOХ төмен шығарындылары бар қыздырғыштармен жабдықталған пештердің көп санына жетеді

10

NО Х төмен шығарындысымен біріктірілген/Оттық

200 – 250

11

Газды/
NOx төмен шығаратын Оттық

65

6 сатылы жанармай Оттықсы - жаңарту (2002)
қуаты 20 МВт пештерде

12

NОХ төмен шығарындысымен біріктірілген/Оттық

301
 
317
 
330 – 360
 
336
469
322

30/70 газ отынына сұйық технологиялық отын
34/66 газ отынына сұйық технологиялық отын
40/60 газ отынына сұйық технологиялық отын
45/55
50/50
58/42
(Сұйық технологиялық отынның N құрамы: 0,6 %)

13

NО Х төмен шығарындысымен біріктірілген/Оттық

435

50/50 газға сұйық технологиялық отын
N мазмұны: 2,44 % (сұйық)/0,47 % (тоқтатылған бөлшектер) H 2 МӨЗ отын газында: 32 % (масса)

14

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

54

15 мг/МДж-ден есептелген концентрация
Вакуумдық жылытқыштар - жаңарту (1991)
Шығарындылардың қол жеткізілген төмендеуі: 80 %

15

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

72

20 мг/МДж-ден есептелген концентрация
Шикі мұнай жылытқыштары - жаңғырту (1998)
Шығарындылардың қол жеткізілген төмендеуі: 65 %

16

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

<125

NOx төмен шығаратын Оттық
Оттықның соңғы буыны: 2000
Өткізу қабілеті төмен және оттегі қажеттілігі төмен болған кезде қол жеткізуге болады

17

Сұйық технологиялық/NOx төмен шығаратын Оттық

<250

18

NOx төмен шығарындылары бар газ/Оттық

93

Ультра төмен түйіршікті отын (ULSG)ұзақ қыздырғыштары арқылы қол жеткізіледі

19

NOx төмен шығарындысымен біріктірілген/Оттық

340

Оңтайлы қазандық - 50/50 газға сұйық технологиялық отын

20

NOx төмен шығарындысымен біріктірілген/Оттық

220

Оңтайлы пеш - газға 50/50 сұйық технологиялық отын



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

      NОХ шығарындыларының өзгерістермен қалай байланысты екенін түсіндіруге көмектесетін корреляцияны дамыту бойынша ауқымды жұмыстар жүргізілді, пайдалану параметрлерін, мысалы, типі және отын құрамының (атап айтқанда, байланысты отынмен, азот), температура алдын ала қыздыру үшін ауа және жану температурасын жағу. Нидерландыда жасалған және 1987 жылы рұқсат авторларының ұлттық нұсқаулығы ретінде ұсынылған түзету коэффициенттерінің жиынтығы жақсы мысал бола алады [23 (І қосымша)].

      5.55-кестеде мұнай өңдеуді пайдаланудың нақты жағдайларында қол жеткізілген NOX шығарындыларының типтік ауқымдары туралы жиынтық ақпарат келтіріледі.

      5.55-кесте. жаңғырту жағдайында МӨЗ-ді пайдаланудың әртүрлі жағдайларында қалқыма шығарындылардың типтік ауқымдары

Р/с №

Отын

Оттықның түрі

Шығарындылар (орташа тәуліктік)

Пікірлер

1

2

3

4

5

1

МӨЗ отын газы

Төмен шығарындылары бар оттық NO X
әуе немесе отын базалық бөлуі бар

80 – 140*

Қоршаған ауа температурасы кезінде жағуға арналған
ауа үшін

NО Х ультра төмен шығаратын Оттық - Бірінші буын

60 – 90*

Қоршаған орта температурасында жағуға арналған ауа үшін

Ультра төмен NO Х шығаратын Оттық - Соңғы буын

30 – 60*, **

Қоршаған орта температурасында жағуға арналған ауа үшін
<900°

2

Аралас отын

Аралас күйдіру
NО Х төмен шығарылатын Оттық
(тек газ үшін жанармай құю)

200 – 350
*, **, ***

Қоршаған орта температурасында жағуға арналған ауа үшін.
Ең төменгі мәндерге сұйықтықпен жағу кезінде 25-50 % жетеді (құрамы N 0,21 – 0,5 %).
Ең жоғары мәндерге 50-70 % сұйықтықты жағу кезінде қол жеткізіледі (N 0,4 – 0,55 %).

      * мұнай өңдеу зауытының отын газының құрамында оттықтың температурасы <800 °С және <10 % В/в сутегі немесе С 3 + болған кезде неғұрлым төмен мәндерге қол жеткізуге болады;

      ** құрамында аммиак немесе басқа да отынмен байланысты азот жоқ отын газы үшін неғұрлым төмен мәндерге қол жеткізуге болады;

      *** отынға байланысты азоттың массалық құрамы кезінде неғұрлым төмен мәндерге қол жеткізуге болады Ескертпе: 3 % O 2 кезінде мг/Нм3 өлшем бірлігі.

      Дереккөз: [23]

      Норвегиядағы газ өңдеу секторына келетін болсақ, келесі кестеде NOX ультра төмен шығарындылары бар қыздырғыштарды қолданудың соңғы мысалдары 5.96-кестеде келтірілген

      5.56-кесте. Норвегиядағы табиғи газ өндіретін зауыттардағы NOX өте төмен шығарындылары бар қыздырғыштардың мысалы

Р/с №

Нысан

Жылу кіріс қуаты

Оттық түрі/отын /Шығарылған жылы

NOX
шығарындылар, мг/Нм3

Пікірлер

1

2

3

4

5

6

1

Ормен Ланге

2 х 42,1 МВт

Түтін газдарының рециркуляциясы бар NOX аса төмен шығарындылары бар Оттық/
Табиғи газ/2007

20

2008 жылы 20 – 90 мг/Нм3 ауқымында өлшеу
(30-10 МВт) –
NОX шығарындылары пеште жеткізілетін жылу МВт-қа қарама-қарсы өзгереді

2

Kollsnes

18.4 МВт

NОХ төмен шығарылатын Оттық/
Табиғи газ/2012 **

30*


      * 60-тан 100 %-ға дейін қыздырғыштың жұмыс режимдерінің ауқымы үшін жеткізуші кепілдік берген мән;

      **жылытқышты 2012 жылы пайдалануға беру және қолданыстағы орнына пайдалану жоспарлануда.

      Ескертпе: 3 % O2 кезінде мг/Нм3 өлшем бірлігі.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ауыр сұйық технологиялық отынды жағу кезінде NOX және тоқтатылған бөлшектер арасында тікелей байланыс бар, яғни жалынның температурасы төмендеген сайын NOX мөлшерінің төмендеуі тоқтатылған бөлшектердің көбеюіне әкеледі. CО шығарындылары да артып келеді.

      Қолданылуы

      Жаңа қондырғылар

      Белгілі бір отын үшін шекті жағдайлардан басқа (төменде қараңыз), жаңа жылытқыштар мен қазандықтарды қолдану қарапайым.

      Қолданыстағы қондырғыларды ретрофиттеу

      Кәдімгі қыздырғыштармен салыстырғанда, бірдей жылу қуаты бар NOX төмен және өте төмен шығарындылары бар қарапайым қыздырғыштар жалынның ұзындығын 50 %-ға дейін және жалынның диаметрін 30 – 5 0 %-ға дейін созады. Сондай-ақ, олар отын инжекторларының болуына және/немесе пеш газын қайта өңдеу құрылғыларын қыздырғыш плиткаларға және одан тыс жерлерге қосу салдарынан олардың аумағы ұлғайған сайын орнату үшін көбірек орын (ішкі және сыртқы аймақ пен көлем) қажет. Сайып келгенде, олар, әдетте, осы жұмыс жағдайлары үшін ең жоғары және ең төменгі қол жетімді жану жылдамдығы арасындағы функционалдылықтың төменгі шегін ("толық емес жүктеу" мүмкіндігі) қамтамасыз етеді, бұл пайдалану шектеулері мен ықтимал қауіпсіздік мәселелерін арттырады.

      Сондықтан кейбір ескі жылытқыштар жоғары қарқындылықтағы үлкен қыздырғыштармен жабдықталған, оларды жаңа NOХ шығаратын қыздырғыштармен оңай ауыстыруға болмайды. Тағы бір мысал-теориялық тұрғыдан 100 % газ отынымен жұмыс істей алатын, бірақ бастапқы және қайталама бу қыздырғыш секциясында құбырларды қаптау температурасының шектелуіне байланысты газдың максималды мөлшерін практикалық шектей отырып, екі отынды қыздырғыштарды жаңарту.

      NОХ төмен шығарындылары бар қыздырғыштарды жаңарту мүмкін, бірақ бұл жердегі нақты жағдайларға байланысты болады (мысалы, пештің конструкцияы және қоршаған орта). Алайда, кейбір нақты жағдайларда бұл пештің қондырғыға техникалық интеграциясының айтарлықтай өзгеруіне немесе пештің өзгеруіне әкелуі мүмкін.

      Кейбір заманауи қыздырғыштар қолданыстағы қондырғыларды жаңарту үшін арнайы жасалған және оларды мұнай өңдеу үшін газбен жұмыс істейтін жылытқыштарды жаңарту үшін өте жақсы бейімдеуге болады. Олар жетілдірілген есептеу гидродинамикасын (CFD) модельдеуден пайда көреді және жақсартылған өшіру мүмкіндігімен байланысты жоғары ықшамдылықты көрсетеді.

      Нақты отын үшін шекті шарттар

      Ультра төмен NOX шығарындылары бар қазіргі заманғы газ қыздырғыштарының қолданылуы пропан мен олефинге қарағанда аз құрамдас бөліктері бар отын газдарымен шектелген. NОХ өнімділігі өте төмен шығарындылары бар оттықтармен NOX (ГСНВА) артық оттегіге сезімтал. Осылайша, бұл өнімділік оттықтағы оттегінің концентрациясын бақылаудың орындылығы мен сенімділігіне байланысты болады.

      Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында қолданудың көптеген мысалдары бар. Preem Lysekil (SE) компаниясында NOХ төмен шығарындылары бар қыздырғыштар 21 пеш пен қазандықтың 16-ында қолданылады. Гетеборг қаласындағы Shell мұнай өңдеу зауытында (SE) пештердің 85 %-ы NOХ шығарындылары төмен қыздырғыштармен жабдықталған.

      Экономика

      Келесі 5.57-кестеде мұнай өңдеу зауыттарын жаңартудың әртүрлі жобалары нәтижесінде алынған NOX төмен шығарындылары бар қыздырғыштарды орнату шығындарының әртүрлі мысалдары келтірілген.

      5.57-кесте. NOХ төмен және өте төмен шығарындылары бар қыздырғыштарды жаңарту шығындарының нақты мысалдары

Р/с №

Жоба / шолу

Инвестициялық шығындар

Пікірлер

1

2

3

4

1

1/Үрлеу желдеткіші бар 40 Оттықдан тұратын әдеттегі шикі мұнай пешін қайта жағу

2 миллион фунт стерлинг (1998)
Жеке Оттықға орташа:
тәулігіне 50 000 галлон. (7,8863 м3 / сағ)

Оның ішінде ауаны, отынды және пешті басқару жүйелерін жалпы жаңарту, бұл бір уақытта жүзеге асырылуы мүмкін
мұнай өңдейтін зауыт

2

2/Төмен NOx шығарындылары бар бірнеше газ қыздырғыштарын келесідей жаңартыңыз:
вакуумдық қыздырғыштар
 
шикі мұнай жылытқышы

Инвестициялардың жалпы көлемі:
 
11 миллион швед кронасы (1991)
41 миллион швед кронасы (1998)

5 жылдық қызмет мерзімін ескере отырып:
жылына 25000 швед кроны / т (жылына 80 тонна үнемделген NO X)
жылына 34000 швед кроны / т (жылына 220 тонна үнемделген NOX)

3

3a / жаңғырту      ішінде жұмыс істейтін бірнеше технологиялық қыздырғыштар:
мұнай дайындау қондырғылары
(жылына 10 млн т - 20 Оттық)
термиялық крекинг (жылына 3 миллион тонна - 120 Оттық)
гидродесульфурациялау қондырғылары (12 Оттық)
 
 
- NOХ төмен шығарындылары бар газ Оттықлары
- ультра төмен NOX шығаратын Оттықлар

Алдын ала бағалау кезеңі : орташа мәні жалпыдан +
152 Оттықның қатысуымен жоба (2007 жылдың басы)
 
 
 
Жеке Оттықның құны:
- 16200 фунт стерлинг
- 17200 фунт стерлинг

Ауаны, отынды беру жүйелерін және басқару жүйесін жалпы жаңғыртуды қамтымайды.
 
 
Мұнай дайындау қондырғысы үшін: шамамен 5 жылдық қызмет мерзімі:
 
- жылына 639 фунт стерлинг / т (жылына 141 тонна үнемделген NOX)
- жылына 472 фунт стерлинг / т (жылына 202 тонна үнемделген NOX)

4

3b/Жаңғырту      блоктарда жұмыс істейтін бірнеше технологиялық жылытқыштар, соның ішінде:
мұнай дайындау қондырғысы
(жылына 10 млн т - 20 Оттық)
алкилдеу қондырғысы
(Жылына 0,4 млн т - 6 Оттық)
мазутты вакуумды айдау қондырғысы (жылына 7 млн т - 16 + 13 Оттық)
гидродесульфурациялау қондырғылары ( 12 + 12 Оттықлар)
 
ультра төмен NOX шығаратын Оттықлар

Жоғарыдағы 2А-дан жаңартылған есептеу қадамы
(алдын-ала жоба): 79 Оттықны қамтитын жалпы түпкілікті жобаның орташа мәні (2009 жылдың басы)
 
 
 
Жеке Оттықның құны:
- 40 000 фунт стерлинг

Ауа, отын жеткізу жүйелерін және басқару жүйелерін жалпы жаңартуды қамтиды
 
Мұнай дайындау қондырғысы блогы үшін:
 
5 жылдық қызмет мерзімі күтілуде:
- жылына 644 фунт стерлинг (жылына 202 тонна үнемделген NOX)

5

4/2008 жылы висбрекинг пешінде NO X төмен шығарындылары бар 20 Оттықны жаңарту

Жеке Оттықның жалпы құны:
140000 еуро
(7000 еуро/Оттық)
 
Орнатудың жалпы құны: 756000 еуро

Оттықны орнатуға қосымша шығындар:
+ 37800 еуро/Оттық орта есеппен (Оттықның жеке құнының+ 540 %)

      Кестедегі 2 және 3 мысалдарды салыстыру көрсеткендей, егер шығындар аз болса, NOХ ультра төмен шығарылатын қыздырғыш NOХ төмен шығарылатын қыздырғыштармен салыстырғанда жоғары қуатты қондырғыны жаңарта алатын кезде өте тиімді нұсқа бола алады.

      2007 жылы Колорадо (АҚШ) мұнай өңдеу зауыттарында МӨЗ және табиғи газбен жұмыс істейтін технологиялық жылытқыштарда осы әдістемені енгізуге жалпы жылдық шығындармен көрсетілген әлеуетті инвестициялық және пайдалану шығындары былайша бағаланды:

      NOХ шығарындылары төмен қыздырғыштар үшін: жылына 2818 еуро (3 817 АҚШ доллары) және NOХ тоннасы, нәтижесінде NOХ шығарындыларының төмендеуі 28-50 % құрайды %;

      Ультра төмен NOХ шығарындылары бар Оттықлар үшін (бірінші буын): жылына 4087 еуро (0,73822 валюталарды 1/07/2007-ге қайта есептеу бағамы негізінде 5536 АҚШ доллары) және NOx шығарындылары 55 % - ға төмендеген жағдайда болдырмауға болатын NOx тонна %;

      Ультра төмен шығарындылары бар Оттықлар үшін NOX (соңғы буын): жылына 613-908 еуро (831-1 230 АҚШ доллары) және NOx тонна, нәтижесінде NOx шығарындылары 75-85 % төмендейді.

      Ендірудің әсері

      NОХ шығарындыларын азайту, шығындар мен пайда тұрғысынан жақсы жағдайлармен бірге.

      Анықтамалық әдебиет

      [22], [23].

5.21.8. Құрамында төмен NOX бар құрғақ жану камералары

      Сипаты

      Қосымша ақпаратты LCPBREF-ен табуға болады [67].

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Табиғи газбен жұмыс істейтін газ турбиналарын пайдалану кезінде NOX шығарындыларын 90 %-ға қысқартуға болады.

      Негізгі жеткізушілер NOХ төмен құрғақ жану камераларымен жабдықталған газ турбиналарын қамтамасыз етеді, NOХ шығарындыларының кепілдігі (табиғи газ үшін) ≤ 9-дан 40 ppm-ге дейін (18-80 мг/Нм3) құрғақ жағдайда 15 % O 2. 5.58-кесте.

      5.58-кесте. NOX шығарындыларына әр түрлі жабдықтарға арналған құрғақ, төмен NOХ камералары арқылы қол жеткізіледі

Р/с №

Отын түрі

От жылытқыштар

Қазандықтар

Газ турбиналары

1

2

3

4

5

1

МӨЗ отын газы немесе табиғи газ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

20 – 90*

      Ескертпе: 15 % O2 кезінде мг/Нм3 өлшем бірлігі.

      Деректер жоқ: қолданылмайды.

      * Төмен NO Х құрғақ жану камералары қолданылатын жерде.

      Дереккөз: [67], [74], [75]

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Құрғақ жану камералары қыздырғыштардан ерекшеленеді, өйткені олардың өнімділігі жоғары жүктемелерде артады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Анықталған жоқ.

      Қолданылуы

      Газ турбиналарына қолданылады. NОX төмен шығарындылары бар құрғақ жану камералары 5-10 % об/об. сутегінен асатын аралас отынмен жұмыс істейтін газ турбиналарына арналмаған. Газ турбиналарында сутегі мөлшері жоғары мұнай өңдеу зауыттарының отын газын пайдалану кезінде еріткішті айдау сияқты қосымша әдістер қажет болуы мүмкін. [74]

      Экономика

      Инвестициялық шығындар 2,2 миллион еуроны құрайды (1998), ал 85 МВт турбинаның пайдалану шығындары нөлге тең.

      Ендірудің әсері

      NОХ шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [13], [26], [74], [75].

5.21.9. Сұйылтқышты құю

      Сипаты

      Жану жабдығына қосылатын түтін газдары, бу, су және азот сияқты инертті еріткіштер жалынның температурасын төмендетеді, сондықтан түтін газдарындағы NOX концентрациясын төмендетеді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Газ турбиналарының жану камераларындағы NOX шығарындыларын бақылау бу/су айдау арқылы жүзеге асырылуы мүмкін, бұл түзілудің 80-90 % төмендеуін қамтамасыз етеді. Кейбір еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында пайдаланылатын газ турбиналары үлгісінің үздіксіз мониторингі деректері негізінде сұйылтқышты айдау кезінде тиісті қолжетімді ауқым 5.59-кестеде келтірілген.

      5.59-кесте. Газ турбиналары сұйылту арқылы жеткен NOX шығарындылары

Р/с №

Отын түрі

Газ турбиналарынан NOX шығарындылары

1

2

3

1

МӨЗ отын газы

40 – 120

      Ескертпе: 15 % O2 кезінде мг/Нм3 өлшем бірлігі.

      Source: [72]

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Буды пайдалану азотты қолданудан гөрі жүйеде коррозияны көбірек тудырады.

      Кейбір еуропалық алаңдарда мұнай өңдеу зауытының ауыспалы отын газ қоспасында жұмыс істейтін және бу айдауды пайдаланатын газ турбиналары үлгісінің үздіксіз мониторингі деректері 15 % O2 кезінде 40-120 мг/Нм3 жұмыс ауқымын көрсетеді. (5.59 кесте).

      Кросс-медиа әсерлері

      Бу шығару үшін қосымша энергия қажет болған кезде, бұл шығарындылардың көбеюіне және жүйенің жалпы тиімділігінің төмендеуіне әкелуі мүмкін. NОX концентрациясын едәуір төмендету үшін бу қосуды көбейтудің энергетикалық дебетінің мысалы 109 МВт қондырғыға келтірілген: 13,7 тонна/сағ бу шығыны оны өндіру үшін 11 МВт отынды қажет етеді (бір тонна бу үшін 3 ГДж отын мөлшерінде).

      Қолданылуы

      Бу мен суды айдау газ турбиналарында жаңа қондырғыларда да, жаңартуда да кеңінен қолданылады, сонымен қатар отпен жұмыс істейтін жылытқыштар мен қазандықтарға қолданылады. Қазандықтар мен пештерде суды айдауды қолдануда техникалық қиындықтар бар. Азотты сұйылту азот зауытта болған кезде ғана қолданылады.

      Жақында мұнай өңдеу зауыттарының қалдықтарын газдандыру жобаларында ауаны бөлу қондырғысынан алынған азоттың жанама өнімі газ турбиналарының NOX төмендету үшін еріткіш ретінде екендігі коммерциялық түрде дәлелденді. Мұнай өңдеу өнеркәсібінде бу айдау басым.

      Экономика

      Бу мен суды айдауға арналған күрделі шығындар SLE-ге қарағанда аз, бұл NOХ деңгейін едәуір төмендету үшін технологияны оңтайлы таңдау етеді, ал NOX-ті қатты төмендету қажет болса, SLE жиі қолданылады. Алайда, жоғары тазалықты бу шығару кезінде айтарлықтай мерзімді пайдалану шығындары пайда болады, ал қайта тазалау кезінде техникалық қызмет көрсету шығындары жоғары болуы мүмкін.

      Ендірудің әсері

      NОХ шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [72],[11],[13],[9].

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

      Сипаты

      3.9-тарауды қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнай өңдеуде толық көлемді жағу қондырғылары үшін қолайлы жағдайларда NO X құрамының 25 % - дан 70 % - ға дейін төмендегені көрсетілді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.60-кестеде мұнай өңдеу зауыттарында жұмыс істейтін үш қазандыққа арналған бірнеше көрнекі мысалдар келтірілген.

      5.60-кесте. Мұнай өңдеу зауыттарының әртүрлі қазандары үшін жаңғыртылған СКЕҚ көмегімен қол жеткізілетін NOX шығарындылары

Р/с
№

Жылу қуаты

Отын түрі

Сұйық отындағы N құрамы, %

Сұйық отынның пайызы/
барлығы

Кіре берістегі концентрация

Шығарындылардың қол жеткізілген төмендеуі NOX, %

Пікірлер

1

2

3

4

5

6

7

8

1

98 МВт

Аралас

0,40 – 0,50

30/95

244 – 810

25 – 40

40 % тек белгілі бір қазандық үшін қол жеткізіледі
жүктеу

2

45 МВт

Аралас

0,34 – 0,45

80/95

667 – 877

25 – 30

аммиактың өтуі
>15 ppm
> 30 % шығарындыларды азайту үшін

3

45 МВт

Аралас

0,34 – 0,45

70/90

568 – 780

25 – 30


      Ескертпе: 3 % O2 кезінде мг/Нм3 шығарындылары (құрғақ газ). Есеп үшін шығарындыларды үздіксіз бақылау жүйесі [№13].

      Дереккөз: [23]

      Бұл сандар 2008 жылдан 2009 жылға дейін Француз мұнай өңдеу зауытында 99 МВт қазандықта жүргізілген карбамид сынақтарының нәтижелеріне сәйкес келеді. 600-800 мг/Нм3 (3 % құрғақ O 2) NOX бар қуаты 104 т/сағ түтін газдарының ағынында карбамидтің бастапқы айдау жылдамдығы 150 – 200 л/сағ құрады, бұл өңдеуге жататын NOX кг-ға шамамен 1 кг карбамидке сәйкес келеді. NOX қол жеткізілген төмендеу 380-400 мг/Нм3 ауқымындағы концентрация кезінде 35-45 % - ды құрады. Алайда, коррозияға байланысты кейбір құбырларды тесіп тастағаннан кейін, айдау жылдамдығы төмендетіліп, содан кейін айдау жағдайларын өзгерту және оңтайландыру үшін тоқтатылды.

      Гетеборг мұнай өңдеу зауытында ST1 (SE) бір қазандықта (45 МВт) жұмыс істейтін СКЕҚ қондырғысы келесі қысқартуларды қамтамасыз етеді:

      газ жағу үшін 300-ден 150 мг/Нм3-ге дейін;

      мұнай жағу үшін 1 100-ден 550 мг/Нм3-ге дейін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Мұнай өңдеудің нақты контекстінде төменде келтірілген әсерлерді атап өткен жөн.

      Маңызды жанама әсері - сұйық мұнай өңдеу отыны сияқты күкірт бар отындарды жағу кезінде аммоний сульфаттарының пайда болуы. Сульфаттардың тұнбасы қайта өңдейтін тоңазытқыш жабдықтарының ластануына және коррозиясына әкеледі. Аммоний сульфаты сонымен қатар мұржадан аэрозоль шығаруына әкелуі мүмкін және тоқтатылған бөлшектердің шығарылуына ықпал етуі мүмкін.

      Газ тәрізді немесе сұйытылған сусыз аммиакты сақтау және пайдалану үлкен қауіп төндіреді. Егер мұндай сақтауды шектеу мүмкін болмаса, тәуекелге баға беріп, алдын алу бойынша тиісті шаралар қабылдау керек. Техникалық мүмкін болған кезде әрқашан сұйық аммиак ерітіндісіне (25 %) артықшылық беру керек. Түтін газының температурасы мочевина немесе аммиак құйылғаннан кейін төмендейді, бұл энергияның ықтимал қалпына келуін төмендетеді.

      Қолданылуы

      СКЕҚ үшін келесі ауқымдағы температура қажет:

      850 – 1000 °С, аммиак және каустикалық аммиак үшін (оңтайлы температура 870 °С);

      800 – 1100 °С, несепнәр үшін (оңтайлы температура 1000 °С).

      Қолданыстағы қазандықтар мен пештерді жаңғырту қажетті температура деңгейінде карбомидті және/немесе аммиак ерітіндісін айдау саласында түтін газдарының болу уақытының жеткіліксіздігіне байланысты процесс технологиясымен шектелуі мүмкін.

      Осылайша, қолданыстағы пештер мен қазандықтарда СКЕҚ әдісін қолдану температураның рұқсат етілген төмендеуін қамтамасыз ету үшін жақсы таңдалған айдау орындары мен тиісті температура мен мөлшерде араластыру аймағын қажет етеді.

      Аммиак шығарындылары аммоний сульфатының шөгінділерінің пайда болуына әкелуі мүмкін ауыр жоғары күкірт мазутын жағу кезінде өңделетін түтін газдары пайда болған кезде қолдану да қиындайды.

      Жаңарту кезінде кеңістікке жаңа талаптар өте шектеулі болуы мүмкін, әсіресе аммиакты сақтау және айдау жабдықтары.

      Бұл процесс мұнай өңдеу зауыттарының жылытқыштары мен қазандықтарына қолданылды. СКЕҚ-ны сұйық отынмен жұмыс істейтін от жылытқышта қолдану тәжірибесі анағұрлым шектеулі. АҚШ-тағы зерттеу көрсеткендей, NOX СКЕҚ бақылау үшін СКҚ-ге қарағанда аз қолданылады және сегіз мұнай өңдеу зауытының 150 қазандықтары/жылыту қондырғыларының тек 12-сі осы технологияны қолданады. Мысалы, ЕО-да Гетеборгтағы Shell мұнай өңдеу зауытында (SE) СКЕҚ бір қазандықта жұмыс істейді.

      Экономика

      5.61 кестеде қолданудың экономикалық тиімділігі СКЕҚ өңдеу үшін түтін газдарының нәтижесінде түсетін жану процестерінің түрлі көздерден екендігі көрсетілген Шығарындыларға қарсы күрестің әр түрлі көлемдері мен тиімділігі үшін жағу қондырғыларында пайдаланылатын СКҚ және СКЕҚ шығындары туралы деректер 5.103-кестеде келтірілген.

      5.61-кесте. Селективті каталитикалық емес қалпына келтіруге арналған шығындардың мысалдары мен негізгі факторлары (СКЕҚ)

Р/с
№

100 ГДж/сағ қондырғысына сәйкес келетін мәндер - қолданыстағы қондырғыны жаңғырту

Аралас отынды жағатын от жылытқыштар мен қазандар

Қалдық мазутта жұмыс істейтін қазандар

1

2

3

4

1

3 % O2 кезінде ppm дейін

50

100

2

Инвестициялық шығындар (1998) (млн еуро)

0,4 – 0,5

0,4 – 0,9

3

Жылына пайдалану шығындары (күрделі шығындарды есептемегенде) (млн еуро)

0,025

0,05 – 0,07

4

Мұнай өңдеу зауытының қуаты

5

1,5 млн. т/жыл

5

Отын шығыны

120 000 (сұйық технологиялық отын)
180 000 (МӨЗ отын газы)

т/жыл

6

Түтін газының көлемі

3 109

Нм3/жыл

7

СКЕҚ тиімділігі

60-80

%

8

No X шығарындылары (NO2 түрінде)

200

мг/Нм3

9

Инвестициялар

3 – 5

млн еуро

10

Пайдалану шығындары

0,2-1

жылына млн еуро

11

Шығындар параметрлері

еуро / орнату

еуро/жыл

12

Пайдалану уақыты (сағ/жыл)

8 000



13

Инвестициялар (еуро)

1 090 093



14

Жылдық шығындар үшін өндірістік факторлар: жылдар саны
Пайыздық мөлшерлеме (%)

 
15
6



15

жыл сайынғы өтеу қосу. пайыздар (еуро / жыл)

112 239



16

% қоса алғанда, пропорционалды инвестициялық шығындар



112 239

17

техникалық қызмет көрсету + қажалуы
(инвестициялық шығындардың %)

орнату



18

техникалық қызмет көрсету + қажалуы (еуро/жыл)

21 802



19

техникалық қызмет көрсету + қажалуы



21 802

20

Шығындар параметрлері

еуро/орнату

Еуро/жыл

21

Электр энергиясы (кВтсағ/сағ)

40

0,07 еуро/кВт * сағ

20930

22

Ауа (Нм3/сағ)

1200

0,01 еуро/Нм3

118602

23

NH3 сұйық аммиак (кг/сағ)

83,15

0,25 еуро/кг

169201

24

Жалпы шығындар

442 774

      Ескертпе: NOХ шығарындыларын оттегінің нақты құрамына қатысты 500 мг/нм3-ке төмендетуді қамтамасыз ететін мұнай өңдеу зауытында электр станциясынан кейін 250 000 Нм3/сағ пайдаланылған газ көлемінде және таза газ концентрациясы үшін орнату <200 мг NOX/Нм3.

      2007 жылы Колорадо (АҚШ) мұнай өңдеу зауыттарындағы технологиялық жылытқыштарда осы әдісті іске асырудың ықтимал инвестициялары мен пайдалану шығындары жылына 3644 Еуроға (4936 АҚШ доллары - 0,738 22-ден 01.07.2007-ге дейін валюталарды қайта есептеу бағамы негізінде) және нәтижесінде NOХ шығарындылары 43-60 % - ға азаяды деп болжап, алдын алуға болатын NOX тоннаға бағаланды. Француз мұнай өңдеу зауытында қолдану сынағы кезінде жиналған басқа мәліметтер жиынтығы (Толығырақ пайдалану деректері бөлімін қараңыз), төмендегі 5.62-кестеде көрсетілгендей, арзанырақ шығындар берді.

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

Р/с
№

Қуаты 99 МВт қазандық үшін карбамидті СКЕҚ жаңғыртуға арналған шығындар

Құны (EUR)

Пікірлер

1

2

3

4

1

Инвестициялық шығындар

500000

Іске асыру жылы - 2009

2

Пайдалану шығындары
Мыналарды қоса алғанда:
Карбамид өндіруге арналған жабдықты жалға алу 200 л / сағ
Булануға техникалық қызмет көрсетуге арналған энергия (судағы 40 % карбамид)

539000
376000
100000
55000
8000

(Күрделі шығындарды есепке алмағанда) 190 еуро/т – 1980 т/жыл
шамамен 180 кВт
120 сағат

3

Кіріс концентрациясы: 700 мг/Нм3 шығыс концентрациясы: 420 мг/Нм3 төмендеу 40 % NOX: 330 т/жыл
2009 жылға арналған меншікті шығындар

EUR/t NOX
1935

37,7 кг/сағ (күрделі шығындарды есепке алмағанда)

      5.63-кесте. Жағу қондырғыларындағы (ЕАВ және СКЕҚ) NOX шығарындылармен күрес әдістеріне жұмсалған шығындар туралы деректер

№ п/п

Негіз

СКЕҚ

СКҚ

тиімділік

күрделі құны
жылына

нақты пайдалану шығыстары

тиімділік

күрделі құны
жылына

нақты пайдалану шығыстары

тұрақсыз пайдалану шығыстары
(50 МВт)

%

%

% / жыл

%

%

% / жыл

%

7,4

4

70

85

7,4

4

64

Қондырғы

Жылу жағу

Мұнай

түтін мұржасы NO Х

түтін мұржасы NO Х

қайта өңделген NO Х
(базалық нұсқа)

құрылыстың жалпы құны
(базалық нұсқа)

жылдық шығындар:
негізгі нұсқадан СКЕҚ реакторлық блогына дейін

экономикалық тиімділік:
негізгі нұсқадан
СКЕҚ реакторлық блогына дейін

концентрация NO Х
шығуда

кәдеге жаратылған NO Х (негізгі нұсқа)

құрылыстың жалпы құны(негізгі нұсқа)

жылдық шығындар:
негізгі нұсқадан СКҚ реакторлық блогына дейін

тиімділік үнемділігі:
негізгі нұсқадан
СКҚ реакторлық блогына дейін

қосымшашығындардың тиімділігі
СКЕҚ-дан СКҚ-ға дейін


МВт

Барлығы МВт %

мг/Нм3

мг/Нм3

т / жыл

млн еуро

жылына мың еуро

Еуро/тNO X

мг/Нм3

т / жыл

млн еуро

жылына мың еуро

Еуро/тNO X

Еуро/тNO X


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

Жағу қондырғыларында NOХ шығарындыларын төмендету (СКЕҚ КПД 30 % - ды құраған жағдайда)

2

қондырғы 1

289

72 %

450

315

328

2,9

730

2225

70

924

18,3

2 445

2645

2876

3

қондырғы 2

179

75 %

450

315

204

2,2

496

2434

70

574

13,7

1788

3117

3492

4

қондырғы 3

123

31 %

356

250

111

1,7

368

3318

55

312

10,9

1401

4491

5136

5

қондырғы 4

254

30 %

351

245

225

2,7

657

2923

54

634

16,9

2247

3546

3889

6

қондырғы 5

76

45 %

425

298

81

1,3

251

3099

66

229

8,2

1025

4483

5245

7

қондырғы 6

51

77 %

450

315

58

1

187

3218

70

163

6,5

799

4890

5811

8

қондырғы 7

158

21 %

305

213

122

2

448

3684

47

343

12,7

1649

4807

5425

9

қондырғы 8

89

10 %

250

175

56

1,4

285

5075

39

158

9

1138

7185

8346

10

қондырғы 9

215

5 %

227

159

123

2,4

573

4658

35

346

15,3

2010

5804

6434

11

қондырғы 10

170

0 %

200

140

86

2,1

475

5533

31

242

13,3

1728

7142

8028

12

қондырғы 11

63

0 %

200

140

32

1,2

219

6873

31

90

7,3

915

10173

11989

13

қондырғы 2

46

0 %

200

140

23

0,9

172

7438

31

65

6

746

11453

13662

14

Жағу қондырғыларында NOХ шығарындыларын төмендету (СКЕҚ КПД 40 % - ды құраған жағдайда)

15

қондырғы 1

289

72

450

270

437

2,9

730

1669

70

924

18,3

2445

2645

3522

16

қондырғы

179

75

450

270

272

2,2

496

1825

70

574

13,7

1788

3117

4277

17

қондырғы 3

123

31

356

214

148

1,7

368

2488

55

312

10,9

1401

4491

6289

18

қондырғы 4

254

30

351

210

300

2,7

657

2192

54

634

16,9

2247

3546

4762

19

қондырғы 5

76

45

425

255

108

1,3

251

2324

66

229

8,2

1025

4483

6423

20

қондырғы 6

51

77

450

270

77

1

187

2413

70

163

6,5

799

4890

7116

21

қондырғы 7

158

21

305

183

162

2

448

2763

47

343

12,7

1649

4807

6643

22

қондырғы 8

89

10

250

150

75

1,4

285

3806

39

158

9

1138

7185

10220

23

қондырғы 9

215

5

227

136

164

2,4

573

3494

35

346

15,3

2010

5804

7879

24

қондырғы 10

170

0

200

120

115

2,1

475

4150

31

242

13,3

1728

7142

9830

25

қондырғы 11

63

0

200

120

43

1,2

219

5155

31

90

7,3

915

10173

14682

26

қондырғы 12

46

0

200

120

31

0,9

172

5579

31

65

6

746

11453

16730

27

Жағу қондырғыларында NOХ шығарындыларын төмендету (СКЕҚ КПД 50 % - ды құраған жағдайда)

28

қондырғы 1

289

72

450

225

547

2,9

730

1335

70

924

18,3

2445

2645

4542

29

қондырғы 2

179

75

450

225

339

2,2

496

1460

70

574

13,7

1788

3117

5516

30

қондырғы 3

123

31

356

178

185

1,7

368

1991

55

312

10,9

1401

4491

8111

31

қондырғы 4

254

30

351

175

375

2,7

657

1754

54

634

16,9

2247

3546

6142

32

қондырғы 5

76

45

425

213

135

1,3

251

1859

66

229

8,2

1025

4483

8283

33

қондырғы 6

51

77

450

225

97

1

187

1931

70

163

6,5

799

4890

9177

34

қондырғы 7

158

21

305

152

203

2

448

2210

47

343

12,7

1649

4807

8567

35

қондырғы 8

89

10

250

125

94

1,4

285

3045

39

158

9

1138

7185

13180

36

қондырғы 9

215

5

227

114

205

2,4

573

2795

35

346

15,3

2010

5804

10161

37

қондырғы 10

170

0

200

100

143

2,1

475

3320

31

242

13,3

1728

7142

12678

38

қондырғы 11

63

0

200

100

53

1,2

219

4124

31

90

7,3

915

10173

18934

39

қондырғы 12

46

0

200

100

39

0,9

172

4463

31

65

6

746

11453

21576

      Ендірудің әсері

      NОХ шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [21], [23], [12],[24], [13].

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

      Сипаты

      3-бөлімді қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      СКҚ қолдану тазалау қазандықтарында және жылытқыштарда, сондай-ақ газ турбиналарының түтін газдарында NOX құрамын 80-95 % - ға төмендетуге мүмкіндік береді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Shell (SE) мұнай өңдеу зауытында қуаты 68 МВт (1998) қазандықта СКҚ қондырғысы орнатылды. Мазут отын ретінде пайдаланылды, ал NO X шығарындылары 16 мг/МДж (55 мг/Нм3, 3 % O2) болды. NOX мөлшерінің төмендеуі шамамен 94 % құрады, ал аммиак мөлшері 5 промил төмен. PreemLysekil (SE) - де УККФ-де СКҚ блогы бар. Гетеборгтағы Preem зауытында (SE) риформингте екі СКҚ қондырғысы және шикі мұнайды айдаудың екі қондырғысының бірінде бар.

      STEAG электр станциясында (Германиядағы TOTALMitteldeutschland мұнай өңдеу зауыты) үш сұйық от жылытқышы бар (әрқайсысы 160 тонна / сағ бу -100 бар - 505 ° с, 3,7 % С кезінде 12 тонна/сағ ауыр мазутты тұтынады) СКҚ қондырғысымен жабдықталған (шаң мөлшері жоғары); олар NOX шығарындыларына 150 мг/м3-тен төмен жетуі керек. Төмендегі 5.64-кестеде осы нақты мысалға қатысты қосымша мәліметтер келтірілген.

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

Р/с №

Параметрлері (орта есеппен 2009 жыл үшін)

Шикі газ

Тазартылған газ

1

2

3

4

1

Түтін газдарының көлемі, ылғалды, М3/сағ, 7 % құрамында

171690

188249

2

Температура, °С

<180

<76

3

3 % құрамында O2 шаң мөлшері, мг/Нм3

220

<10

4

NOх түрінде NО2, мг/Нм3 3 % құрамында O2

800

<150

5

SO2, мг/Нм3 при 3 % содержении O2

<4 100


6

SO3, мг/Нм3 3 % құрамында O2

650

<10

7

SОX түрінде SO2, мг/Нм3 3 % құрамында O2


<220

      Сонымен қатар, CONCAWE мұнай өңдеу зауыттарында осы екі СКҚ көлемі туралы хабарлайды, олардың бірі аралас отынмен (газ/мазут) жұмыс істейтін от жылытқышты, ал екіншісі аралас аралас отынмен (газ/мазут) жұмыс істейтін төрт қазандықтың жалпы құбырын қамтиды. Екі жағдайда да 80-82 % алып тастау көрсетілген, бұл 90 - 120 мг/Нм3 (3 % O2) шығу концентрациясына әкеледі.

      Нәтижесінде, Франциядағы 19 МВт мұнай өңдеу зауытында газ турбинасын қолдану үшін жақында СКҚ-ның бір мысалы ұсынылды. 2009 жылы пайдалануды қайта бастағаннан кейін ерте нәтижелер NOX концентрациясының бұрын тіркелген концентрациялармен салыстырғанда (максимум 350 мг/Нм3) 65 мг/Нм3 (15 % O2) төмен қалқыма жаңа ең жоғары концентрацияға дейін 80 % - ға төмендегенін көрсетті. Өндірілген қуаттың 2 % жоғалғаны туралы хабарланды.

      Кросс-медиа әсерлері

      Мұнай өңдеудің нақты контекстінде әсерлерді атап өткен жөн:

      СКЕҚ әдісі үшін күкірт бар отынды, мысалы, сұйық мұнай өңдейтін отынды жағу кезінде аммоний сульфаттарының пайда болуы маңызды. Сульфаттардың тұнбасы қайта өңдейтін тоңазытқыш жабдықтарының ластануына және коррозиясына әкеледі. Аммоний сульфаты сонымен қатар мұржадан аэрозоль шығаруына әкелуі мүмкін және тоқтатылған бөлшектердің шығарылуына ықпал етуі мүмкін.

      СКЕҚ әдісі үшін газ тәрізді немесе сұйытылған сусыз аммиакты сақтау және пайдалану үлкен қауіп төндіреді. Егер мұндай сақтауды шектеу мүмкін болмаса, тәуекелге баға беріп, алдын алу бойынша тиісті шаралар қабылдау керек. Техникалық мүмкін болған кезде аммиактың сұйық ерітіндісіне (25 %) артықшылық беріледі.

      Қолданылуы

      Қолданыстағы жағу қондырғылары үшін СКҚ әдісін жаңғыртудың тежеуші факторлары туралы, атап айтқанда кеңістіктің, температураның және қысымның төмендеуі тұрғысынан мәліметтер бар.

      Мысалы, ауыр отынмен жұмыс істейтін мұнай өңдеу зауыттарының қазандықтары мен жылытқыштарын пайдалану кезінде ұшпа күл құрамында металл оксидтері, күйе және кокс бар. Ұшатын күлдің тұрақты концентрациясы 100-600 мг/Нм3 ауқымында (вакуумдық қалдықтарға сәйкес келетін ең жоғары мәндермен). Осындай жағдайларда қолданылатын СКқондырғысы ұшпа күлмен және сульфаттармен бітелуден істен шығуы мүмкін. Сульфаттарды тұндыру мүмкіндігі, әдетте, күкірттің көп болуына байланысты (2,5-4 %) вакуумдық қалдықпен жоғары.

      NOX шығарудың тиімділігі NOХ концентрациясына да байланысты болады, оны азайту керек, өйткені оңтайлы жылу жағдайында арнайы араластыру жағдайлары мен химиялық кинетикаға байланысты техникалық қол жеткізуге болатын өнімділік пен шығыс концентрациясының төменгі шегі болады.

      Мұнай өңдеу зауыттарының энергетикалық жүйелеріне келетін болсақ, СКҚ газ турбиналарына, технологиялық қазандықтарға, технологиялық жылытқыштарға қолданылады, мысалы, нафта риформинг қондырғысы, бу риформинг қондырғысы, шикі және вакуумды айдау қондырғысы, термиялық крекинг қондырғысы және гидротазарту қондырғысы. АҚШ мұнай өңдеу зауыттарының есебі сегіз мұнай өңдеу зауыттарындағы 150 қазандық/жылытқыш қондырғыларының 20,7 % - ы (немесе 31 қазандық/жылытқыш) басқару әдісі ретінде СКҚ-ны қолданатындығын көрсетеді. Сол зерттеу көрсеткендей, үш SLE қондырғысы сегіз талданған мұнай өңдеу зауыттарынан табылған төрт турбинаға қолданылған.

      Экономика

      СКҚ шығындары отынға, пайдаланылған газ көлеміне және NOХ шығарындыларының қажетті төмендеуіне байланысты өзгереді.

      Жаңа электр станциялары үшін шығындар ауқымы 25-тен 110 еуро/кВт-қа дейін болуы мүмкін. Техникалық қызмет көрсету шығындары минималды, олардың негізгі бөлігі NH3 тұтынуына келеді.

      Мұнай өңдеу электр станцияларында жаңғырту үшін СКҚ қолданудың екі мысалы 5.65-кестеде және 5.66-кестеде келтірілген. Электр станциясының түтін газдарын тазалау үшін СКҚ қондырғысын қолдану шикі газбен және таза газбен жұмыс істеу режимінде бағаланды. Шығындардың осы екі кестесі жоғарыда аталған екі жағдайда миттельдойшландтағы мұнай өңдеу зауытының жалпы жобасына қатысты, олардың өнімділігі туралы мәліметтер 5.66-кестеде келтірілген.

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

Р/с
№

1998 жылғы шығыстар туралы толық ақпарат (тазартылған газдағы жұмыс)

саны

еуро / орнату

еуро / жыл

1

2

3

4

5

1

Пайдалану уақыты, сағ/жыл

8000



2

Инвестициялық шығындар, еуро

3270278



3

Жылдық шығындар үшін өндірістік факторлар:
Жылдар саны
Пайыздық мөлшерлеме, %

15
6



4

Пайыздарды қоса алғанда, жыл сайынғы өтеу, еуро / жыл

336717



5

% қоса алғанда, пропорционалды инвестициялық шығындар



336717

6

Катализатордың кеуектілігі, м 3

20



7

Ескіруге төзімділігі, жыл

15



8

Катализаторды ауыстыру, м 3/жыл

1,33

14535 еуро/м3


9

Катализатордың орташа шығындары, еуро/жыл

19379



10

Катализаторлар



19379

11

Техникалық қызмет көрсету + тозу, инвестициялық шығындардан %

орнату



12

Техникалық қызмет көрсету + қажалуы, еуро/жыл

65406



13

Техникалық қызмет көрсету + қажалуы



65406

14

Қысымның төмендеуі, мбар

35



15

Қайта қыздыруға арналған электр энергиясы, МДж / сағ

11806,67

3,63 еуро/ГДж

343210

16

Электр энергиясы, кВт * сағ / сағ

610

0,07 еуро/кВт * сағ

319187

17

NH3 сұйық аммиак, кг / сағ

46,20

0,25 еуро/кг

94001

18

Жалпы шығындар (1998)

1177900

      Ескертпе: Электр станциясынан кейін тазартылған бөлінетін газдағы 250000 Нм3/С пайдаланылған газ көлемінде, оттегінің нақты құрамына және таза газдың шоғырлануына қатысты NO X шығарындыларын 500 мг/Нм3-ке қысқартуды қамтамасыз ететін мұнай өңдеу зауытында орнату <100 мг NOX/Нм3.

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

Р/с
№

1998 жылғы шығыстар туралы толық ақпарат (тазартылған газдағы жұмыс)

Саны

еуро/орнату

еуро/жыл

1

2

3

4

5

1

Пайдалану уақыты, сағ/жыл

8000



2

Инвестициялық шығындар, еуро

2180185



3

Жылдық шығындар үшін өндірістік факторлар:
Жылдар саны
Пайыздық мөлшерлеме, %

15
6



4

Пайыздарды қоса алғанда, жыл сайынғы өтеу, еуро/жыл

224478



5

% қоса алғанда, пропорционалды инвестициялық шығындар



224478

6

Катализатордың кеуектілігі, м3

35



7

Ескіруге төзімділігі, жыл

8



8

Катализаторды ауыстыру, м 3/жыл

4,38

14535 еуро/м3


9

Катализатордың орташа шығындары, еуро/жыл

63589



10

Катализаторлар



63589

11

Техникалық қызмет көрсету + тозу, инвестициялық шығындардан %

орнату



12

Техникалық қызмет көрсету + қажалуы, еуро/жыл

43604



13

Техникалық қызмет көрсету + қажалуы



43604

14

Қысымның төмендеуі, мбар

8



15

Қайта қыздыруға арналған электр энергиясы, МДж/сағ

0

3,63 еуро/ГДЖ

0

16

Электр энергиясы, кВт * сағ/сағ

160,07

0,07 еуро/кВт * сағ

83753

17

NH3 сұйық аммиак, кг/сағ

46,20

0,25 еуро/кг

94001

18

Жалпы шығындар (1998)

509425

      Ескертпе: Электр станциясынан кейін 250000 Нм3/сағ пайдаланылған газ көлемі кезінде оттегінің нақты құрамына қатысты және таза газдың концентрациясы үшін NOX шығарындыларын 500 мг/Нм3 төмендетуді қамтамасыз ететін мұнай өңдеу зауытында қондырғы <100 NOx мг/Нм3.

      5.67-кестеде 1998 жылы Швецияның Preem мұнай өңдеу зауытының реформатор пешін жаңарту шығындарының мысалы көрсетілген.

      5.67-кесте. СКҚ-ны реформатор-пешке қайта жабдықтауға арналған инвестициялық шығындар (1998 жыл)

Р/с
№

Атауы

Деректер

Пікірлер

1

2

3

4

1

Қуаты

68 МВт

Риформинг қондырғысының жалпы жылу қуаты

2

Тиімділік (жоба)

90 %

Төмен температураға есептелген:
185 ºC
5 ppm аммиактың өтуі

3

Тиімділік (пайдалану)

91 %

2009 жылға дейін қол жеткізілген мән
2009 жылы: қайта қарау үшін пайдаланудан шығудың бір айын қоса алғанда , 75 %

4

Инвестициялық шығындар (1998 жыл)

3,2 млн еуро


      Шығарындыларға қарсы күрестің әр түрлі көлемдері мен тиімділігі үшін жағу қондырғыларында пайдаланылатын СКҚ және СКЕҚ шығындары туралы деректер 5.67-кестеде келтірілген.

      Сонымен қатар, 2007 жылы Колорадо (АҚШ) мұнай өңдеу зауыттарындағы қолданыстағы қазандықтар мен технологиялық жылытқыштарға ықтимал инвестициялар мен пайдалану шығындары 2000-нан 6054 еуроға дейін (2708-ден 8201 долларға дейін) бағаланды. АҚШ долл.) және егер NOХ шығарындыларын қысқарту нәтижесінде 70-90 % (01.07.2007 ж. 0,738 22 валюталарды қайта есептеу бағамының негізінде) құрайды деп болжасақ, NOX тоннасының алдын алды.

      Франциядағы 19 МВт мұнай өңдеу зауытының газ турбинасын жаңарту үшін келесі шығындар көрсетілген:

      құрылыстың жалпы құны (2008): 7 миллион еуро;

      жылдық құны: 200000 еуро.

      Ендірудің әсері

      NОХ шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [21],[23],[12],[24],[13],[4].

5.21.12. CО және NOX каталитикалық қалпына келтіру

      Техникалық сипаттау

      Бұл әдіс калий карбонатымен (K2 CO3) қапталған платина негізіндегі қарапайым катализаторды қолданады, ол екі циклде жұмыс істейді: тотығу/сіңіру және регенерация. Катализатор CO-ны CO2-ге дейін және NO2-ге дейін тотықтыру арқылы жұмыс істейді, содан кейін калий карбонатының сіңіргіш жабыны арқылы NO2 сіңіреді. Катализаторды қалпына келтіру регенерациялық газдардың бақыланатын қоспасын катализатордың бетіне оттегі болмаған кезде өткізу арқылы жүзеге асырылады. Регенерация газдары бу, сутегі және көмірқышқыл газы болып табылады. Сондықтан нитраттар азотқа дейін азаяды. SO2 шығарындыларын азайту және отында күкірт болған кезде CO және NOX төмендететін катализаторды сақтау үшін катализатордың қосымша қабаты қажет.

      Регенерация циклі оттегі жоқ ортада өтуі керек болғандықтан, регенерацияға ұшыраған катализатордың бөлігі пайдаланылған газдардан оқшаулануы керек. Бұған жалюздер жиынтығы арқылы қол жеткізіледі, олардың біреуі қалпына келтірілген бөлімнен жоғары, ал екіншісі төменгі ағыннан жоғары. Регенерация циклі кезінде бұл жалюзи жабылып, регенерациялық газды секцияға өткізетін клапан ашылады (5.41-сурет).


     


      5.41-сурет. Каталитикалық жүйенің схемалық сипаттамасы

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Осы әдісті қолдана отырып, аралас циклді газ турбиналарын NOХ шығарындыларының өте төмен деңгейімен басқаруға болады. Сонымен қатар, жүйе СО және металл емес ұшпа органикалық қосылыстардың шығарындыларын азайтады. Аммиак қолданылмайды. Қажет болса, күкіртті кетіретін катализатор әдісімен бірге бұл жүйені пайдаланылған газдардан күкірт қосылыстарын қалпына келтіру үшін де қолдануға болады. Қолжетімді деңгейлер мыналар болып табылады:

      Шығарындылар NOX 2 ppm төмен (4 МГ/Нм3 түрінде NO2 стандартты жағдайларда 0 ºC; 1 013 мбар);

      CO-ны CO 2-ге айналдыру коэффициенті 90 % құрайды;

      315 C температурада 90 % - дан астам металл емес ұшпа органикалық қосылыстардың (ҰҰОҚ) бұзылуы;

      150 C кезінде сәйкесінше 97 % және 94 % қалқыма формальдегид пен ацетальдегидтің бұзылуы.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Бұл жүйе басқару жүйелері, клапандар мен жетектер үшін электр энергиясын, регенерациялық газды және буды өндіру үшін табиғи газды, регенерациялық газды өндіру үшін де, сұйылту құралы ретінде де қажет. Әдеттегі қысымның төмендеуі 8,5-тен 15 мбар-ға дейін. Жүйе 150 °С-тан 370 °С-қа дейінгі температурада тиімді жұмыс істей алады. Қуаты 25 МВт газ турбинасы үшін энергия тасымалдаушыларға қажеттілік бу (333 – 389 ºC): 1590 кг/сағ және табиғи газ: 14 кг/сағ.

      АҚШ-тың қоршаған ортаны қорғау агенттігі мұндай әдістің техникалық белгісіздігіне, әсіресе оны біріктірілген циклдің үлкен қондырғыларына қолдануға қатысты алаңдаушылық білдірді (19.11.1999 жылғы хат).

      Кросс-медиа әсерлері

      Катализатор түтін газдарындағы күкірттің ластануына өте сезімтал және қосымша арнайы күкірт сіңіру катализаторын қажет етуі мүмкін. Жүйе CO2, H2 O, N2 және SO2 шағын деңгейлерін шығарады. Катализатордың маскировкасы мен улануына байланысты катализаторды иондалған сумен және калий карбонаты ерітіндісімен (K2 CO3) жыл сайын немесе алты айлық тазарту қажет. Пайдаланылған тазарту ерітінділерін бейтараптандыруға және кәріз жүйесі арқылы жоюға болады, олар су мен топыраққа зиянсыз. Пайдаланылған катализатордағы бағалы металдардың қалдық құны болады және оларды қайта пайдалануға болады. Пайдаланылған катализатордан туындаған қалдықтарды жою проблемасы жоқ.

      Қолданылуы

      Жаңа және жаңартылған қондырғылар үшін де қолданылады, жүйе 150 °С-тан 370 °С-қа дейінгі температурада тиімді жұмыс істейді және газ турбинасының жұмысын шектемейді. Мұндай қондырғы қазандықтың артқы жағында немесе жылуды қалпына келтіретін бу генераторында, әдеттегі СКҚ жүйесімен бірдей жерде орнатылады.

      АҚШ-та шағын газ электр станцияларында қолдану мысалдары бар. Мысалы, 32 МВт ішкі жану турбинасы Калифорниядағы Федералды когенерациялық суық сақтау қондырғысында жұмыс істейді.

      Ылғал ЭСС - ауыр мазутты жағу процесінде тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларымен күресу үшін қолданылатын ең көп таралған түрі болып табылады. Мұнай өңдеу зауыттарында ЭСС ФКК қондырғыларында да, ауыр мұнай мен қалдықтардың крекинг қондырғыларында да қолданылады. Оларды ауыр сұйық немесе қатты отынды жағу кезінде шығарындыларды тазарту үшін пайдалануға болады.

      Экономика

      Ұсынылған шығындар сметасы (5.68-кесте) қуаты 400 МВт құрамдастырылған циклі бар газ электр станциясына жатады. Шығындар сметасының төменде келтірілген сандары 8000 сағ/жыл пайдалануға және NOХ құрамының 25-тен 5 ppm-ге дейін (0 °С стандартты жағдайларда NO 2 түрінде 50-ден 10 мг/Нм3-ке дейін; 1013 мбар) төмендеуіне негізделген, бұл жылына жойылатын NOX шамамен 666 тоннаны құрайды. Бұл сандарға инвестициялық шығындар, пайдалану шығындары және техникалық қызмет көрсету шығындары, сондай-ақ жанама жылдық шығындар кіреді.

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

Р/с
№

Шығыстар

Өлшем бірлігі, млн еуро

Мыналарды қоса алғанда

1

2

3

4

1

Инвестициялар

19,2

Жеткізу, монтаждау және іске қосу-реттеу жұмыстары

2

Пайдалану және техникалық қызмет көрсету

1,6

Жалпы техникалық қызмет көрсету;
Бу және табиғи газ тұтыну регенерация цикліне;
Қондырғыдағы қысымның төмендеуі (шамамен. 10 мбар) (тұтынылатын қуатқа айналдырылған);
Катализаторды жылына ауыстырудың орташа құны (7 жыл жетекші қатарлар үшін катализатордың қызмет ету мерзімі);
Катализаторды қайта өңдеу/қайтару.

      Ескертпе: Мердігердің қосымша жанама жыл сайынғы шығыстары енгізілмеген.

      NОХ құрамының 25 PPM-ден 2 PPM-ге дейін (0 ºC стандартты жағдайларда NO2 түрінде 50-ден 4 мг/Нм3-ке дейін; 1013 мбар) төмендеуі қосымша катализатордың қажеттілігіне байланысты инвестициялардың ұлғаюына ықпал ететін болады. Бұл сонымен қатар табиғи газ бен буды тұтынудың артуына және қысымның төмендеуіне байланысты пайдалану мен техникалық қызмет көрсету шығындарын біршама арттырады.

      Екінші мысал - бұл технологияны 25 МВт газ турбинасына қолдану үшін 6,2 миллион еуро орнату құны. Пайдалану шығындары жылына шамамен 0,42 миллион еуроға бағаланады, оның ішінде техникалық қызмет көрсету, бу және табиғи газ, жүйенің қысымының төмендеуі және катализаторды ауыстыру шығындары.

      Ендірудің әсері

      NОX шығарындыларының өте төмен деңгейіне қойылатын талаптар және аммиакты пайдаланатын ауаның ластануына қарсы жабдыққа қойылатын шектеулер, әсіресе халық тығыз орналасқан жерлерде орналасқан зауыттар үшін.

      Анықтамалық әдебиет

      [76], [9], [77].

5.21.13. Электрстатикалық сүзгілер (ЭСС)

      Сипаты

      3-бөлімдегі қосымша мәліметтерді қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      ЭСС 95 % - ға дейін қысқартумен <10-50 мг/Нм3 қалқыма бөлшектердің шығарындыларын қамтамасыз ете алады. Күйе үрлеу - бұл пеш жабдықтарында жиналған және дұрыс жұмыс істеуді қиындататын күйені кетіру үшін жүйелі түрде орындалатын процесс. Бұл процесс кезінде пайдаланылған газдардағы РЖ мөлшері 2000 мг/Нм3 мәндеріне жетуі мүмкін. ЭСС және қалыпты жұмыс істеу үшін орнатылған шаңды кетірудің ұқсас әдістері тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын қолайлы деңгейге дейін төмендетуде тиімді. Осылайша, технологиялық пештерде жұмыс істейтін ЭСС, әдетте, күйенің үрленуіне байланысты жоғары концентрацияны береді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Толығырақ ақпарат 3-бөлімде келтірілген.

      Кросс-медиа әсерлері

      Электр энергиясын тұтыну, шаңды кетіру және кейбір жағдайларда аммиак шығарындылары. 3-бөлімдегі қосымша мәліметтерді қараңыз

      Қолданылуы

      ЭСС ФКК қондырғыларында, жылу электр станцияларында және қоқыс жағатын зауыттарда кеңінен қолданылады. ЭСС электр кедергісі жоғары кейбір бөлшектерге қолданылмауы мүмкін. Олар жаңа және қолданыстағы зауыттарға орнатылуы мүмкін. Оларды пайдалану үшін орын (кеңістік) қажет.

      Экономика

      ЭСС үшін белгіленген әдеттегі күрделі шығындар 1 млн-нан 3,8 млн еуроға дейін құрайды.

      Ендірудің әсері

      Тоқтатылған бөлшектер мен металдардың немесе олардағы басқа қауіпті заттардың шығарылуын азайтыңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [12], [5].

5.21.14. Когенерациялық қондырғылар (КГҚ)

      Сипаты

      Қысқаша сипаттаманы 3-бөлімнен табуға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Мұнай өңдеу зауыты/басқа энергия көздері (электр генераторлары) біріктірілген кезде энергияны тұтыну және CO2 шығарындылары когенерация тұжырымдамасын қолдану арқылы азаяды. Басқа энергия көздерінде (электр генераторларында) отын тұтыну және осыған байланысты шығарындылар азаяды, бірақ МӨЗ-де отын тұтыну және шығарындылар артуы мүмкін. Өзінің жеке буы мен электр энергиясын өндіретін МӨЗ (басқа энергия көздерінен импортсыз) когенерациядан пайда көре алады. Мұндай жағдайларда экологиялық пайда отын шығынын және онымен байланысты шығарындыларды азайтуды қамтиды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Көптеген турбиналар жалынның тұрақтылығына сенімді болу үшін ерекше тұрақты отын қоспасын қажет етеді және негізінен табиғи газды жағуға арналған. МӨЗ отын газының компоненттері, әсіресе артық сутекті өндіру кезінде, мысалы, гидротазарту қондырғысын уақытша ажырату кезінде айтарлықтай өзгеруі мүмкін, соның нәтижесінде артық сутегі отын газы жүйесіне жіберіледі. Алайда, бұл проблемаларды отындағы сутектің шамамен 70 % шегіне дейін жеңуге болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер анықталған жоқ.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады. Бу мен электр энергиясын когенерациялау принциптерін сұйық мұнай өңдеу отыны сияқты жұмыс істейтін қазандықтарға да қолдануға болады. Олар жоғары қысымды бу шығаруға және экспандер/турбогенератордың үстіндегі қысымды төмендетуге арналған. Экономизаторлар және ауа-отын қатынасын реттеуді оңтайландыру когенерация қондырғыларында қолданылатын әдістер болып табылады.

      Бірқатар мұнай өңдеу зауыттарында бу-газ турбинасы (ГТЗЦО) немесе мұнай өңдеу зауыты үшін бу мен электр энергиясын өндіруге арналған аралас жылу-энергетикалық қондырғы (ТЭУ) бар немесе қазіргі уақытта орнатылуда. Бұл әдетте ескі мазут қазандығын толығымен немесе ішінара ауыстыру үшін, пайдалану шығындарын азайту және басқа электр генераторларына тәуелділікті азайту үшін жасалады.

      Ендірудің әсері

      Мұнай өңдеу зауытының ішінде немесе одан тыс жерде қолданылатын бу мен энергияны өндіруге арналған.

      Анықтамалық әдебиет

      [12], [5].

5.21.15. Жалған сұйық қабаты бар қазандық

      Сипаты

      Ауыр мұнай қалдықтарын немесе мұнай коксын қолданудың балама әдісі-күкірт алу үшін сұйылтылған қабаты бар қазандықта жағу.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жанармайдағы күкірт құрамының шамамен 90 % - ы алынады, ал әктастағы кальцийдің шамамен 50 % - ы күкіртті сіңіру үшін қолданылады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Алынған кальций сульфаты және өңделмеген кальций оксиді жанармайдағы никель мен ванадиймен бірге қазандықтан қатты қалдық түрінде шығарылады, оны жол агрегаты ретінде пайдалануға немесе полигонға тастауға болады.

      Мұндай схемалар газдандыруға қарағанда күкіртті ұстап қалудың төмен көрсеткіштеріне ие және олар сутегі алу мүмкіндігін қамтамасыз етпейді. Сонымен қатар, әктасты өндіруге және тасымалдауға және қалдықтарды жоюға қарсы экологиялық шектеулер болуы мүмкін. Осы себептер бойынша газдандыру ұзақ мерзімді перспективада неғұрлым тартымды болуы мүмкін.

      Қолданылуы

      Еріткішті деасфальтациялаумен немесе баяулатылған кокстеумен сұйылтылған қабаты бар қазандықтардың комбинациясы қолданыстағы ФКК қондырғысының қуаты және бу/қуат тапшылығы бар мұнай өңдеу зауыттары үшін үнемді шешім болуы мүмкін.

      Экономика

      Әдетте, газдандыруға қарағанда арзанырақ.

      Ендірудің әсері

      Қатты қалдықтардың түзілуін қысқарту.

      Анықтамалық әдебиет

      [12].

5.21.16. Түтін газын рециркуляциялау

      Сипаты

      Түтін газын сыртқы қайта өңдеу (RDG) қазандықтар мен жылытқыштарда еріткіштің әсерін арттыру үшін қолданылады, сондықтан жану температурасын төмендетеді. Әдетте, қазандық құбырынан шыққан түтін газының 20 % - ы жану үшін таза ауамен араластыру үшін арналар арқылы шығарылады.Gorenje.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Пайдалану рециркулированного түтін газ құрамындағы жану үшін ауаны мүмкін төмендету білімі NOX.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Бұл процесті бақылау қиын, әсіресе толық емес жүктеме кезінде.

      Қолданылуы

      Ол қазандықтар мен отты жылытқыштар үшін қолданылады. Жаңғырту кезінде (атап айтқанда, мәжбүрлі тарту режиміндегі қазандықтар мен пештер) РДГ гидравликалық жүктемелерді арттырады және жылу жүктемесін конвективті секцияға (секцияларға) қарай ығыстырады және іс жүзінде мүмкін емес.

      Экономика

      Басқа бастапқы шаралармен салыстырғанда құны жоғары.

      Ендірудің әсері

      Қазандықтар мен жылытқыштардан NOX шығарындыларын азайту үшін.

      Анықтамалық әдебиет

      [21], [23].

5.21.17. Отынды жағу (соңа дейін жағу) кезеңі

      Сипаты

      Жанармай жағу кезеңі, сондай-ақ жану деп аталады, отын мен ауаны кезең-кезеңмен бүрку арқылы пеште әртүрлі аймақтарды құруға негізделген. Мақсат-қазірдің өзінде пайда болған NOX шығарындыларын азотқа азайту. Бұл әдіс жалынның салқындауына реакция қосады, оның көмегімен органикалық радикалдар NOХ ыдырауына ықпал етеді. Қосымша ақпарат LCP BREF-те қолжетімді [7].

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қол жеткізуге болатын деңгейлер NO2-нің <200 мг/Нм3 эквивалентін құрайды, әсіресе ең төменгі деңгейге оңай қол жеткізуге болатын газды жағуға арналған.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қосымша энергияны тұтыну (шамамен 15 %, қосымша энергияны қалпына келтірместен, бағалау бойынша).

      Қолданылуы

      Бұл әдіс пеш немесе қазандық деңгейінде қолданылады, бірақ ол Оттықның конструкциясымен тығыз байланысты. Ол газды жағу үшін кеңінен қолданылады. Аралас және сұйық отынды жағу үшін қыздырғыштың арнайы конструкциясы қажет.

      Ендірудің әсері

      NОХ шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [5], [23].

5.21.18. Күлі аз отын түрлеріне көшу

      Сипаты

      Мұнай өңдеу зауытының отын газы мен гидротазаланған сұйық технологиялық отын құрамында ауыр сұйық технологиялық отынға қарағанда тоқтатылған бөлшектердің мөлшері аз. Отынның осы түрлеріне көшу тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын азайтуға оң әсер етеді. 5.21.3 және 5.21.5-тармақтарда қалқыма бөлшектер шығарындыларының қол жеткізілген деңгейлері, сондай-ақ орта арасындағы әсерлер, пайдалану деректері, қолданылуы және экономикалық аспектілері сипатталған.

5.21.19. Отынға қосымдар

      Сипаты

      1-әдіс: күкірт оксидтерін алу үшін әк немесе әктасты отын қоспасы ретінде пайдалану.

      2-әдіс: SO3-те SO2 тотығуын тежеу үшін магний негізіндегі қоспаларды қолдану. Магний ауыр сұйық отынды жағу кезінде пайда болатын ванадий пентоксидімен біріктіріледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      1-әдіс: бұл әдіс SO2 шығарылуын шамамен 90 % төмендетеді. Стехиометриялық мөлшерден асатын 100 % әктас қажет.

      2-әдіс: бұл әдістің мақсаты SOX шығарындыларын азайту емес, оның көрінуін азайту үшін пойыздағы SO3 мөлшерін азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      2-әдіс: айдалатын сұйықтықтың көлемі әр 5,6 тонна сұйық отын үшін шамамен бір литрді құрайды.

      Кросс-медиа әсерлері

      1-әдіс: әктас пен гипс қоспасын қайта өңдеу керек.

      2-әдіс: ешбір елеулі салдары жоқ.

      Қолданылуы

      1-әдіс: кәдімгі қазандықтар мен мұнай өңдеу зауыттарының пештері үшін әк немесе әктасты күкірт алуға арналған пешке айдауға жол берілмейді. Егер жылытқыштар мен қазандықтар сұйытылған қабаты бар қазандықтар болса немесе еріткішпен деасфальтизация нәтижесінде алынған мұнай коксын немесе ауыр битумды жағу үшін айналымдағы сұйықтығы бар қазандықтар болса, әк/әктасты пешке лақтыруға болады.шығарындылармен күресу.

      2-әдіс: бұл әдіс алты қазандықтың екеуінен көрінетін нәтижені азайту үшін Еуропалық мұнай өңдеу зауытында сынақ әдісі ретінде (2008) қолданылды. 2010 жылы әдіс жұмыс істемейтін болып қабылданды, өйткені объект қол жеткізілген жақсартуларды сандық түрде дәлелдей алмады.

      Ендірудің әсері

      Күкірт оксидінің шығарындыларын азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [108]

5.21.20. Түтін газдарын күкіртсіздендіру процестері

      Сипаты

      Түтін газын күкіртсіздендіру әдістеріне, мысалы, дымқыл әктас скруббері, Вальтер процесі, Уэллман-Лорд процесі, SD процесі, AI процесі, SNOХ процесі және теңіз суын тазарту жатады. Осы процестер туралы толық ақпаратты 5.27.4- тармақтан табуға болады.

      Экономика

      Ылғалды газ скрубберін отын ауыстырумен салыстырғанда пайдалану шығындары туралы соңғы мәліметтер (табиғи газ мұнай өңдеу отынын ауыстырады) [108]).


      5.22. Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқару

      Сапалы ЕҚТ қолдану қажет.

      Мысалы, 4.1-тармақ және өзгелері.

5.23. Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату

      Түтін газдарының жылуын кәдеге жарату бойынша ЕҚТ мәні түтін газының немесе шикізаттың ыстық ағынын қайта бөлу болып табылады.

5.24. МӨЗ-дің құрамдастырылған/кешенді қондырғылары

      МӨЗ құрамдастырылған/кешенді қондырғылары бірнеше түрлі технологиялық процестердің жүйесі болып табылады және тиісті технологиялық процестер бойынша әртүрлі техниканы қамтуы мүмкін және тұтастай зауыт бойынша мұнай мен газды қайта өңдеу процестерін оңтайландыру мүмкіндігіне байланысты қолдануға ұсынылады.

5.25. Қалдықтарды басқару әдістері

5.25.1. Шламды өңдеу және онымен жұмыс істеу

      Сипаты

      Шламдар – бұл өндірістік қондырғылардағы сарқынды суларды тазарту нәтижесінде пайда болатын жартылай сұйық қалдық. МӨЗ-де келесі көздерден шламдардың бірқатар түрлері түзіледі: шикі мұнай және мұнай өнімдерінің резервуарлары (түптік шөгінділер), API мұнай-су сепараторы, флокуляция және флотация қондырғылары, сондай-ақ қысымды флотация қондырғылары. Биошламдар мұнай құрамы мен дегидратация тұрғысынан шламдардың маңызды санатын білдіреді. Қалдықтарды көмуге, оларды топырақтың жоғарғы қабатымен араластыру мақсатында шығаруға қатаң тыйым салынады.

      Алдын ала тазалау және шламды тазалау

      Шламды сусыздандыру, құрғату және/немесе жағу әдісімен тазарту, кейіннен қайта өңдеу немесе кәдеге жарату шығындарын үнемдеу мақсатында көмірсутектердің көлемі мен қалдық құрамын азайтуға бағытталған. Шөгінділерді декантерлермен немесе трикантерлермен механикалық сусыздандыру принципі центрифугалық күштерге және су, мұнай және тоқтатылған заттар арасындағы тығыздық айырмашылығына негізделген. Термиялық өңдеу кезеңдері булану процестерін білдіреді. Булану жанама қыздыру және/немесе термиялық тотығу (жану) арқылы органикалық компоненттердің ыдырауы нәтижесінде пайда болады.

      Декантерлер биошламдарды сусыздандыру үшін кеңінен қолданылады. Бу кептіргіштері тек биошламды кептіру үшін қолданылады және көбінесе жану алдында алдын-ала тазарту сатысында қолданылады.

      Мұнай өңдеу өнеркәсібінде дегидратация және шламды майсыздандыру үшін декантерлер кең таралған. Мердігерлік ұйымдар ұсынатын стационарлық, сондай-ақ жылжымалы қондырғы түрінде орындалған. Құрғатылған био-және мұнай шламдары кептіру және/немесе жағу қондырғыларында қосымша өңделеді. Мұндай өңдеу іс жүзінде мұнайды қалдықтардан алып тастайды, олар үшін олар пайдалы қолданылады.

      Мұнай шламын сусыздандыру әдістері тек өз объектілерінен тыс шлам торттарын өңдейтін МӨЗ-де қолданылады. Бұл шламның мөлшерін азайту және оларды жою шығындарын азайту үшін жасалады. Барлық жерде цемент пештерінде жағу қондырғылары, көмір жағатын электр станциялары, кептірілген шламды жағатын арнайы қондырғылар, пештер мен қауіпті қалдықтарды кәдеге жарату қондырғылары қолданылады. МӨЗ-де кептіру қауіпсіздік қатерлеріне байланысты іс жүзінде қолданылмайды. Майсыздандыру/сусыздандыру нәтижесінде шламдардың құрамында мұнай шламдарын өңдейтін МӨЗ-де еріткіштері аз (центрифугада өңдегеннен кейін немесе сүзгілер арқылы өткізгеннен кейін) қатты қалдықтардың аз мөлшері болады, кокстеу процесінде мұнай шламдары қайта пайдаланылады.

      5.42-суретте қайнаған қабаты бар жану құрылғысымен бірге декантерді пайдаланудың жеңілдетілген технологиялық схемасы көрсетілген. Мұндай схема WIBREF нұсқасы бойынша шламды жағуға арналған ең жақсы қолжетімді технологиялардың бірі болып саналады [119]. Пісіру құрылғысында қайнаған қабаты бар шламдық торт құм қабатына айдау поршеньдік сорғымен беріледі.

      Осы жүйелерде пайда болатын SO2, NOX, көміртегі тотығы, органохлорлы қосылыстар, ПАУ және ауыр металдардың шығарындыларын каталогта қарастырылған шығарындылармен күресудің тиісті шараларын қолдана отырып мұқият реттеу қажет екенін атап өткен жөн [119].

      Сонымен қатар, шламдарды өңдеудің басқа әдістері (биологиялық тазартуды қоса алғанда) 2006 жылғы қалдықтарды тазарту жөніндегі анықтамалықта сипатталған [120].


     


      5.42-сурет. Шламды өңдеу мен жағудың жеңілдетілген технологиялық схемасы

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қалдықтардың пайда болуы МӨЗ-да өңделетін шикізаттың тоннасына 0,1- ден 0,5 кг-ға дейін азаяды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қауіпсіздік мәселелері іске қосу мен тоқтатуға байланысты (жоспарлы немесе төтенше жағдай). Осыған байланысты алаудың жағдайын бақылау және азот үрлеу жүйесін реттеу қажет. Анаэробты және пирофорлы шөгінділер (резервуарлардың түбінде) сақтау және кептіру кезінде тұтануға бейім.

      Кросс-медиа әсерлері

      Қалдықтар қоршаған ортаға жағудың салдары WIBREF-те қарастырылады.

      Қалдықтарды кептіру және жағу кезіндегі энергия тиімділігі шөгінділердің сипаттамаларына (су мен қалдық мұнайдың құрамына) байланысты. Қайнаған қабатты күйдірумен энергетикалық интеграция екі процесс арқылы жүзеге асырылады: жалған сұйылу үшін бастапқы ауаны алдын-ала жылыту әдеттегі жолмен жүреді, ал экономикалық аспектілерге байланысты бу шығару 8 тоннадан астам аралық қысым/сағ шығара алатын жүйелер көмегімен жүзеге асырылады. Артық ауаның жоғарылауы қайнаған қабаттың температурасын ұстап тұру үшін қажет, бұл қайнаған қабатты жағу әдісінің маңызды кемшілігі болып табылады.

      Қолданылуы

      Кокстеу процесінде мұнай қалдықтарын қайта пайдалану осындай қондырғы және соңғы өнімнің тиісті техникалық сипаттамалары болған кезде мүмкін болады. Қалдықты сусыздандыру қондырғылары толығымен қолданылады және негізінен күйдіруден бұрын қалдықтарды азайту үшін қолданылады. Қайнаған қабатты жағу қондырғысы-бұл қалдықтарды өңдеу саласында кеңінен қолданылатын сыналған технология.

      Декантерлерді қолдану қалдықтардың аз мөлшерімен сарқынды суларды тазартудың сенімді, озық және дәлелденген әдісі болып саналады. Стационарлық декантерлер Годорф, Гетеборг және Станлоу қалаларының МӨЗ-да орнатылған. Жылына бірнеше рет мердігерлік ұйымдар тартылады. Олар қалдықтар объектінің өзінде немесе одан тыс жерлерде келесі тәсілдермен өңдейді: деканттау, кептіру, цемент күйдіру үшін пештерде жағу, электр станцияларын қолдану, өнеркәсіптік/тұрмыстық қалдықтарға өңдеу немесе мұнай қалдығын жағудың арнайы қондырғыларын пайдалану.

      Жалған сұйылту процесі негізінде мұнай қалдығын жағу қондырғысын қолдану қалдықтарды кәдеге жаратудың қазіргі заманғы тәсілі болып саналады, бірақ технологиялық процесті жобалау мен басқарудың жетілдірілген әдісін талап етеді. Бірнеше МӨЗ-да мұндай қондырғылар 1970-ші жылдардан бастап қолданылады. Бүгінгі таңда олардың кейбіреулері басқа, экономикалық тиімді қондырғылармен алмастырылды, өйткені түтін газын тазарту қосымша жабдықтар мен инвестицияларды қажет етеді. Мұнай қалдықтарын басқа қалдықтармен араластыру және оларды цемент күйдіру үшін пештерде және/немесе электр станцияларында қайталама отын ретінде пайдалану, егер мұндай қондырғылар шығарындылармен күресудің тиісті шараларын қолданса, кәдеге жаратудың қолайлы тәсілі болып саналады. Қалдықпен жұмыс істейтін халықаралық мердігерлік ұйымдар мұнайды алу үшін жылжымалы декантерлерді немесе кептіру жүйелерін немесе мұнай қалдықтарын тазартудың стационарлық жүйелерін пайдаланады.

      Экономика

      4 т/сағ қуатты қалдықты қоқысты (20 % қатты заттар) қондырғы үшін резервуарларды және түтін газы мен күлді толық тазарту қондырғысын қоса алғанда, шамамен 50х100 м аумақ қажет етіледі. Қондырғының биіктігі әдетте 12-15 м (резервуарлар, пештер, қазан-кәдеге жаратушы, ЭСФ, қождық бункері), ал қосымша қондырғылардың болуына байланысты биіктігі 40 м және одан да көп түтін құбыры болады. Жоғарыда сипатталған жүйе өнімділігі жылына 20 тонна болатын ірі мұнай өңдеу зауыты үшін жарамды және шамамен 37,5 миллион еуро көлемінде күрделі салымдарды қажет етеді (қондырғының өзін қоса). Пайдалану құны бір тонна құрғақ суспензия үшін 500-700 еуроны құрайды. Егер объектіде орнатылған ірі масштабты қалдық жағу пештері өнеркәсіптік қалдықтарды қайта өңдеудің техникалық мүмкіндігіне ие болса, онда қалдықты жағудың арнайы жүйесін орнату экономикалық тұрғыдан ақталмайды.

      Түтін газдарын мұнай қалдығын кептірудің жетілдірілген жүйесі бар деканттер пайдаланады. Мұндай қондырғы объектінің жоғарыда көрсетілген ауданының тек 10-15 % - ын алады. Ал қымбат тазалау 5 млн еуро күрделі салымды талап етер еді.

      Ендірудің әсері

      Мұнай шығару. Пайдалану шығындарын азайту. Қалдықтармен жұмыс істеуді реттейтін заңнама

5.25.2. Қалдықтардың биологиялық ыдырауы

      Бұл бөлімде тікелей МӨЗ-де пайдаланылатын МӨЗ қалдықтарын биологиялық ыдырату әдістері қарастырылады. Ластанған топырақты қалпына келтіру әдістері туралы ақпарат осы бөлімде қарастырылмайды.

      Сипаты

      МӨЗ қалдықтарындағы көптеген қауіпті химиялық заттар микробиологиялық әдістермен су және көмірқышқыл газы сияқты қауіпті емес қосылыстарға айналады. Жалпы, ластағыш заттар топырақта өте баяу ыдырайды, өйткені бұл процесс биореакторларды қолдану сияқты оңтайлы жағдайларды қажет етеді. Биоыдырау тезірек жүруі үшін бірқатар шарттарды орындау қажет.

      Биоыдыраудың заманауи әдістері қажетті жағдайларды жақсартуға бағытталған. Биологиялық ыдырауға қажетті микроорганизмдер қалдықтарда бар немесе оларды қосу керек (егер ыдырау олардың болуын болжаса). Мұндай микроорганизмдер арнайы таңдалады және өңдеуге дайындалады.

      Биологиялық ыдыраудың басқа әдістері қалдықтарды өңдеу жөніндегі анықтамалықта сипатталған [120].

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Биоыдыраудың маңызды факторлары температураны, оттегінің жеткілікті мөлшерін, қоректік заттарды және тиісті микроорганизмдерді бақылау қажеттілігінен тұрады. Сондай-ақ, ластағыш заттардың шоғырлану деңгейін және оның өзгеру динамикасын ескеру қажет. Уытты қосылыстардың болуы био-ыдырау процесін бұзады. Кейде табиғи органикалық қосылыстардың болуы процеске оң әсер етеді.

      Осылайша, МӨЗ қалдықтарының ыдырау жылдамдығын арттыру үшін мыналар қажет:

      қажетті штаммдардағы микроорганизмдердің жеткілікті саны;

      ластағыш заттардың немесе басқа қосылыстардың уытты емес концентрациясы;

      судың нақты мөлшерін есептеу;

      қоректік заттардың қажетті көлемі (негізінен 1:10 қатынасында фосфор мен азот);

      аэробты процестер үшін оттегінің қажетті мөлшері және анаэробты процестер үшін оттегінің толық болмауы;

      оңтайлы температура (20-30 C);

      pH 6-8.

      температураны реттеу;

      атмосфераға ұшпа ластағыш заттардың немесе ыдырау өнімдерінің шығарылуын болдырмау үшін шаралар қабылдау қажет. Су мен топыраққа шығарындылардың алдын алу үшін объект аумағында тығыз төсемдер қолданылады, пайдаланылған ауа тазартылады, ал артық су қайта пайдаланылады.

      ыдырау үшін ластағыш заттардың болуы (ең жоғары концентрациясыз), атап айтқанда қоректік заттардың, қалдықтардың, инертті (мысалы, топырақтың) және ластағыш заттардың жақсы араласуы.

      Анықтамалық әдебиет

      [120], [13].

5.26. Шығарындыларды азайту әдістері

      Бұл бөлімде мұнай мен газды өңдеу кезінде атмосфераға шығарындылар үшін қолданылатын немесе қолданылуы мүмкін шығарындыларды басқарудың, азайтудың және азайтудың негізгі әдістері туралы салалық ақпарат берілген.

      Бұл бөлімде басқа бөлімдерде ұсынылмаған экологиялық артықшылықтар, әртүрлі орталарға әсер ету, пайдалану деректері және қолдану туралы жалпы ақпаратты табуға болады. Өндірістік қызмет барысында пайда болуы мүмкін осы әдістерге қосымша, бұл бөлімде бүкіл мұнай өңдеу зауытына қатысты құбырдан бөлінетін процестер бар, сонымен қатар ЕҚТ анықтау кезінде ескерілуі керек. Бұл санатқа күкірт регенерациясы қондырғылары, алаулар, сонымен қатар амин тазарту және сарқынды суларды тазарту кіреді.

5.26.1. CO шығарындыларын азайту әдістері

      Сипаты

      Көміртегі тотығын жағу қазандықтары (СО қазандықтары) және Co (және NOX) тотықсыздану катализаторлары. CO шығарындыларын азайтудың бастапқы шаралары:

      тиісті жедел бақылау;

      сұйық отынды қайталама жылытқышқа тұрақты жеткізу;

      түтін газдарын тиісті араластыру;

      каталитикалық күйдіру;

      тотықтырғыш катализаторлар.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      CO шығарындыларды азайту. CO қазандығының шығуындағы шығарындылар: <100 мг/Нм3. Кәдімгі жану жағдайында CO концентрациясы 50 мг/Нм3-тен төмен, 800 °С-тан жоғары температурада, жеткілікті ауа жеткізілімімен және жеткілікті ұстау уақытымен қол жеткізуге болады.

      Анықтамалық әдебиет

      [114].

5.26.2. CO2 шығарындыларын бақылау нұсқалары

      Сипаты

      SO2, NOX немесе тоқтатылған бөлшектердің түтін газын өңдеуден айырмашылығы, CO2 шығарындыларын азайтудың қолайлы технологиясы жоқ. CO2 бөлу әдістері қол жетімді, бірақ мәселе мынада:

      энергияны тиімді басқару, соның ішінде:

      мұнай өңдеу зауыттарының ағындары арасындағы жылу алмасуды жақсарту;

      компоненттерді аралық салқындатуды болдырмау үшін мұнай өңдеу процестерін интеграциялау;

      шығарылған газдарды ұстау және оларды отын ретінде пайдалану (мысалы, алау газын ұстау);

      түтін газының жылуын пайдалану;

      жоғары отынды пайдалану;

      энергия өндірудің тиімді әдістері; бұл жанармайдың жануынан энергияның максималды қалпына келуін білдіреді;

      CO2 шығарындыларын ұстау, тасымалдау және сақтау (CCS-көміртекті ұстау және сақтау).

      CCS нұсқасы бір учаскенің масштабында әлі қол жетімді болмағандықтан, шығарындылармен күресу әдістерін CO2-ді одан әрі пайдалану мүмкіндігін ескере отырып қолдану керек.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      CO2 шығарындыларын азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері энергияны ұтымды пайдалану жылуды максималды қалпына келтіру және процесті басқару үшін жақсы жұмысты қажет етеді (мысалы, O2 артық болуы, рефлюкс арасындағы жылу балансы, сақтау кезіндегі өнімнің температурасы, жабдықты тексеру және тазарту).

      Кросс-медиа әсерлері

      Сутегі жоғары отынды пайдалану зауыттардағы CO2 шығарындыларын азайтады, бірақ тұтастай алғанда CO2 шығарындыларын азайтпайды, өйткені бұл отын зауытта басқа мақсаттарға қол жетімді болмайды.

      Анықтамалық әдебиет

      [120], [13].

5.26.3. NOX шығарындыларын азайту әдістері. NOX төмен температуралы тотығуы

      Сипаты

      Төмен температуралы тотығу процесінде NOX озон ерімейтін NO және NO 2 суда жақсы еритін N2O5 тотығу үшін оңтайлы температурада 150 ºC төмен түтін газдарының ағынына енгізіледі. N2O5 ылғал скрубберде азот қышқылының сұйылтылған сарқынды суларын шығару үшін шығарылады, оны өндірістік процестерде қолдануға немесе қоршаған ортаға шығару үшін бейтараптандыруға болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      NOX төмен температуралы тотығу NOX 90-дан 95 % - ға дейін, NOX-ден 5 ppm-ге дейін тұрақты деңгейде жоюды қамтамасыз ете алады. Қосымша артықшылықтар – бұл отын газынан жылуды қалпына келтіру мүмкіндігі. Бүкіл процесс қайталама газ тәрізді шығарындыларды шығармау үшін бақыланады. Озон тотықтырғыш ретінде қолданылатындықтан, CO, ЖТҚ және аммиак шығарындылары да азаяды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Озонды пайдалану және төмен оңтайлы процесс температурасы тұрақты өңдеу жағдайларын қамтамасыз етеді. Озон өндіруге жұмсалатын энергия шығындары құрғақ оттегі беріле отырып,салмағы бойынша 1 – 3 % концентрациясы бар өндірілетін озонның 7-ден 10 МДж / кг-ға дейін (2 – 2, 8 кВт·сағ/кг) ауытқиды. Озонның ыдырауын азайту үшін температура 150 ºC-тан төмен болуы керек. Ауыр салмақты бөлшектері бар отын үшін қосымша жабдық қажет болуы мүмкін.

      Кросс-медиа әсерлері

      Озон сақталған O2-ден қажет болған жағдайда орнында өндірілуі керек. Уытты озонның ағып кету қаупі бар.

      Төмен температуралы тотығу (LoTOX) міндетті түрде жаңа немесе қолданыстағы тазарту қондырғысымен байланысты болуы керек және тиісті тазартуға жататын сарқынды сулардың пайда болуына әкеледі. Қолданыстағы тазарту қондырғыларына нитрат жүктемесін нитраттарды бақылауға тиісті шығындармен бірге арттыру туралы мәселені қарау қажет болуы мүмкін. Бұл азот қышқылын түзеді, оны тазарту бөлімінде қолданылатын сілтімен бейтараптандыру керек.

      Қолданылуы

      Бұл процесс скруберлерді қолдана отырып, NOX шығарындыларын азайту технологиясы ретінде жасалынған және белгілі. NOX шығарудың тиімділігі озонның айдау жылдамдығына және оны нақты уақыт режимінде NOX шығыс концентрациясына қатысты реттеуге тікелей байланысты. NOX шығысын жүйелік контроллердегі берілген мәнді өзгерту арқылы реттеуге болады.

      Бұл процесті автономды өңдеу жүйесі ретінде пайдалануға болады немесе аммиактың ағып кетуін жоюды қоса, жылтыратудың соңғы кезеңі ретінде NOX, СКҚ немесе SOX жоюлар аз қыздырғыштар сияқты басқа жану модификациялары мен жану жүйелерін қолдана алады. Оны қолданыстағы зауытта оңай жаңартуға болады.

      Бұл процесс АҚШ-тың коммерциялық қондырғыларында қышқылмен өңдеу, қорғасын балқыту, бу қазандықтары және көмір қазандықтары сияқты салаларда қолданылады. Сонымен қатар, АҚШ-та бірқатар СКК құрылғылары осындай технологиямен жаңартылды.

      Экономика

      Бұл әдіс минималды техникалық қызмет көрсету шығындарын және минималды оператор интерфейсін қажет етеді. Технологиялық провайдерлер көрсеткен салыстырмалы күрделі шығындар мен пайдалану шығындары олардың СКҚ (селективті каталитикалық қалпына келтіру) типті жүйелерге тең немесе аз екенін айтады.

      Колорадодағы (АҚШ) SO2 және NOX негізгі өнеркәсіптік көздеріне ықтимал бақылауды перспективалық зерттеу кейбір өнеркәсіптік секторлар үшін қысқартылған NOx шығарындыларының тоннасына көрсетілген жиынтық капитал және жылдық пайдалану шығындары туралы деректерді ұсынады. Мұнай өңдеу зауыттарында көрсетілген өтінім (АҚШ қоршаған ортаны қорғау агенттігінің 2005 жылғы жаңартылған экономикалық деректерін пайдалана отырып) құны тоннасына 1391 - ден 1595 евроға дейінгі (0,73822 01.07.2007 айырбас бағамына сүйене отырып, тоннасына 1884-2161 АҚШ доллары) FCC қондырғыларына (сұйық каталитикалық крекинг) қатысты. Салыстыру үшін дымқыл пештерге арналған басқа шығындар тоннасына 2303 - 2454 евро (3102 - 3324 доллар).АҚШ долл.) және құрғақ пештер тоннасына 1717 – 1963 евро (2327 - 2659 АҚШ долл. АҚШ тоннасына) цемент өнеркәсібінде қолданылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [106], [108].

5.26.4. Шығарындыларды азайту және мұнай өңдеу процестерінің катализаторын пайдалану

      Сипаты

      Толығырақ ақпарат 3.5-бөлімде келтірілген.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Технологиялық шығарындыларды азайту және қышқыл мен қалдықтарды тұтынуды азайту. Қуатты полимерлеу қондырғылары фосфор қышқылын тұтынуды алынған полимердің 0,1 – 0,2 г/т деңгейіне дейін төмендетуге мүмкіндік береді. Тағы бір дереккөз катализатордың әдеттегі шығыны (H3PO4 + тасымалдаушы) өндірілген полимердің тоннасына шамамен 1,18 кг катализаторды құрайды деп хабарлайды.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Қолда бар деректер 5.69-кестеде келтірілген.

      5.69-кесте. Полимерлеу қондырғысында энергияны стандартты тұтыну

Р/с
№

Коммуналдық желілер

Тұтыну

1

2

3

1

Электр қуаты (C 5+ өнім кВт / тонна)

20 – 28

2

Бу (т / тонна C 5+ өнім)

0.7 – 1.1

3

Салқындату (м 3 / тонна C5 + өнім)

4.4 – 6.0

      Кросс-медиа әсерлері

      Қоршаған ортаның әртүрлі компоненттеріне әсер етпейді.

      Қолданылуы

      Әдетте өндіріс процесі ретінде қолданылады.

      Экономика

      Каталитикалық конденсация процесі салыстырмалы түрде қарапайым және ең аз еңбек шығындарын талап етеді. Оның қарапайымдылығы 5.70-кестеде келтірілген пайдалану талаптарында көрінеді.

      5.70-кесте. Каталитикалық конденсация процесінің типтік операциялық шығындары

Р/с
№

Типтік пайдалану шығындар

1

2

3

1

Катализатор мен химикаттардың құны (евро / тонна өнім C5+)

5,00 – 8,20

2

Еңбек және пайдалану шығындары (жұмыс күші)

1 оператор-көмекші

3

Типтік операциялық шығындар (еуро/тонна өнім C5+)

20 – 30

4

Инвестициялар (евро1 995/(тонна / жыл) өнім C5+)

50 – 95

      Тек бір оператор қажет. Жалпы, каталитикалық конденсация қондырғысын пайдалану құны м3 үшін 16-дан 22,6 евроға дейін, 5+полимерлі бензин. Бұл шығыстарға инженерлік қамтамасыз ету, жұмыс күші, катализаторлар, химикаттар және қондырғыға роялти үшін үстеме кіреді, бірақ тікелей немесе жанама күрделі шығындарды қамтымайды.

      Ендірудің әсері

      Өндірістік процесс.

      Мысалдар

      Кейбір полимерлеу процестері еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында кездеседі. Қазіргі уақытта полимерлеу бірліктерінен алкилизация бірліктері басым, дегенмен полимерлеу бірліктері арзан.

      Анықтамалық әдебиет

      [78], [4], [9].

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

      Сипаты

      СКЕҚ – бұл жоғары температурада (әдетте 850 °С-тан 1100 °С-қа дейін) аммиактың немесе мочевинаның газ фазалық реакциясы арқылы түтін газдарынан азот оксидтерін шығарудың каталитикалық емес процесі. Термиялық DeNOX деп те аталатын бұл әдіс NOX азот пен суға дейін қалпына келтіреді. Жақсы араластыруға қол жеткізу үшін реактивтің аз мөлшері тасымалдаушы газбен, әдетте ауамен немесе бумен бірге енгізіледі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      25-70 % төмендеуі мүмкін, бұл 200 мг/Нм3 аз мән береді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      NOX төмендеу жылдамдығы көбінесе келесі температуралық терезелерді 0,2 - 0,5 Стемпературалық терезеде ең аз болу уақытымен келісу мүмкіндігіне байланысты:

      850-1000 °С, аммиак және каустикалық аммиак үшін (оңтайлы 950 °С);

      800-1100 °С, несепнәр үшін (оңтайлы 1000 °С).

      Осы температура терезесінен төмен реагентті енгізу аммиактың шамадан тыс ағып кетуіне әкеледі. Температура терезесінен жоғары реагентті енгізу NOX шығарындыларының көбеюіне әкеледі. Кейбір жағдайларда сутегі сияқты химиялық күшейткіштер төмен температурада реакцияны тездету үшін қажет деп болжалды, бірақ мұнай өңдеу саласында қолданудың бұл түрі туралы хабарланбаған.

      Қышқыл суды буландыру кезінде пайда болған аммиакты (5.28.1-тармақты қараңыз) DeNOX агенті ретінде пайдалануға болады. Бұл сонымен қатар NOX концентрациясына байланысты, оны азайту керек, өйткені оңтайлы жылу жағдайында белгілі бір араластыру жағдайлары мен химиялық кинетикаға байланысты техникалық қол жетімді қалпына келтіру шығысының және шығыс концентрациясының төменгі шегі болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      СКЕҚ әдісінің ажырамас шектеуі аз мөлшерде реакцияланбаған NH3 (аммиактың өтуі) түтін газдарының ағынына шығару болып табылады. Аммиактың өтуі әдетте 5 – 20 ppm (3 – 4 мг/Нм3) ауқымында болады, ал жоғары мәндер NOX жоғары қалпына келуімен байланысты. АҚШ-тың қоршаған ортаны қорғау агенттігі аммиакты ұсақ тоқтатылған бөлшектердің ең үлкен прекурсоры ретінде анықтады (елдегі ауаның ластануы (2,5 мк және одан аз)).

      Сұйық технологиялық отын сияқты күкірт бар отынды жағу кезінде аммоний сульфаттарының пайда болуы ерекше алаңдаушылық тудыратын жанама әсер болып табылады. Сульфаттар ағыннан төмен орналасқан жабдықтың ластануы мен коррозиясын тудырады.

      Сулы аммиак, сусыз аммиак немесе несепнәр СКЕҚ жүйесінде реагент ретінде пайдаланылуы мүмкін. Газ тәрізді немесе сұйытылған сусыз аммиакты сақтау үлкен қауіп әлеуетіне ие. Сондықтан мүмкіндігінше қауіптерді тиісті бағалаудан кейін аммиактың (25 %) немесе несепнәрдің сұйық ерітіндісін пайдалану керек.

      N2O-СКЕҚ пайдалану кезінде пайда болатын жанама өнім. Несепнәр негізіндегі қалпына келтіру аммиак негізіндегі жүйелерге қарағанда N2O көп шығарады. Несепнәр негізіндегі жүйелерде шығарылған NOX 10 % - дан аспауы N2O айналады [103, EPA 2002].

      Қолданылуы

      СКЕҚ әдетте жылытқыштар мен қазандықтардан түтін газдарына қолданылады. Бұл өте аз кеңістікті қажет етеді, негізінен NH3 сақтау үшін.

      Кейбір жағдайларда пайдалану және физикалық шектеулер қосымша жабдықты қиындатуы мүмкін, мысалы, қазандық құбырларының ортасында қажетті температура терезесі пайда болуы мүмкін және инъекциялық химикаттың құбырларға енуіне әкелуі мүмкін.

      Ол ФКК қондырғыларында, технологиялық пештер мен қазандықтарда қолданылады.

      Экономика

      Шығындарды қарастыру пешті немесе қазандықты, реагентті енгізуге арналған құбырларды, реагенттерді беру жүйесін және NOX аммиак немесе несепнәр реакциясының ағымдағы шығындарын өзгертуге арналған бастапқы күрделі шығындарды қамтиды.

      Анықтамалық әдебиет

      [78], [9].

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

      Сипаты

      Каталитикалық DeNOX ретінде де белгілі. Аммиак / несепнәр буы реакцияны аяқтау үшін катализатордан өтпес бұрын түтін газдарымен бүрку торы арқылы араласады. Әр түрлі температуралық ауқымдар үшін катализаторлардың әртүрлі тұжырымдары бар: 300 – 500 °С температура үшін цеолиттер, 200 °С-тан 400 °С-қа дейінгі температурада қолданылатын дәстүрлі негізгі металдар, сонымен қатар ең төменгі температурада (150-300 °С) қолдануға арналған металдар мен белсендірілген көмір. Бұл әдіс туралы қосымша ақпаратты мына жерден табуға болады [6].

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      СКҚ шығарындылардың қатаң стандарттары бар жағдайлар үшін өте қолайлы. СКҚ көмегімен 80-95 % жою тиімділігіне, әдетте, 200 мг/Нм3-ден астам кіріс концентрациясы үшін қол жеткізуге болады. 10-20 мг/Нм3 мұржасындағы қалдық NOX деңгейіне газ қазандықтары мен пештерде СКҚ қолдану арқылы қол жеткізуге болады. Ауыр қалдықтарды жағу кезінде <100 мг/Нм3 шығарындыларына қол жеткізуге болады (3 % O2, жарты сағаттық орташа, тиімділігі 90 % дейін).

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      1 кг NOX кетіру үшін қалпына келтіретін агенттің теориялық мөлшері NOX біріктірілген концентрациясындағы NO-ның NO2-ге қатынасына байланысты, өйткені реакцияның стехиометриясына бір моль no-ны және бір моль NO2-ге екі моль қажет. Шығарылатын газдарда SO3, күйе немесе басқа тоқтатылған бөлшектер сияқты ластағыш заттар бар қосымшалар ерекше назар аударуды қажет етеді. Егер түтін газының температурасы аммоний тұзының тұндыру температурасынан төмен түссе, SO3 пен аммиактың болуы аммоний сульфаттарының пайда болуына әкелуі мүмкін. Аммоний сульфаттары белсенді орталықтардың бүркеуіне байланысты катализаторға зиянды әсер етуі мүмкін және кейінгі жылу алмастырғыштардың ластануына әкелуі мүмкін. Катализатордың қатерсіздендіру аммоний тұзының тұндыру температурасынан жоғары технологиялық қондырғының жұмысын қамтамасыз ету арқылы азайтуға болады.

      Катализатордың сұйық отынды жағу үшін 4 жылдан 7 жылға дейін және газды жағу үшін 7 жылдан 10 жылға дейін қызмет ету мерзімі бар, бірақ әсіресе қолайсыз жағдайларда қысқа қызмет ету мерзімі туралы хабарланды. Көп отынды СКҚ катализаторы үшін катализатордың қызмет ету мерзімі ең ауыр отынға байланысты болуы мүмкін. Катализатор қабатындағы қысымның төмендеуі жүйеде желдеткіштердің аз қосымша қуат тұтынуына немесе газ турбинасын қолданған кезде тиімділіктің жоғалуына әкеледі (бұл берілген жылудың 0,5 – 1 % - на тең).

      Егер СКҚ дымқыл тазарту процестерінен кейін немесе түтін газының температурасы төмен қосымшаларда орналасса, түтін газын қайта жылыту қажет болуы мүмкін. СКҚ блогы үшін ең төменгі жұмыс температурасы катализатордың түрі мен құрамына байланысты және қолдану саласына байланысты. API мұнай өңдеу зауытының (Италия) зерттеуіне сәйкес, температураны көтеру үшін қажет отын газы (шамамен 270 °С дейін) CO2 қосымша шығарындыларына әкелуі мүмкін, 100 тонна қысқартылған no x шығарындыларына жылына 5750 тонна.

      Preem Gothenburg (SE) мұнай өңдеу зауытында риформинг қондырғысында NO X шығарындыларын 90 % - ға төмендетуге мүмкіндік беретін төмен температуралы СКҚ (185 °С) жүйесі пайдаланылады. ФКК қондырғысында пайдаланылатын Preem Lysekil (SE) МӨЗ-да СКҚ 2010 жылдан бастап 2011 жылға дейінгі үздіксіз мониторинг деректері негізінде NH3 <5 ppm (<3,5 мг/Нм3) секіруі туралы хабарлайды.

      Кросс-медиа әсерлері

      Төменде негізгі кросс-медиа әсерлерін қорытындылауға болады.

      СКЕҚ жағдайындағыдай, СКҚ әдісінің ішкі шектеуі түтін газдарының ағынында реакцияланбаған NH3 (аммиактың өтуі) аздаған мөлшерінің шығарылуы болып табылады. Аммиактың тез өтуі әдетте 2-10 ppm ауқымында болады (25 ºC кезінде 1,4–7 мг/Нм3), жоғарырақ мәндер NOX жоғарырақ қалпына келтірумен және нақтырақ катализатор циклінің соңындағы жағдайлармен байланысты. Айта кету керек, аммиактың өтуі көптеген факторларға байланысты, соның ішінде NH3 айдау жылдамдығы, катализатордың белсенділігі, түтін газының таралуы, процестің басқарылуы.

      Пайдаланылған катализаторды тиісті түрде жою керек.

      СКЕҚ келетін болсақ, СКҚ жүйесінде реагент ретінде сулы аммиак, сусыз аммиак немесе несепнәр қолдануға болады. Газ тәрізді немесе сұйытылған сусыз аммиакты сақтау үлкен қауіп әлеуетіне ие. Сондықтан, мүмкін болған кезде, тиісті қауіптерді бағалаудан кейін, әдетте, сұйық аммиак (25 %) немесе несепнәр ерітіндісіне артықшылық беріледі.

      SO2 аз мөлшері СКҚ катализаторының үстінен SO3-ке дейін тотығады. Түтін газдарындағы SO3 жеткілікті мөлшерде шлейфтің мөлдірлігіне әсер етуі мүмкін.

      Пештің түтін газының температурасын катализаторға қажетті температураға дейін көтеру үшін қосымша отын шығыны қажет болуы мүмкін. Бұл жағдайда CO2 қосымша шығарындылары өңделетін болады (осы "пайдалану деректері және экономика"бөлімінің тармағын қараңыз).

      Қолданылуы

      СКҚ жану түтіндік газдары немесе технологиялық бөлінетін газдар үшін қолданылады (мысалы, ФКК орнату). Қолданыстағы қондырғыға СКҚ жүйесін енгізу кеңістік, қысым және температура проблемаларына байланысты проблема болып табылады. Модернизация шығындарын азайту үшін шығармашылық шешімдерді жиі табуға болады. Жоғары жұмыс температурасы катализатордың мөлшері мен құнын төмендетеді, бірақ оны модернизациялауды қиындатады. Төменгі жұмыс температурасы катализатордың қажетті көлемін және құнын арттырады, бірақ көбінесе қарапайым модернизацияға мүмкіндік береді.

      Әзірге 200 ºC-ден 450 ºC-қа дейінгі жұмыс температурасы басым. Бұл температуралар әдетте экономайзер бөлімінен немесе қазандықтың ауа жылытқышынан бұрын қол жетімді. Мұнай өңдейтін газ пештерінде әдетте мұржаның температурасы 150-300 °С болады. Түтін газдарындағы күкірттің құрамына байланысты құйрық бөлігінде орташа температуралы (MT) немесе төмен температуралы (LT) катализатор қолданылуы мүмкін. Цеолиттік катализаторлар нарыққа шықты. АҚШ-та бірқатар газ турбиналары осы катализаторлармен жабдықталған.

      SO2 және NOX жоюдың біріктірілген әдістері де осындай катализаторды қолданады, мысалы, DeSОNOX процесі [7, COM 2006]. Сұйық отынды жағуға келетін болсақ, күкірт пен тоқтатылған бөлшектердің болуына байланысты тек МТ катализаторларын қолдануға болады. МТ катализаторлары көмір электр станцияларында кеңінен қолданылды, негізінен түтін газы қазандықтың барлық ұшпа күлі мен SO 2 бұрынғыша болған жағдайда басымырақ. Басқа екі конфигурация: шаңның төмен деңгейі / SO2 жоғары деңгейі және шаңның төмен деңгейі / SO2 төмен деңгейі (құйрық бөлігінің конфигурациясы).

      Вакуумдық қалдықты отын ретінде пайдаланатын қондырғылар үшін СКҚ пайдаланудың шағын тәжірибесі бар. Алайда, Германиядағы TOTAL Mitteldeutschland мұнай өңдеу зауыты вакуумдық қалдықты, висбрекинг қалдығын және ФКК қондырғысының суспензиясын сұйық отынмен жұмыс істейтін үш жылытқышта отын ретінде пайдаланады. Жоғары тозаңдылығы бар конфигурациядағы СКҚ қондырғысы газды NOX-тен 150 мг/Нм3-тен төмен концентрацияға дейін тазалай отырып, жылытқыштардан кейін орнатылады (деректердің толық жиынтығын 5.9.5-тармақты қараңыз). Мазутты жағу кезінде ұшатын күлдің төмендемейтін концентрациясы 100-ден 600 мг/Нм3-ге дейін (вакуум қалдықтары үшін ең жоғары мәндермен). Осы жағдайларда қолданылатын СКҚ ұшпа күлмен және сульфаттармен бітелуі мүмкін. Сульфаттың тұндыру потенциалы, әдетте, күкірттің көп болуына байланысты вакуумдық қалдықта жоғары (2,5-4 %).

      Түтін газы жүйесінде СКҚ қолдану мүмкіндігін қарастыру кезінде қысымның төмендеуі маңызды болуы мүмкін. Осы себепті, табиғи тартқышы бар пеш онымен жабдықталмауы мүмкін.

      SNOХ аралас әдісі туралы ақпарат алу үшін 5.27.9 тармағын қараңыз.

      СКҚ ФКК қондырғысының, газ турбиналарының, технологиялық қазандықтардың және технологиялық жылытқыштардың бөлінетін газдары үшін қолданылды. Ол әр түрлі қолдану салаларында сәтті қолданылады: көмір және мазут электр станциялары, қоқыс жағатын зауыттар, дизель және газ қозғалтқыштары, газ турбиналық қондырғылар, бу қазандықтары және мұнай өңдеу пештері (мысалы, АҚШ-тағы нафта риформинг қондырғылары, бу риформинг қондырғылары, шикі және вакуумды айдау қондырғылары, термиялық крекинг және гидроөңдеу қондырғылары) және ФКК қондырғылары. Күкірт мөлшері жоғары мазутты жағудан түтін газдарымен жұмыс тәжірибесі аз.

      СКҚ Жапония, Германия және Австриядағы электр станцияларында, сондай-ақ Нидерланды мен АҚШ-тың Калифорниядағы газ турбиналық қондырғыларда кеңінен қолданылады. СКҚ сондай-ақ өрт сөндіру зауыттарында кеңінен қолданылады. Бүгінгі күні СКҚ бүкіл әлемде ФКК электр станциялары мен қондырғылары сияқты мұнай өңдеу процестерінде табысты қолданылады. Мысалы, Жапонияның мұнай өңдеу зауыттарында СКҚ қолдану жиі кездеседі. Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында алтыдан астам қосымшалар табылды (Австрия, Нидерланды және Швеция).

      Экономика

      Жаңа СКҚ жүйесіне инвестициялар көбінесе түтін газдарының көлеміне, олардағы күкірт пен шаңның құрамына, сондай-ақ модернизацияның күрделілігіне байланысты. Қолданыстағы қондырғылар үшін катализатор қабатының ықтимал орналасуы көбінесе кеңістіктік шектеулермен шектеледі, бұл модернизацияның қосымша шығындарын тудырады.

      Газ пештерінен NOX шығарындыларын азайту мақсатында 2007 жылы API (Италия) мұнай өңдеу зауытында екі СКҚ қондырғысы зерттелді: біреуі инвестициялық шығындарды бағалай отырып, термиялық крекинг қондырғысында (аммиак жүйесі, компрессор, жобалау және орнату) 2,2 миллион еуро, ал біреуі құбыр пештерінде - 3 миллион еуро. СКҚ екеуіде NOX шығарындыларын 85-87 % - ға (орташа мәннен 120 мг/Нм3, шығарындыларының төмен деңгейі бар ағымдағы Оттықлармен NOX 15 мг/Нм3 дейін) төмендету бойынша есептік өнімділікке ие және түтін газдарының ағыны шамамен 55000 Нм3/сағ. Жоба аяқталмады.

      5.71-кестеде әртүрлі жағдайларда СКҚ пайдалану тиімділігі туралы деректер келтірілген.

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

Р/с
№

СКҚ

Қашықтағы NO X тоннасы үшін евродағы тиімділігі (15 % мөлшеріндегі күрделі шығындарды қоса алғанда)

1

2

3

1

Мұнай өңдеу зауыттарының қоспасында жұмыс істейтін жылытқыштар мен қазандар

8300 – 9800
12000
4200 – 9000

2

Мазуттағы қазандар

5000 – 8000
4500 – 10200

3

Табиғи газбен немесе мұнай өңдеу зауыттарының қоспасымен жұмыс істейтін газ турбиналары

1700 – 8000

4

Каталитикалық крекинг қондырғылары

2800 – 3300

      Анықтамалық әдебиет

      [78], [4], [9], [6].

5.26.7. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Циклондар

      Мұнай өңдеу қондырғыларынан қалқыма бөлшектердің шығарындыларына пештерден шыққан түтін газдарындағы бөлшектер, атап айтқанда күйе, ФКК регенерация қондырғыларынан және катализатор негізіндегі басқа процестерден шығарылатын катализатордың ұсақ бөлшектері, кокс пен кокстық ұсақ заттарымен жұмыс істеу кезінде, сондай-ақ қалдықтарды жағу кезінде пайда болатын күл жатады. Мұнай өңдеу зауытында пайда болған бөлшектерде металдар бар. Демек, бөлшектердің азаюы мұнай өңдеу зауытынан ауыр металл шығарындыларын азайтады. Бөлшектердің мөлшері нанометрдің оннан бір бөлігінің үлкен молекулаларынан катализатордың абразиясынан пайда болатын үлкен шаңға дейін өзгеруі мүмкін. Әдетте <1-3 мкм аэрозольдер мен үлкен шаң бөлшектері бөлінеді. Ұсақ бөлшектердің <10 мкм (PM10) пайда болуын болдырмау денсаулыққа әсер ету тұрғысынан өте маңызды.

      Шаңды кетірудің қол жетімді әдістерін құрғақ және дымқыл әдістерге немесе олардың комбинациясына бөлуге болады. Төменде шаң шығарындыларын азайту үшін мұнай өңдеу зауыттарында қолданылатын әдеттегі әдістер қысқаша талқыланады. Негізгі тазарту процестерінің құрғақ әдістеріне циклондар, электростатикалық сүзгілер және жеңді сүзгілері жатады. Скрубберлер сияқты кейбір дымқыл әдістерді негізінен жұқа өңдеу ретінде қолдануға болады.

      Сипаты

      Циклонды бөлу принципі центрифугалық күшке негізделген, ол арқылы бөлшектер тасымалдаушы газдан бөлінеді. Қосымша ақпаратты CWW BREF - тен табуға болады [6, COM 2003]. ФКК қондырғыларында циклондарды қолдану туралы деректер 5.9.10-тармақта қолжетімді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Циклондар шаң концентрациясын 100-ден 500 мг/Нм3-ге дейін төмендету үшін қолданылады. Тоқтатылған бөлшектердің айналым сепараторы деп аталатын жаңа циклон конструкцияы > 1 мкм өлшемді бөлшектерді тиімді түрде алып тастай алады; дегенмен, бұл конструкция әдеттегі циклонмен салыстырғанда шектеулі өнімділікке ие. Циклондардың үшінші түрі мультициклондар қалқыма бөлшектердің шығарындыларын 90 % - ға (100-400 мг/Нм3) төмендетуге мүмкіндік береді. Үшінші сатыдағы циклондар ретінде пайдаланылатын қазіргі заманғы мультициклондар қалқыма бөлшектердің шығарындыларын 80 % - ға шамамен 50 мг/м3 дейін төмендетуге мүмкіндік береді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Циклондар жоғары температура мен қысым кезінде жұмыс істеуге арналған болуы мүмкін. Шаңды жинауға арналған жабдық әдетте оңай жұмыс істейді және толығымен автоматтандырылған. Құрғақ бөлу үшін инженерлік желілер қажет емес. Шаңды кетіру үшін әдетте ешқандай қоспалар қолданылмайды. Кейде жиналған шаңды жұмыс кезінде шаңның таралуын болдырмас үшін қайта ылғалдандыру керек.

      Кросс-медиа әсерлері

      Табиғаты бойынша циклондар үлкен бөлшектер үшін тиімді, бірақ шаңның ең кішкентай бөлігін бөліп тастамайды немесе ұстамайды. Сонымен қатар, жиналған шаң үшін пайдалы шығыс табылған жағдайда қоршаған ортаға әсерді азайту жақсы болады. Шаңды жинау – бұл шығарындылар мәселесін қалдықтар проблемасына ауыстыру. Шаң суланған кезде қалдықтар пайда болады, оларды жоюды қамтамасыз ету қажет.

      Қолданылуы

      ФКК қондырғыларында немесе кокс қондырғыларында қолданылатын мультициклондар ұсақ тоқтатылған бөлшектерді (PM10 = шаң <10 мкм) алып тастай алмайды, сондықтан олар негізінен алдын-ала бөліну сатысы ретінде қолданылады.

      Мұнай өңдеу зауыттарында ФКК және РКК қондырғыларында көбінесе ЭСФ-мен (электр сүзгілерімен) бірге мультициклондар пайдаланылады.

      Ендірудің әсері

      Технологиялық газ ағындары көбінесе катализаторлардың немесе өнімдердің ластануын болдырмау үшін, сондай-ақ компрессорлар сияқты жабдыққа зақым келтірмеу үшін тазалануы керек. Улы және басқа да қауіпті заттар (мысалы, құрамында ауыр металдар бар кокс және каталитикалық ұсақ заттар) ауаның ластану ережелеріне сәйкес және экологиялық себептерге байланысты алынып тасталуы керек.

      Анықтамалық әдебиет

      [110], [78].

5.26.8. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Электрстатикалық фильтр (ЭСФ)

      Сипаты

      Электростатикалық тұндырғыштардың (ЭСФ) негізгі жұмыс принципі қарапайым. Ағымдағы газ жоғары вольтты электрод пен жерге тұйықталған (шөгінді) электрод арасында өткен кезде иондалады. Шаң бөлшектері құрылған электр өрісінде зарядталады және жерге тұйықталған электродқа тартылады. Тұндырылған шаң электродтардан механикалық түрде, әдетте діріл күшінің (құрғақ ЭСФ) көмегімен немесе сумен шаюмен (ылғалды ЭСФ) жойылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Электростатикалық шөгінділер шаңның көп мөлшерін, соның ішінде өте ұсақ бөлшектерді, жоғары тиімділікпен жинай алады. ЭСФ <10-50 мг/Нм3 мәніне жетуі мүмкін (кірістегі неғұрлым жоғары шоғырламаларда ғана 95 % - ға немесе одан жоғары төмендеуі). Алайда, субмикрондық (0,1 - 1 мкм) өлшем ауқымына енудің "терезесі" бар, мұнда ұстау тиімділігі төмендейді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      ЭСФ электр энергиясын аз тұтынады. Шаңды кетіру үшін әдетте ешқандай қоспалар қолданылмайды. Кейде жиналған шаңды жұмыс кезінде шаңның таралуын болдырмас үшін қайта ылғалдандыру керек.

      Кросс-медиа әсерлері

      Электр қуатын тұтыну, шаңды кетіру және кейбір жағдайларда аммиак шығарындылары. Сонымен қатар, ЭСФ-дағы жоғары кернеу мұнай өңдеу зауыттарына жаңа қауіп төндіреді. Кейбір қондырғыларда ЭСФ сипаттамаларын жақсарту үшін аммиак енгізілуі мүмкін. Бұл қондырғылар үшін аммиак шығарындылары аммиактың ЭСФ арқылы өтуі нәтижесінде пайда болады. ЭСФ-да жиналған шаң, егер пайдалы шығу жолы болмаса, кәдеге жаратуды талап етеді. Жуу кезінде сүзгілерді сумен қалдық түзіледі, оларды кәдеге жаратуды қарастыру қажет.

      Қолданылуы

      Электростатикалық тұндырғыштарды ФКК қондырғыларынан, түтін газын күкіртсіздендіру процестерінен, электр станциялары мен пештерден табуға болады. Бұл жоғары электр кедергісі бар кейбір бөлшектер үшін қолданылмауы мүмкін. Әдетте оларды жаңа және қолданыстағы зауыттарға орнатуға болады.

      Мұнай өңдеу зауыттарында мультициклондар мен ЭСФ ФКК қондырғыларында және ауыр мұнай мен қалдықтардың крекинг қондырғыларында қолданылады.

      Экономика

      ФКК қондырғысы блоктарына арналған ЭСФ шығындарының кейбір соңғы мысалдары 5.9.11-тармақта қол жетімді. Әдетте, қалдықтарды кәдеге жарату шығындары қосылмайды және жалпы құнды есептеу кезінде ескерілуі керек.

      Ендірудің әсері

      Технологиялық газ ағындары көбінесе катализаторлардың немесе өнімдердің ластануын болдырмау үшін, сондай-ақ компрессорлар сияқты жабдыққа зақым келтірмеу үшін тазалануы керек. Уытты және басқа да қауіпті заттарды (мысалы, кокстың ұсақ бөлшектері және құрамында ауыр металдар бар катализатордың ұсақ бөлшектері) ауаны ластау ережелеріне сәйкес және гигиена тұрғысынан алып тастау керек.

      Анықтамалық әдебиет

      [106].

5.26.9. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Сүзгілеу

      Сипаты

      Кері үрлеуі бар қап сүзгілерін 5.9.12-тармақты қараңыз.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Тұтас және торлы сүзгіш элементтерді пайдалана отырып, кері үрлеуі бар сүзгілер қалқыма бөлшектер бойынша 5 мг/Нм3 кем мәндерге жетуі мүмкін 3. Олар циклондар мен ЭЦН қарағанда ең кішкентай тоқтатылған бөлшектерді ұстауда тиімді. Мұндай сүзгілер минималды 0,8 - 1 мкм гранулометриясы бар тоқтатылған бөлшектерге кепілдік беретін сүзуді қамтамасыз ете алады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шаңды жинауға арналған жабдық әдетте оңай жұмыс істейді және толығымен автоматтандырылған. Құрғақ ажырату үшін шектеулі көмекші жүйелер қажет.

      Кросс-медиа әсерлері

      Құрғақ ажыратудың басқа әдістеріндегідей, жиналған шаңды жоюдың тиімді әдісі қолданылған кезде қоршаған ортаға әсерді азайту жақсы болады. Шаңды жинау - бұл шығарындылар мәселесінен қалдықтар проблемасына көшу. Кәдімгі мата материалдарын қолданған жағдайда сүзгі материалының қызмет ету мерзімі шектеулі (1-2 жыл), бұл кәдеге жарату проблемаларын тудыруы мүмкін. Қатты керамикадан / қорытпадан жасалған бекітпелер жағдайында қызмет ету мерзімі әлдеқайда ұзағырақ, бірақ кейде химиялық тазарту қажет болуы мүмкін, егер ақыр соңында бітелуге байланысты қысымның төмендеуі байқалса, бұл қалдықтарды жоюдың тағы бір проблемасын тудырады.

      Қолданылуы

      Мата сүзгілері жоғары жабысқақ қасиеттері бар шаңды немесе 240 ºC-тан жоғары температураларды қоспағанда тиімді. Ағынның жобалық параметрлеріне байланысты олар айтарлықтай көлемге және кеңістіктегі қажеттілікке жетуі мүмкін.

      Қатты бұрау сүзгілері әлдеқайда ықшам және бұрау компоненттерінің металлургиясына байланысты 800 °С-қа дейін жоғары температураға төтеп бере алады.

      Сүзгілер әдетте өнімділігі <50,000 Нм3/сағ болатын түтін газын тазарту үшін қолданылады және олар металлургияда ағынның жоғары жылдамдығын тазарту үшін қолданылады. Олар түтін газының ауыспалы ағынын және шаң концентрациясын қамтамасыз ететін процестерге жақсы бейімделген.

      Ендірудің әсері

      Катализаторлардың немесе өнімдердің ластануын болдырмау үшін, сондай-ақ компрессорлар мен турбодетандерлер сияқты жабдыққа зақым келтірмеу үшін технологиялық газ ағындарын жиі тазарту қажет. Уытты және басқа да қауіпті заттарды (мысалы, кокстың ұсақ бөлшектері және құрамында ауыр металдар бар катализатордың ұсақ бөлшектері) ауаны ластау ережелеріне сәйкес және гигиена тұрғысынан алып тастау керек.

      Анықтамалық әдебиет

      [110].

5.26.10. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Дымқыл скрубберлер

      Сипаты

      Ылғалды тазарту кезінде шаң қарсы сұйықтықпен, әдетте сумен жуылады, ал суспензия бөлшектері суспензия түрінде шығарылады. Вентури және тесіктері бар скрубберлер дымқыл скрубберлердің қарапайым нысандары болып табылады. Вентуридің электродинамикалық шайбасы шаң шығарындыларын 5 мг/Нм дейін төмендетеді 3. Бұл әдіс Вентуриді электростатикалық шаң жинаумен біріктіреді. Вентури электродинамикалық шайбасы жану қондырғыларында және жану зауыттарында түтін газын тазарту үшін қолданылады. Толығырақ ақпарат WI BREF-те қол жетімді [81, COM 2006].

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Гипотетикалық қисық (US EPA) 5.43-суретте бөлшектердің мөлшерін және дымқыл скрубберлерді ұстап қалудың тиімділігін көрсетеді. Ылғалды скрубберлер тоқтатылған бөлшектердің 85 % - дан 95 % - ға дейін қысқарады және тоқтатылған бөлшектердің концентрациясының мәндеріне <30-60 мг/Нм3 жетуі мүмкін. Тоқтатылған бөлшектерді алып тастаудан басқа, дымқыл скрубберлерді газды бір уақытта салқындату және коррозия құрамдастарын бейтараптандыру үшін пайдалануға болады. Ұстау тиімділігін қысымның төмендеуіне байланысты пластиналарды немесе саптамаларды қолдану арқылы арттыруға болады.


     



      5.43-сурет. Ылғалды скруббермен жинау тиімділігі


      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шаңды жинауға арналған жабдық әдетте оңай жұмыс істейді және толығымен автоматтандырылған.

      Кросс-медиа әсерлері

      Егер жиналған шаңның пайдалы шығуы табылса, қоршаған ортаға әсерді ең жақсы жолмен азайтуға болады. Шаңды жинау-бұл қалдықтардың атмосфераға шығарылу мәселесінен қалдықтар проблемасына ауысуы. Сондай-ақ, сумен байланысты қоршаған орта мәселелерін ескеру қажет. Шаңды кетіруге арналған скрубберлер SO 2 мөлшерін азайту үшін де тиімді болуы мүмкін. Ылғал тазарту суды да, сілтіні де сорып алу үшін энергияны қажет етеді.

      Қолданылуы

      Бүріккіш мұнаралар төмен қысымды айырмашылыққа ие, бірақ 10 мкм-ден аз бөлшектерді алып тастауға жарамайды. Тазарту қондырғыларының тұнбасын жағуға арналған Вентури түтігі мен тығыздалған қабаты бар жуғыштар орнатылды.

      Кейбір ФКК қондырғылары скрубберлермен жабдықталған.

      Экономика

      Пайдалану шығындары 1000 Нм3 тазартылған түтін газына шамамен 0,5 - 10 еуроны құрайды.

      Ендірудің әсері

      Катализаторлардың немесе өнімдердің ластануын болдырмау үшін, сондай-ақ компрессорлар сияқты жабдықтың зақымдалуын болдырмау үшін технологиялық газ ағындарын жиі тазарту қажет. Уытты және басқа да қауіпті заттарды (мысалы, кокстың ұсақ бөлшектері және құрамында ауыр металдар бар катализатордың ұсақ бөлшектері) ауаны ластау ережелеріне сәйкес және гигиена тұрғысынан алып тастау керек.

      Анықтамалық әдебиет

      [110], [78].

5.26.11. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Басқа дымқыл әдістер

      Сипаты

      Орталықтан тепкіш жуғыш машиналар циклон принципін және Вентури жуғыш машиналары сияқты сумен қарқынды байланысты біріктіреді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Шаң шығарындыларын 50 мг/Нм3-ке дейін азайтуға болады, егер судың көп мөлшері пайдаланылса, мысалы, екі сатылы тазарту жүйесі үшін қолданылатын сіңіргіш.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шаңды жинауға арналған жабдық әдетте оңай жұмыс істейді және толығымен автоматтандырылған.

      Вентури шайғыштары шаң шығаруды азайту үшін жеткілікті қысыммен және газ фазасының толық сумен қанығуымен жұмыс істеуі керек. SO2-ны жою үшін РН 6-ны сілтімен немесе әкпен тазарту қажет.

      Қолданылуы

      Жуу колонналары немесе толтырылған сіңіргіштер әртүрлі процестерде қолданылады.

      Ендірудің әсері

      Технологиялық газ ағындары көбінесе катализаторлардың немесе өнімдердің ластануын болдырмау үшін, сондай-ақ компрессорлар сияқты жабдыққа зақым келтірмеу үшін тазалануы керек. Уытты және басқа да қауіпті заттарды (мысалы, кокстың ұсақ бөлшектері және құрамында ауыр металдар бар катализатордың ұсақ бөлшектері) ауаны ластау ережелеріне сәйкес және гигиена тұрғысынан алып тастау керек.

      Зауыт мысалдары

      Вентури шайғыштары негізінен шаң мен қышқыл компоненттерінің (HCl және HF) қосындысын кетіру үшін қолданылады, мысалы, Кокс қондырғылары мен инсинераторларда.

      Анықтамалық әдебиет

      [110].

5.26.12. Қалқыма бөлшектердің шығарындылары. Қалқыма бөлшектердің шығарындыларымен күресу әдістерінің комбинациясы

      Циклон / ЭСФ, ЭСФ / Вентури / жуу бағанасы немесе циклон / Вентури / абсорбер сияқты әдістердің комбинациясы жиі қолданылады, бұл 99 %-дан астам шаңды кетіруге әкеледі.

5.27. Бөлінетін газдарды барынша азайту және оларды өңдеу

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

      Техникалық сипаттау

      Қарапайым күкіртті УПС-ға шығармас бұрын, отын газдарын (ең алдымен метан мен этан) күкіртсутектен бөліп алу керек. Әдетте, бұл күкіртті ерітумен химиялық еріткіште (абсорбция) қол жеткізіледі. Аминдер жиі қолданылады. Сондай-ақ, молекулалық елек, белсендірілген көмір, темір ерінше және мырыш оксиді сияқты құрғақ адсорбенттерді қолдануға болады. Амин еріткіші бар процестерде амин еріткіші газдар жанасатын абсорбциялық мұнараға сорылады, ал күкіртсутек ерітіндіде ериді. Мұнай өңдеу зауытының басқа операцияларының технологиялық пештерінде отын ретінде пайдалану үшін отын газдары шығарылады. Содан кейін амин-күкіртсутегі ерітіндісі қыздырылады және күкіртсутегі газын кетіру үшін бумен шығарылады. 5.44-суретте аминдерді өңдеуге арналған қондырғының жеңілдетілген технологиялық схемасы көрсетілген.


     


      5.44-сурет. Аминдерді өңдеуге арналған қондырғының жеңілдетілген технологиялық схемасы

      Абсорберден шыққан H2S құрамын онлайн талдау абсорбердің жұмысын оңтайландыру үшін технологиялық процесті басқару жүйесіне қайта жіберіледі.

      Қолданылатын негізгі еріткіштер: МЭА (моноэтаноламин), ДЭА (диэтаноламин), ДГА (дигликоламин), ДИПА (диизопропаноламин), МДЭА (метилдиэтаноламин) және құрамында түрлі қоспалары бар амин қоспалары бар бірқатар патенттелген құрамдар. Амин түрін таңдауға қатысты маңызды мәселелердің бірі-H2S және CO2-ге қатысты селективтілік болып табылады.

      МЭА кең таралған, өйткені ол арзан және өте реактивті. Алайда, ол COS, CS2 және O2 сияқты қоспалармен қайтымсыз ыдырайды, сондықтан крекинг қондырғыларынан газдар болған кезде ұсынылмайды.

      ДЭА МЭА-ға қарағанда қымбат, бірақ COS және CS2 ыдырауына төзімді және кең таралған.

      ДГА сонымен қатар COS және CS2 құлдырауына төзімді, бірақ ДЭА қарағанда қымбат және ерітіндідегі көмірсутектердің жоғары ерігіштігінде кемшілігі бар.

      Shell лицензиясы бойынша АДИП процесінде қолданылатын ДИПА. CO 2 қатысуымен H2S селективті жою үшін, сондай-ақ COS және CS 2 тиімді жою үшін пайдаланылуы мүмкін.

      МДЭА қазіргі уақытта ең көп қолданылатын және ДИПА-ға ұқсас сипаттамаларға ие, яғни H2S-де жоғары селективтілікке ие, бірақ CO2-де емес. МДЭА суда 40-50 % ерітінді (белсендірілген МДЭА) ретінде пайдаланылатындықтан, бұл энергияны үнемдеуге де мүмкіндік береді. CO2, DIPA және МДЭА сіңірудің селективтілігінің төмен болуына байланысты Клауста қолдануға жарамды каудальды газды аминді сіңіргіштер, өйткені олар Клаус қондырғысы арқылы CO2-ны қайта өңдеуге тырыспайды. МДЭА жеке еріткіш ретінде немесе патенттелген формулалардың қоспасы ретінде қолданылады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Күкірт қолданылатын ережелерде белгіленген SOX шығарындыларының шегін сақтау үшін және тауарлық элементарлы күкіртті алу үшін мұнай өңдеу процесінің (жоғары күкіртті газ немесе қышқыл газ) қалдық газдарының бірқатар ағындарынан шығарылады. Амин өңдеу қондырғысы кейінгі қондырғыларда одан әрі пайдалану / өңдеу үшін екі сарқынды шығарады:

      қалдық құрамы H2S тазартылған газ ағыны, әдетте 5.72-кестеде көрсетілген ауқымдарда;

      күкірт алу үшін УПС-қа жіберілетін шоғырланған H2S / қышқыл газдың ағыны.

      5.72-кесте. Мұнай өңдеу зауытының отын газындағы H 2 S қол жеткізілетін қалдық концентрациясы

Р/с
№

Аминмен тазарту қысымы
(абсолютті бар)

Қалдық концентрациясы H2S
(мг/Нм3)

1

2

3

1

3.5

20 - 220

2

20

4 – 40

3

50

2 – 15

      Дереккөз: CONCAWE 4/09 есебі. Орташа тәуліктік мәндер.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Селективті аминдерді, мысалы, көміртегі диоксиді бар сарқынды пайдалану мүмкіндігін қарастырған жөн. Көмірсутектердің күкірт алу жүйесіне түсуін азайту үшін шаралар қабылдау керек. Амин регенераторында көмірсутектердің жиналуын және одан кенеттен шығарылуын болдырмау үшін регенератордың қоректендіруші барабандарының жұмысын бақылау керек, өйткені бұл УПС-тің авариялық ажыратылуына әкелуі мүмкін.

      Амин тазарту қондырғысында шығарылатын H2S тоннасына энергия шығыны шамамен келесідей (5.73-кесте):

      5.73-кесте. Амин тазалау қондырғысында жойылатын H2S тоннасына энергия тұтыну

Р/с
№

Электр (кВтч / т)

Жұмсалған бу (кг/т)

Салқындатқыш су (М3 / т, DT = 10 °С)

1

2

3

4

1

70-80

1500-3000

25-35

      Әдетте, жылына 5 миллион тонна мұнай өңдеу зауытында еріткіш концентрациясын сақтау үшін жылына 10-50 тонна жаңа еріткішті беру деңгейі қажет.

      Амин ерітінділерін мүмкіндігінше қайта пайдалану керек және қажет болған жағдайда кәдеге жарату алдында тиісті түрде өңдеу керек. Моноэтаноламин ерітінділерінің рециклингі: қайта айналымы кезінде шоғырланған коррозиялық тұздарды ион алмасу немесе термиялық регенерациясы әдістері көмегімен жоюға болады. Кейбір патенттелген шешімдер қолайлы жағдайлар кезінде залалсыздандыру үшін биоыдырау қолдануы мүмкін.

      Сондай-ақ, техникалық қызмет көрсету және бұзу жұмыстарына жол беру үшін амин процестерінің жеткілікті өнімділігі болуы маңызды. Бұл жеткілікті өнімділікке артық жабдықтың болуы немесе жүктемені қалпына келтіру, апаттық амин скрубберлері немесе бірнеше скрубберлері бар жүйелер арқылы қол жеткізуге болады.

      Кросс-медиа әсерлері

      Кросс-медиа әсерлері 5.74-кестеге келтірілген. Сондай-ақ, энергияны тұтынуды ескеру қажет (жоғарыдан қараңыз).

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

Р/с
№

Түрі

Көзі

Ағын

Құрамы

Түсіндірме

1

2

3

4

5

6

1

Сарқынды сулар: аминмен үрлеу

Амин
регенератор

10-50 жылына/т
жылына 5 млн т үшін
Тазалау зауыты

Ыдыраған амин
суда 50 % дейін

Био тазарту қондырғысының жұмысын бұзбау және N-Kj-ге сарқынды суларды ағызу талаптарына сай болу үшін, тазарту қондырғыларына өте аз ағындарды басқару үшін сақтау резервуарын немесе өндірістік жоспарлауды пайдалануға болады.
Тазарту қондырғыларының микробиологиясы аминдерді биологиялық ыдырату мүмкіндігіне ие болу үшін бейімделу үшін уақытты қажет етеді - МДЭА үшін бірнеше күн қажет, ол МЭА үшін қысқа.

2

1 қалдық:

Амин сүзгісі
тазалау қалдықтары

Зауыттар үшін ерекше

FeS және тұз

Мамандандырылған мердігер (әдетте сүзгі жеткізушісі) қызмет көрсететін жылжымаларды орнату арқылы жойылады.

3

2 қалдық:

Қаныққан белсенділер
жылжымалы агрегаттан карбон

Зауыттар үшін ерекше

Ыдырау өнімдері, ауыр фракциялар және
амин эмульсиялары

Қаныққан белсендірілген көмір толтырғышын қайта өңдеу немесе қалпына келтіру үшін мезгіл-мезгіл ауыстырып отыру керек.

      Қолданылуы

      Кокстеуге арналған қондырғыдан, каталитикалық крекинг қондырғыларынан, гидротазарту қондырғыларынан бөлінетін технологиялық газдардың ағындарында мұнай өңдеу зауыттарының жеңіл отын газдарымен араласқан күкіртсутектің жоғары концентрациясы болуы мүмкін. COS конвертер сияқты қосымша өңдеу күкіртті кокстеу қондырғыларынан бөлінетін газдан дұрыс шығаруды қамтамасыз ету үшін қажет. H2S апаттық скрубберлері де маңызды.

      Бүкіл әлемде қолданылатын жалпы техника.

      Экономика

      (2 %) 0,01-0,02 % об. отын газындағы күкіртсутектің құрамына дейін мұнай өңдеу зауытының амин өңдеу жүйесін жаңғырту құны 3,75 – 4,5 млн еуроны құрайды. Бұл құн 1998 жылғы бағаға негізделген батареяның шекті құнын білдіреді және жабдық, лицензиялық алымдар, іргетас, монтаждау, қолданыстағы қондырғыға қосу және пайдалануға беру сияқты позицияларды қамтиды. Жоспарлау, қолжетімді кеңістік және жұмыс істеп тұрған зауыттардың қажетті модификациясы сияқты учаскеге арналған ерекше факторлар айтарлықтай әсер етуі мүмкін. Кейбір жағдайларда бұл факторлар шығындарды шамамен 50 % арттырады.

      Анықтамалық әдебиет

      [52], [53], [101], [9].

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

      Аминді өңдеу қондырғыларынан және қышқыл суды буландыру аппараттарынан күкіртсутегі жоғары газ ағындары (3.4 және 3.14-бөлімдерді қараңыз) күкірт өндіру қондырғысында (КӨҚ) өңделеді, ол көбінесе көлемді күкіртті кетіру үшін Клаус процесі болып табылады, содан кейін қалған H2S шығару үшін қалдық газдарды тазарту қондырғысы (ҚГТҚ). КӨҚ кіретін басқа компоненттерге NH 3, CO 2 және аз дәрежеде әртүрлі көмірсутектер кіруі мүмкін.

      Техникалық сипаттау

      Клаус процесі күкіртсутекке бай газ ағынын ішінара күйдіруден тұрады (ауаның стехиометриялық мөлшерінің үштен бір бөлігі), содан кейін күкірт диоксиді мен күйдірілмеген күкіртсутектің реакциясы қарапайым күкірт алу үшін белсендірілген алюминий оксидінің катализаторы болған кезде пайда болады. 5.46-суретте көрсетілгендей, Клаус қондырғысы реакциялық пештен тұрады, одан кейін бірқатар түрлендіргіштер мен конденсаторлар бар:

      ішінара жану және күкірттің бір бөлігінің пайда болуы (2H2S + 2O2 → SO2 + S + 2H2O) бастапқы реакторда жүреді;

      күкірттің пайда болуымен Клаустың негізгі реакциясы (2H2S + SO2 → 3S + 2H2O) әртүрлі каталитикалық түрлендіргіштерде жүреді;

      сұйық элементар күкірт жалпы сыйымдылықтағы әртүрлі конденсаторлардан жиналады.

      Сондай-ақ, көптеген Клаус зауыттарында проблемалар тудырған карбонил сульфидінің (COS) және көміртегі дисульфидінің (CS2) пайда болуына әкелетін жағымсыз реакциялар бар, өйткені олар оңай бола алмайды қарапайым күкірт пен көмірқышқыл газына айналады.


     


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

      Клаус зауыттарының жалпы қуатын оттегімен байыту технологияларын қолдану арқылы арттыруға болады (мысалы, OxyClaus процесі арқылы). Алайда, Клаус қондырғысында күкірт алу тиімділігіне оң әсер анықталған жоқ. Бұл процесті пайдалану қолданыстағы Клаус күкірт өндіретін қондырғыларда өнімділікті 200 % - ға дейін арттыруы мүмкін немесе Клаус күкірт өндіретін жаңа қондырғыларды үнемді жобалаудың нұсқасы болуы мүмкін.

      Клаус процесінің тиімділігін арттыру үшін төмендегі әдістерді қолданыстағы КӨҚ блоктары үшін қолдануға және өзгертуге болады.

      Оттықның жетілдірілген бірегей жүйесі және жану жағдайлары ең төменгі 1350 °С температураға жету үшін жақсартылған, бұл жану камерасындағы аммиак пен меркаптандарды жақсы ыдыратуға және Клаустың каталитикалық қабатын аммоний тұздарымен бітелуді азайтуға мүмкіндік береді.

      Жоғары тиімді катализаторларды (мысалы, Selectox) қолдана отырып, H2S тотығуын SO2 жылдамдату үшін Клаус қондырғысының бірінші сатысымен бірге қолдануға болады. Олар күкірт алудың тиімділігін едәуір арттырады.

      Клаус реакция пешіне ауаны автоматты түрде басқару күкірт алуды оңтайландырады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      КӨҚ күкірт жинау үшін резервуарларға жіберілетін сұйық күкірт ағынында өндірілетін шикізаттағы күкірттің үлесі ретінде есептелетін күкіртті алудың тиімділігімен сипатталады. Бұл фракцияға еріген H2S (әдетте 200 – 500 ppmw) кіреді, оны процестің кейінгі сатысында сұйық күкірттен шығару керек.

      КӨҚ күкірт алудың тиімділігі 5.75 және 5.76-кестелерде көрсетілгендей, күкірт алу блоктарының тізбегінде жүйелі түрде жұмыс істейтін Клаус реакторларының санына байланысты.

      5.75-кесте. Еуропалық кәсіпорындарда Клаус процесінің КӨҚ күкірт алудың тиімділігі

Р/с
№

Саны
Клаус реакторлары

Деректер жиынтығының саны

Күкіртті алудың тиімділігі (% түрлендірілген H2S)

Бақыланатын ауқым

Медиана

Орташа

1

2

3

4

5

6

1

1

Деректер жоқ

Деректер жоқ

Деректер жоқ

90

2

2

87

92,4 – 97,8

96,1

95 – 96,5

3

3

27

96,0 – 98,4

97,0

96,5 – 98

      Дереккөздер: [23].

      Ең соңғы немесе жақында жөнделген қондырғылар үш-төрт сатыдан тұрады (Суперклаусты қоса), бұл олардың үш-төрт түрлендіргіштер мен конденсаторлар жиынтығы бар екенін білдіреді.

      Қазіргі заманғы тотығу катализаторлары (мысалы, Selectox немесе Criterion - катализаторлардың бұл түрлері Клаус реакциясын тездетуге жарамды) Солтүстік Американың мұнай өңдеу зауыттарында тиімділіктің едәуір артуымен қолданылды [45]:

      90-нан 97 %-ға дейін; Клаус сатысының бірінші деңгейінде;

      96 – 97 %-дан 99,8-99,9 % - ға дейін; толық үш сатылы Клаус қондырғысы үшін, содан кейін күкірт компоненттерін H2S-ге дейін қалпына келтіретін және H2S-ді аминдермен қалпына келтіретін қалдық газды тазарту қондырғысы [105].

      5.76-кесте. КӨҚ+ ҚГТҚ әдістерінің негізгі санаттары үшін CO2 қосымша шығарындылары

Р/с
№

КӨҚ технологиясы

SO2 қосымша тоннасына CO2 қосымша тоннасы азайтылды (базалық екі сатылы жүйемен салыстырғанда)

1

2

3

1

Екі сатылы Клаус + Клаустың 3-ші кезеңі

0,25

2

Екі Сатылы Клаус + СуперКлаус

0,25

3

Екі сатылы Клаус процесі + каталитикалық тотығу

0,31

4

Екі сатылы Клаус + ҚГТҚ шықтан төмен нүкте

0,55

5

Екі сатылы ҚГТҚ
Клаус + амин негізінде

0,75

      * SRU негізінде тәулігіне 100 т, оған 80 % қышқыл газ (95 % H2S) және қышқыл судың буланған бағанасынан 20 % газ (56 % H2S, 43 % NH3) беріледі.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Шикізат / ауа қатынасын реттеу, пештің, реакторлардың және конденсаторлардың температурасын реттеу, сондай-ақ сұйық күкірттің, әсіресе конденсатордан бөлінетін газ ағынынан жақсы булануы күкірттің максималды алынуына қол жеткізудің маңызды параметрлері болып табылады. Дұрыс бақылау және қол жетімділік кез-келген жобалық мақсаттарға жету әдісі ретінде өте маңызды. Бұл салада заманауи басқару және бақылау жүйелерін қолдануды маңызды әдіс ретінде қарастыруға болады.

      Технологиялық процесті басқару жүйесімен (кері байланысты басқару) байланысты қалдық газ анализаторын пайдалану күкірт шығынының өзгеруін қоса алғанда, зауыттың барлық жұмыс жағдайларында оңтайлы түрлендіруге ықпал етеді.

      Қондырғыға H2S жеткізу үшін жеткілікті өнімділігі бар КӨҚ конфигурациясы, оның ішінде пайдаланылатын ең қышқыл шикі мұнай болуы маңызды. Күкірттің төмен шығарындыларын алу үшін КӨҚ қуатының қайталануын ескеру қажет. Сондай-ақ, ол күкірт шығарындыларын едәуір арттырмай, екі жылда бір рет жоспарлы техникалық қызмет көрсету үшін жеткілікті үлкен болуы керек.

      Пайдалану коэффициенті 100 % - ға жақын, агрегаттарды пайдалану тиімділігін арттырады. Бұл қуат факторларына күрделі жөндеудің әсері кіреді.

      Құрастырылымның жану аймағының дұрыс құрылысын және қышқыл су буының бөлінетін газдары шикізат ағыны болып табылатын пештің температурасын және оттегін бақылаудың тиімді жүйесін пайдалану қажет, өйткені процесті аммиакты толығымен жою үшін де жобалау және пайдалану қажет. Аммиактың үзілуі катализатор қабаттарының аммоний тұздарымен (мысалы, карбонат / сульфат) тұндырылуына және бітелуіне әкелуі мүмкін, сондықтан бұған жол бермеу үшін бұл КӨҚ бақылау керек.

      5.77-кесте. КӨҚ шығарындылары 20000 т/жыл

Р/с №

Түрі

Көзі

Ағын

Құрамы мин. / макс.

Түсіндірме

1

2

3

4

5

6

1

Атмосфераға шығарындылар:
СО2
SO2
NOX

Пештің бөлінетін газдары

КӨҚ H2S жалпы жүктемеден 0,2 %

SO2: 1500 мг/Нм3 NH3 болуына байланысты каталитикалық емес дегидратация пайда болады

Шығарылатын SO2 мөлшері күкірттің жалпы өндірісіне және күкірттің жалпы шығарылуына немесе конверсиясына байланысты.

2

Сұйық ағындар:

УОКС бөлінетін газдарындағы суға арналған шой барабаны

0,02 м3/сағ

H2S: 50 мг/л;
Фенол: 100 мг/л;
NH3: 2000 мг/л

Толықтыру үшін
УОКС

3

Қатты қалдықтар:

Пайдаланылған КӨҚ катализаторы

Зауыттар үшін ерекше

Негізінен Al2O3, катализатордың құрамына байланысты


      5.78-кесте. Электр энергиясын тұтыну

Р/с №

Отын, МДж / т

Электр,
кВт * сағ / т

Бу шығарылды,
кг / т

Салқындатқыш су, М3 / т, DT = 10 °С

1

2

3

4

5

1

1000 – 1600

60 – 75

1500 – 2000

0 – 20

      Кейбір жағдайларда, H2S концентрациясы соншалықты аз болған кезде, тұрақты жалынға қол жеткізу мүмкін болмаған кезде, табиғи немесе отын газын бірге жағу үшін от жалыны қажет.

      Кросс-медиа әсерлері

      SO2 төмендеуі CO2 шығарындыларының көбеюіне әкеледі. Мысалы, Клаусты орнату үшін тәулігіне 100 т. күкірт үш реакторды қолдану күніне 4,8 тонна күкірт шығаруға, күніне 8,5 тонна CO2 шығынына әкеледі. 5.77-кестеде әр түрлі КӨҚ+ ҚГТҚ конфигурациялары үшін қол жеткізілген SO2 шекті қосымша қысқартумен байланысты болатын CO2 қосымша шығарындыларының болжамды бағалары көрсетілген. SRU-да пайда болатын төмен қысымды буды амин негізіндегі TGTU-ға қарсы келетін энергия ретінде толық бағалауға болады деп болжанады, бірақ бұл нақты жағдайларды міндетті түрде көрсетпейді.

      Қолданылуы

      Толығымен қолданылады. Оттегімен байыту технологиялары (мысалы, OxyClaus процесі) қондырғының икемділігін арттырады, өйткені олар H2S құрамының кең ауқымы үшін бастапқы газдарды 20-дан 100 % - ға дейін өңдеуге мүмкіндік береді./ об. Күкіртсутектің уақытша жоғары, төмен немесе құбылмалы мөлшерін ауадағы жұмыстан оттегіге және керісінше автоматты түрде ауыстыру арқылы реттеуге болады. Сондай-ақ, реакция пешінің температурасы 1350 °С-тан жоғары болған жағдайда, көмірсутектердің мөлшері жоғары болған кезде және қышқыл судың буланған колоннасының бөлінетін газдарындағы аммиактың толық жануы кезінде өңдеуге болады.жеткілікті уақыт және дұрыс жобаланған оттық.

      Нарықта осы процестің шамамен бес лицензиары бар. Клаус процесі мұнай өңдеу саласында кеңінен қолданылады. Клаустың екі сатылы процесі Еуропада кең таралған. Бүкіл әлем бойынша оттегімен байытудың 35 - тен астам жүйесі (OxyClaus) жұмыс істейді (тәулігіне 4-270 т.).

Экономика

      Экономикалық аспектілер 5.79-кестеде көрсетілген.

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

Р/с №

Жобаны жаңғырту

Зауыттың өнімділігі

Шамамен капитал құны, млн еуро

Жылына шамамен пайдалану шығындары, млн еуро

1

2

3

4

5

1

Өткізу қабілетін 100 т / д-дан 170 т/тәу-ге дейін арттыру үшін O2 байытумен КӨҚ жаңғырту.*

100 т / тәул.

2,1 – 5,3

1,6 (оттегін тұтыну)

2

3-ші сатыдағы Клаус реакторын қосу **

100 т / тәул.

2,0 – 3,0

0,1

      * аккумуляторлық батареяларға шекті шығындар 1998 жылғы бағаларға негізделген және жабдық, лицензиялық алымдар, іргетастар, монтаждау, қолданыстағы қондырғыға ендіру және пайдалануға беру сияқты позицияларды қамтиды. Жоспарлау, қол жетімді кеңістік және қолданыстағы зауыттардың қажетті модификациясы сияқты учаскеге арналған ерекшелер факторлар айтарлықтай әсер етуі мүмкін. Кейбір жағдайларда бұл факторлар шығындарды шамамен 50 % арттырады деп күтуге болады;

      ** процесс қуаты: күкірт өндіру жылына 30000 т. Тазартылатын газ көлемі: жылына 60 млн м3. Ластағыштың бастапқы концентрациясы: 34 000 мг SO2/м3 (1,2 % молярлық немесе 2,3 % масса., қалғаны ауа деп саналады) - бағасы 1998 ж.

      Анықтамалық әдебиет

      [45], [23], [12], [13], [4], [103], [96], [105].

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

      Сипаты

      Процестерде төмендегілердің бірі қолданылды: (қосымша ақпарат алу үшін күкірт диоксидінің шығарындыларымен күресу әдістері туралы 5.27.4-тармақты қараңыз):

      WELLMAN-LORD процесі, онда натрий сульфиті натрий бисульфитін қалыптастыру үшін түтін газдарындағы SO2-мен әрекеттеседі. Құнарландырылған ерітінді жиналып, регенерация үшін буланады. Регенерация кезеңінде будың көмегімен натрий бисульфиті натрий сульфитін шығару үшін ыдырайды, ол түтін газдарына қайтарылады.

      Күкірт бөлшектерін SO2 айналдыру үшін күйдіретін CLINTOX процесі, содан кейін физикалық еріткіш сіңіріледі, еріткіштен бөлініп, ауадағы оттегін ауыстыру және Клаус қондырғысының пешінің сыйымдылығын арттыру үшін Клаус қондырғысына оралады.

      Натрий бисульфиті түрінде SO2 ұстау үшін құрамында күйдіргіш натрий және фосфор қышқылы бар абсорбциялық ерітіндіні пайдалануды қоса алғанда, абсорбция / регенерация циклына негізделген labsorb процесі.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Қалдық газды тазарту қондырғылары H2S жалпы шығарылуын арттырады және мұнай өңдеу зауытындағы күкірт шығарындыларын азайтады. Мысалы, егер мұнай өңдеу зауытында sru тәулігіне 100 тонна болса. екі сатылы Клаус реакторымен бұл SRU тәулігіне 5 тонна шығарады. (жылына 1750 тонна) күкірт және SO2 шығарындыларының негізгі көздерінің бірі болады. Егер мұндай мұнай өңдеу зауытында қалдық газдарды тазарту процесі қосылса, күкірт шығарындылары тәулігіне 0,5 тоннаға дейін төмендетілуі мүмкін., бұл күкіртті қалпына келтіру қондырғыларынан күкірт шығарындыларын 90 % - ға қысқартуды және SO2 жылына 1575 т/тәул үнемдеуді білдіреді.

      5.80-кестеде осы бөлімде қарастырылған қалдық газдарды таңдалған өңдеу үшін күйдіргеннен кейін алынған күкірттің күтілетін жалпы шығымы, алынған қосымша алынған күкірт және құрғақ негізге (SO2 бөлшектер түрінде) қайта есептелген күкірт шығарындылары көрсетілген.

      5.80-кесте. Әртүрлі TGTU процестері мен конфигурациялары үшін SRU күтілетін сипаттамалары

Р/с №

Бастапқыда екі сатылы Клаус механизмімен жабдықталған типтік SRU тәулігіне 100 тонна үшін:

Күтілетін экстракция тиімділігі
күкірт *

Алынған күтілетін қосымша көлем
күкірт **

SO2 болжамды концентрациясы
жағу сатысынан кейін (құрғақ затқа есептегенде O2 3 % құрамы)***

1

2

3

4

5

1

Қосылған процесс:

(%)

т / тәул.

мг/Нм3

2

Негіз (екі сатылы Клаус)

95-96

-

31000-38000

3

+ Клаустың 3-ші кезеңі

96-98

1,00-2,00

16000-31000

4

+ Клаустың 3-ші кезеңі және Selectox

97

NA

24000

5

I. Күкіртке тікелей тотығу

6

+ PROClaus

99,5

4,10

4000

7

+ SuperClaus

98-99,3 ****

2,77

5700 - 16000

8

II. Клаус реакциясының жалғасы / шықтан төмен нүкте

9

+ CBA (суық қабаттағы сіңу)

99,3 – 99,4

3,65

5000-5700

10

+ Clauspol *****

99,5 – 99,9


800-4000

11

+ Clauspol II ******

99-99,8

3,75

1600-8100

12

+ Sulfreen

99-99,2

3,56

6500-8100

13

+ Клаустың 3-ші кезеңі
+ Sulfreen

99,2-99,5


4100-6500

14

+ DoxoSulfreen *******

99,8- 99,9

4,04

800 -1600

15

+ HydroSulfreen********

99,5-99,7


2500-4100

16

- Maxisulf

98,5


12500

17

+ Клаустың 3-ші кезеңі
+ Maxisulf

99,0-99,5


4000-8100

18

III. H2S-тен H2S және S-ге дейін қалпына келтіру

19

+ Flexsorb

99,9

4.10

800

20

-RAR

99,9

4.10

800

21

+ SCOT (амин негізіндегі процесс)

99,5 – 99,95

Деректер жоқ

400 – 4100**********

22

+ LO-CAT
II *********

99,99

4.16

90**********

23

+ Beavon (BSR)

99,5 – 99,9

Деректер жоқ

800 - 4100**********

24

IV. SO2 шығарындыларын азайту

25

Тазалау техникасы

99,9


80010)

      Күкірт өндірудің тиімділігінің негізгі көзі: [131, Ballaguet et al.2006], [76, Hydrocarbon Processing 2011]

      * (SRU + TGTU) үшін;

      ** тек TGTU-дан;

      *** есептеуді қолдану: жану сатысынан кейінгі SO 2 концентрациясы отын газы / қышқыл газының қатынасына байланысты (FG/AG SRU конфигурациясына және жұмыс параметріне байланысты). Иллюстрация үшін FG / AG қатынасы 4 % - ға тең болды;

      **** жоғарғы деңгей - бұл кепілдендірілген максималды мән;

      ***** осы "қолдану туралы ақпарат"бөлімінде қараңыз;

      ****** жоғарғы деңгей cos және CS 2 каталитикалық кезең арқылы 300 ppmv S дейін гидролизденуін талап етеді;

      ******* Sulfreen реакторлары, гидролиз секциясы және DoxoSulfreen реакторлары;

      ******** Sulfreen реакторлары және гидролиз секциясы;

      ********* LO-CAT II қалдық газын жағуға болмайтындықтан, күкірт H2S түрінде болады;

      ********** бұл әдіс үшін жағу кезеңі жүйелі түрде талап етілмеуі мүмкін.

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Оның TGTU-мен байланысты SRU-дан күкірттің нақты шығуы шикізаттың құрамына, катализатордың жұмыс уақытына (TGTU каталитикалық тотығуы үшін) және жұмыс циклі кезінде прогрессивті ластануға байланысты. 5.80-кесте 2004-2008 жылдар аралығында 40-тан астам еуропалық мұнай өңдеу зауыттарында жүргізілген күкірт алудың нақты өлшемдеріне негізделген. Өлшеу науқандары шектеулі уақыт кезеңінде (1-2 күн) катализатор циклінің әртүрлі кезеңдерінде жүргізілді, бұл қондырғының жұмыс жағдайларының кең спектрін және катализатордың қызмет ету мерзіміне байланысты жағдайларды көрсетеді.

      Кросс-медиа әсерлері

      SO2-нің төмендеуі CO 2 шығарындыларының көбеюіне әкеледі. Мысалы, қалдық газдарды өңдеуді қолдану SO 2 құрамының 96 % - ға төмендеуіне әкеледі (үш реактормен салыстырғанда), алайда со 2 құрамының 110 % - ға артуымен. Мысалы, өнімділігі тәулігіне 100 тонна күкірт болатын Клаусты үш реактормен орнату үшін TGTU қолдану SO2 шығарындыларын тәулігіне 0,1 тоннаға дейін төмендетеді., бірақ СО2 шығарындыларын тәулігіне 18 тоннаға дейін арттыру арқылы. (5.81 және 5.82-кесте).

      5.81-кесте. Кейбір TGTU байланысты кросс медиа әсерлер

Р/с №

Жылына 20 000 т/СТҚ/ТГКУ-ға есептегендегі шығарындылар


Көзі

Ағын

Құрамы мин. / макс.

Түсіндірме

1

2

3

4

5

6

1

Сарқынды сулар

Бөлінетін газ SRU үшін салқындату
бағанынан қышқыл су

өндірілген 1 м3/тонна S
(2 м 3/сағ)

H2S: 50 мг/л; Фенол: 100 мг / л; NH 3: 2 000 мг/л

SWS тазалау

2

Қалдықтар:
SCOT

Пайдаланылған TGTU катализаторы

Регенерация және кәдеге жарату 20-100 т/жыл

2-Al2O3 үшін 8 % Ni / Mo,
S: 5 – 15 %;
Кокс: 10-30 %

Пайдаланылған Клаустың катализаторы
пирофорен және
N2 үрлеу қажет етеді

      5.82-кесте. TGTU негізгі санаттары үшін қалпына келтіру тиімділігінің күтілетін ауқымы

Р/с №


TGTU санаттары

Жиындар саны
деректер

% Қалпына келтіру тиімділігі (%түрлендірілген H2S) барлық SRU+TGTU үшін орташа тәуліктік мән ретінде

Бақыланатын ауқым

Орташа мән

Стандартты мәні

1

2

3

4

5

6

1

Каталитикалық тікелей тотығу

26

95,5 – 99,3

98,5

98 – 99

2

Шық нүктесі

16

98,0 – 99,8

99,4

99 – 99,5

3

Амин

19

98,7 – 99,99

99,9

99,5 – 99,95

      Дереккөз: CONCAWE

      Германияның бес мұнай өңдеу зауытынан сегіз SRU үшін деректерді қалпына келтірудің басқа көрсеткіштері 5.83-кестеде көрсетілген.

      5.83-кесте.5 неміс мұнай өңдеу зауыттарында TGTU кейін қалқыма күкірт алу ауқымы

Р/с №

Қайта өңдеу / орнату нөмірі

TGTU процестері

Күкірт бойынша өнімділік (т / тәул)

Пайдалану деректері
(т / ж)

Қалқыма % қалпына келтіру тиімділігі1)

1

2

3

4

5

6

1

Ref 2 –Claus 1

Жағу

34,7

18.1

98

2

Ref 3 –Claus 1

Жағу

16

Деректер жоқ

98

3

Ref 3 –Claus 2

Жағу

17

Деректер жоқ

98

4

Ref 1 –Claus 1

Sulfreen

55

26,4

99,6

5

Ref 4 –Claus

Sulfreen

69,9

55,2

99,5

6

Ref 1 –Claus 2

SCOT

170

Деректер жоқ

99,9

7

Ref 5 –Claus

SCOT

128,6

80

99,7

8

Ref 2 –Claus 2

Clauspol II

33,6

10,2

98,8

      * тиімділік = 1-SER (күкірт шығарындыларының коэффициенті) ретінде бағаланады. Орташа бір күнде.

      Деректер жоқ: қол жетімді емес.

      Дереккөз: TWG 2010-DE

      Қолданылуы

      TGTUs жаңа және қолданыстағы зауыттарға қолданылады. Сарқынды сулар мен қалдық газдарды тазартатын аралас қондырғылардың қуаты 2 тоннадан 2000 тоннаға дейін күкірт құрайды. Алайда, мұндай блоктар алатын кеңістік айтарлықтай болуы мүмкін. Мысалы, жаңа TGT қондырғысы (газды дайындау қуаты 540 т/тәул. - тәулігіне 10 тонна күкірт алу.), Клаустың үшінші сатысы мен TGT Sulfreen Maxisulf 2008 жылы француз алаңында салынған және 960 м2 аумақты алып жатыр.

      Натрий тұздары мен жоғары коррозиялық құрамдастарының (SO3 және NH4 H2SO4) жауын-шашынының пайда болуына ықпал ететін жағымсыз реакцияларға байланысты Клаусполдың екі блогын (0-25 %) қолданудың төмен деңгейіне байланысты айтарлықтай қиындықтар туралы хабарланды. Сонымен қатар, тазалау және техникалық қызмет көрсету аялдамалары күкіртпен және PEG-мен (DCO 200 г/л) ластанған қатты ластанған сарқынды сулардың пайда болуына әкеледі.

      Экономика

      5.84-кестеде жаңа SRU немесе қолданыстағы SRU жаңартуға арналған шығындар күкірт алудың мақсатты деңгейіне және тазарту қуатына байланысты, ал 5.20-кестеде Клаустың екі сатылы базалық жағдайымен салыстырғанда TGT нұсқаларының негізгі санаттары үшін салыстырмалы Капиталды шығындарды салыстыру көрсетілген.

      5.84-кесте. Өңдеу қуатына байланысты жаңа SRU және SRU модернизациясы үшін шығындар мысалдары

Р/с
№

Мақсатты қалпына келтіру кірістілігі

Өнімділігі, т / тәул.

Шамамен капитал құны,
млн еуро

Жылына шамамен пайдалану шығындары, млн еуро

1

2

3

4

5

1

Клаустың қосымша 3-ші сатысы +> 98,5 % алу үшін TGTU (Maxisulf)

540

31 (2008)

Деректер жоқ

2

Қолданыстағы SRU жаңа Sulfreen TGT (Sulfreen) 99,5 % береді

175

18 (2006)

Деректер жоқ

3

Клаустың қосымша 3-ші сатысы +> 98,5 % алу үшін TGTU (Superclaus)

210

26 (2005)

600000
(2005)

4

Жаңа SRU, TGTU қоса алғанда,> 99 % S шығаруды қамтамасыз етеді (1998)

50
100
250

12
19
35

Деректер жоқ

5

Қолданыстағы SRU-ны алуды 99 % дейін арттыру үшін қалдық газдарды тазарту қондырғысы
(1998)

50
100
250

1,6
2,1
2,9

Деректер жоқ

6

Қолданыстағы SRU-ны алуды 99,8 % дейін арттыру үшін қалдық газдарды тазарту қондырғысы
(1998)

50
100
250

3,5
4,4
6,3

Деректер жоқ

      Ескертпе: жабдықты, лицензиялық алымдарды, іргетасты, монтаждауды, қолданыстағы қондырғыға кесуді және пайдалануға беруді қоса алғанда, аккумуляторлық батареяларға арналған лимиттік шығыстар бар. Жоспарлау, қол жетімді кеңістік және қолданыстағы зауыттардың қажетті модификациясы сияқты учаскеге арналған ерекшелер факторлар айтарлықтай әсер етуі мүмкін. Кейбір жағдайларда бұл факторлар шығындарды шамамен 50 % арттыруы мүмкін.

      5.85-кесте. Қолданыстағы SRU жаңғыртуға қатысты күрделі шығындар тәулігіне 100 т.

Р/с №

SRU технологиясын жаңарту нұсқасы

Салыстырмалы капитал құны 2009 жылы *

1

2

3

1

Екі сатылы Клаус

100

2

Екі сатылы Клаус + Клаустың 3-ші кезеңі

109

3

Екі сатылы Клаус + TGT шық нүктесі (мысалы, CBA)

120

4

Екі сатылы Клаус процесі + TGT каталитикалық тікелей тотығу (мысалы, SuperClaus)

130

5

Екі сатылы Клаус + жетілдірілген Sulfreen TGT

140

6

Екі сатылы TGT Клаус + амин негізіндегі

194

      * SRU негізінде тәулігіне 100 т., оған қышқыл газдың 80 % (95 % H2S) және қышқыл судың буланған бағанасынан 20 % газ (56 % H2S, 43 % NH3) беріледі.

      Жоғарыдағы күкірт қондырғысына сілтеме индикативті болып табылады және салыстырудың бұл түрі әдетте әдебиетте қалай көрсетілетініне сәйкес келеді. Бұл салыстыруды басқа зерттеулермен салыстыру кезінде сақтықпен жүргізу керек (5.85 және 5.86 - кесте), өйткені күкірт орнатудың күрделі шығындары + / - 30 % аралығында өзгеруі мүмкін.

      5.86-кесте. TGT гидросульфринирлеу қондырғысының толық пайдалану шығындары

Р/с №

Тұтыну

Құны
(Еуро/сағ)

1

2

3

1

Катализатор және коммуналдық қызметтерді тұтыну

1.1

Катализаторлар және белсендірілген көмір

5 жылдық қызмет мерзімі (болжануда)

9,13

1.2

Қоқыс жағатын қондырғыға отын газы

0,68 т / сағ

222,4

1.3

Қоқыс жағу қондырғысында жануға арналған ауа

17,32 т / сағ

10,8

1.4

LP жұп

0,70 т / сағ

11,5

1.5

Қазандықтың қоректік суы

8,81 т / сағ

26,4

1.6

Ауа + азот

50 + 25 м 3/сағ

1,7

1.7

Электр

330 кВт орнатылды

12,4

1.8

Жиыны:

294,33

2

Коммуналдық қызметтер өндірісі

2.1

Бу өндірісі MP

8,39 т / сағ

-143,7

2.2

LLP бу өндірісі

2,90 т / сағ

-41,8

2.3

Жиыны:

-185,5

2.4

Нетто құны:

109

      5.87-кесте. Күкірт алу қондырғыларындағы SO2 шығарындыларымен күресудің үш әдісінің экономикалық тиімділігі-7 SRU-дан іріктеу шығындарының тиімділігі туралы мәліметтер

Р/с №

2006 жылғы негізгі жағдай – Клаус процесі

Күкіртке тікелей тотығу
(мысалы, СуперКлаус процесі)

Тиімділік

ЕКЗ

Тіркелген пайдалану шығыстары

Ауыспалы пайдалану шығыстары

Күкірттің нарықтық құны, евро / т

99 %

7,4 %

4 % ОСВ / г

3,9
Еуро / т күкірт

160

1

2

3

4

5

6

7

1

Қондырғы

Параллель технологиялық
желілер саны

Болжамды күкірт мөлшері

Кәдеге жарату

Күкірттің нақты мөлшері

Жыл/т өртеді

Тиімділік күкірт алу

Күкірт алудың тиімділігі

Алынған SO2 мөлшері
(процесс басталған сәттен бастап)

Жалпы белгіленген құн
(процесс басталған сәттен бастап)

Жылдық құны
(процесс басталған сәттен
бастап Склаус процесіне дейін)

Экономикалық тиімділік
(процесс басталған сәттен
бастап Склаус процесіне дейін)

2


т / жыл

%

т / жыл

т / жыл

%

%

т / жыл

млн еуро

жылына мың еуро

Еуро / т SO2

3

1

2

150380

58

87833

1313

98,5

99

843

26,1

3243

346

4

2

1

36500

43

15604

566

96,5

99

808

8,4

959

1185

5

3

1

36865

38

14186

233

98,4

99

176

8,5

1009

5715

6

4

1

87965

58

50819

513

99,0


7

5

1

26280

76

20068

140

99,3

8

6

2

151475

28

42116

420

99,0

9

7

3

237250

70

166562

599

99,6

10

Аминді тазарту
(Клаус - SCOT әдісімен бөлінетін
газды тазарту бойынша бір сатылы процесс)

Шық нүктесінен төмен температура (мысалы, Sulfreen процесі)

11


Тиімділік

ЕКЗ

Тіркелген пайдалану шығыстары

Айнымалы
пайдалану шығындары

Тиімділік

ЕКЗ

Тіркелген пайдалану шығыстары

Айнымалы
пайдалану шығындары

Тиімділік

12


99,9 %

7,4 %

4 % ОСВ / жыл

5,1 евро / тонна жаңа шикізат

99,5 %

7,4 %

4 % ОСВ / жыл

2,8 евро / тонна жаңа шикізат

99,5 %

13

Қондырғы

Тиімділік күкірт алу

Саны алынған SO2
(процесс басталған сәттен бастап)

Жалпы белгіленген құн
(процесс басталған сәттен бастап)

Жылдық құны (процесс басталғаннан
бастап Sulfreen процесіне дейін)

Экономикалық тиімділік
(Sulfreen және SCOT процестері)

Тиімділік күкірт алу

Саны алынған SO2
(процестің басынан бастап

Жалпы белгіленген құн
(процесс басталған сәттен бастап)

Жылдық құны (процесс басталғаннан
бастап Sulfreen процесіне дейін)

Экономикалық тиімділік (Склаус және
Sulfreen процестері)

14


%

т / жыл

млн еуро

жылына мың еуро

Еуро / т SO2

%

т / жыл

млн еуро

жылына мың еуро

Еуро / т SO2

15

1

99,9

2448

98,8

11513

5573

99,5 %

1734

65,2

7539

4819

16

2

99,9

1100

42,2

4807

18807

99,5 %

970

21,1

2374

8754

17

3

99,9

436

42,5

4882

21198

99,5

320

21,2

2437

9897

18

4

99,9

924

71,6

8348

10141

99,5

513

35,8

4184

8152

19

5

99,9

240

34,7

4037

16851

99,5 %

77

17,3

2027

26020

20

6

99,9

755

99,2

11464

15186

99,5

414

65,5

7548

18203

21

7

99,9

864

129,9

15586

18046






      дереккөз: [21].

      Анықтамалық әдебиет

      [23], [21], [12], [24], [11], [13], [3], [4]

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

      Мұнай өңдеу зауыттарының түтін газдарында немесе бөлінетін газдарда SO2 1500 – 7500 мг/м3 тұрақты концентрация деңгейіне ие болуы мүмкін. Түтін газдарын күкіртсіздендіру (FGD) – SO2 осы газдардан шығарылатын әдіс. FGD процестерінде сілтілі сорбент жиі қолданылады, ол SO2-ді ұстап, оны қатты өнімге айналдырады. Әртүрлі SO2 жою тиімділігі бар FGD әртүрлі әдістері бар. Соңғы жылдары сіңіргіш / шоғырландырушы орта қалпына келтірілетін және қайта пайдаланылатын еріткіштің/катализатордың регенерация процестерінің дамуын көрсетті. Қосымша ақпаратты CWW BREF-тен табуға болады [100].

      Регенеративті немесе регенеративті емес жүйелер тек SO X жою үшін, сонымен қатар бір уақытта шаңды кетіру және NOX үшін қолданылады. Олар SO2 (мысалы, дымқыл скрубберлер) және NOX (мысалы, SLE) жою үшін бөлек блоктардан тұратын жүйелермен бәсекелеседі.

      Регенеративті емес процестердің сипаттамасы

      Additive injection (AI) қосындыларын бүрку және Spray dry absorber (SD) құрғақ сіңіргіш - бұл SO2-ді дымқыл әктас скрабберімен (WS) бірдей қағида бойынша алып тастайтын тазарту процестері. Алайда, олар гипстен жоғары сапалы жанама өнімді алу үшін күрделі талаптарсыз кальций негізіндегі сорбентпен реакцияны қамтиды (яғни алдын-ала тазарту және тотығу). Жанама өнім-бұл сульфиттер, сульфаттар және ұшатын күлдің қоспасы, ол үшін пайдалы қосымшалар жоқ. AI процесі салыстырмалы түрде төмен күкірт мөлшері бар

      SO2-нің қалыпты шығарылуын қамтамасыз етеді. Оттыққа құрғақ сорбент енгізіледі. Сорбент ретінде әктас немесе кесілген әк қолданылады (кішкене қазандықтар үшін белсенді натрий бикарбонаты (NaHCO3) мұржаға енгізіледі).

      Seawater СКҚуббинг – теңіз суын тазарту кезінде табиғи сілтілі компоненттер - бикарбонаттар-SO2 алу үшін теңіз суы қолданылады. Бұл жоюдың жоғары тиімділігін білдіреді. Шығу ағынында теңіз суының табиғи құрамдас бөлігі болып табылатын сульфат және хлор иондары болады.

      Walther (WA) – бұл SO2 аммоний сульфитін қалыптастыру үшін аммиактың сулы ерітіндісін бүрку арқылы сіңірілетін процесс. Содан кейін сульфит сульфатқа тотығады. Тазарту секциясынан аммоний тұзының ерітіндісі булау қондырғысында шоғырланады және түйіршіктеледі. Соңғы өнім-тауарлық тыңайтқыш.

      Wet limestone Squubber (WS) дымқыл әктас скраббер жүйелері соңғы уақытта айтарлықтай жетілдіріліп, алдыңғы жүйелерге қарағанда аз күрделі болды. Әдетте сорбент ретінде суспензия әктас / су қолданылады. Гипс абсорбер тұндырғышында тотығу (аэрация) арқылы алынады.

      Регенеративті процестердің сипаттамасы

      Регенеративті процестер SO2 шығарындыларын азайту үшін мұнай өңдеу зауыттарында кеңінен қолданылды. Біріншісі-Wellman-Lord, содан кейін cansolv және Labsorb процесі.

      Wellman-Lord (WL) - ең көп қолданылатын қалпына келтіру процесі. Процесс натрий сульфиті / бисульфитінің тепе-теңдігіне негізделген. Бірінші қадам-натрий бисульфитін (NaHSO3) қалыптастырумен SO2 натрий сульфитінің cулы ерітіндісімен сіңіру болып табылады. Температура төмендеген кезде натрий бисульфиті натрий пиросульфитіне айналады (Na2S2O5), ол ерігіштігі төмен болғандықтан тұнбаға түседі:

      Na2SO3 + SO2 + H2O → 2NaHSO3

      2NaHSO3 → Na2S2O5↓ + H2O

      Бұл тұнба сумен бірнеше рет қызған кезде кері реакциялар пайда болуы мүмкін, бұл SO2 қалпына келтіруге және процесте натрий сульфитін қайта пайдалануға мүмкіндік береді.

      Na2S2O5 + H2O → 2NaHSO3

      2NaHSO3 → Na2SO3 + SO2 + H2O

      Бұл процесс SRU қалдық газын өңдеу үшін қолданылатын АҚШ мұнай өңдеу зауыттарында қайта қалпына келтірілген SO2 күкірт алу үшін қондырғыға қайта жіберіледі.

      Cansolv-күкірт диоксидін селективті сіңіру үшін аминнің сулы ерітіндісін қолданатын регенеративті әдіс. Өңделген газ алдымен алдын ала су тазартқышта қаныққан, содан кейін амин ерітіндісімен жанасуға енгізіледі. Ерітінді амина әрекеттенеді отпаркой бумен. Тұздардың жиналуын болдырмас үшін аминнің бөлінетін ағынын тазарту керек. Шаюдың жанама өнімі су буымен буландыру арқылы алынған SO2 су қаныққан газы болып табылады.


     


      5.46-сурет. Cansolv регенеративті тазарту процесіне шолу.

      Labsorb-бұл қалпына келтіретін тазарту процесі, онда натрий фосфатының сулы ерітіндісі SO2 сіңіру буфері ретінде қолданылады. Ол SO2 ағынын > 90 % концентрациясымен шығарады, оны SRU немесе күкірт қышқылы зауыты үшін шикізат ретінде пайдалануға болады. Жуу ерітіндісі төмен қысымды будың көмегімен қалпына келтіріледі, бұл скрубберден сұйық ағындардың төгілуін іс жүзінде жояды. 5.46 және 5.47-суретте SO2 сіңірілуінің бірінші сатысынан тұратын Labsorb процесінің жеңілдетілген схемасы көрсетілген, содан кейін соңғы қалпына келтіру кезеңі.

      Абсорбция кезеңінде түтін газы шаңнан тазартылады және алдын ала скрубберде салқындатылады, оған абсорбциялық мұнараның өзіне кірер алдында қоректендіру резервуарынан рециркуляцияланатын төмен рН суы беріледі. Абсорбент ретінде құрамында сода (NaOH) және фосфор қышқылы (H2PO 4) бар патенттелген ерітінді қолданылады.

      Регенерацияға SO2 шығаруға арналған су буының буландырғышы кіреді, ол бай еріткішпен сіңіріледі, содан кейін газ бен сұйықтықты, бу бағанын және конденсаторды бөледі. Сумен қаныққан концентрацияланған SO2 конденсаторды қалпына келтірілген өнім ретінде қалдырады, ал конденсатордағы су бумен буланғаннан кейін процеске оралады. Орнатпас бұрын қайта өңдейтін қазандықты буфер жасау үшін төмен қысымды бу шығару үшін пайдалануға болады, бұл жалпы операциялық шығындарды одан әрі төмендетеді.


     


      5.47-сурет. Абсорбциялық регенеративті тазарту процесінің жеңілдетілген схемасы.

      SNOX - Бұл қалпына келтіретін каталитикалық процесс, ол шаңды алдын-ала тазарту сатысын біріктіреді, содан кейін WSA сатысы (төменде сипатталған) және SLE сатысы, оның мақсаты біріктірілген әдіспен ауаның ластануын азайту болып табылады. Ол SO2, NOX және тоқтатылған бөлшектердің жоғары шығарылуын қамтамасыз етеді.

      Шығарылған газдан күкірт қышқылы Waste gas sulphuric acid (WSA) - концентрацияланған күкірт қышқылын конденсациялауға және қалпына келтіруге мүмкіндік беретін қатты каталитикалық процесс. Ол дымқыл газдарға жақсы бейімделген (алдын-ала кептіру кезеңі қажет емес), бірақ калий-ванадий катализаторының нақты сипаттамаларын сақтау үшін шаңды алдын-ала тазартуды қажет етеді (максимум 1 мг/Нм3). Газдың температурасы 400 – 420 °С-қа реттелуі керек. SO2 қалдық O2-мен әрекеттеседі және SO3 түзеді, содан кейін ол қалдық су буымен байланысады және 93 - 98 % концентрациясында конденсацияланады. Ең соңында каталитикалық түрлендіргіштің алдында су мен ауа концентрациясын реттеу қажет.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жалпы шолу келесі 5.88 жиынтық кестеде келтірілген.

      5.88-кесте. Тиімділікке жалпы шолу

Р/с №

Техника атауы

Түтін газдарын регенеративті күкіртсіздендіру

Түтін газдарын регенеративті каталитикалық күкіртсіздендіру

1

2

3

4

1

Тиімділік

90 % (500 мг/Нм3)

95-98 % (250-100 мг/Нм3)

      Мысал: Процестің өнімділігі: жылына 5 миллион тонна, жылына 12000 тонна сұйық мұнай өңдеу отыны, мұнай өңдеу зауыты үшін жылына 180000 тонна отын газы. Түтін газының көлемі жылына 1,68 х 109 Нм3.

      Ластағыш: бастапқы концентрациясы: 5000 мг/Нм3 (3 % S мұнай өңдеу зауыттары үшін сұйық отын үшін). Жалпы көлемі жылына 8400 т.

      Әдістемелер бойынша егжей-тегжейлі тіркелген пайыздық қысқартулар 5.89 және 5.90 кестелерде ұсынылған.

      5.89-кесте. Әртүрлі күкіртсіздендіру процестерінің экологиялық артықшылықтары

Р/с №

Күкіртсіздендіру техникасы

SO2 қысқарту, %

Басқа артықшылықтары

1

2

3

4

1

Аддитивті бүрку
Additive injection (AI) alone

50-70


2

AI + spray dry- absorber (SD)

>92

Ылғал тазарту сияқты, SD жүйесі SO 2, SO 3, хлор және фторидті тиімді жоюды біріктіреді (күкірт қосылыстары үшін> 90 %, галогендер үшін 70-90 %).

3

Seawater СКҚubbing

85-98

Абсорберден қышқыл сарқынды сулар су тазарту қондырғыларына өздігінен ағып кетеді. Мұнда SO2 еріген сульфатқа сіңдірілген түрлендіру үшін және теңіз суын оттегімен қанықтыру үшін (COD өңдеу (оттегіге химиялық қажеттілік)) ауа суға енгізіледі. pH бейтарап ішінара теңіз суын қосып, ішінара аэрацияға оралады. Тазарту құрылыстарының сарқынды сулары қайтадан теңізге ағызылады.

4

Walther

>88

Тыңайтқыш ретінде сатуға болатын өнім. Бұл өнім белгілі бір өлшемдерге сәйкес келуі керек (әсіресе ауыр металдардың мөлшері бойынша)

5

Wet Limestone СКҚubber

92-98

Егер хлор мөлшері төмен болса, онда бұл жүйе өте аз сарқынды суларды шығарады.

6

Wellman-Lord

98
(100 мг/Нм3)

Соңында күкіртті өнім ретінде алуға болады. SO3 жою үшін аммиак енгізіледі, нәтижесінде аммоний сульфаты пайда болады. Аммоний сульфатын белгілі бір жағдайларда тыңайтқыш ретінде қолдануға болады (әсіресе ауыр металдардың құрамында)

7

Cansolv

98

Күкірттің қосалқы өнімдері жоғары тазалыққа ие және оларды химиялық заттарға айналдыруға болады

8

Labsorb

>85

Технологиялық процестің алдында түтін газдарын сыртқы салқындату қажет емес. Химиялық заттардың шығыны өте төмен. Натрий сульфатының тұздарының шектеулі мөлшерінен басқа қалдықтар пайда болмайды, олар ылғал әктас скрубберінен пайда болған қалдықтар массасының 1 % - дан азын құрайды. Қалпына келтірілген SO 2 жоғары тазалыққа ие (>90 %) және оны химиялық өнім ретінде алуға немесе қолданыстағы SRU күкірт алу үшін өңдеуге болады.

9

SNOx

94-96.6 %

Азот оксидтері бойынша 96 % дейін. тоқтатылған бөлшектер толығымен жойылады.

10

WSA

99 (1)

NO x сонымен қатар SNO x процесінде қолданылған кезде азаяды. SLE-мен бірге NOx шығарындыларының бір уақытта 95 % - ға төмендеуіне қол жеткізуге болады.

      5.90-кесте. Әртүрлі күкіртсіздендіру процестерінің әртүрлі ортаға әсері

Р/с №

Күкіртсіздендіру әдісі

Кросс-медиа әсерлері

1

2

3

1

Қоспаларды бүрку (AI) және
Бүріккіш құрғақ сіңіргіш (SD)

Осы әдістермен алынған жанама өнім құрамында реакцияланбаған әк болғандықтан, оны тастамас бұрын кондиционерлеуді қажет етеді

2

AI процесі

Жанама өнімді қайта өңдеу SD сияқты күтімді қажет етеді

3

Темірді хелаттау, еріткішпен экстракциялау, адсорбция
NaOH немесе молекулалық адсорбция

Бұл әдістер әдетте көптеген қалдықтарды шығарады

4

Теңіз суын тазарту

Ілеспе ауыр металдармен және органикалық заттармен ұшатын күлдің бір бөлігі теңіз суына жіберіледі

5

Walther

Бұл процесс қатты жанама өнімдердің немесе сұйық қалдықтардың пайда болуына әкелмейді. Егер түтін газында құрамында металл болуы мүмкін бөлшектер болса, олар өніммен бірге пайда болады.

6

Ылғал әктас скраббері

Гипсті сусыздандыру процесінде пайда болатын сарқынды сулардың құрамында қалқыма заттар мен микроэлементтер (металдар, хлоридтер) бар және тұндыру, флокуляция және сүзгі престеу арқылы өңделеді. Сүзгі тұнбасы полигонға тасталады, ал тазартылған су кәрізге ағызылады.

7

Wellman-Lord

Шаң: NH 3 SO 3 пайда болуын болдырмау үшін енгізіледі. Сондықтан күлдің 80 % - ы (NH 4)2so 4-тен тұрады, оны тыңайтқыш ретінде немесе NH 3 өндірісі үшін шикізат ретінде пайдалануға болады.
Алдын ала тазартылған сарқынды сулар рН шамамен 2 болатын судың қышқыл сапасына ие және оны бейтараптандырып, тазарту керек. Тазартылған судың құрамында 100 мг/л дейін аммиак болуы мүмкін, бірақ көбінесе мәндер 10-нан 50 мг/л-ге дейін болады.

8

Cansolv

Толық деректер жоқ

9

Labsorb

Осы уақытқа дейін елеулі жанама әсерлер немесе кемшіліктер анықталған жоқ

10

SNOX

5.27.9 тармақты қараңыз

11

WSA

5.27.9 тармақты қараңыз

Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      5.91-кесте. Күкіртсіздендірудің әртүрлі процестерінің пайдалану деректері

Р/с №

Күкіртсіздендіру техникасы

Пайдалану бойынша деректер

1

2

3

1

Аддитивті бүрку
Additive injection (AI) alone

Бұл құрғақ процесс болғандықтан, коррозия жағдайлары WS жағдайына қарағанда аз болады. Сондықтан скруббер әдетте көміртекті болаттан жасалады (жабынсыз). Кальций хлоридтері қышқыл коррозиясын тудыруы мүмкін, өйткені олар сіңіргіш қабырғаларға түсіп, ылғалды тартады. Ылғал түтін газдары бар жанама өнімдерді сорбенттік резервуарға қайта өңдеу бітелуге әкелуі мүмкін; үнемі тазалау қажет.

2

AI процесі

Жүйе HCl жоюда аз тиімді, сондықтан коррозияның алдын алу үшін отынның құрамында Cl мөлшері 0,3 % - дан жоғары болмауы керек.

3

Теңіз суымен тазарту
Seawaterквubbing

Процесс қарапайымдылықты ұсынады, яғни жоғары қол жетімділік.

4

Walther

Хлор мөлшері жоғары отынды пайдалану кезінде хлорид аэрозольдері және пайдаланылған газдың көрінетін пойызы пайда болуы мүмкін. Аэрозольдің түзілуін сіңіргіштегі сұйықтықтың газға қатынасын жоғарылату және бірнеше құбырлы сүзгілерді қолдану арқылы азайтуға болады. Сульфаттардың шөгінділерін ыстық түтін газымен үрлеу немесе сумен шаю арқылы алып тастауға болады. No X FGD процесіне әсер етпейді, өйткені ол аммиакпен әрекеттеспейді.

5

Ылғал әктасқа арналған Скруббер
Wet Limestone СКҚubber

Жоғары сапалы гипс өндіру үшін мәжбүрлі тотығу және жақсы РН бақылауы қажет. Сонымен қатар, сапалы әктасты қолдану қажет (тазалық> 93 % CaCO>3), шаң мен микроэлементтерді, атап айтқанда хлорды тазартылмаған газды алдын-ала тазарту, дегидратация және өнімді қосымша жуу арқылы алып тастау керек. Органикалық буферлерді (мысалы, адипаттар және дибаз қышқылы) рН - ны бақылау үшін қолдануға болады, осылайша SO 2 жою тиімділігін едәуір арттырады-әдетте 4 %. Ерте коррозия проблемалары жойылды; көбінесе сіңіргіш абразивті зақымға байланысты кейбір күтімді қажет ететін резеңке төсемді пайдаланады.

6

Wellman-Lord

Пайдалану аспектілеріне ластану, коррозия және эрозияға байланысты мәселелер кіреді. Алдын ала газ тазартқышта аммоний сульфатының шөгінділері пайда болуы мүмкін. Буландырғыш абразивті тұз суспензиясына, тоқтау кезінде коррозияға және жоғары жылдамдықты центрифугаға байланысты механикалық кернеулерге байланысты тозуға бейім.

7

Cansolv

Толық деректер жоқ

8

Labsorb

Мұнай өңдеу секторында бұл процесс әлі күнге дейін тек ФКК қондырғыларында қолданылды.

9

SNOx

5.27.9 тармақты қараңыз

10

WSA

Толық деректер жоқ

      Қолданылуы

      Скрубберлер мен қосалқы жабдықтарға арналған кеңістікке қажеттілік олардың мөлшеріне байланысты қосымша блоктарды жаңарту үшін маңызды фактор болып табылатындығын атап өткен жөн (5.92-кесте).

      5.92-кесте. Әртүрлі күкіртсіздендіру процестерінің қолданылуы

Р/с №

Күкіртсіздендіру тәсілі

Қолданылуы

1

2

3

1

Темірді хелаттау, еріткішті экстракция, NaOH адсорбциясы немесе молекулалық адсорбция

Шығару үшін SO 2 мөлшері аз болған кезде жиі қолданылады, өйткені олар қалдықтарды шығарады, мысалы, шағын мамандандырылған мұнай өңдеу зауыттарында немесе табиғи газ өндіретін шағын зауыттарда

2

Теңіз суын тазарту

Тоқтатылған бөлшектер (оның ішінде ауыр металдардың құрамы) теңіз суына жіберілгендіктен, теңіз суын тазартпас бұрын, тоқтатылған бөлшектермен күресудің тиімді әдісі қажет

3

Walther

Күкірт мөлшері жоғары отын үшін жарамайды, өйткені бұл аммиак сульфаттарының пайда болуына байланысты аммиактың көбеюіне әкеледі. Сульфаттар жемірілу мен аэрозоль шығарындыларына байланысты қажет емес.

4

Wellman-Lord

Шығарындылардың керемет профиліне қарамастан, процестің күрделілігі кеңінен қолдануға кедергі келтіреді

5

Cansolv


6

Labsorb

Мұнай өңдеу секторында FCC бөлімшелерінде сәтті қолданылады

7

SNOХ

Бұл жүйе алкилдеу қондырғысында қолданылатын жерде H2SO4 регенерациясы үшін, сондай-ақ H2S (TGTUs) газдарын және FCC регенераторлары мен жоғары күкірт отыны мен қалдықтарымен қоректенетін электр станцияларынан Бөлінетін газдарды тазарту үшін сәтті қолданылады

      5.93-кесте. Күкіртсіздендіру процестері іске асырылған қондырғылардың мысалдары

Р/с №

Күкіртсіздендіру техникасы

Зауыт мысалдары

1

2

3

1

Темірді хелаттау, еріткішті экстракция, NaOH адсорбциясы немесе молекулярлық адсорбция

Ол кейбір шағын мұнай өңдеу зауыттарында және табиғи газ зауыттарында қолданылады

2

Теңіз суымен тазарту (Seawater СКҚubbing)

Белгілі бір дәрежеде бұл процесс қолданылды (1994 ж .: 2500 МВт/47 дана), сонымен қатар балқыту, мұнай өңдеу және мұнай жағу үшін де қолданылды (3 % S)

3

Ылғал әктасқа арналған Скруббер(Wet limestone СКҚubber)

WS тәжірибесі өте қанағаттанарлық, бұл жоғары қол жетімділікпен расталады. Бұл жүйе электр станцияларында кеңінен қолданылады. Германияда, мысалы, TOTAL Mitteldeutschland МӨЗ электр станциясының үш майлы жылытқышынан кейін дымқыл әкті күкіртсіздендіру процесін қолданады. Бұл қондырғыда отын ретінде вакуум қалдықтары, висбрекинг қалдықтары және FCC суспензиясы қолданылады

4

Wellman-Lord

Бүкіл әлемде 40-тан астам жүйе қолданылады, мысалы, FCC бойынша

5

Cansolv

Cansolv қондырғылары күкірт зауыттарында, FCC және кокс қондырғыларында қолданылады.

6

Labsorb

Esso Norge Слагентангенеде (Норвегия, 1994 ж.) - Eni S.p.A. Саннацзаро да (Италия, 2000 ж.) - Паулбородағы Valero МӨЗ, Нью-Джерси (АҚШ, 2002 ж.)

7

SNOX – WSA

Бүкіл әлемде 25-тен астам құрылғы сәтті орнатылды. Атап айтқанда, гельдегі AGIP МӨЗ (Италия, 1997 ж.) және Швехаттағы OMV AG МӨЗ (Австрия, 2007 ж.) жоғары күкіртті мұнай коксы мен қалдықтарын жағатын электр станциялары үшін қолданылады.

Экономика

      5.94-кесте. Әр түрлі күкіртсіздендіру процестерінің экономикасы

Р/с №

Күкіртсіздендіру тәсілі

Экономика

1

2

3

1

AI процесі

35-55 евро/кВт (блок мөлшері: 75 – 300 МВт). Жыл сайынғы пайдалану шығындары шамамен күрделі шығындарға тең

2

Темірді хелаттау, еріткішті экстракция, NaOH адсорбциясы немесе молекулалық адсорбция

Олар басқа FGD әдістерімен салыстырғанда өте арзан

3

Теңіз суын тазарту

Төмен күрделі шығындар және төмен техникалық қызмет көрсету (бос химиялық заттар қажет емес, бірақ кейде сілтілікті арттыру үшін магний гидроксиді қолданылады)

4

Ылғал әктас скруббері

75-180 евро / кВт (блок мөлшері: 75 – 300 МВт). Жыл сайынғы пайдалану шығындары күрделі шығындарға тең.
Күрделі шығындар: 10-20 миллион евро. Операциялық шығындар: жылына 1,6-4 млн еуро. Түтін газдарының ағындары 200000-650000 Нм3/сағ.
1 998 бағасына негізделген және жабдық, лицензиялық алымдар, іргетастар, құрылыс және пайдалануға беру сияқты баптарды қамтитын батареяның шекті құны бар. Олар тек үлкенірек. Белгілі бір объектіге байланысты факторлар, мысалы, орналасу, қол жетімді кеңістік және қолданыстағы қондырғылардың қажетті модификациялары айтарлықтай әсер етуі мүмкін. Кейбір жағдайларда бұл факторлар шығындарды шамамен 50 % арттырады деп күтуге болады.

5

Wellman-Lord

Инвестициялық шығындар 50 0000 Нм3/сағ түтін газының шығынын өңдеуге арналған қондырғыға және SO2 0,8 % концентрациясына 50 миллион АҚШ долларына бағаланады. Құнына лицензиялық алымдар, инжиниринг, жабдықтарды жеткізу, құрылыс, іске қосу-реттеу және іске қосу-жөндеу қызметтері кіреді.

6

Cansolv

Ешқандай ақпарат берілмеген

7

Labsorb

Бұл әдіс сіңіргіш буфердің құрамында қолданылатын химиялық заттардың өте аз тұтынылуына және ішкі энергия тиімділігіне байланысты ылғал тазартудың регенеративті емес процестерімен салыстырғанда пайдалану шығындарын едәуір төмендетеді.

      5.95-кесте. Күкіртсіздендірудің әртүрлі процестерін Ендірудің жетекші факторларына шолу

Р/с №

Күкіртсіздендіру техникасы

Ендіру әсерлері

1

2

3

1

Хелатирлеуші темір, еріткіш
экстракция, адсорбция NaOH немесе молекулярлық адсорбция.

SO2 шығарындыларын аз мөлшерде азайту.

2

Wellman-Lord

Процестің сипаттамалары жоғары күкіртті отынды пайдаланатын нақты өнеркәсіптік кәсіпорындардың (АҚШ, Жапония және Австриядағы мұнай өңдеу зауыттарында) қажеттіліктеріне сәйкес келуі мүмкін.

3

Cansolv


4

Labsorb

Ол сұйық SO2, күкірт қышқылы немесе қарапайым күкіртке айналдыруға дайын жанама өнімді құрайды. Sru және FCC қалдық газдары, сондай-ақ қазбалы отынмен жұмыс істейтін қазандықтар және түсті металдарды күйдіруге арналған газдар сияқты жоғары күкіртті түтін газдарын өндіретін өнеркәсіптік процестердің қажеттіліктеріне сәйкес келеді

      Анықтамалық әдебиет

      [12], [11], [4], [96], [70], [8].

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

      Атмосфералық қысым кезінде сұйықтықтарды ыдыстарға құйған кезде, қабылдау ыдысында жиі атмосфераға шығарылатын бу мен газдың (көбінесе ауаның, сонымен қатар инертті газдардың) қоспасы бар. Мұндай жүктеу операциясы озонның алдындағы ҰОҚ-тің болуына байланысты қоршаған ортаға әсер етеді деп саналады. Бұл булардың атмосфераға ағып кетуіне жол бермеу үшін буды ұстау қондырғыларын (VRU) қолдану қайта пайдалану үшін көмірсутектерді жинауға бағытталған. Кейбір жағдайларда қалпына келтіру үнемді емес және буларды жоюға арналған қондырғыларға (VRU) артықшылық беріледі. Екі нұсқаны қамтитын жалпы термин - бұл буды өңдеу жүйелері (VHS).

      Сипаты

      Ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларын азайту әдістерін жобалаудың екі кезеңінде де қарастыруға болады:

      процесті әзірлеу,

      зауытты жобалау.

      Процесті әзірлеу

      Процестің есептік жағдайлары (мысалы, температура, қысым, технологиялық сұйықтықтың бу қысымы) ұйымдастырылмаған шығарындылар деңгейіне әсер етуі мүмкін. Алайда, олар басқа параметрлерге байланысты тәуелсіз таңдалмайды (мысалы, катализатордың белсенділігі, салқындатқыш ауа, су немесе бу сияқты құралдардың болуы). Кейбір төмен жұмыс температурасы мен қысым операцияларында сұйықтықтың бу қысымы төмен, ұйымдастырылмаған шығарындылар салыстырмалы түрде төмен [110, ESA 2005].

      Мұнай өңдеу процесін жобалау нәтижесінде пайда болатын ұйымдастырылмаған шығарындыларды азайту әдістері келесідей болуы мүмкін:

      азықтандыру тазалығы, өңдеу кезеңдері, өнім сапасы және қалдықтардың пайда болуы арасындағы тепе-теңдікке қол жеткізу;

      ҰОҚ бар сарқынды суларды (қоспалар) тазарту, ректификация және экстракция немесе диффузиялық ықпал етуі мүмкін заттарды кетіру мақсатында осы әдістерді біріктіру арқылы тазарту үшін.

      Зауытты жобалау

      Орнату компоненттерін таңдау және оларды орнату әдісі ұйымдастырылмаған шығарындылардың деңгейіне әсер етуі мүмкін. Жаңа блоктар үшін жобалаудың бастапқы кезеңінде ұйымдастырылмаған шығарындылардың әлеуетін азайту үшін көптеген әдістерді қосу мүмкіндігі бар. Қолданыстағы зауыттарға келетін болсақ, уақыт өте келе осы әдістердің көбін үздіксіз жетілдіру процесінде енгізуге болады.

      Мұнай өңдеу зауытының компоненттерін таңдау және конфигурациялау арқылы ұйымдастырылмаған шығарындыларды азайту әдістері мыналарды қамтиды:

      ықтимал шығарындылар көздерінің санын шектеу, мысалы, құбырлар схемасын тиісті жобалау:

      құбырдың ұзындығын азайту;

      ернемекті (қосатын) клапандар мен бұрандалы құбыр арматурасының санын азайту;

      дәнекерленген фитингтер мен құбырларды пайдалану;

      мүмкін болса, сұйықтықты айдаудың басқа құралдарын, мысалы, ауырлық күшімен пайдалану есебінен сорғылардың санын азайту;

      кірістірілген процесті тежеу функцияларын барынша арттыру, мысалы:

      сарқынды суларды бұру жүйелерін және сарқынды суларды сақтау / тазарту үшін пайдаланылатын резервуарларды жабу (ішінара немесе толық) ;

      жабық іріктеу жүйелерін немесе сарқынды талдағыштарды пайдалану арқылы сынама алу кезінде шығарындыларды азайту;

      дренаждардан ашық ағызуды болдырмау үшін қызмет көрсетуге арналған дренаж жүйесін орнату;

      жоғары технологиялық жабдықты таңдау:

      қос тығыздамасы бар клапандар немесе тиімділігі кем емес жабдық;

      сыни қолдану үшін беріктігі жоғары төсемдерді орнату;

      толтырудың орнына соңғы тығыздағыштары бар сорғылар / компрессорлар / араластырғыштар;

      магнитті жетегі бар сорғылар / компрессорлар / араластырғыштар;

      жабдық үшін қолайлы материалдарды таңдау, мысалы:

      барлық жабдықтардың (мысалы, төсемдердің) әрбір технологиялық процесс үшін тиісті түрде таңдалуын қамтамасыз ету;

      конструкция материалын тиісті таңдау есебінен коррозияны болдырмау үшін;

      жабдықты қаптау немесе жабу, сыртқы коррозияны болдырмау үшін құбырларды бояу және жабдықпен жанасатын материалдардың коррозия ингибиторларын пайдалану арқылы коррозияны болдырмау үшін;

      реактивті бояуларды жағу үшін, мысалы, HF-алкилдеу қондырғысының фланецтеріне жағылған қышқылтұтқыш бояулар;

      ағып кетуі мүмкін компоненттерге жақсы қол жетімділікті қамтамасыз ету арқылы мониторинг пен техникалық қызмет көрсетуді жеңілдету;

      шығарындыларды жинау және өңдеу, мысалы, ықтимал жиналатын ағуларды (мысалы, компрессор тығыздағыштары, желдеткіш саңылаулар және үрлеу желілері) алауларға немесе жалынсыз тотықтырғыштарға тасымалдау.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларының алдын алу немесе азайту.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Ұйымдастырылмаған шығарындыларды технологиялық процесті және зауытты жобалау кезінде ықтимал нүктелік шығарындылар көздерінің (ернемектер, клапандар, сорғылар және т.б.) санын есептейтін және құрамындағы сұйықтыққа қатысты шығарындылардың стандартты коэффициенттерін қолданатын әдісті қолдана отырып бағалауға болады. Осы қосымшадағы шығарындылар коэффициентінің сенімділігі фактордың сапасына, қызығушылық тудыратын нақты ластағыш заттарға және көздің түріне байланысты.

      Резервуарлардан ұйымдастырылмаған шығарындыларды алгоритмдерге негізделген АҚШ қоршаған ортаны қорғау агенттігінің "TANKS" бағдарламалық жасақтамасы арқылы бағалауға болады [109]. Мұнай өңдеу зауыттарындағы басқа көздерден ұйымдастырылмаған шығарындыларды бағалау әдістері [108] келтірілген.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ұйымдастырылмаған шығарындыларды жинау және оқшаулау ҰОҚ жинақтау нәтижесінде жарылыс шегіне жетуі мүмкін, мысалы, тазарту қондырғысының үстіне қақпақ орнатылған жерде. Бұл мәселе өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету және еңбекті қорғау саласындағы заңнамамен реттеледі.

      Қолданылуы

      Зауыттың технологиялық процесі мен құрылысына байланысты ұйымдастырылмаған шығарындыларды азайтудың жоғарыда аталған әдістері ықтимал ұйымдастырылмаған шығарындылары бар барлық жаңа қондырғыларға қолданылады. Қолданыстағы бірліктер үшін қолдану әр түрлі шектеулермен шектелуі мүмкін және үнемі жақсарту процесінде уақыт өте келе осы әдістерді енгізуге күш салу керек.

      Барлық жаңа химиялық зауыттар.

      Экономика

      Зауыттың технологиялық процесі мен құрылысына байланысты ұйымдастырылмаған шығарындыларды азайту әдістерінің құны нақты қондырғыға байланысты. Жаңа зауыттардың құны төмен болады деп күтілуде. Сайып келгенде, жоғары сенімді жабдықты пайдалану техникалық қызмет көрсету шығындарын және бақылауға кететін уақытты төмендетуі мүмкін.

      Ұйымдастырылмаған шығарындыларды азайту көбінесе шикізатты үнемдеуге, жанама өнімдерді өңдеуге немесе түпкілікті өнімнің жоғалуын болдырмауға мүмкіндік береді, нәтижесінде бәрі экономикалық пайда әкеледі.

      Ендірудің әсері

      ҰОҚ шығарындыларын азайту.

      Ендірудің жағымды жақтарына мыналар жатады:

      материалдық шығындарды азайту;

      қызметкерлердің қауіпсіздігі.

      Анықтамалық әдебиет

      [100], [106], [107], [108].

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

      Техникалық сипаттау

      Буды аулау қондырғылары (VRU) – бұл тиеу-түсіру операциялары кезінде ұшпа органикалық қосылыстардың (ҰОҚ) шығарындыларын азайтуға арналған қондырғылар. Мұнай өңдеу зауыты үшін бұл бензин мен нафта сияқты басқа да ұшпа өнімдерге және жеңіл өнімдерге қатысты. Буларды ұстау сонымен қатар ішкі қалқымалы шатырлары жоқ ұшпа өнімдерді сақтайтын стационарлық төбесі бар резервуарлардан шығарындыларды азайту үшін де қолданыла алады. VRU көмегімен ҰОҚ шығарындыларын азайту зауыттағы ҰОҚ жалпы бақылауының бір ғана аспектісі болғандықтан, бұл бөлімді сақтау, өңдеу және интеграцияланған мұнай өңдеу басқаруымен бірге қарастырған жөн. VRU-ға қосымша бу жинау жүйесі, сондай-ақ басқа да жабдықтар қажет: бу құбырлары, детонациядан қорғау құрылғылары, бақылау-өлшеу аспаптары және, мүмкін, сығымдау айдағыштары, сондай-ақ буды ұстап тұруға арналған резервуарлар (5.48-5.50-суреттер).

      Буды ұстау жүйелері екі процесті қамтиды:

      көмірсутектерді ауадан бөлу;

      көмірсутектердің бөлінген буларын сұйылту.

      Көмірсутек буларын ауадан бөлу үшін келесі бөлу процестерін қолдануға болады:

      белсендірілген көмірдегі ауыспалы қысым кезіндегі адсорбция;

      төмен құбылмалылығы бар сіңіргіш сұйықтықта жуу кезіндегі абсорбция;

      селективті мембраналық бөлу;

      салқындату немесе қысу арқылы конденсация (бөлу және күйдіру бір процесте біріктірілген).

      Көмірсутектердің бөлінген булары үшін келесі сұйылту процестері қолданылады:

      сіңіру әдетте өз өнімі болып табылады;

      конденсация;

      сығу.

      Мұнай өнімдері үшін келесі VRU жүйелері қолданылады:

      суық қалпына келтірілген мұнай ағынындағы абсорбция;

      ауыспалы қысыммен екі қабатты режимде адсорбция;

      салқындатқыш жылу алмастырғыштағы сұйықтықтың жанама конденсациясы;

      көмірсутектерді іріктеу бетінен өткен кезде мембраналық бөліну.

      абсорбция: бу молекулалары төмен ұшпа ("нашар") қолайлы сіңіргіште ериді (керосин немесе риформинг өнімі сияқты гликольдер немесе мұнай фракциялары). Оның құбылмалылығын төмендету үшін сіңіргішті салқындату қажет болуы мүмкін (әдетте керосин немесе риформинг өнімі үшін минус 25 °С-тан минус 30 °С-қа дейінгі температурада). Содан кейін буды абсорбенттен жылу алмастырғыштағы абсорбент / қалпына келтірілген өнім қоспасын қыздыру арқылы бөліп алу керек, содан кейін байытылған өнімнің буларын тиісті ағынға қайта сіңіру керек, мысалы, конденсаторға, одан әрі өңдеу қондырғысына немесе қалдықтарды жағу қондырғысына қалпына келтірілетін немесе өтетін өнім. Абсорбция, әдетте, ЕО-да бензин буын алу үшін қолданылмайды, өйткені бұл әдіс, мысалы, адсорбцияға қарағанда аз тиімді деп саналады.

      адсорбция: бу молекулаларын белсендірілген көмір (AC) немесе цеолит сияқты қатты адсорбент материалдарының бетінде активтендірілген орталықтар ұстайды. Адсорбент мерзімді қалпына келтіруді қажет етеді. Үздіксіз процестерде екі адсорбциялық баған бар, олар әдетте адсорбция және регенерация режимінің әр 15 минутында циклді түрде өзгереді. Көміртекті адсорбенттің белсенділігін қалпына келтіру буды немесе көбінесе вакуумдық сорғыларды қолдану арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Содан кейін алынған десорбат (мысалы, бензин компоненттерінің айналым ағынында) ағыннан төмен орналасқан жуу бағанында сіңіріледі (жуу сатысы). Жуу колоннасынан (немесе сепаратордан) қалған газ қайта адсорбция үшін қондырғының кірісіне жіберіледі. Бұл әдіс vru бензині үшін жиі қолданылады.


     


      5.48-сурет. VRU белсендірілген көмірмен адсорбциялау процесі

      Газдардың мембраналық бөлінуі: бу молекулалары бу/ауа қоспасын көмірсутектермен байытылған фазаға (пермеат) бөлу үшін селективті мембраналар арқылы өңделеді, олар кейіннен конденсацияланады немесе сіңіріледі және көмірсутектермен азайтылған фаза (ретентат). Бөлу процесінің тиімділігі мембранадағы қысымның төмендеуіне байланысты. Әрі қарай тазарту үшін мембраналық процесті басқа процестермен біріктіруге болады.


     


      5.49-сурет. VRU мембраналық бөлу процесі

      Салқындату/конденсация: бу-газ қоспасын салқындату кезінде бу молекулалары суық жылу алмастырғыштың бетіне конденсацияланып, сұйықтық ретінде бөлінеді. Екінші саты (мысалы, сұйық азотты қолданатын криогендік конденсатор) шығарындылар шегін сақтау үшін қажет болуы мүмкін. Ылғалдылық жылу алмастырғыштың мұздануына әкелетіндіктен, балама жұмысты қамтамасыз ететін екі сатылы конденсация процесі қажет. Егер қолданылатын салқындату температурасы жеткілікті төмен болса, бұл әдіс шығуда төмен концентрацияға жетуі мүмкін. Булар таза сұйықтық түрінде (қалдықтарсыз) жойылады, оларды тікелей сақтау ыдысына қайтаруға болады.


     


      5.50-сурет. Буды тұтып алу қондырғысының жеңілдетілген технологиялық схемасы

      Гибридті жүйелер: VRU үшін өте төмен эмиссиялық стандарттарға сәйкес келетін әдістердің комбинациясы коммерциялық түрде қол жетімді. Мысал ретінде мембраналық бөлінуі бар екі сатылы қондырғы, содан кейін адсорбция болады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Әр түрлі жүйелердің шығарындылары ластануды бақылаудың тиімділігімен тікелей байланысты және тек 10 мг/Нм3 (метан жоқ) болуы мүмкін. Автомобиль бензині үшін 99,9 % шығарындылармен күресу тиімділігі кезінде 5.96-кестеде көрсетілгендей 150 мг/Нм3 (метансыз) концентрациясына қол жеткізуге болады.

      Шығарындылардың қол жетімді азаюы қолданылатын әдістерге, сондай-ақ будың басылған ағымындағы ҰОҚ құрамы мен концентрациясына байланысты болады. Мысалы, бензин буларының ағынында 1500 г/Нм3 металл емес ұшпа органикалық қосылыстардың (НМЛОС) концентрациясы болуы мүмкін. 150 мг/Нм3 желдету арнасындағы концентрацияға қол жеткізу үшін шығарындыларды 99,99 % төмендету тиімділігі талап етіледі.

      Шикі мұнай резервуарларын салуға арналған бу түсіру жүйесі конденсацияланатын және шикізатқа қайта енгізілетін барлық ҰОҚ-тың шамамен 85 % жинай алады.

      5.96-кестеде бу жинауға арналған қондырғылардың тиімділігі мен экологиялық сипаттамалары туралы кейбір мәліметтер келтірілген. НМЛОС пен бензолды FID немесе GC көмегімен өлшеуге болады.

      5.96-кесте. Автомобиль бензинін тиеу кезінде буларды ұстау қондырғылары үшін шығарындылардың мәндері

Р/с №

Зауыт типі

Шығару деңгейі *, %

Үздіксіз пайдалану кезінде қол жеткізуге болатын орташа мәндер **, ***

НМЛОС ****, м/Нм3

Бензол, мг/Нм3

1

2

3

4

5

1

Бір сатылы конденсациялық қондырғы

80-95

50

1

2

Бір сатылы абсорбциялық қондырғы

90-97

35

50

3

Бір сатылы адсорбциялық және мембраналық сепарациялық қондырғылар

90-99,5

<10 (5)

1

4

Қосымша айдағышы бар бір сатылы адсорбциялық қондырғылар

99,98

0,15

1

5

Қысу, сіңіру және мембраналық бөлу ******

90-95

Деректер жоқ

Деректер жоқ

6

Екі сатылы қондырғылар

99,98

0,15

1

      * өнімділік деңгейінің көрсеткіші ретінде;

      ** 94/63 / EC (II қосымша) сәйкестігі үшін үздіксіз жұмыс кезінде орташа сағаттық мән ретінде көрсетіледі;

      *** бұл мәндер шамамен тазартылмаған газдағы көмірсутектердің концентрациясы үшін келтірілген. 1000 г / Нм3;

      **** НМЛОС: метан емес ұшпа органикалық қосылыстар. Жүктелетін заттардың буларындағы метанның мөлшері айтарлықтай өзгеруі мүмкін. Абсорбция және адсорбция процестері метан шығарындыларын айтарлықтай төмендете алмайды;

      ***** егер бір сатылы қондырғылар газ қозғалтқыштары үшін алдын ала саты ретінде пайдаланылса, концентрациясы шамамен. газ қозғалтқышының жұмысы үшін 60 г/м 3 қажет;

      ****** компрессия, одан кейін екі сатылы экстракция секциясы: мембраналық бөлудің келесі сатысымен жүктелетін конденсат фракциясына ҰОҚ реабсорбциясы.

      Дереккөз: жаңартылған [23]

      Кросс-медиа әсерлері

      Әсерлер энергияны тұтынумен байланысты, әсіресе екі сатылы агрегаттар үшін (салқындату, сору, жылыту, вакуум үшін); қалдықтардың пайда болуы (адсорбент / мембрананы ауыстыру); және сарқынды сулардың пайда болуы (яғни, адсорбенттің бу регенерациясынан конденсаттар, конденсациялық қондырғылардан еріген су). Жарылғыш қоспалар пайда болуы мүмкін жерде тұтану қаупін және тұтанудың таралуын шектеу үшін сақтық шараларын қолдану керек 5.97-кесте.

      5.97-кесте. VRU әдістерімен байланысты жанама әсерлер

Р/с №

VRU техникасы

Ілеспе әсерлер

1

2

3

1

Адсорбция

Адсорбент ауыстыруды қажет етеді-көмірдің қызмет ету мерзімі әдетте 10 жылдан асады.

2

Абсорбция

Сарқынды сулар пайда болуы мүмкін және тиісті тазартуды қажет етеді. Абсорбентті қалпына келтіру инвестициялық шығындар мен энергия шығындарын екі есе арттырады. Жалғыз қалдықтар-бұл көптеген жылдар бойы бір рет ауыстырылуы керек қалдық сұйықтық.

3

Мембраналық сепарация

Бу - ауа жабдықтарының екі жиынтығы қажет-компрессор және вакуумдық сорғы. Адсорбцияға қарағанда энергияны көп тұтыну мүмкіндігі.

4

Конденсация

Жібітуден ластанған судың ағынын жасайды. Салқындату жүйелері салқындатқыштың жоғалуына және энергияны көп тұтынуға әкелуі мүмкін.
Криогендік қондырғылар үшін сұйық азот өндірісі энергияны көп қажет етеді.

5

Гибридті (екі сатылы) жүйелер

Ірі энергия тұтынушылар

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Гетеборг айлағында төрт айлаққа қызмет көрсететін үш адсорбциялық типтегі VRU орнатылған (өнімділігі 1500 м 3/сағ, 2000 м 3/сағ және 2400 м 3/сағ), жылына шамамен 1,4 миллион тонна бензин тиелген кезде пайда болған буларды тазарту үшін қолданылады. Есептік шығарындылар жылына 300-ден 25 тоннаға дейін қысқарды, ал шығарылған ағындағы жалпы VOC концентрациясы 10 г/Нм3-ден төмен. 2001 жылы инвестиция құны шамамен 6,4 млн еуроны (65 млн швед кроны) құрады.

      Әлемдегі ең үлкен VRU (36,000 Нм3 / сағ) 2008 жылдан бастап Mongstad мұнай өңдеу зауытында шикі мұнайы бар кемелерді түсіру кезінде пайда болған буларды тазарту үшін жұмыс істейді (екі айлақ). Орнатылған қуат 5,7 МВт-қа жетеді, ал белсендірілген көмір сүзгі жүйесінің қалпына келу тиімділігі VOC-тің жалпы санының 85 % құрайды. 2008 жылы инвестиция құны шамамен 60 миллион еуроны құрады (630 миллион швед кроны).

      Германияда экстракция деңгейі ҰОҚ шығарындыларын кем дегенде 99 % - ға азайтуға мүмкіндік береді.

      Францияда 1990 жылдың соңынан бастап компанияларға тиеу құрылыстарындағы буды аулаудың нормативтік базасына қарағанда анағұрлым өршіл мақсаттарға қол жеткізу үшін инвестицияларды қолдау үшін субсидиялар (15 мысал) берілді. Бір процесте вакуумдық десорбциясы бар белсендірілген көмірдегі адсорбция қолданылады. Бұл процесс ҰОҚ шығарындыларын 2 г/Нм3 дейін төмендетуге мүмкіндік береді, бұл 35 г/Нм3 нормативтік мақсатынан төмен.

      5.51-суретте баржаны жүктеу кезінде vru (бір сатылы көміртекті адсорбция қондырғысы) атмосфераға метаннан басқа ҰОҚ шығарындыларының өзгергіштігінің мысалы көрсетілген. Өлшеу-бұл жүктеме кезінде үздіксіз бақылау кезінде жарты сағаттық орташа мәндер (әр операция әр түрлі күндерде жасалады). Барлық кезеңдегі орташа мән 4,4 г / Нм3 құрайды. Әрбір жүктеу операциясының орташа мәні 10 г/Нм3-тен аз. 2 % жағдайда 10 г/Нм3 астам шыңдар байқалады.

     


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

      Бұл шыңдардың кейбіреулері VRU іске қосумен байланысты болуы мүмкін, өйткені екі деректер жиынтығы үшін: 8 нөмірі (жеті сағаттық орташа: 0,2 г/Нм3) және 9 нөмірі (орташа: 6 г/Нм3), мұнда үздіксіз мониторинг кезінде кіріс және шығыс концентрациясының күнделікті өзгерістері 5.52-суретте көрсетілген. Жүктеу операциясы басталған кезде ең жоғары сағаттық мәндер пайда болады.


     


     


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

      Кросс-медиа әсерлері

      Буды ұстап қалу шикі мұнайды тиеуге (адсорбцияны қоспағанда, егер адсорбенттің ластануына байланысты күкірттің булау колоннасы сияқты алдын ала өңдеу қолданылмаса), өнімді жіберу станцияларында және кемелерді тиеу станцияларында қолданылуы мүмкін. Алайда, шикі мұнайды жүктеу үшін өнімді жүктеу жүйелеріне қарағанда тиімді емес, өйткені шикі мұнай буларындағы метан мен этан деңгейі төмен тиімділікпен алынады.

      Бұл жүйелер қабылдау ыдысы сыртқы қалқымалы шатырмен жабдықталған кезде түсіру процестеріне қолданылмайды. Егер қалпына келтірілген өнімнің мөлшері аз болса, мысалы, төмен құбылмалылығы бар өнімдер үшін буды ұстау қондырғылары әдетте қолданылмайды.

      VRU шектеулі кеңістікті алады. Әдетте олар алдын-ала жиналып, жылжымаларда жеткізіледі. VRU өнеркәсіптік қуаты 500-ден 2000 Нм3/сағ. Адсорбциялық жүйелер қарапайымдылығына, жақсы өнімділігіне және жоғары өнімділігіне байланысты кеңінен қолданылады.

      Негізгі техникалық шектеулер, қауіпсіздік түсініктерін қоса алғанда, 5.98- кестеде сипатталған. Сонымен қатар, VRU үшін негізгі шектеулердің бірі-тазарту тиісті түрде жүргізілмеген кезде, алдыңғы жүктің салдарынан кемедегі булармен жүйенің ықтимал сәйкес келмеуі.

      5.98-кесте. Кейбір VRU әдістерінің қолданылуына шолу

Р/с №

ВРУ техникасы

Әдістеменің қолданылуын шектеу

1

2

3

1

Адсорбция

Бу ағынындағы үйлесімсіз қосылыстармен өңдеу активтендірілген көмірді уландыруы немесе бұзуы мүмкін, мысалы, шикі мұнайдағы H 2 S.
Жоғары адсорбция температурасына және қосымша супер зарядтағыштарды қолдануға байланысты өзін-өзі тұтанудың алдын алу үшін қауіпсіздік жүйелері қажет. Бұған жол бермеу үшін тиісті мониторинг қажет.

2

Мембраналық сепарация

Будың үлкен көлемі бар жүйелер үшін жақсы жұмыс істейді (мембраналық блоктың кіреберісіндегі компрессор). Будың өте аз немесе өзгермелі көлемдері үшін, мысалы, автоцистерналарды тиеу кезінде vru-ға кіретін бу құбырында айнымалы көлемдегі бу бар резервуарды орнату әдеттегі тәжірибе болып табылады.

3

Конденсация

Үздіксіз жұмыс кезінде құрылғыны еріту үшін қос жылу алмастырғышты орнату қажет болуы мүмкін.
Жеңіл көмірсутектер төмен температурада қатты гидраттар түзеді, Бұл бітелуді тудыруы мүмкін.
Тиімді конденсацияны қамтамасыз ету үшін ағынның өзгеруін болдырмау керек.
Өте төмен температурада жұмыс істейтін жабдық жалпы қауіпсіздік шараларын қажет етеді.

4

Гибридті жүйелер

Жұмыстың күрделілігіне байланысты өнімділіктің жоғары деңгейін ұстап тұру қиын.

Экономика

      AEAT [110] Кемелерді тиеу шығарындыларын азайту туралы есебіне сүйене отырып, 5.99-кестеде бу ағындарының ауқымындағы әр түрлі технологиялар үшін VRU орнатудың күрделі шығындары көрсетілген. Бұл шығындарға құрылыс, инженерлік инфрақұрылым және бу жинау жүйелері кірмейді. Тиісті қосымша шығындар VRU тиеу қондырғысына дейінгі қашықтыққа (VRU-ның бес еселік құнына дейін) байланысты өзгеруі мүмкін. Технологияның пайдалану шығындары өнімділікке тәуелді емес компоненттен тұрады, ол жылына 5000-нан 40000 еуроға дейін, сонымен қатар жүктелген өнімнің тоннасы үшін шамамен 0,05 еуроға тең айнымалы компонент.

      VRU және термиялық тотығудың кейбір әдістерінің күрделі шығындар (2001 жыл) 5.53-суретте көрсетілген.


     


      5.53-сурет. Кейбір VRU әдістері мен термиялық тотықтыруға күрделі

      шығындар (2001).

      94/63/EC [111] директивасының орындалуы туралы бір есепте 99,7 % алу коэффициентімен және кірістегі 1160 г/Нм3 концентрациясымен жұмыс істейтін адсорбциялық үлгідегі гипотетикалық бір сатылы қондырғының құны туралы шамамен деректер келтіріледі, демек, шығудағы концентрация 3,5 г/Нм3 болғанда. (5.99-кесте).

      5.99-кесте. 3,5 г/Нм3 кезінде жұмыс істейтін VRU бір сатылы адсорбциясы үшін шығындар туралы деректердің мысалы (2008 ж.)

Р/с №

Параметр

VRU №1

VRU №2

1

2

3

4

1

Максималды жүктеу жылдамдығы (м3 / сағ)

273

1090

2

Қондырғыны есепке алмағандағы күрделі шығындар (млн евро)

0,345

0,690

3

Электр энергиясын жылдық тұтыну құны (евро)

20000

82000

      Францияда 5.100-кестеде келтірілген инвестициялық шығындар бойынша деректер (субсидиялау бағдарламасынан алынған) 2 г/Нм3 кезінде жұмыс істейтін процесс үшін қолжетімді.

      5.100-кесте. Кейбір француз VRU сайттары үшін шығындар туралы мысалдар

Р/с №

Жүк көтерімділігі,
т/жыл)

Лездік тазалау ағыны, м3/сағ

Жыл

Инвестициялық құны,
млн еуро

т ҰОҚ/жыл

1

2

3

4

5

6

1

1 200 000

3000

2005

0.580

100

2

192 500

800

1999

0.200

106

3

1000 000

Деректер жоқ

1998

0.980

130

      Өнімділігі 1000 Нм3/сағ VRU қондырғылары орнату коэффициенті 1,5-тен 5-ке дейінгі 2 миллион еуро көлемінде күрделі шығындарды талап етуі мүмкін, ал теңіз тиеу қосымшалары ауқымның жоғарғы жағында орналасқан.

      Жалпы күрделі салымдар жүйеге қосылған жүк тиейтін кемелердің саны, айлақ пен шығарындыларды бақылау қондырғысы арасындағы қашықтық (құбырлардың құны), ауа үрлегіштер мен қауіпсіздік жүйелеріне қажеттілік (жарылыс және өрт сөндіргіштер) сияқты алаңның нақты факторларына байланысты. Күрделі шығындар 2000 Нм3/сағ vru үшін 4-тен 20 миллион еуроға дейін өзгеруі мүмкін. Инвестициялық шығындар 99,2 % пәк кезінде 2–ден 25 млн еуроға дейін өзгеруі мүмкін, бұл тиеу операцияларына (мұнай өңдеу зауыттарының автомобиль, темір жол және ішкі тасымалдарына) жұмсалған 0,02-1 млн еуро мөлшеріндегі пайдалану шығыстарын білдіреді.

      Гетеборг пен Mongstad мұнай өңдеу зауыттарының инвестициялық шығындары келесідей болды:

      Гетеборгта төрт айлаққа қызмет көрсететін үш адсорбциялық қондырғы (өнімділігі 1500 м3/сағ, 2000 м3/сағ және 2400 м3/сағ) 2001 жылы шамамен 6,4 миллион еуро (65 миллион швед кроны) болды;

      Монгстаде VRU шикі мұнайының құны 36,000 Нм3/сағ 2008 жылы шамамен 60 миллион еуроны құрады (630 миллион швед кроны).

      CONCAWE (2012) мәліметтері бойынша әр түрлі VRU технологияларын қолдана отырып, бензин тиейтін VRU кемелері үшін тарифтер мен қуат сипаттамалары келесідей (5.101-кесте).

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

Р/с №

Техника

Өнімділік, м3/сағ

Шығарындылар шегі, г/Нм3

Шығыстар,
млн еуро

Қуат сипаттамасы (белгіленген қуат), кВт

1

2

3

4

5

6

1

VRU/көмірдің бір сатылы адсорбциясы

2500

10

1,05

425

2

Бір сатылы VRU/мембраналық бөлу

2500

10

1,37

655

3

Бір сатылы мембраналық бөлу

3500

10

2,7

785

4

Екі сатылы мембрана және көмір адсорбциясы

3500

0.15

3,5

980

5

Көмірдің бір сатылы адсорбциясы

5000

10

Бірлік құны 3,5
Жүйенің жалпы құны 23

Деректер жоқ

      дереккөз: [112].

      Қолданылуы

      Бензинді сақтау және оны тарату нәтижесінде ҰОҚ шығарындыларын бақылау жөніндегі 94/63/EC директивасы 35 г /Нм3 шығарындыларының шекті деңгейіне жету үшін мұнай өңдеу зауыттары мен терминалдарындағы бензин мен теміржол танкерлері мен баржаларын тиеу/түсіру кезінде бу мен буды ұстау блоктарын (VRU) немесе бу шығару жүйелерін (VRS) орнатуды талап етеді.

      Гетеборг хаттамасы теңіз кемелерін тиеуді қоспағанда, vru бензиндерінің жалпы саны үшін (24 сағаттық кезең үшін) 10 г/Нм3 шығарындылар шегін белгілейді. Бұл автомобиль бензинін автоцистерналарға, теміржол цистерналарына және баржаларға тиеу үшін және өткізу қабілеті жылына 5000 м 3-ден асатын бу ұстауды қажет етеді.

      ҰОҚ шығарындыларын азайту үшін бензин қондырғыларындағы (түсіру) көптеген VRU Еуропада заңнамаға сәйкес салынған 1 кезең немесе шикі мұнайды түсіру үшін, мысалы, Гетеборг портында, Mongstad мұнай өңдеу зауытында, Германия мен Францияда (экологиялық сипаттамалары мен пайдалану деректері бойынша алдыңғы тармақтарды қараңыз).

      Анықтамалық әдебиет

      [93], [12], [24], [41], [182], [4], [5], [96], [9], [26], [112].

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

      Сипаты

      Алау жүйесіне беру арқылы ҰОҚ жинау мен жоюдың дәстүрлі әдістерінен басқа, осыған байланысты екі мынадай нақты жүйе маңызды:

      тотығу: бу молекулалары жоғары температурада термиялық тотығу арқылы немесе төменгі температурада каталитикалық тотығу арқылы CO 2 және H2O-ға айналады:

      термиялық тотығу әдетте газ қыздырғышымен және стекпен жабдықталған бір камералы, қапталған тотықтырғыштарда болады. Егер бензин болса, жылу алмастырғыштың тиімділігі шектеулі және тұтану қаупін азайту үшін алдын-ала қыздыру температурасы 180 °С-тан төмен болады. Жұмыс температурасының ауқымы 760 °С - ден 870 °С-қа дейін, ал тұру уақыты әдетте бір секунд немесе одан аз;

      каталитикалық тотығу үшін бетіндегі оттегі мен ҰОҚ адсорбциясы арқылы тотығуды тездететін катализатор қажет. Катализатор тотығу реакциясын термиялық тотығу үшін қажет температурадан төмен температурада өткізуге мүмкіндік береді: әдетте 320 °С-тан 540 °С-қа дейін. Алдын ала қыздырудың бірінші кезеңі (электр немесе газ) ҰОҚ каталитикалық тотығуын бастау үшін қажетті температураға жету үшін орын алады. Тотығу кезеңі ауа қатты катализаторлар қабатынан өткен кезде пайда болады.

      94/63 / EC директивасы (1 кезең) тек ерекше жағдайларда тотығуға мүмкіндік береді, мысалы, қайтарылған будың үлкен көлеміне байланысты буды ұстап алу қауіпті немесе техникалық мүмкін болмаған кезде;

      биофильтрация: CO2 және H2O дейін ыдырауға қоршаған орта температурасынан сәл жоғары температурада қатты ылғалданған ортада орналасқан микроағзалар қол жеткізеді.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Осындай әдістермен қол жеткізуге болатын VOC жою коэффициенттері: термиялық тотығу: 99-99, 9 %, каталитикалық тотығу: 95-99 % және биосүзгілер: 95-99 %. Алайда, спорна биосүзгілерінің тиімділігі: шығарудың жоғары тиімділігі жоғары кіріс жүктемелерінде ғана қол жеткізілетіндіктен, шығарындылардың концентрациясы 50 мг/Нм3-ден едәуір төмен НМЛОС сирек қол жеткізіледі.

      Биологиялық тазарту қондырғылары аз күтімді қажет етеді және шу шығармайды. Жанармай немесе химиялық заттар қажет емес. Биосүзгілер алифатты және хош иісті көмірсутектерді, басқа ҰОҚ, H2S және технологиялық ағындардың бөлінетін газдарындағы иістерді, резервуарлардың желдеткіштерін, қауіпсіздік клапандарын, топырақ буларын алу және сарқынды суларды тазарту және т. б.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Пайдаланудың орташа мерзімі екі жылдан асады. Биосүзгілер үшін кіретін ауаның температурасы тиісті ылғалдылық деңгейінде 5-55 ºC болуы керек.

      Кросс-медиа әсерлері

      Термиялық тотығу no X сияқты қажетсіз жану өнімдерінің пайда болуына әкелуі мүмкін, бұл қосымша өңдеуді қажет етеді. Каталитикалық тотығу жану температурасына жету үшін аз энергияны қажет етеді және кірудің төмен концентрациясында жылу тотығуымен бәсекелесе алады. Термиялық тотығу жарылыстардың алдын алу үшін жақсы бастапқы және / немесе қайталама қауіпсіздік шараларын қажет етеді, ал катализатордың улануы мен қартаю салдарынан каталитикалық тотығудың тиімділігі төмендеуі мүмкін. Күйген кезде ҰОҚ CO 2 де пайда болады. Қосымша отын төмен концентрациядағы ағындарды жағуға және катализаторларды алдын-ала жылытуға жұмсалады.

      Қалдықтар биосүзгілер таусылған кезде ғана пайда болады. Қайталама ластағыштар немесе қалдықтар пайда болмайды.

      Қолданылуы

      Әдебиетте ағындарды 17 м3/сағ-тан 135000 м3/сағ-қа дейін тазартуға арналған қондырғылар бар.

      Биологиялық тотығу үшін бұл әдіс органикалық ластағыштардың төмен концентрациясы бар тұрақты құрамның үздіксіз ауа ағындарын өңдеуге жақсы сәйкес келеді. Бұл әдіс шамадан тыс жүктеме кезінде жиі кездесетін бу-ауа қоспаларын тікелей өңдеуге жарамайды, өйткені мұндай қоспалар негізінен жоғары бу концентрациясына ие (> 1 % ob./ об.) және сирек кездесетін түсіру жұмыстары кезінде кенеттен ең жоғары ағындар ретінде пайда болады. Биологиялық тазарту қондырғылары, әрине, кіретін бу ағынындағы күтпеген қосылыстармен улануға сезімтал. Сондықтан, бұл жүйелердің көпшілігі қажетсіз қосылыстардың енуіне жол бермеу үшін үнемі бақылауды қажет етеді.

      Биосүзгілеу тұрақты құрамы мен төмен концентрациясы бар үздіксіз бу ағындарына ғана жарамды. Бұл шарттар қайта өңдеуге арналған қосымшаларға тән емес.

      Термиялық тотығу: бүкіл әлемде 107-ден астам қондырғы жұмыс істейді.

      Экономика

      Жылуды қалпына келтіретін термиялық тотығу жүйесінің тиімділігі көптеген факторларға, соның ішінде қалдықтар ағынының калориялық құндылығына байланысты болады. 1998 жылы тиімділігі 60 % және газ шығыны 4 720 л/с болатын газ-газ жылу алмастырғышымен жабдықталған термиялық тотықтырғыштан жылуды қалпына келтіру арқылы айтарлықтай қайтарымдылық күтілді, егер табиғи газ қосымша отын ретінде пайдаланылды деп болжасақ, шығындар миллион ккал үшін шамамен 20 долларды және киловатт-сағатына 0,08 долларды құрады. Тәулігіне 24 сағат, жылына 350 күн жұмыс істейтін жүйе үшін қосымша инвестициялардың өтелу мерзімі 0,2 млн. Зауыт түріндегі жылу алмастырғыш үшін АҚШ бес айдан аз уақытты құрайды.

      Биосүзгілеу шығындары ауаның ластануымен күресудің басқа әдістеріне қарағанда әлдеқайда төмен. Күрделі шығындар ағынның жылдамдығына және бұзылу/жою тиімділігіне байланысты. Күрделі шығындар шамамен 15 доллардан басталады.АҚШ/м3/сағ. Пайдалану және техникалық қызмет көрсету шығындары өте төмен, өйткені отын немесе химиялық заттар қажет емес (5.102- кесте).

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

Р/с №

Шығарындылар көзі

Технологиялық қондырғылар және МӨЗ жабдықтары
(орнатылған және толық жарақталған)

1

2

3

1

Басқару технологиясы

Жағу / алау жағу жүйесіне атмосфералық ұшпа органикалық қосылыстардың және сақтандырғыш клапандардың жалпы саны

2

Тиімділік

Жану кезінде 99,5 % - ға дейін жою тиімділігі

3

Инвестициялық шығындар

Қуаттылығы жылына 5 млн т МӨЗ үшін 1,3 млн еуро

4

Операциялық шығындар

3,0 млн еуро

5

Өзге де әсерлер

Жану салдарынан CO2 шығарындыларының артуы

      Анықтамалық әдебиет

      [53], [4].

5.27.8. Шығарындылармен күрес әдістері. Алаулар

      Техникалық сипаттау

      Алаулар қауіпсіздікті қамтамасыз ету және қажетсіз немесе артық жанғыш заттар шығарындыларын, сондай-ақ авариялық жағдайларда, іркілістерде, жоспарланбаған оқиғаларда немесе жабдықтың күтпеген істен шығуларында газдар шығарындыларын экологиялық бақылау үшін пайдаланылады. Әдетте алаудың түтінсіз болуы қажет. Алауда жағу атмосфераға шығарындылардың көзі және әлеуетті құнды өнімдерді жағу болып табылады. Демек, экология мен энергия тиімділігі тұрғысынан оны пайдалану шектеулі болуы керек және жағылатын газдың мөлшері мүмкіндігінше азайтылуы керек. Оның орнына, жоспарлы желдету және жоспарлы аялдамалар үшін алау газын ұстау жүйелерін пайдалану керек.

      Алау жүйелері мен конструкциялары

      Алау жүйелерін әдетте екі негізгі бөлікке бөлуге болады: сепаратормен алау жинау жүйесі және алау бағанының өзі. Ірі мұнай өңдеу кешендерімен жұмыс істеу кезінде жекелеген сепараторларды осы учаскелерді тоқтату кезінде техникалық қызмет көрсетуді қамтамасыз ету үшін "бұғаттағыш" құралдары бар әртүрлі технологиялық аймақтарда орнатуға болады.

      5.54-суретте алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы көрсетілген.


     


      5.54-сурет. Алау жүйесінің жеңілдетілген технологиялық схемасы.

      Бүгінгі таңда әртүрлі мақсаттар үшін көптеген алау жүйелері бар. Алау жүйесін таңдау негізінен байланысты:

      жағылатын газдың шығыны, қысымы, температурасы және құрамы;

      жанудың, сәулеленудің, күйенің және шудың толықтығына қойылатын талаптар;

      бу, ауа және газға қол жеткізу және қол жеткізу.

      Алауды бірнеше санатқа бөлуге болады және келесі айырмашылықтарды бөлуге болады:

      алау түрі: жер үсті немесе жер үсті (көтерілген-ең көп таралған және ең көп қуатқа ие);

      алаулы жүйе: қосалқы жабдықсыз (төмен немесе жоғары қысымды) алаулар немесе қосалқы жабдығы бар алаулар (бу, ауа, газ немесе су бере отырып);

      Тотығу реакциясы жүретін аймақ, оған келесі категориялар кіреді: алау (ашық жалынды алау) немесе камерадағы алау (муфель және экран / экрандалған алау).

      Жер үстіндегі алаулармен салыстырғанда, жер үстіндегі шамдар түтін мұржасының жерге жақын болуына байланысты нашар шашырауға әкеледі, сондықтан қоршаған ортаға немесе денсаулыққа зиян келтіруі мүмкін (түпкілікті өнім түріне байланысты).

      Алауларда жану цилиндр ішінде жүреді, бұл оларға түтін, шу немесе сәуле шығармай жұмыс істеуге мүмкіндік береді. Жер үстіндегі алау түрі алдын-ала араластырылған (жабық оттық) беткі жану жүйесі ретінде жұмыс істейді, онда алдын-ала араласқан газ бен ауа өткізгіш ортада жанады.

      5.103-сурет алау жүйелерінің түрлі негізгі топтарының шолуын көрсетеді. Сондай-ақ, ол әр алау жүйесінің қысқаша сипаттамасын, қолдану аясын, сондай-ақ экологиялық және пайдалану салдарына қатысты артықшылықтар мен кемшіліктерді ұсынады.

      Сондай-ақ, жалынның жалынының үнемі жануын қажет етпейтін алау сөндіру жүйелері бар, бірақ газдың жылдамдығы белгілі бір шектен асқан кезде арнайы механизм жанады.

      Қосалқы жабдықсыз алау жүйесі

      Тек табиғи газды ауамен немесе бумен қамтамасыз етпестен жағатын алау көмекші жабдықсыз алау деп аталады. Ол жану көмексіз қол жеткізуге болатын кезде қолданылады. Технологиялық жабдықтағы қысымға байланысты бұл төмен немесе жоғары қысымды алауға әкелуі мүмкін. Сығылған газ ауа мен бөлінетін газдардың жақсы араласуын қамтамасыз етеді және осылайша түтіннің әсерін және пайда болуын азайтады. Екінші жағынан, бұл шу деңгейін арттырады.

      Косалқы алау жүйесі

      Жанған бөлінетін газдың қысымы төмен болған кезде, бу, ауа немесе газ сияқты сыртқы ортаны қозғаушы күш ретінде пайдалануға болады. Олардың қол жетімділігіне байланысты мыналарды пайдалануға болады:

      бу алауына арналған жоғары қысымды бу;

      газ алауына арналған жоғары қысымды газ;

      пневможетегі бар алаулар үшін ауа беру;

      Шу мен радиацияның төмен деңгейі қажет болған кезде суды алауға айдау.

      5.103-кесте. Алау жүйесін қолданудың әртүрлі жүйелері

Р/с №

Алау жүйелері

Сипаты

Қолдану

Ерекшеліктері

1

2

3

4

5

1

Көмекші құралдарсыз алау

Төмен қысымды алау
 

Төмен қысымды шамдар-бұл алаудың ең оңай түрі. Төмен қысымды алау ұштары ұзақ қызмет ету мерзіміне арналған. Олар қалдықтардың кең спектрін жағуға қабілетті.

Төмен қысымды шамдарды жағуға тыйым салынған кезде қолдануға болады.
Төмен қысымды алаулар техникалық қызмет көрсету және газ шығынын азайту үшін қолданылады.

Экономикалық тиімді.
Төмен техникалық қызмет көрсету шығындары.
Тұрақты, сенімді жануы.

2

Жоғары қысымды алау
 

Жоғары қысымды алаулар турбулентті араластыру үшін сығылған газ энергиясын пайдаланады және толық жану үшін артық ауа шығарады.

Жоғары қысымды алаулар құрлықта және теңізде жоғары жану жылдамдығында түтінсіз жануға қол жеткізу үшін қолданылады. Жоғары қысымды алау газының көп мөлшерін өңдей алады және үлкен өнімділікке ие.

Экономикалық тиімді.
Таза, тиімді және түтінсіз күйдіру.
Өте төмен радиация.

3

Көмекші алау жүйесі
 

Булы алау қондырғысы

Булы алаулар түтінге бейім ауыр бөлінетін газдарды кетіруге арналған. Бу ауа мен бөлінетін газды және турбулентті тиімді араластыру үшін сыртқы импульстік күш ретінде қалдықтар ағынына енгізіледі. Бұл ауыр көмірсутектердің түтінсіз жағылуына ықпал етеді.

Бу алаулары объектіде жоғары қысымды бу болған кезде түтінсіз жану үшін төмен қысымды жүйелерде қолданылады.

Түтінсіз жану. Төмен шу түзу.
Максималды энергия тиімділігі.

4

Ауа үрлеуі бар алау

Ауа ағыны ауаны және пайдаланылған газды және турбулентті тиімді араластыру үшін сыртқы импульстік күш ретінде пайдаланылады. Бұл пайдаланылған ауыр көмірсутекті газды түтінсіз жағуға ықпал етеді.

Пневматикалық алауларды түтінді басу құралы ретінде бу қол жетімді емес жерлерде түтінсіз төмен қысымды алауларды қажет ететін операциялар үшін пайдалануға болады.

Түтіннің аз мөлшері.
Төменгі көрсеткіш радиация.
Төмен шу түзу.

5

Газ берілетін алау

Газды айдау ауа мен бөлінетін газды және турбулентті тиімді араластыру үшін сыртқы импульстік күш ретінде қолданылады. Бұл пайдаланылған ауыр көмірсутекті газды түтінсіз жағуға ықпал етеді.

Газ алауын жоғары қысымды газ бар жерлерде төмен қысымды түтінсіз алауды қажет ететін операциялар үшін пайдалануға болады.

Максималды жану.
Түтінсіз өнімділік
 

6

Жоғары қысымды суды айдауға арналған алау

Алаудан сәуле мен шуды азайту үшін алауға су құйылады.

Төмен шу мен сәулеленуді қажет ететін жоғары қысымды қосымшалар үшін, сондай-ақ су бар жерлерде.

Сәуле мен шуды айтарлықтай азайтады.
Жабдықтың пайдалану шығыстары мен құнын төмендету

      дереккөздер: [113].

      Алау операцияларының әдістері

      Төменде шығарындыларды азайтуға мүмкіндік беретін алауларға қолданылатын әдістер келтірілген.

      Бөлінетін газдардың неғұрлым сенімді тұтануын қамтамасыз ететін басқару қыздырғыштарын пайдалану, өйткені оларға жел әсер етпейді.

      Буды алау мұржаларына айдау, бұл дұрыс жобаланған кезде тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын төмендетуі мүмкін.

      Артық мұнай өңдеу газы жағылып, төгілмеуі керек. Қарастырылуы тиіс сепараторлар жою үшін сұйықтықтарды тиісті тығыздағыштармен және шығару жүйесімен сұйықтық болдырмау үшін түсуін сұйықтықтардың жану аймағына. Тығыздағыш бөшкелерден су ағындарын қышқыл су жүйесіне жіберу керек.

      Алау газын жинау жүйелері әзірленді, онда алау газы басқа мақсаттар үшін ұсталады және сығылады. Әдетте қалпына келтірілген алау газы тазартылып, мұнай өңдеу зауытының отын газ жүйесіне жіберіледі. Қалпына келтірілген газдың алау газының құрамына байланысты басқа да қолданылуы мүмкін. Норвегиядағы табиғи газ өндіретін бір зауытта алауда жағуды 0,08–0,12 % - ға дейін қысқарту туралы хабарланды.

      Жаңа қондырғыларда жалынның пайда болуын азайту үшін буды автоматты түрде реттей отырып, сарқынды өлшеу қолданылады; сондай-ақ буды автоматты бақылаумен жарықтылықты өлшеу және диспетчерлік пункттерде түрлі-түсті теледидар мониторларын қолдана отырып, қашықтықтан визуалды бақылау, бұл буды қолмен басқаруға және тұтану жалынының тұрақты болуын анықтауға мүмкіндік береді. Буды айдау бірнеше мақсатқа қызмет етеді. Біріншіден, турбуленттілік құру арқылы отын мен ауаның араласуын жақсартады және осылайша жану тиімділігін арттырады. Екіншіден, жалынды металдан аулақ ұстау арқылы алаудың ұшын қорғайды. Үшіншіден, бу күйе шығарындыларын азайтады, өйткені ол көміртегі бөлшектерімен әрекеттесіп, CO түзеді, содан кейін CO2-ге дейін тотығады. Сонымен, буды айдау NOx жылу түзілуін төмендетуі мүмкін. Сутегі немесе өте "жеңіл" көмірсутектер жағылған кезде, бу бүрку әдетте қолданылмайды, өйткені ауа-отын қоспасы жиі жақсы болады және күйе пайда болуы екіталай.

      Алау мониторингі

      Алау мониторингі мұнай өңдеу зауытының мониторинг жүйесі шеңберіндегі әрбір оқиғаның есебін жүргізу және жергілікті билік органдарына хабарлау үшін қажет.

      Алау жүйелері түтінсіз жұмыс істеу және шығарындыларды бағалау үшін қажетті тиісті мониторинг және бақылау жүйелерімен жабдықталуы қажет. Авариялық емес жағдайларда алауды көзбен шолып бақылау керек. Бақылау және басқару жүйелері автоматты да, қолмен де болуы мүмкін (жұмысшылардың қауіпсіздігі жағдайында). Олар әдетте сарқынды үздіксіз өлшеуді, түрлі-түсті теледидар мониторларын қолдана отырып, қашықтан визуалды бақылауды, буды басқаруды және басқару алауын анықтауды қамтиды.

      Алауды жағудың тиімділігін келесі операциялар арқылы бақылауға болады:

      алау газының массалық шығынын және неғұрлым төмен жылу шығару қабілетін мониторингтеу (мысалы, газ сынамаларын алуды автоматтандырылған өлшеулер көмегімен);

      жанудың минималды тиімділігіне кепілдік беру үшін қалқыма мәндерді жобалық талаптармен салыстыру (мысалы, 98 %).

      Алау газының ағыны

      Қауіпсіз алау жағумен үйлесетін әртүрлі қол жетімді өлшеу жүйелерінің ішінде ағынның ультрадыбыстық өлшеуі көптеген жаңа шешімдерде таңдаулы таңдау болды. Ультрадыбыстық ағын өлшегіштер құрғақ және дымқыл және лас газ ағындары үшін пайдаланылуы мүмкін, егер сұйықтық мөлшері ~ 0,5 % оп-тан аспаса./ об. Егер сұйықтықтың көп мөлшері күтілсе, сұйықтықты кесу жүйесін шығын өлшегіштің алдында бірден орнату керек. Олар көлемнің кең ауқымына қолданылады, Жоғары дәлдікті қамтамасыз етеді, жиі калибрлеуді қажет етпейді және ағынның жылдамдығын айтарлықтай шектемейді. Алайда, олар ламинарлық сарқынды өлшеу жағдайларын қамтамасыз ету үшін жеткілікті ұзындықтағы түзу құбырды қажет етеді, бұл модернизация жағдайында үлкен шектеулер тудыруы мүмкін. Олар сонымен қатар температура мен қысым ауқымында жұмыс істейді, олар әрдайым нақты процесс жағдайларына сәйкес келмейді. Мұндай ультрадыбыстық шығын өлшегіштердің болжамды құны бір өлшеу құрылғысы үшін 0,5 миллион еуроға бағаланады.

      Шығындар (2004 ж.) ультрадыбысты өлшегіш денелердегі 20000-ден 30000 ақш долл.АҚШ. Заманауи орын дайындау, орнату, калибрлеу және қосылу салдарынан қосымша шығындар $100,000-ға әкелуі мүмкін. Бір өлшеу құрылғысы үшін АҚШ [258, Техас штатының қоршаған орта сапасы жөніндегі комиссиясы, 2010].

      Газдың шығын өлшегіштері дәл өлшеуді қамтамасыз ету үшін тиісті сипаттамаларды (анықтау шегі, өлшеу ауқымы) қажет етеді. Нақты корреляцияны орнату жағдайында операциялық параметрлер негізінде алау газының шығынын бағалаудың балама әдістерін қолдануға болады.

      Алау газының құрамы

      Алау газының құрамын мезгіл-мезгіл іріктеу және одан кейінгі зертханалық талдау арқылы немесе үздіксіз өлшеу құрылғыларын қолдану арқылы талдауға болады. Алайда, үздіксіз өлшеуге арналған жедел газ хроматографиясы ластануға өте сезімтал және өлшеу алдында су мен бөлшектерді кетіру үшін үлгілерді қатаң (және қымбат) алдын-ала өңдеуді және кондиционерлеуді қажет етеді.

      Мысал ретінде 5.104-кестеде онлайн режимінде газ хроматографиясы арқылы анықталған норвегиялық мұнай өңдеу зауытының екі алауының газ құрамы көрсетілген.

      5.104-кесте. Алау газы құрамының мысалдары

Р/с №

Компоненттер

Негізгі алау, моль%

Жоғары күкіртті газға арналған алау, моль%

1

2

3

4

1

1-Бутен

0,1

0,1

2

C6+

0,7

1,5

3

C-Бутен

0,1

0,1

4

CO

0,4

1

5

CO2

0,5

0,4

6

Этан

12,3

10

7

Этен (этилен)

2,8

5

8

H2

38,9

35

9

H2S

0,2

0,2-1

10

1-бутан

2,9

2

11

I-бутен

0,1

0,1

12

I-пентан

0,9

0,4

13

Метан

18,4

23

14

N2

5,6

16

15

n-бутан

2,7

1

16

n-пентан

0,6

1

17

О2

0,3

0,2

18

Пропан

10,9

3

19

Пропен

1,4

1

20

t-бутен

0,1

0,1

      Ескертпе: Берілген сандар қалыпты жағдайларға негізделген. H 2 S концентрациясы алауға жіберілетін жоғары күкіртті газдың мөлшеріне байланысты өзгереді.

      Дереккөз: [113].

      Алаудың жұмысы және шығарындылар туралы жазбалар

      Алау газының шығарындыларын бағалау және оларды алаңдағы алау жұмысы туралы күнделікті есептерге енгізу қажет. Алауда жағудың әрбір эпизоды үшін хаттамада алауда жағылатын газдың қалқыма немесе есептік құрамы, алауда жағылатын газдың қалқыма немесе есептік мөлшері және ұзақтығы көрсетілуге тиіс.

      Алау газының шығарындыларын NOX және CO шығарындыларының коэффициенттерімен бірге қалқыма немесе қалқыма ағындар мен концентрациялардың (мысалы, H2S) көмегімен есептеуге болады. Қол жетімді әдебиетде пайда болған NO X үшін шамамен 100-400 мг/м3 және шығарылған CO 30 мг/м3 концентрациясының мәні берілген [39].

      ҰОҚ шығарындыларын бағалау үшін жанудың тиісті тиімділігін анықтау қажет. Әдетте, оңтайлы жағдайларда кем дегенде 98 % қабылдауға болады және егер алау жеткізушісі кепілдік берсе [100] (5.105-кесте)

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

Р/с №

Компоненттер

Дереккөз

Технологиялық көрсеткіштері

Шығарындылар коэффициентінің негізі

1

2

3

4

5

1

NOX

Алау газы

3,13 г/кг

Өлшеулер 2005 ж.

Алау (үрлеу газы)

3,13 г/кг

Өлшеулер 2005 ж.

Алау (қышқыл газ)

4,0 г/кг

NOX шығарындылар коэффициенті

      Дереккөз: [113].

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Жану тиімділігі, радиация, күйе және шу алау жүйесіне байланысты. Дұрыс пайдаланылатын МӨЗ алауларында әдетте CO2 конверсиясының 98 % жетеді, 1,5 % ішінара жану өнімдерін құрайды (барлығы дерлік CO) және 0,5 % айналмайды. Жабық жер шамдары жер үстіндегі алауларға қарағанда аз шу мен түтінге ие. Алайда, бастапқы шығындар көбінесе оларды жер үсті жүйелерімен салыстырғанда үлкен шығарындылар үшін тиімсіз етеді.

      Экологиялық сипаттамалары және пайдалану деректері

      Барынша толық жануға қол жеткізу үшін алауды жалынның ең төменгі температурасы 800-850 °С температурада жұмыс істеу ұсынылады. Алаудың тиімділігі, әдетте, жағылатын ағындардың калориялық құндылығын бағалау арқылы және жалынның сөндірілуін азайту арқылы, мысалы, шамадан тыс булану арқылы барынша көбейтіледі. Түтін мұржасындағы ауа төмен алау жүктемелерінде кіретін алау газымен ықтимал жарылғыш қоспаны тудыруы мүмкін болғандықтан, үздіксіз үрленетін газ ағыны қажет. Азотты қолданған кезде үрлеу жылдамдығы аз болады. Молекулалық су тығыздағышы өте жиі қолданылады, бұл төменгі үрлеу жылдамдығын пайдалануға мүмкіндік береді (5.106-кесте).

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

Р/с №

Шығарындылар көзі

Өлшем бірліктері

1-ші алау

2-ші алау

1

2

3

4

5

1

Биіктігі

м

91

137

2

Жүйе типі


Жоғары қысым

Төмен қысым

3

Максималды қуат

т/сағ

397

680

4

Түтінсіз қуат

т/сағ

34

68

5

Тұтандырғыш газ шығыны

кг/сағ

1.9

1.9

6

Үрлеу газының шығыны

кг/сағ

22,7

12,5

7

Бу шығыны *

т/сағ

11,8

21,8

8

SO2 шығарындылары **

кг/сағ

0,074

0,043

      * Ең жоғары түтінсіз қуаттағы бу шығыны.

      ** Тұтандыру газынан және үрлеу газынан.

      Ілеспе әсерлер

      Алау шығарындылары NOX, CO-дан басқа, күйдірілмеген газ қосылыстарының бір бөлігін (мысалы, VOC, H2S, SO2) қамтиды, бұл денсаулыққа және жағымсыз иіске әкелуі мүмкін (негізінен жер шамдары үшін).

      Алау қақпаларындағы су әдетте шығарылғанға дейін өңдеуді қажет етеді. Бүрку бу жақсарту үшін жану және үрлеу күйе жылу энергиясын жұмсайды. Жер үстіндегі шамдарды пайдалану алау дұрыс жұмыс істемеген жағдайда бу бұлтының ықтимал жиналуына әкелуі мүмкін. Сондықтан жердегі алау жүйесі әдетте арнайы қауіпсіз диспергирлеу жүйелерін қамтиды. Нәтижесінде, жер үстіндегі алауды бақылау және бақылау құралдары, әдетте, жер үсті жүйелеріне қарағанда қатаңырақ. Сонымен қатар, шамдар, әсіресе буды қолдану шу мен жарықтың әсерінен кедергі келтіреді.

      Қолданылуы

      Улы газдарды жағу ерекше назар аударуды қажет етеді (ешқашан жер үсті алауларында). Алаудың жалыны болмауы мүмкін кезеңдерде қауіпсіз жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін алау тек желдету ретінде пайдаланылады деп болжай отырып, қауіпті компоненттер үшін жер деңгейіндегі концентрацияны есептеу керек. Жер деңгейіне әсер ету қаупін азайту үшін басқа қауіпсіздік шаралары қажет болуы мүмкін. Сенімді үздіксіз бақылау улы газдардың ағып кетуінде өте маңызды болып саналады.

      Түрлі сипаттамаларын және жану газдар, әдетте, қарастырылады жеке факел үшін күкіртті газ; бұл алауы мүмкін жабдықталған басқа да оттықтармен қарағанда, алау жағу үшін көмірсутегі қамтамасыз ету үшін неғұрлым тиімді жағу высокосернистых газдар (H2S).

      Мұнай өңдеу зауыттарында алау жиі кездеседі. Жақында жабық алау жүйелері кеңінен қолданылады – Лукойл Ухта, Мәскеу мұнай өңдеу зауыты.

      Экономика

      Толық деректер алынған жоқ.

      Ендірудің әсері

      Кейбір жергілікті ережелер (мысалы, оңтүстік жағалаудағы ауа сапасын басқару округі (SCAQMD), Калифорния, АҚШ) алауды азайту жоспарларын қажет етеді. SCAQMD аймағындағы жеті мұнай өңдеу зауытында (30 алау) қазіргі уақытта үздіксіз газ ағынының мониторлары, газдың калориялық құндылығын үздіксіз бақылау құрылғылары және күкірттің жалпы концентрациясының жартылай үздіксіз мониторлары қажет.

      Анықтамалық әдебиет

      [100], [41], [53].

5.27.9. Ауа ластағыштарының деңгейін төмендетуге арналған SNOX құрамдастырылған технологиясы

      Техникалық сипаттау

      SNOx қондырғысы SO2, NOX және тоқтатылған бөлшектерді жану түтін газдарынан шығаруға арналған. Ол каталитикалық процестерден кейін шаңды кетірудің бірінші кезеңіне (ЭШФ көмегімен) негізделген. Күкірт қосылыстары техникалық сұрыпты концентрацияланған күкірт қышқылы түрінде алынады, ал NOX N2-ге дейін азаяды .

      Жалғыз қажетті қосымша материал - no X жою үшін қолданылатын аммиак. Сонымен қатар, қышқыл тұманды басқару блогы үшін табиғи газ бен су, сондай-ақ аз мөлшерде силикон майы қажет.

      Нәтижесінде күкірт қышқылы (H2SO4 ) сатылымға 94-95 % таза. 400 - 420 °С температурада SO3-те SO2-ді тотықтыру үшін каталитикалық түрлендіргіш қолданылады. NH3-тің жоғары өтуінде NOХ-ны жоғары шығару аммоний сульфаттарының жауын-шашын қаупінсіз мүмкін, өйткені реактордағы температура ыдырау температурасынан жоғары (350 °С) және NH3-тің кез-келген өтуі SO2/S3 тотықтырғышында бұзылады.

      Бұл процесте сарқынды сулар немесе қалдықтар пайда болмайды, сонымен қатар NOХ бақылау үшін аммиактан басқа химиялық заттар қолданылмайды. 

      H2SO4 өндірісінде жоғары шаңды кетіру қажет. SO2/SO3 түрлендіргішін жиі тазаламау және өнімнің сапасын сақтау үшін 99,9 % тұрақты тиімділігі бар шаңды тазарту қажет .


     


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

      5.55-суретте көрсетілгендей, қышқыл конденсатордан шыққан жылу (240 - 100 °С ауқымында жұмыс істейді, SO3 гидраттайды және нәтижесінде пайда болған қышқыл өнімді конденсациялайды) жану үшін ауаны алдын-ала қыздырудың бірінші кезеңі ретінде қолданылады. Айырбастау процесінде алынған қалпына келтірілген жылу маңызды болып табылады және отынның (мұнай немесе көмір) күкірт мөлшері 2-3 % болған кезде электр энергиясына деген қажеттілікті өтейді. Пайдалану кезінде назарды талап ететін қатты жану өнімдерімен байланысты бөліктер - бұл HTEP, түрлендіргіш SO2/SO3 және қышқылдың құлау үлдірі бар конденсатор (боросиликатты шыныдан жасалған түтіктерден дайындалған). Конденсаторда қышқыл тұманның (аэрозольдің) пайда болуына патенттелген гетерогенді нуклеация бақылауы жол бермейді, ол WSA және SNO x қондырғыларының жұмысы үшін қажет.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      94-98 % SO2 және SO3, 90-96 % NOX және барлық тоқтатылған бөлшектерді алып тастау;

      SO2 жоғары концентрациясы бар түтін газдарын өңдеуге қабілетті процесс;

      NOX және тоқтатылған бөлшектерді шығарумен бірге SO2-нің жоғары шығарылуы(5.108-кестені қараңыз);

      қоршаған ортаға төмен қосымша әсер: шикізат қажет емес (тек NOX-мен күресу үшін аммиак тұтыну), сарқынды сулар немесе өндіріс қалдықтары жоқ.;

      салқындатқыш суды тұтынудың болмауы;

      сатуға жарамды H2SO4 тауарлық сортының жанама өнімі ретінде өндіріс;

      жоғары жылу қалпына келтіру.

      Ілеспе әсерлер

      Электр энергиясын тұтыну қуаты 1 млн Нм3/сағ орнату үшін шамамен 10 МВт белгіленген қуатқа сәйкес келеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Бұл Gela орнату SNOX үшін арналған түтін газдарын тазарту үш қазандарды жағу, мұнай, кокс (өндіретін 3×380 т/сағ. - жоғары қысымды бу) және есептелген 1 миллион Нм3/сағ, концентрациясы SO2 кіре берістегі ауқымында 6900 мг/с. Нм3 дейін 13200 мг/Нм3 (ылғалдылығы 6,7 % об./ об. күкірті жоғары шикі мұнайға негізделген ерекше тазарту процесіне байланысты О2 5 %). ЕАВ секциясының жұмысы үшін пайдаланылатын аммиакты айдау жылдамдығы шамамен 200 кг/сағ құрайды, H2S 4 өндірісі (концентрациясы 95 % H2SO 4 ) 5,5 % күкірті бар мұнай коксын пайдалану кезінде 13 т/сағ жетеді (5.107-кесте).

      5.107-кесте. 5 ай жұмыс істегеннен кейін 72 сағаттық сынақтан кейін SNOX сипаттамалары (Gela)

Р/с №

Параметрлер

Өлшем бірліктері

Алынған нәтижелер

1

2

3

4

1

Түтін газдарының шығыны (ылғалды)*

Нм3/сағ

971000

2

Кіре берісте NOX (N2 сияқты)

мг/Нм3

451

3

NOX шығуында (NO2 сияқты)

мг/Нм3

42

4

NOX ** төмендеуінің тиімділігі)

%

90,5

5

SO2 кіруінде

мг/Нм3

8243

6

SO2 шығуында

мг/Нм3

288

7

SO2 төмендету тиімділігі

%

96,5

8

Кіруде SO3 ***

промилле

3

9

NH3 шығуында

промилле

Деректер жоқ

10

Концентрация H2SO4

массасы бойынша %

95

11

Электр энергиясын тұтыну (ауа үрлегіштер, ЭШФ, сорғылар)

МВт*сағ

132377

12

Аммиак шығыны

кг/сағ

238

13

Метан шығыны

Нм3/сағ

456

      Ескертпе: деректер жоқ: қолжетімді емес.

      *сынақ жүргізу кезінде қазандықтар шығаратын түтін газдарының ең көп мөлшері;

      **NH 3 торының таралуын реттегеннен кейін тиімділік 93 – 95 % дейін өсті;

      ***дәлірек өлшеу 2 ppm көрсетеді;

      Дерек көзі: [ 14, DI PISA et al. 2008]

      5.108-кестеде катализатор қабаттарын толық жаңартқаннан кейін максималды тиімділікті тексеру үшін жүргізілген 72 сағаттық сынақ нәтижелері көрсетілген. 2003 жылдан бастап орташа жұмыс жағдайларында Gela учаскесінің мониторингіне негізделген қосымша ақпарат 5.109 [114] кестеде шығарындылармен күресудің келесі тиімділігін көрсетеді.

      5.108-кесте. SNOX сипаттамалары орташа жұмыс жағдайында (Gela) 

Р/с №

Параметрлер

Өлшем бірліктері

Алынған нәтижелер

1

2

3

4

1

SNOx дейін түтін газ тұтыну

Нм3/сағ

1000000

2

SO2 шығарындыларын азайтудың жалпы тиімділігі

%

94

3

SNOx 1 бойынша түтін газдарындағы SO2 концентрациясы)

мг/Нм3

9994

4

Түтін газындағы SO2 концентрациясы 1)

мг/Нм3

600

5

Түтін газындағы SO2 концентрациясы, құрғақ және 5,4 % O2 кезінде

мг/Нм3

627

6

NOX шығарындыларын азайтудың жалпы тиімділігі

%

90

7

Түтін газдарындағы no X концентрациясы SNOX *, **сәйкес

мг/Нм3

636

8

Түтін газындағы no X концентрациясы *, **

мг/Нм3

64

9

Мұржадағы түтін газдарындағы NO X. құрғақ және 5,4 % O2 кезінде **

мг/Нм3

68

      * бұл мәндер 6,7 % айн./айн. ылғалдылығына және оттегінің мөлшері 5 % жатады;

      ** NOX NO2 түрінде көрсетіледі .

      Дереккөз: [257, TWG IT 2012 ]

      Швехатта SNOX қондырғысы SRU-дан алынған бөлінетін газдармен бірге термиялық крекинг қондырғысынан ауыр қалдықтармен жұмыс істейтін орталық ЖЭО түтін газдарын өңдейді.

      5.109-кесте. SNOX сипаттамалары (OMV Швехат) 

Р/с №

Параметрлер

Өлшем бірліктері

Алынған нәтижелер

1

2

3

4

1

Түтін газын тұтыну (ылғалды)

Нм3/сағ

820 000

2

Кіре берісте NOX (NО2 сияқты )

мг/Нм3

Максимум 700

3

NOX шығуында (N2 сияқты )

мг/Нм3

<200

4

NOX төмендету тиімділігі

%

> 87 %

5

SO2 кіруінде

мг/Нм3

Максимум 8000

6

Шығудағы SO2 есептік көрсеткіші

мг/Нм3

<200

7

SO2 төмендету тиімділігі

%

> 96,6 %

8

SO3 шығуында

промилле

Деректер жоқ

9

NH3 шығуында

промилле

<1

10

Концентрация H2SO4

массасы бойынша %

Деректер жоқ

11

Электр энергиясын тұтыну (ауа үрлегіштер, УЭЦН, сорғылар)

МВт
орнатылған

Деректер жоқ

12

Аммиак шығыны

кг/сағ

Деректер жоқ

13

Метан шығыны

Нм3/сағ

Деректер жоқ

      Ескертпе: деректер жоқ: рұқсат етілмейді

      Дереккөз: [10].

      Қолданылуы

      2008 жылдың мамырында Gela refinery SNO X зауыты орташа есеппен 96 % жұмыс істейді (жыл сайынғы жоспарлы аялдамаларды қосқанда) және 1999 жылдың қыркүйегінде іске қосылғаннан бері өнімділіктің төмендеуі жоқ (қалқыма конверсия мен қысымның өзгеруіне сәйкес). 72500 сағаттық жұмыстан кейін зауыт алғаш рет 2006 жылдың маусымында техникалық қызмет көрсету үшін толығымен тоқтатылды (1056 сағат). Күкіртсіздендіру катализаторының тек 50 % (24 қабаттың 12) ауыстырылды. СКҚ катализаторы қондырғыны іске қосудың басындағы сияқты қалады.

      Schwechat refinery SNO X зауыты өз жұмысын 2007 жылдың қазан айында бастады және айналым мерзімі кемінде алты жылға есептелген.

      AGIP зауыты Гель, Италия (1999), Швехаттағы OMV мұнай өңдеу зауыты, Австрия (2007), Нордъюлландсвайеркеттегі NFO электр станциясы, Дания (2005). TOPSOE компаниясының деректері бойынша, 2008 жылы жалпы сомасы 5 млн Нм3/сағ астам түтін газы бар тағы алты қондырғыға келісімшарттар жасалған.

      Экономика

      1,0 млн Нм3/сағ түтін газдарының жүктемесіне есептелген SNOX қондырғысы 100 млн еуроны құрады. 5.110-кестеде көрсетілгендей, мұндай бөлім үшін жыл сайынғы техникалық қызмет көрсету шығындары 4,176 жылдан 2003 жылға дейінгі бес жылдық кезең үшін 2007 миллион еуроны құрайды.

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

Р/с №

Жыл

2003

2004

2005

2006

2007

Жалпы сомасы

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Кесте бойынша техникалық қызмет көрсету

211,08

423,71

130,04

177,70

124,79

1 067,32

2

Кезектен тыс техникалық қызмет көрсету

112,33

123,21

11,96

128,84

129,79

506,13

3

Жоспарлы тоқтату

14,22

83,03

348,11

1882,41

274,79

2602,56

4

Жалпы сомасы

337,63

629,95

490,11

2188,95

529,37

4176.01

      Дереккөз: [115].

      Ендірудің әсері

      Коммерциялық сипаттамаларға сәйкес күкірт қышқылының жанама өнімін шығарумен бірге жоғары күкірт отынын (мысалы , мұнай коксы) жағудан атмосфераға шығарындыларды (SOX, NОX және шаң) азайту.

      Анықтамалық әдебиет

      [116], [115], [117], [8], [114].

5.27.10. Күкіртті қалпына келтіру және SO2 шығарындыларын азайту әдістері

      Күкірт шикі мұнайдың ажырамас бөлігі болып табылады. Бұл күкірттің бір бөлігі мұнай өңдеу зауытынан өнім ретінде кетеді, бір бөлігі атмосфераға шығарылады (барлық процестерде сипатталған), ал бір бөлігі осы мақсат үшін зауытта орналасқан кейбір процестермен алынады (мұнай өңдеу зауытындағы күкіртті бөлу туралы қосымша ақпаратты 1.4.1 бөлімінен табуға болады). Күкірт-бұл экологиялық проблема, егер сіз өнімге байланысты күкіртті ескермесеңіз, оны кешенді түрде шешуге болмайды. Басқаша айтқанда, мұнай өңдеу зауытының шығарындыларын азайту отын (өнім) өндірісіне әкелуі мүмкін, оны кейіннен экологиялық тұрғыдан тиімсіз түрде өртеп жіберуге болады, осылайша мұнай өңдеу зауыттарының қоршаған ортаны қорғауға бағытталған күш-жігеріне қауіп төндіреді. Қазақстан аумағындағы мұнай өнімдерінің құрамына қойылатын талаптар КО ТР 013/2011 "автомобиль және авиация бензиніне, дизель және кеме отынына, реактивті қозғалтқыштарға арналған отынға және мазутқа қойылатын талаптар туралы"белгіленген.

      Бұл күрделі мәселе болғандықтан, күкіртті дұрыс басқару осы құжаттың мақсаттарынан тыс болуы мүмкін басқа тақырыптарды да ескеруі керек. Мысалы, күкірт диоксиді шығарындыларының қоршаған ортаға әсерін жаһандық бағалау төменде көрсетілген элементтерді ескеруі керек.

      SOX тудыратын процестерден атмосфераға шығарындылар (пештер, қазандықтар, ФКК орнату және т.б.). Шын мәнінде, бұл сұрақтар процестің әр бөлімінде осы құжатқа енгізілген.

      Күкіртті немесе құрамында H2S түріндегі күкірт бар газдарды шығару жөніндегі қондырғылардан жанғанға дейінгі атмосфераға шығарындылар. Күкірттің бұл санаты әдетте 5.9.2 тармағында көрсетілгендей қалпына келтіріледі.

      Кешенді тәсіл шеңберінде бензиндер, газойлдар және т.б. сияқты неғұрлым қатаң ерекшеліктері бар өнімдердегі күкірттің атмосфералық шығарындылары.

      Аз қатаң талаптары бар өнімдерден атмосфераға шығарындылар (бункерлер, кокс, мазут). Әдетте бұл өнімдерде (ауыр қалдықтар) көп мөлшерде күкірт бар. Егер олар экологиялық тұрғыдан тиісті түрде пайдаланылмаса, шығарындылар мұнай өңдеу секторындағы күкірт шығарындыларын азайтудың кешенді тәсіліне қауіп төндіруі мүмкін. Бұл кешенді тәсілге қауіп-қатер-бұл өнімдерді экологиялық бақылауы аз елдерге экспорттау.

      Битум немесе майлау материалдары сияқты отынсыз өнімдердегі күкірт әдетте проблема болып саналмайды.

      Мұнай өңдеу деңгейінде SO2 шығарындыларын азайту үшін Оператор жаһандық стратегияны белгілеуі керек және келесі іс-қимыл түрлерінің жиынтығына жүгінуі мүмкін:

      1) күкірт мөлшері төмен отын мен шикізатты таңдау, мысалы:

      төмен немесе төмен күкірт газын (сұйытылған мұнай газы, табиғи газ және т. б.) пайдалануды арттыру;

      күкірті төмен шикі мұнайды пайдалана отырып;

      2) шығарындылармен күресудің әртүрлі әдістерінің тиімділігін арттыру, мысалы:

      SRU (5.9.2 тармақты қараңыз);

      отын газын күкіртсіздендіру (Аминді өңдеумен H2S қалпына келтіру-5.9.1- тармақты немесе FGD үшін басқа әдістерді қараңыз немесе гидротазарту.

      Бұл бөлімде тек күкірт алуға байланысты процестер қарастырылады.

      SNOX аралас әдісі туралы ақпарат алу үшін 5.27.9 тармағын қараңыз.

5.28. Сарқынды суларды тазарту

5.28.1. Қышқыл ағындарды булау қондырғысы

      Әр түрлі мұнай өңдеу зауыттарындағы қышқыл су көбінесе қышқыл судың бу бағанына (УОКС) буланады. Әдетте оны тұзсыздандыру қондырғысында жуу суымен (мұнай айдау қондырғысынан) бірге қайта пайдаланады (5.57-суретті қараңыз). Бұл МӨЗ-де пайдаланылған судың негізгі көзі.

      Техникалық сипаттау

      Бір сатылы булау

      Қышқыл суды буландыру қондырғыларының көпшілігі бір сатылы, бір бу колоннасын қажет етеді. 5.56-суретте қышқыл суды буландыру қондырғысының жеңілдетілген технологиялық схемасы көрсетілген. Технологиялық қондырғылардан қышқыл су ағындары қышқыл су резервуарында жиналады. Ол мұнай бөлінетін жерде тұндырғыш ретінде жұмыс істейді. Бұл резервуардан қышқыл су буланған бағанның жоғарғы жағына "шикізат-ағындар" жылу алмастырғыш арқылы сорылады. Қышқыл су кері ағынмен бумен буланады, ол ребойлерде беріледі немесе өндіріледі. Бұл бағанда ағын қышқыл газдағы судың мөлшерін азайту үшін кері айналады. Бағандағы жұмыс қысымы 0,5-тен 1,2 барға дейін (арт.) бөлінетін газдардың бағытына байланысты өзгереді. Қажет болған жағдайда H2S күкіртсутегін немесе NH3 аммиагын түпкілікті жою үшін рН көрсеткіші бақыланады.

      Қышқыл суды буландыру қондырғысынан бөлінетін қышқыл газдар күкірт алу қондырғысына, пешке немесе алауға жіберіледі. Бөлінетін газдар қалдықтарды жағу пешіне немесе алауға тікелей бағытталғаннан кейін, бұл SO 2 (40 % дейін) және NOX мұнай өңдеу зауыттарына қатты әсер етеді. Енді колоннаның жоғарғы жағындағы газдардан басқа (қауіпсіздік мақсатында) газдарды күкірт алу қондырғысына бағыттаған жөн.

      Екі сатылы булау

      Қышқыл сарқынды суларды тазартудың екі сатылы қондырғысы бір сатылы қондырғыдан ерекшеленеді, өйткені бірінші баған төмен рН (6) жұмыс істейді. Мұндай бағанда жоғары қысымда (9 бар. үй.) күкіртсутегі H2 S жоғарғы жағынан, ал аммиак NH3/су колоннаның төменгі жағынан шығарылады. Екінші бағанда - NH3 / су pH (10) жоғары болған кезде жоғарғы жағынан шығарылады, ал буланған су бағананың төменгі жағынан ағып кетеді. Резервуардың орнына мұнай өнімдері мен суды бөлудің дұрыс жобаланған барабан сепараторы қышқыл сарқынды суларды тазарту бағанына көмірсутектердің түсуін азайтуға мүмкіндік береді. Нәтижелері:

      буланған суда H2S және NH3 төмен концентрациясын береді;

      бұл күкірт алу қондырғысына бумен пісірудің бірінші кезеңінде пайда болған қышқыл бөлінетін газдарды ғана жіберуге мүмкіндік береді. Олардың құрамында NH3 аммиактың жоғары концентрациясы жоқ, бұл аммоний шөгінділерінің пайда болуына байланысты Клаус реакциясының бұзылуын болдырмайды.

      Қарастырылатын әдістер:

      Резервтік тазарту қондырғылары немесе қышқыл сарқынды суларды қосымша сақтау орны. Қышқыл сарқынды суларды буландырудың тағы бір қондырғысын салу.

      Сульфидтерге бай сарқынды суларды тазарту үшін ағызу алдында буландырғышты орнатуға жіберу керек. Көбінесе буланған бағандарда мұнай өнімдері ағынының астында орналасқан күкірт алу қондырғысының бұзылуына әкелетін қаныққан көмірсутектерді жоюға арналған теңдестіретін резервуар бар.


     


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

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Бір сатылы булау

      Қышқыл ағындарды булау қондырғысы төменгі тұрған қондырғыларға жіберілетін қышқыл бөлінетін газды және тазартылған сарқынды суларды шығарады. 5.111-кестеде бір сатылы қондырғы жұмысының қол жеткізілген көрсеткіштері келтірілген.


      5.111-кесте. Қышқыл сарқынды суларды булауды орнату жөніндегі деректер

Р/с №


Дереккөз

Ағын

Құрамы мин. / макс.

Түсініктемелер

1

2

3

4

5

6

1

Шығарындылар: қышқыл газ

Колоннадан бөлінетін газ күкірт алу қондырғысына жіберіледі

Объект ішінде әрекет ететін

Негізінен күкіртсутегі H2S және аммиак NH3. Құрамы шикі мұнайдың сапасына және МӨЗ конфигурациясына байланысты

Екі сатылы бумен пісіру қышқыл газды ағынға бөлуге мүмкіндік береді: күкіртсутекке бай H2S және аммоний нитратына NH3.
Нәтижесінде оларды тазарту тиімдірек.

2

Сарқынды сулар: тазартылған қышқыл сарқынды сулар

Булау колоннасының сарқынды сулары пайдаланылады жуу сұйықтығы ретінде тұзсыздандыру қондырғысында немесе тазарту құрылыстарына жіберіледі

Қуаты жылына 5 млн т МӨЗ-де 20-50 м3 / сағ

ХПК: 500 мг/л сутегі H2S: 10 мг/л
Фенол: 30-100 мг/л
аммоний нитраты NH3: 75-150 мг/л

Егер технологиялық қондырғыларда аз бу берілсе, тазартылған қышқыл ағындардың көлемі азаяды және
ребойлердің жұмыс уақытын көбейтеді.

      Тазартылған қышқыл су сарқынды суларды тазарту станциясына немесе салқындағаннан кейін қайта пайдалану үшін технологиялық қондырғыларға жіберіледі (егер қажет болса). Сонымен қатар, тазартылған қышқыл ағындарды оның ластану деңгейі нормадан аспаған жағдайда тұщыландыратын жуу сұйықтығы ретінде пайдаланады (аммиак құрамы NH3 150 ppm кем және күкіртсутегі S2 20 ppm кем). Мұндай шектеулер төменде орналасқан қондырғыларда коррозияны болдырмау үшін қажет (мысалы, жоғарғы деңгейдегі УППН жүйесінде).

      Екі сатылы булау

      Бірінші кезеңде H2S күкіртсутегі бөлінеді, ал екінші кезеңде NH3 аммоний нитраты судан шығарылады және NH3 құрамы 10 % болатын ерітіндіде шоғырланады. Мұндай шешім NOX шығарындыларын азайту үшін қайта қолданылады. Қышқыл сарқынды суларды буландырудың үлгілік екі сатылы қондырғысының шамамен алынған деректері 5.112-кестеде келтірілген.

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

Р/с №

Параметрлер

1 ағын беру бағанасы, мг/л

Ағын шығуының 2-бағаны, мг/л

Тазартылған ағындар, мг/л

1

2

3

4

5

1

ХПК

14400

599

37

2

Көмірсутектер

98

4

1,1

3

Бейорганикалық азот

1373

6

7

4

NH4-N

1372

5

5

5

Фенолдар

182

141

0,1

6

Сульфидтер

1323

5

0,5

      Қышқыл ағындарды булаудың екі сатылы процесінде H2S күкіртсутегі мен NH3 аммиагын тиісінше 98 % және 95 % - ға жоюға қол жеткізіледі. Буланған сулардағы қалдық концентрация сәйкесінше 0,1-1,0 мг/л және 1-10 мг/л ауқымында болады. Демек, алынатын сульфид пен аммонийдің мөлшері айтарлықтай төмен. Бұл тазартудың қосымша кезеңін қолданбауға мүмкіндік береді (мысалы, нитрификация /денитрификация).

      Алайда, азоттың белгілі бір концентрациясы мұнай өңдеу зауыттарының сарқынды суларында қажет. Азот сарқынды суларды биологиялық тазарту сатысында таптырмайтын қоректік зат ретінде әрекет етеді.

      Аммоний түзілетін нәтижесінде энергетикалық сипаттамалары процесінің отпарки пайдаланылады МӨЗ-на, атап айтқанда, шығарындыларды қысқарту үшін азот оксиді (NOX) (нәтижесінде СКЕҚ, мысалы, МӨЗ-Холборне (Германия) қайта пайдалану қазандықтағы дожига улы газдың бай NH3 сарқынды суларды осындай отпарной колоннаның қамтамасыз етеді қысқарту оксиді азот NOX 180 т/жыл, аммоний нитраты NH4-N 250 т/жыл және қатты қалдықтарды тазарту құрылыстарын 10 %.

      Қышқыл ағындардың құрамын деканттау және орташаландыру

      Жеткілікті сыйымдылықтағы қышқыл сарқынды резервуарды қосымша орнату аралас сарқынды сулардағы қоспалар мен химиялық заттардың құрамын теңестіреді (5.113-кесте). Сонымен қатар, бу бағанындағы құбырлардың бітелуіне әкелетін мұнай қалдықтарын кетіреді және күкірт алу қондырғысына тұрақты концентрациясы бар қышқыл газдың түсуіне ықпал етеді. Күкірт алу қондырғысына көмірсутектер аз түсетіндіктен, катализаторлар Кокс шөгінділерінің пайда болуына азырақ бейім. Осының салдарынан күкірт алу қондырғысы жұмысының тиімділігі мен үздіксіздігі қамтамасыз етіледі.

      5.113-кесте. Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Р/с №

Электр энергиясын тұтыну, кВт * сағ/т

Бу шығыны,
кг/т

Қышқыл мен каустикалық натрий шығыны

1

2

3

4

1

2-3

100-200

Деректер жоқ

      Булау қондырғыларының көпшілігінде сарқынды күкірт алу қондырғысында ақаулық тудыратын бу көмірсутектерін кетіруге арналған теңдестіретін резервуар бар. Буланған бағанның шикізаты, әдетте, буланған сарқынды сақтау үшін бағанға 100 °С енгізу температурасына дейін "шикізат-ағын" жылу алмастырғыштарымен алдын-ала қыздырылады. Жоғары қысымда жұмыс істейтін бу бағанасы температураның жоғарылауымен сипатталады. Алайда, булану бағанына беру сызығында оның булануы мүмкін шикізат температурасынан аулақ болу керек.

      Бөлінетін газдағы ылғалды 30 моль% - ға дейін азайту іс жүзінде қолданылмайды, өйткені бу фазасынан тұздардың тұндыруында проблемалар туындауы мүмкін. Тұздардың тұндырылуы, әсіресе қышқыл газда СО2 көміртегі тотығы және аммоний бисульфидінің деңгейі (NH4HS) болған кезде, буландырғыш бағанға суару ретінде берілген конденсатта коррозия тудырады, материалдарды қорғау және коррозия тұрғысынан рұқсат етілген деңгейден асып кетеді.

      Екінші бу колоннасын пайдалану үлкен энергия шығындарына және рН реттейтін қосымша химиялық заттарды (қышқыл, каустикалық натрий) пайдалануға әкеледі.

      Кросс-медиа әсерлері

      Булау колоннасынан бөлінетін газдардың күкіртті алу қондырғысына, әсіресе бір сатылы булау кезінде бағытталуы күкіртті алу қондырғысының (газдағы аммоний нитратының (NH3) болуына байланысты) тиімділігі мен жұмыс жағдайларына теріс әсер етеді. Екі сатылы булау жағдайында булау қуаты мен қысымының жоғарылауымен бу шығыны едәуір артады.

      Қолданылуы

      Екі сатылы буландырғыш: егер буланған бағанның текше қалдығы қайта пайдаланылмаса және био тазалағышқа бағытталса, онда оның құрамында NH3 аммоний нитраты тым көп. Булау бағанындағы осы проблеманы шеші үшін оны көп секциялармен жабдықтайды, не болмаса екі сатылы қондырғыны орнатады. Екі сатылы қондырғының пайдасына модернизацияланған жағдайда, қолданыстағы бөлімдер орнату көлемін азайту үшін хабтарға айналады. Булау колоннасының екінші қондырғысының жоғарғы жағынан аз немесе аз таза аммоний ағыны пештің ыстық түтін газына немесе натрий оксидінің NOX мөлшерін азайту үшін ФКК қондырғысының улы газды жағу қазандығына жіберіледі.

      Қышқыл сарқынды суларды екі сатылы булау мұнай өңдеу зауыттарында сирек қолданылады. Германиядағы Холборндағы МӨЗ-де екі сатылы баған тазарту қондырғыларындағы сарқынды сулардан азотты шығару сатысында балама ретінде біріктірілген. Сонымен қатар, бір МӨЗ-де қышқыл сарқынды суларды тазартудың екі сатылы қондырғысы орнатылды. Total компаниясы олардың бірін Фейзин қаласындағы МӨЗ-де 2008 жылдан бастап пайдаланады (жоғары қысымды бір сатылы колоннамен).

      Экономика

      Француз МӨЗ-де жұмыс істеп тұрған бір сатылы төмен қысымды баған 2010 жылы жаңа жоғары қысымды секция (9 бар арт. -180 °С-30 т / сағ), H2S күкіртсутегін алуға арналған. Күтілетін инвестициялық шығындар 24,8 миллион еуроны құрайды, бұл төмен қысымды сатылардағы шығындардан әлдеқайда жоғары.

      Қышқыл сарқынды суларды булаудың әртүрлі құрылғылары бойынша басқа да деректер 5.114-кестеде келтірілген.

      5.114-кесте. Қышқыл суды буландыру қондырғылары жұмысының экономикалық аспектілері мен көрсеткіштері

Р/с №

Құрылыс жылы

Ағындардағы NH3 есептік концентрациясы
(мг/л)

Нақты тиімділігі (мг/л NH3)

Есептік шығыс
(м3/сағ)

Күрделі шығындар (миллион евро).

Пайдалану шығындары / жыл (103 евро)

1

2

3

4

5

6

7

1

1996

18


22

2,7

-

2

1996

10


30

4,0

21

3

1992

Макс.150

13

20

0,6

97

4

1993

50


25

5,4

43

5

1995

50

35

32

5,3

175

6

1992

100


50

10,9

-

      Ендірудің әсері

      Мұнай өңдеудің барлық дерлік процестері айдау немесе бөлу процестерін күшейту үшін буды енгізумен бірге жүреді. Бұл көмірсутектермен ластанған қышқыл судың (аммиак пен күкіртсутегі бар) және/немесе бу конденсатының пайда болуына әкеледі. Суды тазарту немесе жуу суы ретінде қайта пайдалану алдында ксиламен буландыру қажет. Қышқыл судың типтік құрамы-900 мг/л күкірт сутегі, 2000 мг/л аммоний, 200 мг/л фенол және 15 мг/л цианид сутегі.

      Анықтамалық әдебиет

      [52], [13], [53], [91],[182],[4],[102].

5.28.2. Сарқынды суларды төгу көзінен көмірсутектердің құрамын қысқарту және алу

      Техникалық сипаттау

      Әдетте, бензол, фенол және көмірсутектері бар сарқынды сулар басқа қондырғылардың сарқынды суларымен араласқаннан кейін сарқынды суларды тазарту станциясында емес, олар пайда болған жерде оңай және тиімді тазартылады. Демек, көмірсутектердің пайда болу көздерін іздеу бірінші шара болып табылады. Төменде сипатталған техникалар нөмірленген. Нөмірленген бөлімдерді белгілеу бүкіл бөлім бойынша қолданылады. Әрбір техника бойынша толығырақ ақпаратты CWWBREF-тен қараңыз [100].

      1-әдіс: бензолды сарқынды сулардан азотпен немесе сығылған ауамен шығару. Азотпен үрлеу сарқынды сулардан бензолды және басқа да төмен хош иісті қосылыстарды алу үшін қолданылады. Шығарылған қоспасы органикалық заттарды ұстайтын белсендірілген көмір қабаттарымен өңделеді, бұл тазартылған азоттың сарқынды суларды тазарту қондырғысында қайта пайдаланылуына мүмкіндік береді. Мезгіл-мезгіл көміртегі қабаты ыстық бумен орнында қалпына келтіріледі: бөлінген органикалық булану бумен конденсаторға тасымалданады, содан кейін органикалық және су қабаттарына ыдырайды. Органикалық заттар МӨЗ-ге құнды шикізат ретінде қайтарылады.

      2-әдіс: қарсы экстракция колоннасын қолдана отырып, сарқынды сулардан фенолды сұйық экстракциялау. Дистилляциядан кейін еріткіш (мысалы, бутилацетат) экстракциялық бағанға қайтарылады.

      3-әдіс: жоғары қысымды ылғалды ауамен тотығу (>20 бар арт.) су ауамен қарқынды араласады, ал органикалық қосылыстар жоғары температура мен жоғары қысым (250 ºC, 7 МПа) катализатор болған кезде тотығады. Күкірт бар заттар сульфаттарға дейін тотығады; аминдер мен нитрилдер молекулалық азотқа айналады; аммоний биологиялық немесе механикалық тазарту кезеңін қажет етеді. Қосымша ақпарат алу үшін CWW BREF қараңыз [100].

      4-техника: төмен қысымды тотығу (<20 бар арт.). Тұрақты органикалық қосылыстар оттегімен тазартылады және сарқынды суларды биологиялық тазарту қондырғысында (БОС газдар) СО2 және Н2О дейін минералданады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      1-техника: МӨЗ бұл жүйені тәулігіне 1895 л кәдеге жарату үшін пайдаланады. 50 ppm бензол, 100 ppm толуол/ксилол және 100 ppm басқа көмірсутек сұйықтықтары бар сарқынды сулар. Сарқынды суларды қайта өңдеу қондырғысы бензолдың құрамын 500 ppb-ден төмен деңгейге дейін біртіндеп азайтты. Жыл сайын шамамен 35000 кг көмірсутекті сұйықтық МӨЗ-ге шикізат ретінде қайтарылады. Бұл әдіс MTБЭ алу үшін де қолданылады.

      2-техника: сарқынды сулар 99 % және одан жоғары тазартылады немесе рафинаттың концентрациясы 1 ppm-ге дейін төмендейді. Құрамында >1 % фенол бар сарқынды сулар 1 ppm-ден аз фенол бар тазартылған суды алғанға дейін өңделді (тиімділігі: 99 % - дан жоғары; Koch Process Technology, Inc.). Құрамында фенол бар сарқынды сулар да микробиологиялық жолмен тазартылады.

      3-техника: ластағыш заттармен күресудің тиімділігі 99 % құрайды [100].

      4-техника: тазалау тиімділігі 60-90 % [100].

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      1-техника: Азотпен үрлеу сығылған ауаны шығарумен салыстырғанда бірқатар артықшылықтарға ие: оттегі тазарту бағанының биологиялық ластануын төмендетпейді. Азот тазалау қондырғысында жарылыс қаупі бар қоспалар түзетін МӨЗ-де іркілістер қаупін азайтады.

      2-техника: м3 суға арналған энергия ресурстарының стандартты көрсеткіштері:

      электр энергиясын тұтыну: 159 кВт·сағ;

      бу (20,7 бар (арт.): 15,6 кг;

      бу (2,07 бар (арт.)):      103 кг;

      судың температурасы 45 °С (DT = 19 °С): 5,6 м3;

      t – 29 °С (DT = 11 °С) кезінде суды салқындату:2,5 м3.

      Қолданылуы

      1-техника: Бензол, толуол, этилбензолмен жұмыс істейтін зауыттардан тұзсыздандырылған су мен сарқынды суларды тазарту үшін қолданылады.

      Қуаты 800 л/мин-ден 12 000 л/мин-ге дейінгі 15-тен астам қондырғы қазіргі уақытта АҚШ-тың әртүрлі МӨЗ-де жұмыс істейді. Сарқынды сулардан сығылған ауамен МТБЭ алу бір еуропалық МӨЗ-де сәтті қолданылды.

      2-техника: Фенолды бірнеше жүз ppm-ден қанықтыруға дейін (шамамен 7 %) және одан жоғары сарқынды суларды тазартуға арналған.

      Фенол концентрациясы жоғары болған кезде қолданылады. Суды тазартудың осы әдісімен американдық шайыр шығаратын зауыт жұмыс істейді.

      Экономика

      1-техника: жабдықты жобалау және жеткізу құны шамамен 1250000 АҚШ долларын құрайды. Жыл сайынғы энергия шығындары шамамен 85000 АҚШ долларын құрайды.

      2-техника: Фенол концентрациясы 1 % - дан жоғары сарқынды сулар үшін үнемді. Негізгі мысал: құрамында 6 % фенол бар, көлемі 27,2 м3/сағ сарқынды сулар төрт сатылы тазарту бағанасында көлемі 4,3 м3/сағ ерітетін заттармен тазартылған. Алынған фенолдың жалпы мөлшері 99,3 % құрады.

      Инвестициялар, тек экстракциялық колоннаға: 1,32 АҚШ доллары/м3.

      Бүкіл жүйе: 3,43 АҚШ доллары/м3.

      Сатып алынушылық: 3,96 АҚШ доллары/м3.

      Ендірудің әсері

      Көмірсутектердің мөлшерін азайту және алу.

      Анықтамалық әдебиет

      [100], [182], [26].

5.28.3. Сарқынды суларды бастапқы тазарту – ерімейтін заттарды алу

      Әртүрлі қондырғылардан сарқынды суларды белгілі бір технология бойынша жинау сарқынды суларды тазартудың жалпы бөлігі болып саналады. Тазарту қондырғылары, әсіресе биологиялық тазарту қондырғылары, тұрақты рН, гидравликалық жүктеме немесе ағын жылдамдығы және ластағыш заттардың тұрақты құрамы/концентрациясы жағдайында тиімді жұмыс істейді.

      Тазарту құрылыстарының жұмысындағы қысқа мерзімді (күнделікті) және ұзақ мерзімді (апта сайынғы) іркілістерді азайту үшін сарқынды суларды орташаландыру процестері немесе оларды тазарту құрылыстарының шегінде немесе жанында әртүрлі өндірістік қондырғыларда бөлу қолданылады. Буферлеу және сақталатын көлем, сонымен қатар, сарқынды сулардың кейінгі тазарту үшін үйлесімділігін талдауға мүмкіндік береді.

      Сарқынды шығындар мен мазмұнды/концентрацияны теңестіру орташа деп те аталады (Буферлеу немесе гомогенизация).

      Буланған колоннадан келетін технологиялық су МӨЗ -да пайдаланылған судың негізгі көздерінің бірі болып табылады. Сонымен қатар, кейбір сәйкес келмейтін технологиялық ағындар мен нысандардағы ағындар (шамдар мен резервуарлар) пайдаланылған судың жалпы ағынын арттырады. Ағып жатқан ағын алдымен бос мұнай мен механикалық қоспаларды кетіру үшін мұнай-су сепараторынан (CPI, PPI немесе API) өтуі керек.

      1 кезең - Мұнайды жою

      Техникалық сипаттау

      Бұл кезеңнің мақсаты ерімейтін көмірсутектерді бөлу және алу болып табылады. Бұл әдістер фазалар арасындағы ауырлық айырмашылығының принципіне негізделген (сұйық-сұйық немесе механикалық қоспалар-сұйық): тығыздығы жоғары фаза резервуардың түбіне түседі, ал тығыздығы төмен фаза бетіне шығады.

      1-кезеңнің тазарту құрылғылары: сепараторлар мұнай-су, CPI плиталарын кесу, параллель PPI плиталары бар сепараторлар, TPI көлбеу пластиналары бар сепараторлар, буферлік резервуарлар және / немесе орташаландырғыштар.


     


      1-қоқыс жинағыш (көлбеу өзектер); 2 - мұнайды ұстауға арналған қалқалар; 3 - сарқынды таратқыштар (тік өзектер); 4-мұнай қабатын жинауға арналған ойықтары бар құбыр; 5-реттелетін су құю; 6-сарқынды тұндырғыш; 7-қырғыш

      5.57-сурет. API мұнай-су сепараторының жалпы сипаттамасы.

      API сепараторларымен салыстырғанда мұнай-су CPI плиталарында, параллель PPI пластиналары бар сепараторларда және TPI көлбеу плиталары бар сепараторларда қолданылатын ішкі плиталар жойылатын ерімейтін көмірсутектердің бөліну уақытын қысқартады.

      Бұл жабдықтар әдетте 150 мкм-ден асатын немесе оған тең болатын мұнайдың бос тамшыларын бөлуге және шығаруға бағытталған.

      Бөлу жүйесінен бөлінетін су фазасында, әдетте, ерімейтін дисперсті Мұнай тамшылары, эмульсияланған Мұнай тамшылары, тоқтатылған механикалық қоспалар, тамшылар түрінде еритін мұнай, еритін бейорганикалық заттар, еритін органикалық заттар және ерімейтін бос көмірсутектер мен тұндырылатын механикалық қоспалардың аз мөлшері болады.

      Мұнай жинағышты бұрудың стационарлық құбыры гравитациялық ағынмен Тұтқыр және/немесе жартылай қатты көмірсутекті материалдардың жиналуын жоймайды. Су бетінен мұнайды тиімді жинау үшін икемді жеңі бар мұнай жинағыш қолданылады. Су бетінде механикалық жолмен жиналған Тұтқыр және/немесе жартылай қатты көмірсутекті материалдарды алу үшін операторды мұқият бақылау және қажет болған жағдайда оның араласуы қажет болуы мүмкін.

      5.57 – 5.58 суреттерде 1-кезеңнің тазарту құрылғыларының жалпы сипаттамасы берілген.


     


      5.58-сурет. PPI Параллель пластиналы сепаратордың жалпы сипаттамасы.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Су бетін CPI және API сепараторларымен тазалағаннан кейін жиналған мұнай көлемі 50-100 жиекті құрайды деп болжанады./ млн.

      Кросс-медиа әсерлері

      Ішкі пластиналары бар сепараторлар механикалық қоспалармен ластануға ұшырайды.

      Олардың механикалық қоспалардан немесе мұнай шөгінділерінен өзін-өзі тазарту функциясы жоқ. Егер сіз суды ауырлық күшімен төмендетпесеңіз және / немесе оны сорғымен сорып алмасаңыз, мұндай сепараторларда механикалық қоспалар жиналады, тақтайша профилі жоғарыдан төменге дейін ластанады.

      Мұнай өндірудің ішкі механикалық жүйелерімен жабдықталмаған сепараторларда көмірсутектер су фазасының бетінде жиналады.

      Шатырсыз сепараторлар ҰОҚ шығарындыларына әкеледі.

      Қолданылуы

      Мұндай сепараторларды барлық жерде қолдануға болады. Қолданыстағы сепараторларды қайта жабдықтау құрылымның түріне, қолданылатын жұмыс біліктері мен қырғыштардың түріне, сондай-ақ пневматикалық жетектің жағдайына байланысты қиындық тудыруы мүмкін.

      API сепараторының ішінде UOC және ауаның болуына байланысты жарылыстың төменгі шегі жоғарылайды. Бұл жағдайда құрылғы айтарлықтай өзгертулерді қажет етеді.

      API типті тазалау құрылыстарының техникасы 44 МӨЗ астам қолданылады. 42 МӨЗ - да кемінде бір сепаратор бар, олардың ішінде 11-нің шатыры бар.

      Экономика

      2011 жылғы жағдай бойынша API типті тазарту құрылғысының қуаты 750 м3/сағ тең болған кезде: - күрделі шығындар 8 825 000 еуроны құрайды.

      Дереккөз: [68]

      Ендірудің әсері

      Ендірудің негізгі әсері-су бетінен мұнайдың максималды мөлшерін жинау. МӨЗ қондырғылармен жабдықталуына байланысты сарқынды суларда кез келген тазарту алдында өңделетін шикі мұнайдың 0,5 % - дан 4 % - ға дейін анықталғаны анықталды. Демек, сарқынды сулар түпкілікті тазартуға бағытталғанға дейін сарқынды сулардан алу арқылы мұнайды алу қажет.

      Анықтамалық әдебиет

      [68], [112].

      2-кезең. Мұнай/су/механикалық қоспақтарды одан әрі бөлу

Техникалық сипаттау

      Сарқынды суларды тазартудың осы кезеңінде қатты/сұйық немесе сұйық/сұйық қалған (тазартудың бірінші кезеңінен кейін) көмірсутектер мен тоқтатылған механикалық қоспақтардың бөлінуін жақсарту үшін химиялық заттарды қолдану қажет. Коагулянтты немесе флокулянтты енгізу тазартудың бірінші кезеңінен өткен мұнай тамшылары мен қалқыма механикалық қоспаларды аулау үшін қажет. Сарқынды сулардың рН деңгейі флокуляцияны жақсарту үшін түзетіледі.

      Тазалаудың осы кезеңінің техникасы:

      ерітілген газды флотациялау (DGF);

      газ көпіршігі флотациясы (IGF);

      құммен сүзу

      DGF және IGF әдістері ерітілген ауамен флотация (DAF) және сарқынды ауамен флотация (IAF) сияқты. Олар басқа өндірістік секторларда қолданылады, онда ауа көпіршіктері тұнбаға түскен механикалық қоспалардың суда жүзуіне мүмкіндік береді. Жарылыс қаупін азайту үшін айдау жүйесі бір жерде жарылғыш будың шоғырлануына байланысты ауаның орнына газдарды пайдаланады.

      DGF және IGF әдістері мұнайдың еркін тамшыларын бөлуге және шығаруға бағытталған, әдетте мөлшері 150 мкм-ден аз, эмульсияланған Мұнай және тоқтатылған механикалық қоспалар. Пайда болған шлам судың бетіне флотация арқылы шығарылады, нәтижесінде ұсақ газ көпіршіктері де шлам қабыршақтарымен ұсталады. Шлам су бетінен алынып, су тазартудың келесі кезеңіне жіберіледі.

      Құмды сүзу (немесе екі қабатты сүзу) - флотацияның балама процесі. Тұндырғыштар балама ретінде де қолданылады.

      Барлық осы әдістерде бөліну сатысына түсетін қабыршақтардың мөлшері өте маңызды.

      Егер флокуляция процесі сәтсіз болса, онда сүзу процесінде мұнай мен бөлшектер бөлінеді. Осы кезеңнен бөлінетін су фазасында, әдетте, тамшы түрінде емес еритін мұнай, еритін бейорганикалық заттар, еритін органикалық заттар және аз мөлшерде бос Мұнай тамшылары, шашыраңқы Мұнай тамшылары, тұндырылған және тоқтатылған қатты заттар болады.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Флотациялық қондырғылар 10-20 рет беріледі./ млн тазартылған мұнай және биологиялық тазарту кезеңінде Сарқынды суларды тазартудың жоғары дәрежесін қамтамасыз етеді.

      Кросс-медиа әсерлері

      Бұл технологияларды қолдану ҰАҚ және көмірсутектер шығарындыларына әкеледі.

      Химиялық заттарды қолдану рН деңгейін түзету үшін қышқыл және/немесе сілтіні қамтиды. Флокуляция блоктарында feso4 Темір сульфаты немесе fecl3 темір хлориді коагулянт ретінде де қолданылады. Іс жүзінде РН деңгейінің дәл түзетілуін және флокуляция блогындағы полимердің мөлшерін күн сайын бақылау қажет. Су бұру үшін энергия ресурстарының шығыны аз. Ең көп энергияны аэрация компрессоры пайдаланады.

      Қолданылуы

      Жалпы қолданылады. DAF типті тазарту құрылыстарының техникалары 44-тен астам сөзде қолданылады. Кемінде 40 МӨЗ-де кемінде бір сатылы флокуляция блогы бар (негізінен DAF типі) және екеуі құм сүзгісін қолдану туралы хабарлады.

      Экономика

      2010 жылғы жағдай бойынша DAF типті тазарту құрылғысының қуаты 250 м3/сағ тең болған кезде: - күрделі шығыстар 1 500 000 еуроны құрайды, пайдалану шығыстары жылына 180 000 еуроны құрайды (орташа алғанда жылына 12 % мөлшеріндегі күрделі салымдар көлемінен)

      Ендірудің әсері

      Сарқынды сулардағы көмірсутектер мен механикалық қоспалардың құрамын азайтыңыз.

      Анықтамалық әдебиет

      [68], [112].

5.28.4. Қосымша тазарту

      Су тапшы ресурс болып табылатын елдерде кейде суды салқындатқыш су ретінде немесе қазандыққа (BFW) қайта пайдалану үшін сарқынды сулардың сапасын жақсарту экономикалық тұрғыдан тиімді, егер бу қысымы жеткілікті болса. Бұл жағдайда құмды (SF) сүзу және/немесе ультрафильтрация (UF) нәтижесінде кейіннен активтендірілген көмірмен (AC) және/немесе кері осмоспен (RO) сүзу нәтижесінде bfw дайындау қондырғысының деминерализация блогына кіру үшін жеткілікті таза су пайда болады. Басқа қолданылатын техология – озондау/тотығу, Иондық алмасу және жану.

      Сипаты

      Сарқынды сулардағы тұздардың мөлшерін азайту әдістері: иондық алмасу, мембраналық процестер немесе осмос. Металдар тұндыру, флотация, алу, ион алмасу немесе вакуумдық айдау әдістерімен бөлінеді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Белсендірілген көмір адсорбент ретінде қолданылған кезде, оны қалпына келтіру немесе қондырғының жұмысына байланысты берілген аралықпен ауыстыру қажет.

      Кросс-медиа әсерлері

      Энергияны тұтыну, қалдықтар мен концентраттар пайдаланылған активтендірілген көмірден, мембраналардан және құрамында ауыр металдар бар шламдардан.

      Экономика

      Егер тазарту құрылыстары SF және AC қондырғыларымен жабдықталған болса, онда тазарту құрылыстарының пайдалану шығыстары нәтижесінде екі есе артады (бастапқыда басқа қондырғылармен жабдықталмаған тазарту құрылыстарымен салыстыру үшін). UF және RO қондырғыларын пайдалану жағдайында инвестициялық шығындар да, пайдалану шығындары да осы қондырғылардың болуын көздемейтін нұсқамен салыстырғанда шамамен үш есе артады.

      Ендірудің әсері

      Ол сумен жабдықтаудың болмауы ықтималдығы бар мұнай өңдеу зауыттарында қолданылады.

      Қолданылуы

      Құм сүзгілері, ультрафильтрация, белсендірілген көмір және кері осмос көптеген салаларда дәлелденген әдістер болып табылады. Сарқынды сулардың үлкен көлемін тазартумен айналысатын МӨЗ-да құм сүзгілерін қолдануға болады. 2008 жылғы ЕҚТ Еуропалық бюросының техникалық жұмыс тобының іріктемесі деректері бойынша таңдалған 44 МӨЗ арасында авариялық жағдайларда қолданылатын тазартудың келесі кезеңдері тіркелген (5.115-кесте).

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

Р/с №

Тазарту типі

Қаралған объектілердің саны, дана

Осы кезеңде қолданылатын техникалар

Объектілер саны*, дана

Техниканы қолдану %

1

2

3

4

5

6

1

Бірінші кезең

44

API

37

84

CPI

7

16

Буферлеу - Сарқынды сулардың құрамын орташаландыру

21

48

2

Екінші кезең

44

DAF

30

68

IAF

4

9

Флокуляция/Флотация

5

11

Құммен сүзу

4

9

Жоқ немесе табылған жоқ

3

7

3

Үшінші кезең (биологиялық)

44

Белсенді тұнба

27

61

Тамшы сүзгісі Биосүзгі
Жоқ немесе табылған жоқ

1
11
4

2
25
9

4

Қосымша кезең

44

Құммен сүзу

9

20

Тоған
Басқа техникалар**

4
9

9
20

Соңғы тазарту жоқ

22

50

      *әртүрлі техниканы бір объектіде пайдалануға болады;

      **қосымша кезеңде басқа техникалар тотықтырғыш тоған, ағарту, деканттау және DAF немесе IAF қондырғыларын білдіреді.

5.28.5      . Сумен жабдықтау және су бұру жүйесі

      Сипаты

      Сумен жабдықтау және су бұру жүйелерінде технологияда көзделмеген жауын-шашын, өрт сөндіру, технологиялық процестердің бұзылуы, технологиялық процестердің өзгеруі, қосымша қондырғылар, қуаттылықты кеңейту және жаңа нормативтік талаптар сияқты өзгеретін жағдайларды жеңу үшін икемділік қажет. Сондай-ақ су ресурстарын кешенді басқару үшін негіз қажет, оның ішінде төгілудің алдын алу және су ағындарын тазартусыз немесе тазартудан кейін ықтимал қайта пайдалану. Принцип су мен сарқынды сулардың әртүрлі ағындарын мұқият сапалы және сандық талдауға, максималды сенімділікпен және қоршаған ортаны қорғаумен қайта пайдалану әлеуетін бағалауға негізделген. Су құбыры мен дренаждың икемді конструкциясы судың бірігуін қамтамасыз етеді және оңтайлы шығындармен қысқа мерзімді және ұзақ мерзімді өзгерістерді жүзеге асыруға мүмкіндік береді. Сондай-ақ, ластанған суды резервуарлар мен технологиялық қондырғылардан бөлу қондырғыларына айдауға арналған жабық кәріз жүйесі туралы мәселені қарастырған жөн.

      Техникалық сипаттамасы

      Өнеркәсіптік объектінің сумен жабдықтау және су бұру жүйесі су ресурстарын басқаруды оңтайландыруға болатындай етіп салынған көптеген орнату операцияларын тұжырымдамалық жобалаудың нәтижесі болып табылады. Тұжырымдама әртүрлі су ағындарын мұнаймен ластанбаған су ағындарына, мезгіл-мезгіл мұнай өнімдерімен ластанған ағындарға және үнемі мұнай өнімдерімен ластанған ағындарға бөлуге негізделген. Соңғыларын биоогиялық тазарту, сарқынды суларды тазарту және қайта пайдалану мүмкіндігімен төмен және жоғары жылдамдықтағы БПК ағындарына бөлуге болады.

      Сегрегация тұжырымдамасын қолдану экономикалық қызмет пен жедел тәртіптің белгілі бір деңгейін ескереді. Сарқынды сулардың белгілі бір түрі үшін басқа бағытты таңдау туралы шешім судың сапасын, ішкі ағындарды да, жалпы ағызуды да бақылауға негізделеді. Экологиялық көрсеткіштер және МӨЗ сарқынды суларын басқару тұрақты байқауды, ден қоюды, жеткілікті дайындықты және ынталандыратын нұсқауларды, сондай-ақ мониторингтің (сынамалар алу және талдау) ауқымды схемасын талап етеді. Жиналған, бөлінген және тазартылған нөсерлі сулардың ең көп ластанған алғашқы порцияларына назар аударылады, өйткені олардың құрамында МӨЗ-дің ықтимал ластанған беттерін жуған жаңбыр суының бірінші бөлігі бар. Бірінші бөлікті бөліп алғаннан кейін, қалған жаңбыр суы жиналады, талданады және тазаланбайды, егер рұқсат етілсе.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      МӨЗ-дің барлық дренаждық жүйесінен келетін суды тиісті тазартусыз ағызудың салдарынан ластанудың алдын алу.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Деректер жоқ.

      Кросс-медиа әсерлері

      Энергияға деген қажеттілік негізінен сарқынды суларды сорып алуға байланысты және жүйе мен орнату орнына байланысты.

      Қолданылуы

      Сумен жабдықтау және су бұрудың жаңа жүйесін жобалауға қазіргі тәсілдің бірқатар элементтерін қолданыстағы МӨЗ-дерді ендіру үшін қарастыруға болады. Алайда, ескі МӨЗ-дің барлық дренаждық жүйелері өзгеріссіз қалғандықтан, дренаждық ағындарды сегрегациялаудың қолданылуы шектелуі мүмкін.

      Көптеген МӨЗ техникалық сулар мен жаңбыр суының ағындары бөлінбейді. Бірақ егер олар мұны жасаса, онда бұл ағындар бөлек және арнайы тазарту жүйелеріне жіберіледі. Сегрегация дәрежесі МӨЗ-ден МӨЗ-ге дейін (конструкциясына немесе жаңғыртылуына байланысты) түрленеді. Көптеген мұнай өңдеу зауыттары тазартылған қышқыл суды және/немесе кейбір конденсат ағындарын тұзсыздандыратын су ретінде пайдаланады. Қазандықтың қоректік су көзі ретінде тазартылған сарқынды суларды қайта пайдалану (био тазарту, кейіннен кері осмоспен сүзу) техникалық тұрғыдан мүмкін. Тазартылған сарқынды суларды салқындатқыш сумен толықтыру ретінде қайта пайдалану бірнеше жерде жүргізіледі. Алғашқы жуу бірнеше мұнай өңдеу зауыттарында қолданылады. Кейбір мұнай өңдеу зауыттарында DAF және биологиялық тазарту алдында техникалық Судан улы және иісті шығарындылардың алдын алу үшін H2S тотығу резервуары қолданылады.

      Экономика

      Деректер жоқ.

      Ендірудің әсері

      Көздерді азайту және үй шаруашылығын дұрыс жүргізу арқылы төгілудің алдын алу. іс-шаралар сонымен қатар CPI, API, DAF қондырғыларында және биологиялық тазарту қондырғыларында ҰОҚ шығарындылары мен иістерін азайтудың маңызды элементтері болып табылады.

      Анықтамалық әдебиет

      [52], [53].

5.28.6. Интеграцияланған салынған сулы-батпақты алқаптар

      Сипаты

      Су өсімдіктерінің алуан түрлерімен отырғызылған өзара байланысты бассейндер немесе көлдер Сарқынды суларды кейіннен тазартуға мүмкіндік береді.

      Техникалық сипаттамасы

      Интеграцияланған сулы-батпақты жерлер сулы-батпақты жерлерді құрудың басқа әдістерінен ерекшеленеді, өйткені олар табиғи сулы-батпақты жерлерде, соның ішінде топырақ, су, өсімдіктер мен жануарлар экологиясында байқалғандай, қоршаған ортаның кең спектрін қамтамасыз етуге арналған. Сонымен қатар, интеграцияланған салынған сулы-батпақты жерлер тұжырымдамасы ландшафттың сәйкестігін және олардың жобаларында тіршілік ету ортасын қалпына келтіруді/құруды қамтамасыз етуге бағытталған. Сулы-батпақты жерлердегі және оған іргелес жатқан жерлер мен су ағындарындағы су сапасының мониторингіне ерекше назар аударылады. Стратегиялық орналасқан бақылау ұңғымалары да үнемі бақыланады.

      Біріктірілген салынған сулы-батпақты алқаптардың конструкциясы бір уақытта жер үсті суларының бос ағынында бастапқы, екінші және кейінгі тазарту деңгейлерін қолданады. Бұған су өсімдіктерінің алуан түрлерімен отырғызылған бірнеше таяз өзара байланысты бассейндер немесе лагундар салу арқылы қол жеткізіледі. Сарқынды сулар осы көлдердің ең биік нүктесіне келіп, ауырлық күшімен олар арқылы беріледі. Бұл дәйекті орналасқан лагундар автономды жеке экожүйелер болып табылады. Әр қадаммен сарқынды сулардың таза деңгейіне қол жеткізіледі. Интеграцияланған сулы-батпақты жерлердің жалпы жобасындағы сарқынды сулардың сулы-батпақты алқаптарға қатынасы сарқынды сулардың сапасын анықтайды.

      Біріктірілген салынған сулы-батпақты алқаптардың құрылысында қолданылатын макрофитті өсімдіктер көптеген функцияларды орындайды. Оның негізгі функциясы-сулы-батпақты жерлердің негізгі тазарту функцияларын орындайтын биофильмдерді (шырышты қабаттар) қолдау. Сондай-ақ, ол қоректік заттардың сіңуін жеңілдетеді және сүзгі ортасы ретінде әрекет етеді, сонымен қатар пайда болған өсімдіктерді қолдану арқылы иістер мен қоздырғыштарды басқара алады.

      Өсімдіктер тоқтатылған бөлшектерді сүзу қабілетіне ие болса да, ол гидравликалық қарсылықты арттырады, осылайша тұру уақытын арттырады.

      Қол жеткізілген экологиялық пайда

      Азот пен фосфор шығарындыларының деңгейі, қалқыма заттардың жалпы мөлшері, органикалық көміртектің жалпы мөлшері, оттегінің биохимиялық тұтынылуы (ОБТ), оттегінің химиялық тұтынылуы (ОХТ) төмендейді. Кәдімгі өңдеумен салыстырғанда энергияны үнемді тұтыну байқалады. Парниктік газдар шығарындылары азаюда. Химиялық заттар қолданылмайды. Тұнбаны жою қажет емес.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

      Жер асты ағындарын қолдана отырып салынған сулы-батпақты жерлерде көлденең және тік сарқынды жүйелер жасалды. Сонымен қатар, жақында әдебиетде өнеркәсіптік сарқынды суларды тазарту үшін әртүрлі гибридті сулы-батпақты жерлерді пайдалану туралы айтылды. Зерттеу сонымен қатар өнеркәсіптік сарқынды сулар барлық континенттерде жасанды түрде салынған сулы-батпақты жерлерде өңделетінін көрсетті.

      Суды тазарту үшін аз мөлшерде электр энергиясы қолданылады және химиялық заттар қажет емес.

      Кросс-медиа әсерлері

      Сулы-батпақты жерлерде ағып жатқан жер асты сулары қоршаған жер учаскелеріне қарағанда қоректік заттардың төмен деңгейіне ие. Фосфор топырақта сақталады.

      Қолданылуы

      Интеграцияланған сулы-батпақты техникаларды көптеген жағдайларда қолдануға болады, мысалы, ластағыш заттардың жоғары немесе төмен концентрациясы және уақыт өте келе өзгеруі мүмкін гидравликалық жүктеме жылдамдығы. Интеграцияланған сулы-батпақты алқапты мүлдем жаңа объект ретінде салуға болады немесе қолданыстағы сулы-батпақты алқаптың, су ландшафтының немесе кәріз тазарту қондырғыларының (cos) бөлігі бола алады. Интеграцияланған сулы-батпақты жерлерге байланысты жерге қойылатын талаптар олардың қолданылуын шектеуі мүмкін, мысалы, жерге қойылатын талаптар сарқынды сулардың көлеміне және олардың ластану сипаттамаларына байланысты 10 м2-ден көптеген гектарға дейін өзгеруі мүмкін.

      Экономика

      Кәдімгі кешенді тазалау ғимаратпен (ҚТҒ) салыстырғанда, интеграцияланған сулы-батпақты жерлердің тәсілі пайдалану, амортизация және күрделі шығындарды сәйкесінше кг үшін 0,03 евро, 0,49 евро және 0,46 евро үнемдеуге мүмкіндік береді. Қысқарту негізінен электр энергиясының құнын төмендетуге, химиялық заттарды пайдаланбауға, тұнбаны өндіру мен сақтаудың болмауына байланысты.

      Ендірудің әсері

      Экономикалық тиімді.

      Интеграцияланған сулы-батпақты жерлер өсімдіктер мен жануарлардың кең спектрін мекендейді. Олар білім беру мақсатында, сондай-ақ жергілікті инфрақұрылым ретінде пайдаланылуы мүмкін.

      Алынған биомассада көптеген қосымшалар болуы мүмкін (мысалы, биогаз немесе биоэтанол өндіруге арналған субстрат).

      Анықтамалық әдебиет

      [15], [68].

5.28.7. Сарқынды суларды қайта пайдалану дәрежесін арттыру

      Сипаты

      Нақты жағдайларға байланысты техникаға келесі тәсілдер кіреді:

      технологиялық процестердің әрқайсысы үшін пайдаланған кезде судың ең аз қолайлы сапасын анықтау және бағалау;

      тазартылған және дайындалған сарқынды суларды олардың сапасына сәйкес келетін тазарту технологиясын айқындай отырып, қайта пайдалану мүмкіндігін анықтау;

      тұйық су контурларында, оның ішінде технологиялық жабдықты салқындату циклдарында суды рециркуляциялау;

      берілетін таза су ластануына қарай, процестің жаңа сатыларында рет-ретімен пайдаланылатын сарқынды суларды қайта пайдаланудың қарсы сарқынды схемаларын пайдалану;

      пайдаланудың техникалық мүмкіндігі болған кезде және (немесе) экономикалық тұрғыдан орынды болған кезде тазартылған суды қуаң аймақтарда суару үшін қайта пайдалану.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Мұнай өңдеу зауытының сарқынды суларды тазарту қондырғыларына гидравликалық жүктемені төмендетуі. Су тұтынуды азайту.

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

      Сипаты

      Техника сарқынды сулардың көлемін немесе массасын және ластағыш заттардың шоғырлануын өлшеу мен есепке алудың автоматты құралдарын, алынған ақпаратты бекіту мен берудің техникалық құралдарын пайдаланудан, сондай-ақ су алу көздері мен сарқынды суларды қабылдағыштардағы су тарту мен су бұру құралдарын аспаптардың болуы, олардың жарамдылығы, уақтылы тексеру және пломбалау тұрғысынан түгендеуден тұрады.

      Қол жеткізілген экологиялық артықшылықтар

      Су тұтынуды азайту. МӨЗ экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсарту.

5.29. Шумен ластануды болдырмау

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

      қоршаған ортаның шуына бағалау жүргізу және жергілікті жағдайларға сәйкес шудың ластануын төмендету жөніндегі жоспарды қалыптастыру;

      шу деңгейі жоғары жабдықты оқшаулау;

      шу көзін қорғау үшін жағалауды пайдалану;

      шудан қорғайтын қабырғаларды қолдану.


      Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша тұжырымдар қамтылған қорытынды

Жалпы ережелер

      Осы бөлімде санамаланған және сипатталған техникалар нормативтік сипатта емес және толық болып табылмайды.

      ЕҚТ бойынша қорытындыда сипатталған бір немесе бірнеше ЕҚТ қолдана отырып, объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайларында ЕҚТ қолдануға байланысты эмиссиялар мен технологиялық көрсеткіштер деңгейіне қол жеткізуді қамтамасыз ететін басқа да техникалар пайдаланылуы мүмкін.

      "Ең үздік қолжетімді техниканы қолдануға байланысты технологиялық көрсеткіштер" деп объектіні пайдаланудың қалыпты жағдайларында ең үздік қолжетімді техниканың бір және (немесе) комбинациясын қолдана отырып қол жеткізуге болатын эмиссиялар деңгейлерінің диапазоны түсініледі.

      Қондырғылар үшін ЕҚТ қолдануға байланысты технологиялық көрсеткіштер қондырғыдан шығарындылар бөлінетін жерде қолданылады, бұл ретте мұндай мәндерді анықтау кезінде олардың кез келген сұйылтуы ескерілмейді.

      Атмосфераға шығарындылар үшін орташаландыру кезеңдері және базалық жағдайлар

      ЕҚТ қолданумен байланысты және осы бөлімде келтірілген технологиялық көрсеткіштер деп стандартты жағдайларда (273,15 K°, 101,3 кПа су буының құрамын шегергеннен кейін, бірақ оттегінің құрамын түзетпей) құрғақ бөлінетін газдар көлемінің бірлігіндегі ластағыш заттың массасы түсініледі, ол текше метрге миллиграмм қатынасы ретінде көрсетіледі (мг/Нм3).


Р/с №

Өлшеу

Сипаттама

1

2

3

1

Үздіксіз өлшеу үшін

ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер рұқсат етілген бір ай ішінде қалқыма барлық дәйекті орташа сағаттық мәндердің орташа мәндері болып табылатын орташа айлық мәндерге жатады

2

Мерзімді өлшеулер үшін

ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер рұқсат етілген 20 минут ішінде қалқыма кемінде үш жеке сынаманың орташа мәніне жатады

      Жағу, каталитикалық крекинг процестері және пайдаланылған газдардан күкірт алу қондырғылары үшін оттегінің болуы үшін базалық жағдайлар 6.1-кестеде келтірілген.

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

Р/с
№

Шаралар

Өлшем бірлігі

Оттегінің базалық деңгейінің шарттары

1

2

3

4

1

Газ турбиналары мен қозғалтқыштарын қоспағанда, сұйық немесе газ тәрізді отынды жағуға арналған қондырғы

мг/Нм3

Көлемі бойынша 3 % оттегі

2

Қатты отынмен жағуға арналған қондырғы

мг/Нм3

Көлемі бойынша 3 % оттегі

3

Каталитикалық крекинг процесі (регенератор)

мг/Нм3

Көлемі бойынша 3 % оттегі

4

Пайдаланылған газдардан күкірт алуға арналған қондырғы*

мг/Нм3

Көлемі бойынша 3 % оттегі

      * ЕҚТ қолданған жағдайда 60.


      Шығарындылардың концентрациясын оттегінің базалық деңгейіне айналдыру

      Төменде оттегінің базалық деңгейінде шығарындылардың концентрациясын есептеу формуласы келтірілген (6.1-кестені қараңыз).


      ER=21-OR21-OM×EM


      мұнда: E R - оттегінің базалық деңгейіне түзетілген шығарындылардың шоғырлануы (мг/Нм3);

      OR-оттегінің базалық деңгейі (көлемі бойынша %);

      EM - оттегінің қалқыма деңгейіне көрсетілген шығарындылардың шоғырлануы (мг/Нм3);

      OM-оттегінің қалқыма деңгейі (көлемі бойынша%).

      Сарқынды суларды төгудің орташа кезеңдері және базалық шарттары

      Егер өзгеше көрсетілмесе, осы бөлімде келтірілген ЕҚТ қолданумен байланысты төгінділердің технологиялық көрсеткіштер концентрацияның мәні (су көлеміне шығарылатын заттың массасы) ретінде айқындалады және литрге миллиграмм (мг/л) қатынасы ретінде көрсетіледі.

      Егер басқаша көрсетілмесе, ЕҚТ-мен байланысты төгінділердің орташа технологиялық көрсеткіштері келесідей анықталады:

Р/с №

Орташа кезең

Сипаттамасы

1

2

3

1

Орташа тәуліктік

Құрамдас сынама ретінде алынған 24 сағатқа тең сынамаларды іріктеу кезеңіндегі орташа мән, шығысқа бара-бар немесе уақыт бара-бар сынамадан ағынның жеткілікті тұрақтылығы көрсетілген жағдайда

2

Орташа жылдық / орташа айлық

Күнделікті ағындарға сәйкес есептелген жыл/ай ішінде алынған барлық орташа тәуліктік мәндердің орташа мәні

6.1. Жалпы ЕҚТ бойынша қорытынды

6.1.1. Экологиялық менеджмент жүйесі

      ЕҚТ 1. ЕҚТ мұнай және газ өңдеу қондырғыларының жалпы экологиялық көрсеткіштерін жақсарту үшін экологиялық менеджмент жүйесін (ЭМЖ) енгізу және сақтау болып табылады.

      ЭМЖ мынадай компоненттерді қамтиды:

      қызығушылық және жауапкершілік, оның ішінде жоғары басшылық бейілдігі;

      кәсіпорынның тіршілік ету ортасын (контекстін) және оның қызметінің барлық аспектілеріне әсер ететін факторларды анықтау және түсіну;

      ЭМЖ қолдану саласын және кәсіпорын басқара алатын экологиялық аспектілерді анықтау;

      басшылықтың өндірістік процесті үнемі жетілдіруді қамтитын экологиялық саясатты анықтау;

      тәуекелдер мен мүмкіндіктерді анықтау:

      экологиялық аспектілерге;

      қабылданған міндеттемелерге;

      кәсіпорынның тіршілік ету ортасына (мәнмәтініне) және мүдделі тараптардың қажеттіліктеріне және күтулеріне сәйкес айқындалған басқа да факторлар мен талаптарға сәйкес;

      қаржылық жоспарлаумен және инвестициялармен үйлесімде, сондай-ақ жаңа қондырғыны жобалау кезеңінде және оны пайдаланудың барлық мерзімі ішінде қондырғыны пайдаланудан шығару мүмкіндігінің нәтижесінде қоршаған ортаға әсерді ескере отырып, қажетті рәсімдерді, мақсаттар мен міндеттерді жоспарлау және белгілеу;

      ерекше назар аударатын рәсімдерді жүзеге асыру:

      құрылымы мен жауапкершілігі;

      оқыту, хабардарлық және құзыреттілік;

      байланыс;

      қызметкерлерді тарту;

      құжаттама;

      технологиялық процесті тиімді басқару;

      техникалық қызмет көрсету бағдарламалары;

      төтенше жағдайларға дайындық және оларға ден қою;

      экологиялық заңнаманың сақталуын қамтамасыз ету;

      өнімділікті тексеру және түзету шараларын ерекше назар аудару:

      мониторинг және өлшеу;

      түзету және ескерту әрекеттеріне;

      жазбаларды жүргізу;

      ЭМЖ жоспарланған іс-шараларға сәйкестігін анықтау мақсатында Тәуелсіз (іс жүзінде жүзеге асырылатын жерде) ішкі және сыртқы аудитті жүргізу және ол тиісті түрде енгізілген және қолдау тапқан ба;

      ЭМЖ талдау және оның тұрақты жарамдылығын, сәйкестігін және тиімділігін жоғары басшылық;

      экологиялық таза технологияларды әзірлеуді қадағалау;

      сертификаттау жөніндегі органның немесе ЭМЖ сыртқы верификаторының валидациясы;

      салалық бенчмаркингті тұрақты негізде қолдану.

      Экологиялық тиімділік: ЭМЖ қондырғының экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсартуға ықпал етеді және қолдайды. Егер қондырғы жақсы экологиялық сипаттамаларға ие болса, онда ЭМЖ операторға экологиялық тиімділіктің жоғары деңгейін сақтауға көмектеседі.

      Қолданылуы: Жоғарыда сипатталған компоненттер әдетте барлық қондырғыларға қолданылуы мүмкін және ЭМЖ сипаты (мысалы, стандартты немесе стандартты емес) қондырғының сипатына, масштабына және күрделілігіне, сондай-ақ ол жасай алатын экологиялық әсер ету ауқымына байланысты болады.

      Сипаттама: 4.1 бөлімін қараңыз.

6.1.2. Энергия тиімділігін арттыру

      ЕҚТ 2. Энергияны тиімді пайдалану үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың комбинациясын қолдануды көздейді:

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Жобалау техникасы

1.1

Пинч-талдау

Энергияны тұтынуды азайту үшін термодинамикалық көрсеткіштерді жүйелі есептеуге негізделген техника. Жалпы жүйелік конструкцияларды бағалау құралы ретінде пайдаланылады.

1.2

Жылу интеграциясы

Технологиялық жүйелердің жылу интеграциясы әр түрлі процестерге қажет жылудың едәуір бөлігі қыздырылатын ағындар мен салқындатылатын ағындар арасында жылу алмасу арқылы қамтамасыз етіледі

1.3

Ерітінділерді рекуперациялау жылу
және энергия

Энергияны қалпына келтіру құрылғыларын пайдалану, мысалы:
кәдеге жаратушы қазандар;
кеңейткіштер/ФКК қондырғысына энергияны рекуперациялау;
орталықтандырылған жылумен жабдықтауда пайдаланылған жылуды пайдалану.

2

Технологиялық процесті және техникалық қызмет көрсетуді басқару техникасы

2.1

Технологиялық процесті оңтайландыру

Бір тонна шикізатқа отын шығынын азайту мақсатында автоматтандырылған бақыланатын жану көбінесе пештің жұмысын жақсарту үшін жылу интеграциясымен біріктіріледі

2.2

Буды басқару және буды тұтынуды азайту

Бу шығынын азайту және оны пайдалануды оңтайландыру үшін дренажды клапан жүйелерін жүйелі түрде бақылау

2.3

Энергетикалық эталонды пайдалану

Озық тәжірибені зерделеу арқылы үздіксіз жақсартуға қол жеткізу үшін ранжирлеу мен салыстырмалы талдауға қатысу

3

Энергия тиімді өндіріс технологиялары

3.1

Аралас жылу және электр энергиясын пайдалану

Бір отыннан жылу (мысалы, бу) мен электр энергиясын бірлесіп өндіруге (немесе когенерациялауға) арналған жүйе

3.2

Кешенді газдандырудың құрамдастырылған циклі (КЦКГ)

Конверсиялау тиімділігі жоғары әр түрлі отыннан (мысалы, МӨЗ немесе кокс сұйық отынынан) бу, сутегі (міндетті емес) және электр энергиясын алу мақсаты болып табылатын Техника

      ЕҚТ 3. Энергия тұтынуды қысқарту, операциялық қызметті жақсарту, өндірісті ұтымды ұйымдастыруды қолдау, сондай-ақ инвестицияларды басқару үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың тиісті комбинацияларын пайдалануды көздейді

Р/с №

Техника

Ендірудің әсері

1

2

3

1

Басшылықтың назарын энергияны тұтынуға аудару

Процестерді біріктіру негізінде шешім қабылдауды қамтамасыз ету үшін

2

Энергияны тұтыну туралы есеп беру жүйесін дамытуды жеделдету

Прогресті өлшеу және нысаналы көрсеткіштерге қол жеткізуді қамтамасыз ету үшін

3

Энергия үнемдеуді ынталандыру жүйесін бастау

Жақсарту салаларын анықтауға көмектесу үшін

4

Үнемі энергия аудитін жүргізу

Қызметтің сыртқы және ішкі нормативтік құжаттарға сәйкестігін қамтамасыз ету үшін

5

Энергия тұтынуды азайту жоспары

Жақсарту мақсаттары мен стратегияларын белгілеу

6

Жүргізу науқаны қарқынды жану

Жақсарту аймақтарын анықтаңыз (мысалы, ауа/ жанармай қатынасы, бөлінетін құбырдың температурасы, қыздырғыштың конфигурациясы, пештің конструкциясы)

7

Энергияны тұтынуда ранжирлеу / бенчмаркинг бойынша іс-шараларға қатысу үшін

Тәуелсіз органның тексеруі

8

Қондырғылар, олардың ішінде және жүйелер арасындағы интеграция

МӨЗ қондырғылар арасындағы жылу интеграциясы оңтайлы болмауы мүмкін. Энергия сыйымдылығына зерттеулер жүргізу қажет

      Экологиялық тиімділік: Энергияны тұтынуды азайтудың барлық шаралары атмосфераға шығарындылардың азаюына әкеледі, соның ішінде CO2.

6.1.3. Атмосфераға шығарындылардың және технологиялық процестердің негізгі параметрлерінің мониторингі

      ЕҚТ 4. ЕҚТ ластағыш заттар шығарындыларына мониторинг жүргізуді көздейді

Р/с №

Сипаты

Технологиялық қондырғы

Минималды жиілік*****

1

2

3

4

1

SO2, NOX және шаң шығарындылары

Каталитикалық крекинг

Үздіксіз

Жағу қондырғылары (пештер мен қазандар) 50-ден 100 МВт-қа дейін *
Және кокстеу процестерін орнату

Үздіксіз

Жағу қондырғылары (пештер мен қазандар)
<50 МВт *

Жылына бір рет және одан кейін
отындағы өзгерістер

Күкірт өндіру
қондырғылары (КӨҚ)

Үздіксіз

2

NH3 шығарындылары

Барлық қондырғылар жабдықталған
СКҚ немесе СКЕҚ **

Үздіксіз

3

CO шығарындылары

Каталитикалық крекинг және жану қондырғылары
≥ 100 МВт***

Үздіксіз

Басқа жағу қондырғылары
(пештер мен қазандықтар)

6 айда
бір рет

4

Металдардың шығарындылары: Никель (Ni), Сурьма (Sb)***, Ванадий (V)

Каталитикалық крекинг

6 айда бір рет және айтарлықтай өзгерістерден кейін

Жағу қондырғылары ***
(пештер мен қазандықтар)

5

Шығарындылар
полихлорланған
дибензодиоксиндер / фурандар
ПХДД / Ф)

Каталитикалық риформинг қондырғысы

Жылына бір рет немесе регенерациядан кейін

      * шығарындылар пайда болатын түтін құбырына қосылған барлық жағу қондырғыларының (пештер мен қазандықтардың) жалпы номиналды жылу қуатына жатады;

      ** NH3 тотықсыздандырғыш ретінде қолданған кезде;

      *** сүрме (Sb) тек каталитикалық крекинг қондырғыларында өлшенеді, бұл процесте Sb ендіру қолданылады (мысалы, металдарды пассивациялау үшін);

      **** тек газ тәрізді отынмен жұмыс істейтін жағу қондырғыларын (пештер мен қазандарды) қоспағанда;

      ***** үздіксіз өлшеулер атмосфераға ең көп шығарындылар көздері үшін қолданылады (өндірістік экологиялық бақылауды жүргізу кезінде қоршаған ортаға эмиссия мониторингінің автоматтандырылған жүйесін жүргізу тәртібінде көзделген талаптарға сәйкес).

      ЕҚТ 5. Өндірістік нысандар деңгейінде шығарындыларды басқаруды жақсарту және азайту үшін ЕҚТ "қалпақ" тұжырымдамасын қолданудан тұрады

      Сипаттама: Өндірістік нысандар деңгейінде атмосфераға шығарындыларды басқару әдістерінің бірі ластанудың "қақпағы" тұжырымдамасы ретінде белгілі (4.3 бөлімін қараңыз).

      "Қақпақ" ластану тұжырымдамасының өндірістік объектісі деңгейінде жиі қолданылатын басқару технологиясына назар аудару негізгі тармақтарға негізделген:

      Ластану "қақпағының" периметрі;

      "Қалпақ" заттары немесе параметрлері;

      "Қалпақтың" орташалау кезеңі;

      "Қалпақты" есептеу.

      Экологиялық тиімділік: Ластанудың "қақпағы" ұғымы жалпы шығарындыларды азайтуға көмектеседі.

      Қолданылуы: Бұл әдіс шығарындыларды шығаратын қондырғылар мен процестер шығарындыларды өлшеуді немесе процесс параметрлерін бақылауды қоса алғанда, тиісті үздіксіз бақылау жүйелерімен жабдықталған жағдайда толығымен қолданылады.

      "Қалпақ" тұжырымдамасын қолдану кезінде шығарындылар деңгейі ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейінен аспауы немесе болуы тиіс (ЕҚТ 76, ЕҚТ 79, ЕҚТ 80 қолданумен байланысты шығарындылар деңгейін қараңыз).

      ЕҚТ 6. ЕҚТ каталитикалық крекинг және тиісті техниканы қолдана отырып жағу қондырғыларында ластағыш заттардың шығарындыларына байланысты тиісті технологиялық параметрлерді мониторингтеуден тұрады

Р/с №

Сипаты

Минималды жиілік

1

2

3

1

Ластағыш заттардың шығарындыларымен байланысты параметрлер мониторингі, мысалы, түтін газдарындағы оттегінің болуы, отындағы азот пен күкірттің болуы немесе шикізат *

Оттегінің мөлшерін үздіксіз өлшеу.
Отын/шикізаттың елеулі өзгерістеріне негізделген жиілікпен азот пен күкірт мөлшерін мерзімді өлшеу

      *түтін құбырындағы NOx және SO 2 шығарындыларын үздіксіз өлшеу кезінде отын немесе шикізаттағы азот пен күкірт мониторингі қажет болмауы мүмкін.

      ЕҚТ 7. ЕҚТ барлық мынадай техникаларды қолдана отырып, бүкіл өндірістік объектіден ауаға ҰОҚ-тың ұйымдастырылмаған шығарындыларын бақылауда қамтиды:

      негізгі жабдыққа арналған корреляциялық қисықтармен байланысты иіс мониторингі әдістері;

      газды анықтаудың оптикалық әдістері;

      өлшеулермен расталатын мерзімді (мысалы, екі жылда бір рет) шығарындылар коэффициенттері негізінде тұрақты шығарындыларды есептеу.

      Дифференциалды сіңіру (DIAL) немесе күн тұтылу ағыны (SOF) сияқты оптикалық сіңіруге негізделген технологияларды қолдана отырып, кезеңдік өлшеулер арқылы объектідегі шығарындыларды скрининг және сандық бағалау пайдалы қосымша технология болып табылады.

      Сипаты

      5.27.5-5.27.7-тарауларын қараңыз.

6.1.4. Суға төгінділердің мониторингі

      ЕҚТ 8. Суды тұтынуды және ластанған судың пайда болу көлемін азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген барлық техникаларды қолдануды қарастырады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Су ағындарының интеграциясы

Су ағындарын, мысалы, салқындатудан, конденсаттардан, әсіресе шикі мұнайды тұзсыздандыру кезінде пайдалану үшін ішкі қайта пайдалану есебінен шығару алдында қондырғы деңгейінде түзілетін технологиялық су көлемін қысқарту

Жаңа қондырғылар үшін толығымен қолданылады.
Қолданыстағы қондырғылар үшін қондырғыны толық қайта құру қажет болуы мүмкін

2

Ластанған су ағындарын бөлуге арналған су бұру жүйесі

Су ресурстарын басқаруды оңтайландыру үшін өнеркәсіптік объектіні жобалау, онда әрбір ағын тиісті түрде өңделеді, мысалы, қышқыл сарқынды булау бағанасы сияқты тиісті алдын ала өңдеу үшін өндірілетін сульфид-содержащие суды (айдаудан, ФКК орнатудан, кокстеу қондырғысынан және т. б.) бағыттау жолымен

Жаңа қондырғылар үшін толығымен қолданылады.
Қолданыстағы қондырғылар жергілікті алдын-ала тазартуды жасау үшін қондырғыны толық жөндеуді қажет етуі мүмкін

3

Ластанбаған су ағындарын бөлу(мысалы, бір рет салқындату, жаңбыр суы)

Ластанбаған суды сарқынды суларды жалпы тазартуға жібермеу үшін және ағынның осы түрі үшін ықтимал қайта пайдаланылғаннан кейін бөлек ағызу үшін объектіні жобалау

Жаңа қондырғылар үшін толығымен қолданылады.
Қолданыстағы қондырғылар үшін қондырғыны толық қайта құру қажет болуы мүмкін

4

Төгілу мен ағып кетудің алдын алу

Төгілу, герметизация және т. б. сияқты ерекше жағдайларды басқару қажет болған кезде арнайы процедураларды және/немесе уақытша жабдықты пайдалануды қамтитын әдістер.

Жалпы қолданылатын

      ЕҚТ 9. Сарқынды суларды қабылдағышқа ағызу кезінде ластағыш заттарды азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген барлық әдістерді қолдана отырып, ерімейтін және еритін ластағыш заттарды алып тастауды қамтиды.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Мұнай алу арқылы ерімейтін заттарды алып тастау

6.31.2 тарауды қараңыз.

Жалпы қолданылатын

2

Қалқыма заттар мен ерітілген мұнайды алу жолымен ерімейтін заттарды алып тастау

6.31.2 тарауды қараңыз.

Жалпы қолданылатын

3

Биологиялық тазартуды және суды ағартуды қоса алғанда, еритін заттарды алып тастау

6.31.2 тарауды қараңыз.

Жалпы қолданылатын

      ЕҚТ қолданумен байланысты төгінділер деңгейі: қараңыз ЕҚТ 12.

      ЕҚТ 10. Ластағыш заттардың төгінділерін азайту үшін су ресурстарын басқару стратегиясы қолданылуы тиіс

      Сипаттамасы: Осы техника "маркерлік заттар" ретінде жіктелген заттардың суға тасталуын анықтау және азайту, сондай-ақ су ресурстарын тұтынуды қысқарту стратегиясын білдіреді (4.2-бөлімін қараңыз).

      Тиісті стратегия іске асырылуы және мынадай іс-шараларды қамтуы мүмкін:

      суды тұтынуды азайту (үнемдеу);

      жергілікті тазалау арқылы қондырғылардан бөлек тастау;

      суды максималды қайта пайдалану;

      реагентті өңдеу және биологиялық тазарту процестеріне арналған су құрамын автоматты бақылау;

      мұнай және газ өңдеу объектілерінде тасталуы мүмкін заттардың тізбесін айқындау;

      тасталатын заттардың нормативтерін белгілеу;

      уәкілетті мемлекеттік органдармен келісілген, бекітілген бағдарламалар негізінде мониторинг жүргізу.

      қалыпты пайдалану жағдайларында мониторинг үшін сынамаларды іріктеу нұсқамаларын орнату (уақытша немесе тұрақты жоспар).

      жоспарлау кезінде кезенді мониторинг жүргізу үшін ең қолайлы кезеңді анықтау, мысалы, алты айлық немесе жылдық, егер мәндер өте төмен болса және жоспардың орындалуы;

      экологиялық мониторинг жүйесіне енгізілетін тиісті заттардың төгінділерін қысқарту бойынша нәтижелерді талдау және нақты іс-қимыл жоспарын әзірлеу.

      Экологиялық тиімділік: МӨЗ-ден және ГӨЗ-ден ластағыш заттардың төгінділерін біртіндеп қысқарту. Ластағыш қауіпті заттар үшін-төгінділерді тоқтату немесе кезең-кезеңмен тоқтату.

      Қолданылуы: қолданыстағы қондырғыларға қолданылады.

      ЕҚТ 11. Егер органикалық заттарды немесе азотты одан әрі жою қажет болса, ЕҚТ 6.31.2-бөлімде сипатталған тазартудың қосымша кезеңдерін пайдаланудан тұрады.

      ЕҚТ 12. ЕҚТ төменде көрсетілгеннен кем емес мониторинг жиілігімен су сапасының өкілдік деректерін қамтамасыз ететін мониторинг техникаларын пайдалана отырып, су объектілеріне ластағыш заттардың төгінділеріне мониторинг жүргізуден тұрады.

      Су сапасының өкілді деректерін қамтамасыз ететін мониторинг техникаларын пайдалана отырып, су көздеріне ластағыш заттардың төгінділерін мониторингтеу процестері үшін 6.2-кестеде келтірілген.

      6.2-кесте. ЕҚТ қолданумен байланысты төгінділер деңгейі.

Р/с №

Ластағыш заттың атауы

Өлшем бірлігі

ЕҚТ қолданумен байланысты төгінділер деңгейі*

Мониторинг жиілігі **

1

2

3

4

5

1

қалқыма заттар

мг/дм3

Сфон +0,75

Күн сайын

2

аммонийлі азот

мг/дм3

2

Күн сайын

3

ББЗ

мг/дм3

0,50

Күн сайын

4

БПК

мг/дм3

6

Апта сайын

5

темір

мг/дм3

0,30

Апта сайын

6

мұнай өнімдері

мг/дм3

0,30

Күн сайын

7

нитраттар

мг/дм3

45

Апта сайын

8

нитриттер

мг/дм3

3,30

Апта сайын

9

полифосфаттар
(РО43- бойынша)

мг/дм3

3,50

Апта сайын

10

сульфаттар

мг/дм3

500

Апта сайын

11

фенол индексі

мг/дм3

0,25

Ай сайын

12

хлоридтер

мг/дм3

350

Апта сайын

13

ХПК

мг/дм3

30

Күн сайын

14

жалпы минералдану (құрғақ қалдық)

мг/дм3

1000-1500

Апта сайын

15

Қорғасын Pb ретінде көрсетілген

мг/дм3

0,005 – 0,030

Тоқсан сайын

16

Cd ретінде көрсетілген кадмий

мг/дм3

0,002 – 0,008

Тоқсан сайын

17

Ni ретінде көрсетілген никель

мг/дм3

0,005 – 0,100

Тоқсан сайын

18

Hg ретінде көрсетілген сынап

мг/дм3

0,0001 – 0,001

Тоқсан сайын

      * егер сарқынды сулардың түпкілікті су қабылдағышы тұйық типтегі жинақтағыш болып табылса, яғни суаруға ашық су алу болмаған кезде немесе жинақтауыштың бір бөлігін су объектілері мен жер бетіне және басқа да өндірістік және техникалық қажеттіліктерге ағызу жүзеге асырылмаса, МӨЗ немесе ГӨЗ тазарту құрылыстарында тазартудан өткен сарқынды сулардағы ластағыш заттардың концентрациясы сәйкес келуі тиіс ЕҚТ қолдануға байланысты қалпына келтіру деңгейлеріне;

      ** 24 сағат ішінде алынған ағынға пропорционал құрама үлгіні немесе уақыттың пропорционалды үлгісіне жеткілікті ағынның тұрақтылығы көрсетілген жағдайда білдіреді.

6.1.5. Бөлінетін газдарды тазарту жүйелерін пайдалану

      ЕҚТ 13. Атмосфераға шығарындылардың алдын алу немесе азайту мақсатында ЕҚТ қышқыл газдарды тазарту қондырғыларын, күкірт алу қондырғыларын және қолжетімділік деңгейі жоғары және өнімділігі жоғары бөлінетін газдарды тазартудың барлық басқа жүйелерін пайдалануды көздейді.

      Сипаттама: Нақты жұмыс жағдайлары үшін арнайы рәсімдер анықталуы мүмкін, атап айтқанда:

      іске қосу немесе тоқтату операциялары;

      жүйенің дұрыс жұмыс істеуіне әсер етуі мүмкін басқа да ерекше операциялар (мысалы, пешті және/немесе бөлінетін газды тазарту жүйесін тұрақты және төтенше техникалық қызмет көрсету және тазарту жұмыстары немесе өндірістегі елеулі ақаулар);

      жүйені толық қуатта пайдалануға кедергі келтіретін бөлінетін газдардың жеткіліксіз шығыны немесе температурасы.

      Экологиялық тиімділік: Қондырғының экологиялық көрсеткіштерін үнемі жақсарту.

      Қолданылуы: ЕҚТ барлық қондырғыларға қолданылуы мүмкін.

6.1.6. Қалдықтардың түзілуі және оларды басқару

      ЕҚТ 14. Қалдықтардың пайда болуын болдырмау немесе алдын алу, қысқарту іс жүзінде мүмкін болмаса, ЕҚТ қалдықтарды басқару жөніндегі жоспарды қабылдауды және енгізуді көздейді, басымдық тәртібімен қалдықтарды қайта пайдалануға, қайта өңдеуге, рекуперациялауға немесе кәдеге жаратуға дайындауды көздейді және қамтамасыз етеді.

      ЕҚТ 15. Өңдеуге немесе жоюға жататын шламдардың санын азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Шламды алдын ала тазарту

Соңғы тазартудан бұрын (мысалы, сұйық күйдіру пешінде) шламдар олардың көлемін азайту үшін және тұндырғыш жабдықтан мұнай алу үшін сусыздандырады және/немесемайсыздандырылады (мысалы, центрифугалық деканттар немесе бу кептіргіштер)

Жалпы қолданылатын

2

Технологиялық қондырғыларда шламды қайта пайдалану

Шламның кейбір түрлерін (мысалы, мұнай шламдары) қондырғыларда өңдеуге болады (мысалы, кокстеу) шикізаттың бір бөлігі ретінде оларда мұнай бар

Қолданылуы тиісті тазартуы бар қондырғыларда өңдеуге қойылатын талаптарға сәйкес келуі мүмкін шламдармен шектелген

      ЕҚТ 16. ЕҚТ катализаторларының пайдаланылған қатты қалдықтарының пайда болуын азайту үшін төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдану қарастырылған.

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Пайдаланылған катализаторларды бақылау және басқару

Оларды қалпына келтіру немесе объектіден тыс алаңдарда қайта пайдалану мақсатында катализатор ретінде пайдаланылатын материалдармен (мысалы, мердігерлік ұйымдармен) жоспарлы және қауіпсіз жұмыс істеу. Осы операциялар катализатордың түріне және технологиялық процестің ерекшеліктеріне байланысты

2

Шлам эмульсиясынан катализаторды алу

Технологиялық қондырғылардағы мұнай шламдарында (мысалы, ФКК қондырғылары) катализатор шаңының үлкен концентрациясы болуы мүмкін. Мұнай шламын шикізат ретінде қайта пайдаланғанға дейін бұл шаңды бөліп алу керек.

6.1.7. Имитациялық модельдеу

      ЕҚТ 17. ЕҚТ қондырғылар мен мұнай мен газды қайта өңдеу процестерінің жалпы экологиялық және өндірістік көрсеткіштерін жақсартуға ықпал ететін технологиялық процестерді имитациялық модельдеу бойынша бағдарламалық кешендерді ендіруден тұрады.

      Техниканың сипаттамасы: Имитациялық модельдеу-зерттелетін жүйе нақты жүйені жеткілікті дәлдікпен сипаттайтын модельмен алмастырылатын зерттеу әдісі (құрастырылған модель процестерді олар іс жүзінде қалай жүретінін сипаттайды), осы жүйе туралы ақпарат алу үшін эксперименттер жүргізіледі (4.8-бөлімін қараңыз).

      Модельдеу модельдері жүйелерді талдауға және басқа әдістер қолданылмайтын шешімдерді табуға мүмкіндік береді. Абстракцияның тиісті деңгейін таңдағаннан кейін, модельдеу моделін жасау аналитикалық модельдеуге қарағанда қарапайым процесс болып табылады.

      Экологиялық тиімділік: Осы ЕҚТ өндірістік қызметті жүзеге асырудың ең үздік нұсқаларын таңдауға мүмкіндік береді.

      Қолданылуы: Имитациялық моделдеу эксперименталды және қолданбалы әдіснама болып табылады және барлық МӨЗ мен ГӨЗ-де қолданылуы мүмкін.

6.1.8. Шумен ластану

      ЕҚТ 18 Шумен ластануды болдырмау мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді:

      шулы операциялар үшін қолайлы орынды таңдау;

      шулы операцияларды/агрегаттарды қоршау;

      өндірістерді/агрегаттарды дірілден оқшаулау;

      дыбыс өткізбейтін материалдар негізінде ішкі және сыртқы оқшаулауды пайдалану;

      материалдарды өңдеуге арналған жабдықты қоса алғанда, кез келген шу шығаратын операцияларды жабуға арналған ғимараттарды дыбыс оқшаулау;

      дыбыс өткізбейтін қабырғаларды және/ немесе табиғи кедергілерді орнату;

      шығару құбырларында сөндіргіштерді қолдану;

      дыбыстан оқшауланған ғимараттардағы арналар мен желдеткіштерді дыбыстан оқшаулау;

      цехтар мен үй-жайларда есіктер мен терезелерді жабу;

      машина бөлмелерінің дыбыс оқшаулауын пайдалану;

      қабырға саңылауларының дыбыс оқшаулауын пайдалану, мысалы, таспалы конвейерді ендіру орнында шлюзді орнату;

      ауа бөлінетін жерлерде, мысалы, газ тазартудан кейін шығаруда дыбыс жұтқыштарды орнату;

      арналардағы ағындардың жылдамдығын төмендету;

      дыбыс өткізбейтін арналарды пайдалану;

      компрессорлар мен арналар сияқты шу көздерін және ықтимал резонанстық компоненттерді бөлу;

      түтін сорғыштар мен сүзгілердің газ үрлегіштері үшін сөндіргіштерді пайдалану;

      техникалық құрылғыларда (мысалы, компрессорларда)дыбыс өткізбейтін модульдерді пайдалану;

      ұсақтау кезінде резеңке қалқандарды пайдалану (металдың металмен жанасуын болдырмау үшін);

      қорғаныс жолағы мен шулы өндіріс арасында ғимараттар салу немесе ағаштар мен бұталарды отырғызу.

      Экологиялық тиімділік: Осы ЕҚТ МӨЗ және ГӨЗ шу деңгейін төмендетуге мүмкіндік береді.

      Қолданылуы: Технологиялық процесс пен жабдықтың ерекшеліктерін ескере отырып, барлық МӨЗ мен ГӨЗ қолданылады.

6.2. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 19. Суды тұтынуды азайту және су объектілеріне (буландырғыш тоғандар) сусыздандыру және тұзсыздандыру процесінде ластағыш заттардың ағызылуын қысқарту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Суды қайта өңдеу және тұзсыздандыру процесін оңтайландыру

Тұзсыздандырудың тиімділігін арттыруға және жуу суын тұтынуды азайтуға бағытталған, мысалы, төмен ығысу, төмен су қысымы бар араластырғыш құрылғыларды пайдалану арқылы тұзсыздандырудың дәлелденген технологияларының кешені. Осы техника жуу кезеңдерінің негізгі параметрлерін басқаруды (мысалы, біртекті араластыру) және бөлуді (мысалы, рН, тығыздық, тұтқырлық, коалесценция үшін электр өрісінің потенциалы)қамтиды

Жалпы қабылданған

2

Көп сатылы тұзсыздандыру және тұзсыздандыру

Көп сатылы тұзсыздандырғыштар судың қосылуымен және дегидратациямен жұмыс істейді, бөлінудің жақсы тиімділігіне қол жеткізу үшін екі немесе одан да көп сатыдан кейін қайталанады, сондықтан одан әрі процестерде коррозия аз болады.

Негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңғырту процесінде қолданылады

3

Қосымша
бөлу кезеңі

Мұнайды судан және қатты заттардан судан қосымша жетілдірілген бөлу тазарту қондырғыларына жіберілетін сарқынды сулардағы мұнайдың мөлшерін азайтуға және оларды технологиялық процеске қайта өңдеуге арналған. Бұл бөлім мыналарды қамтуы мүмкін:
- тұндырғыш барабан;
- фаза аралық деңгейдегі оңтайлы реттегіштерді пайдалану;
- төменгі су қысымын пайдалану арқылы тұзсыздандырғыш ыдыстардағы турбуленттіліктің алдын алу;
- мұнай мен суды "суландыратын" агенттердің көмегімен бөлуді оңтайлы жақсарту, оның мақсаты мұнайдың суға айтарлықтай түсуіне әкелетін тоқтатылған ластағыш заттарды алып тастау болып табылады.
- су тамшыларының бірігу процесін жеңілдету үшін улы емес, биологиялық ыдырайтын, жанбайтын арнайы демульгациялық химиялық заттарды қолдану.

Жалпы қабылданған

      ЕҚТ 20. Сусыздану және тұзсыздандыру процестеріндегі тастандылардағы қалқыма заттардың судан және мұнайдан бөлінуін жақсарту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді:

      Тұзсыздандырғыштың жуу суы мен шикі мұнайды араластыру үшін төмен жылжымалы араластыру құрылғыларын пайдалану.

      Турбуленттілікті болдырмау үшін тұзсыздандырғыштағы судың төмен қысымын пайдалану.

      Су ағынын ауыстыру. Ол тұндырылған тоқтатылған заттарды алып тастағанда аз турбуленттілікті тудырады.

      Су фазасы (суспензия) пластиналық қысым сепараторында бөлінуі мүмкін. Балама ретінде гидроциклонды тұзсыздандырғыш пен гидроциклонды мұнай бөлгіш комбинациясын қолдануға болады.

      Пайда болған тұнбаны жуу жүйесінің тиімділігін бағалау. Шламды жуу-бұл ыдыстың түбінде жиналған тоқтатылған заттарды тоқтата тұру және алып тастау үшін тұзсыздандырғыштағы су фазасын араластыруға арналған мерзімді процесс. Бұл тазарту процесі қалыпты жұмыс кезінде, әсіресе ұзақ циклдарда тұзсыздандырғыштардың тиімділігін арттырады.

6.3. Мұнайды бастапқы айдауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      3.1-3.3 бөлімдеріне сәйкес атмосфералық және вакуумды айдау қондырғылары жылудың ірі тұтынушылары болып табылады. Пештерде қолдану үшін қарастырылатын техникалар энергетикалық жүйеге арналған бөлімде сипатталған (3-бөлім).

      ЕҚТ 21. Айдау процесінде сарқынды сулар ағындарының пайда болуын болдырмау немесе азайту үшін ЕҚТ сұйық сақиналы вакуумдық сорғыларды немесе беттік конденсаторларды қолдануды қарастырады.

      Қолданылуы: ЕҚТ кейбір қайта жабдықтау жағдайларында қолданылмауы мүмкін. Жоғары вакуумға қол жеткізу үшін жаңа қондырғылар үшін (10 мм сын.бағ.бу эжекторларымен бірге де, онсыз да вакуумдық сорғылар қажет болуы мүмкін. Бұдан басқа, вакуумдық сорғы істен шыққан жағдайда вакуумдық сорғының резервтік бірлігі және айналма желіні қамтамасыз ету қамтамасыз етілуі тиіс.

      ЕҚТ 22. Бастапқы айдау қондырғыларынан ауаға шығарындыларды болдырмау немесе азайту мақсатында ЕҚТ одан әрі пайдалану алдында құрамында күкірті бар газдарды шығару жолымен бөлінетін технологиялық газдарды, әсіресе конденсацияланбайтын бөлінетін газдарды тиісті өңдеуді қамтамасыз етуді көздейді.

      Қолданылуы: Шикі мұнайды айдау және вакуумды айдау қондырғылары үшін қолданылады. Майлайтын материалдар мен күкірт қосылыстары тәулігіне 1 т-дан кем битумдарды қайта өңдейтін автономды зауыттар үшін қолданылмауы мүмкін. МӨЗ-дің нақты конфигурацияларында қолдану қажеттілігіне байланысты шектелуі мүмкін, мысалы, үлкен құбырлар, компрессорлар немесе аминді тазарту бойынша қосымша қуат.

      ЕҚТ 23. Технологиялық процестің энергия шығынын қысқарту және айдау қондырғыларынан атмосфералық ауаға шығарындылар деңгейін тиісті түрде төмендету мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың бірін немесе комбинациясын пайдалана отырып, жылу энергиясын ұтымды және барынша ықтимал пайдалануды қамтамасыз етуі тиіс.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Бөлшек айдау қондырғысы

Кіріктірілген атмосфералық баған/жоғары вакуумдық қондырғысы (CDU/HVU) бар бөлшек айдау қондырғысы осы қондырғылар үшін жалпы энергия тұтынудың 30 % - на дейін үнемдеуге мүмкіндік береді. Бұл әдіс атмосфералық айдау( толтыру), вакуумды айдау, бензинді фракциялау, қажет болған жағдайда нафтаны тұрақтандыру және газ қондырғысын қамтиды

Бұл әдіс жаңа қондырғыларды жоспарлау және салу кезінде мұнайды бастапқы айдау процестеріне қолданылады, сонымен қатар оны қайта құру кезінде де қолдануға боладыол отын шығынын азайту үшін алдын-ала булану бағанасын қосуды талап етуі мүмкін

2

Шикі мұнайды айдау қондырғыларындағы жылу интеграциясы (рекуперация)

Атмосфералық айдау бағанынан жылуды қалпына келтіруді оңтайландыру үшін екі немесе үш флегма ағыны айналым суарудың жоғарғы және орта деңгейлеріндегі бірнеше нүктелерде үздіксіз айналады. Заманауи конструкцияларда жоғары вакуумдық қондырғымен, кейде термиялық крекинг қондырғысымен интеграцияға қол жеткізіледі

Негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңарту процесінде және қол жетімді кеңістік болған кезде қолданылады

3

Вакуумдық сорғылар мен беттік конденсаторларды қолдану

Техника бу эжекторларының орнына вакуумдық сұйық сақиналы компрессорларды қолданудан тұрады. Бу эжекторларын вакуумдық сорғылармен ауыстыру қышқыл су шығынын 10 м 3/сағ-тан 2 м 3/сағ-қа дейін азайтуға мүмкіндік береді. Вакуумды вакуумдық сорғылар мен эжекторлардың комбинациясы жасай алады

Негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңарту процесінде қолданылады. Жаңа қондырғылар үшін жоғары вакуумға (10 мм сын.бағ.) қол жеткізу үшін вакуумдық сорғылар бу эжекторларымен бірге немесе онсыз қажет.және резервтік жабдықты қамтамасыз ету

      Экологиялық тиімділік: Энергия ресурстарын тұтынуды азайту шығарындылар деңгейін төмендету арқылы мұнай өңдеу процестерінің экологиялық компонентіне оң әсер етеді.

6.4. Мұнайды вакуумды айдау процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 24. Технологиялық процестің энергия шығынын азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің бірін немесе комбинациясын қолдана отырып, жылу энергиясын ұтымды және максималды түрде пайдаланудан тұрады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Вакуумдық айдау қондырғысында вакуумдық қысымды төмендету

Вакуум қысымының төмендеуі, мысалы, 20-25 мм рт.ст. дейін.вакуумдық қалдықтың мақсатты фракциясының бірдей нүктесін сақтай отырып, пештің шығысындағы температураны төмендетуге мүмкіндік береді.
Экологиялық тиімділік:
Экологиялық артықшылықтар келесідей:
пеш құбырларында крекинг немесе кокстеу потенциалының төмендеуі;
жеңіл өнімдер үшін шикізатты крекингті азайту;
төмен жану қуаты, сондықтан отын шығынын азайту

Қолдану әдетте қондырғының қуатымен, конденсацияланатын сұйықтықтың температурасымен немесе басқа шектеулермен шектеледі

2

Конденсатордан вакуумдық эжектормен конденсацияланбайтын заттарды тазарту

Вакуумдық қондырғылардан шығарындыларды бақылаудың бұл техникасы аминді, МӨЗ отын газы жүйелерін тазарту және көрші технологиялық пештерде жағу немесе екі процесті бірге жүргізу сияқты процестерді қамтиды (анықтамалықтың 5.3.2-бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған

6.5. Гидрогенизациялық процестерге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 25. Гидрогенизациялық процестерде әр түрлі фракциялардағы күкірт мөлшерін азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдануды қарастырады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Гидродесульфуризация процестері

3 және 5.4.1-бөлімдерін қараңыз.

Нафтадан ауыр қалдықтарға дейін дистилляттарға қолданылады.

2

Каталитикалық айдау

Бензинді күкіртсіздендіруге арналған каталитикалық айдау екі сатылы процесс ретінде (5.4.2-бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған. Бұл әдісті риформинг өнімінде бензолды қалпына келтіру үшін де қолдануға болады.

3

Каталитикалық депарафинизация

Каталитикалық депарафинизация процесі кеуекті құрылымы бар селективті катализаторларды қолдану арқылы жүреді. Бұл әдіспен майлау майлары тұзды парафинизацияға қарағанда төмен қату температурасына ие. Нәтижесінде парафиндердің орнына жанғыш компоненттер шығарылады (5.4.5-бөлімін қараңыз).

Жаңа қондырғыларда жалпы қабылданған. Каталитикалық депарафинизация әдісін басқа депарафинизация қондырғыларында қолдануға болады, өйткені бұл мүлдем басқа процесс. Каталитикалық депарафинизация кезінде қатаю температурасы еріткіштерді қолдану әдісіне қарағанда төмен, бірақ тұтқырлық индексі жоғары.

      ЕҚТ 26. Гидрогенизациялық процестерде каустикалық натрийді қайта пайдалану арқылы атмосфераға шығарындыларды азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Мұнай өнімдерін күйдіргіш ерітінділермен каскадты тазарту

Пайдаланылған күйдіргіш натрдың бір бөлігін бір қондырғыдан екінші қондырғыға қайта пайдалану (5.4.3-бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған

2

Пайдаланылған каустикалық натрийді пайдалану

МӨЗ - де күйдіргіш натрийді қайта пайдалану-МӨЗ-де немесе одан тыс өңдеу, қалдықтарды жағу пештерінде жою (5.4.4-бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған

6.6. Каталитикалық риформинг процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 27. Каталитикалық риформинг қондырғысынан полихлорланған дибензодиоксиндер/фурандар (ПХДД/Ф) шығарындыларын азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдаланудан тұрады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Катализатор промоторын таңдау

Регенерация процесінде полихлорланған дибензодиоксиндердің/ фурандардың (ПХДД/Ф) түзілуін барынша азайту мақсатында катализатор промоторын пайдалану. (6.30.7 бөлімді қараңыз)

Жалпы қабылданған

2

Регенерацияланған түтін газдарын тазарту


Жалпы қабылданған

3

Адсорбциялық қабаты бар тұйық циклді регенерациялық газды рециркуляциялау

Регенерациядан кейін бөлінетін газ хлорланған компоненттерді
(мысалы, диоксиндер) жою
мақсатында тазартылады.

Әдетте, ол жаңа қондырғыларға қолданылады.
Қолданыстағы қондырғыларға қатысты қолдану қалпына келтіру қондырғысының
ағымдағы конструкциясына байланысты болуы мүмкін

4

Скрубберлермен газдарды дымқыл тазарту

6.30.3 тарауды қараңыз.

Жоқ      қолдану
риформингтің жартылай регенеративті қондырғылары

5

Электростатикалық сүзгілер (ЭСФ)

6.30.1 тарауды қараңыз.

Жоқ      қолдану
риформингтің жартылай регенеративті қондырғылары

6.7. Изомерлеу процесі үшін ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 28. Хлорланған қосылыстардың атмосфераға шығарылуын азайту мақсатында ЕҚТ изомерлеу процесін жүргізу кезінде катализатордың белсенділігін қолдау үшін пайдаланылатын хлорланған органикалық қосылыстарды пайдалануды оңтайландырудан тұрады.

      ЕҚТ 29. Изомерлеу процестерінің энергия тиімділігін арттыру және атмосфераға шығарындыларды азайту мақсатында ЕҚТ төменде келтірілген технологиялардың бірін қолдануды білдіреді.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Хлорланбаған каталитикалық жүйелер (мысалы, цеолит және сульфатталған цирконий катализаторы).

Платина алу үшін катализаторды регенераторға жібермес бұрын цеолит және сульфатталған цирконий катализаторын бірнеше рет қалпына келтіруге болады.

Цеолит катализаторы негізінен гидрооқшауланбаған шикізат ағындары үшін қолданылады. Реакцияның төменгі температурасы жоғары температураларға қарағанда жақсырақ, өйткені тепе-теңдік изомерлерге айналуы төменгі температурада күшейеді.

2

Белсенді хлорид негізіндегі катализаторлар

Цеолит катализаторларымен салыстырғанда процестің жоғары тиімділігі және реакцияның төменгі температурасы (энергияны аз тұтыну).

Катализатор күкіртке өте сезімтал, сондықтан шикізатты 0,5 ppm дейін терең күкіртсіздендіру қажет.

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

      ЕҚТ 30. Висбрекинг және басқа да жылу процестері нәтижесінде төгінділерді қысқарту мақсатында ЕҚТ 9 сипатталған жергілікті тазарту техникаларын қолдану арқылы сарқынды су ағындарын тиісті тазартуды қамтамасыз ету болып табылады.

      ЕҚТ 31. ЕҚТ висбрекинг қондырғыларында кокс түзілуін төмендету мақсатында каустик немесе мұнай өнімінің ағыны бойынша жоғары орналасқан қондырғыларға бастапқы шикізатқа енгізілетін басқа да арнайы қоспалар ретінде каустикалық натрийді қолдану болып табылады.

      ЕҚТ 32. ЕҚТ конверсиялау процестерінің тиімділігін арттыру мақсатында газойльдің жылу термиялық крекинг қондырғысын қолдану болып табылады.

      Газойльдің термиялық крекингін орнату вакуумдық айдау қалдықтарын екі сатылы термиялық крекингті қолдана отырып, содан кейін газойль мен НАФТА фракцияларына бөлуге мүмкіндік береді. Кәдімгі висбрекинг қондырғысымен салыстырғанда, газойльді термиялық крекинг процесі вакуумдық қалдықты жеңіл өнімдерге айналдыруды едәуір арттырады. Айырбастау шығысы мас-ның шамамен 40 %/ мас. орнына 15 % мас./ мас. жетеді. Алынған мұнай өнімдерінің сапасы бірден жеңіл фракциялары бар ағында бағаланады. Олар дизель, бензин және нафта өндірісінде қолданылады.

      Қолданылуы: Бұл процесс жаңа зауыттарда толығымен қолданылады. Мұндай процесті қолданыстағы висбрекинг қондырғыларында ендіру мүмкін емес.

      ЕҚТ 33. НЕҚ энергия тиімділігін арттыру мақсатында реакциялық камерасы бар висбрекинг қондырғысын қолдану болып табылады

      Сипаттама: Пештен кейін мұнай өнімдерінің ағыны ұзақ байланыс уақыты бар төмен температура процесі жүретін қашықтағы реакциялық камера крекинг қондырғысына жіберіледі. Дайын өнімнің өнімділігі мен қасиеттері ұқсас, бірақ реакция камерасының келесі артықшылықтары бар - пештің құбырынан коксты алып тастау үшін қуатты аз тұтыну (30-35 %) және тоқтағанға дейін ұзақ уақыт жұмыс істеу. Жұмыс уақыты 6-18 ай, пештің висбрекингімен жұмыс істеген 3-6 аймен салыстырғанда.

6.9. Этерификациялауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 34. Этерификация нәтижесінде атмосфераға шығарындыларды азайту мақсатында ЕҚТ қалдық газдарды күйдіру жүйесіне жіберу арқылы процестен бөлінетін газдарды тиісті түрде алып тастауды қамтиды.

      ЕҚТ 35. Сарқынды суларды биологиялық тазарту жүйелерінің бұзылуын болдырмау мақсатында ЕҚТ сақтау үшін резервуарды және соңғы тазартылғанға дейін сарқынды сулар ағынында ерітілген уытты компоненттердің (мысалы, метанол, құмырсқа қышқылы, эфирлер) мөлшерін бақылау үшін өндірістік процесті басқарудың тиісті жоспарын пайдалануды көздейді.

      ЕҚТ 36. Конверсия процестерінің тиімділігін арттыру, сондай-ақ энергия тұтынуды азайту мақсатында ЕҚТ каталитикалық айдау болып табылады.

      Сипаттама: Каталитикалық айдау процесі реакция мен фракциялауды бір орнату операциясына біріктіреді. Бұл екі реактордың конструкциясын қажет етеді, олардың біреуі-каталитикалық дистилляция бағанындағы соңғы түрлендірумен бекітілген қайнау температурасы бар реактор. Реакторларда қышқыл ион алмасу шайырына негізделген катализатор қолданылады.

6.10. Каталитикалық крекинг үшін ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 37. Каталитикалық крекинг процесінің нәтижесінде NOX шығарындыларын болдырмау немесе азайту үшін (регенератордан) ЕҚT төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдануды қарастырады.

      Бастапқы немесе процеске байланысты әдістер, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Процесті оңтайландыру және промоторларды немесе қосымдарды пайдалану

1

Технологиялық процесті оңтайландыру

Пайдалану шарттарының немесе NOX түзілуін төмендетуге бағытталған әдістердің үйлесуі, мысалы, толық жану режимінде түтін газдарындағы оттегінің артық болуын азайту, со қазандығы дұрыс құрастырылған жағдайда, толық емес жану режимінде со қазандығына ауаның сатылы берілуі

Жалпы қабылданған

2

Төмен NOX тотығу промоторлары

Тек СО тотығуына селективті ықпал ететін және NO X-ге дейін аралық өнімдері бар азоттың тотығуына жол бермейтін затты қолдану: мысалы, платина емес промоторлар

Платина негізіндегі қосалқы промоутерлерді ауыстыру үшін тек толық жану режимінде қолданылады.
Максималды тиімділік үшін регенератордағы ауаның біркелкі таралуы қажет болуы мүмкін

3

NOX концентрациясын азайтуға арналған арнайы қоспалар

СО көмегімен NO қысқартуды жеделдету үшін арнайы каталитикалық қоспаларды пайдалану

Ол тек тиісті конструкциядағы толық жану режимінде және оттегінің қол жетімді артығымен қолданылады. Мыс негізіндегі NOX қалпына келтіруге арналған қоспалардың қолданылуы газ компрессорының қуатымен шектелуі мүмкін

      Технологиялық процестің соңындағы қайталама техникалар немесе техникалар, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

6.30.2-тарауды қараңыз.

Колоннаның төменгі бөлігінде ықтимал ластануды болдырмау үшін, колоннаның жоғарғы бөлігінде СКҚ қосымша сүзгілеу қажет болуы мүмкін.
Қолданыстағы қондырғылар үшін қолдануға болатын орын орнату үшін бос орын болмауымен шектелуі мүмкін

2

Селективті
каталитикалық емес
қалпына келтіру (СКЕҚ)

6.30.2-тарауды қараңыз.

ФКК қондырғысын СО қазандықтарымен ішінара жағу үшін тиісті температурада жеткілікті уақыт қажет.
Қосалқы қазандықтарсыз ФКК қондырғысын толығымен жағу үшін төменгі температура ауқымына сәйкес келетін қосымша отын (мысалы, сутегі) қажет болуы мүмкін

3

Төмен температуралы тотығу

6.30.2-тарауды қараңыз.

Тазалау үшін қосымша қуат қажет.
Озонның пайда болуы және онымен байланысты тәуекелдерді басқару мәселелерін тиісті түрде қарау қажет. Қолдану сарқынды суларды қосымша тазарту қажеттілігімен және қоршаған ортаға байланысты әсермен (мысалы, нитрат шығарындылары), сондай-ақ сұйық оттегінің жеткіліксіз жеткізілімімен (озон өндірісі үшін) шектелуі мүмкін.
Техникалардың қолданылуы бос кеңістіктің болмауымен де шектелуі мүмкін.

      Шығарындылардың тиісті мониторингі ЕҚТ 4-де көрсетілген.

      Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан NOx шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі 6.3-кестеде келтірілген.

      6.3-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан NOX шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі

Р/с №

Параметр

Орнату түрі / күйдіру режимі

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (орта есеппен) мг/Нм3

1

2

3

4

1

NOх,
NO2 ретінде көрсетілген

Жаңа қондырғы / жалпы күйдіру режимі

30-100 кем

Қолданыстағы қондырғы

100-400 кем

      ЕҚТ 38. Каталитикалық крекинг процесі нәтижесінде (регенератордан) шаң мен металдардың ауаға шығарылуын азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

      Бастапқы немесе процеске байланысты әдістер, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Тозуға төзімді катализаторды қолдану

Шаң шығарындыларын азайту мақсатында абразия мен фрагментацияға төтеп бере алатын катализаторды таңдау

Жалпы, катализатордың белсенділігі мен селективтілігі жеткілікті болған жағдайда қолданылады

2

Күкірт мөлшері төмен шикізатты пайдалану (мысалы, шикізатты таңдау немесе шикізатты гидротазалау арқылы)

Шикізатты таңдау кезінде қондырғыда қайта өңделетін ықтимал көздер арасында күкірт мөлшері төмен шикізатқа артықшылық беріледі.
Гидротазарту шикізаттағы күкірт, азот және металдар мөлшерін төмендетуге бағытталған.
6.30.3 бөлімін қараңыз

Күкірті төмен шикізаттың жеткілікті болуын, сутегін өндіру және күкіртсутегін (H2S) тазарту бойынша қуаттың болуын талап етеді (мысалы, амин және клаус қондырғылары)

      Технологиялық процестің соңындағы қайталама техника немесе тазалау техникасы, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Электростатикалық сүзгілер (ЭСФ)

6.30.1-тарауды қараңыз.

Қолданыстағы қондырғылар үшін пайдалану бос орын жетіспеушілігімен шектелуі мүмкін

2

Көп сатылы циклондық сепараторлар

6.30.1-тарауды қараңыз.

Жалпы қабылданған

3

Үш сатылы кері сүзгі

6.30.1-тарауды қараңыз.

Қолдану шектеулі болуы мүмкін

4

Қатты бөлшектерді газдардан бөлуге арналған басқа сүзгілер

6.30.1-тарауды қараңыз.

Үшінші сатыдағы керамикалық сүзгілер каталитикалық крекингтің түтін газын тазартуда тиімді екенін дәлелдейді.

5

Скрубберлермен газдарды дымқыл тазарту

6.30.3 бөлімін қараңыз

Қолдану қуаңшылық аудандарда және жанама тазарту өнімдерін (мысалы, құрамында тұз мөлшері жоғары сарқынды суларды қоса алғанда) қайта пайдалануға немесе тиісті түрде кәдеге жаратуға болмайтын жағдайларда шектелуі мүмкін.
Қолданыстағы қондырғылар үшін қолдану бос орынның жетіспеушілігімен шектелуі мүмкін

6

Құрғақ және жартылай құрғақ тазалау скрубберлері

6.30.3 бөлімін қараңыз

Төмен температурада жұмыс істейді. Пайда болған қалдықтарды қайта пайдалану қиын (гипсті өткізу нарығы жоқ) және полигонда көму үшін мүмкіндік жоқ.

      Шығарындылардың тиісті мониторингі ЕҚТ 4-де көрсетілген.

      Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан шығарылатын шаң үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі 6.4-кестеде келтірілген.

      6.4-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан шығарылатын шаң үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі

Р/с №

Параметр

Орнату типі

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (орташа айлық) * мг/Нм3

1

2

3

4

1

Шаң

Жаңа қондырғы

10 – 25

Қолданыстағы қондырғы

10 – 50**

      * күйені CO қазандығына және газ салқындатқышы арқылы үрлеуге жол берілмейді;

      ** ауқымның төменгі шегіне 4 фазалы ЭСФ көмегімен қол жеткізуге болады.

      ЕҚТ 39. Каталитикалық крекинг процесі (регенератордан) нәтижесінде SO2 шығарындыларын болдырмау немесе азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

      Бастапқы немесе процеске байланысты әдістер, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

SO2 қалпына келтіретін катализаторларға қоспаларды қолдану

Коксқа байланысты күкіртті регенератордан реакторға қайтаратын затты қолдану. қараңыз Сипаттама 6.30.3

Қолдану регенератордың конструкциясымен шектелуі мүмкін.
Күкіртсутектің мөлшерін төмендету үшін тиісті қуат қажет (мысалы, КӨҚ)

2

Күкірт мөлшері төмен шикізатты пайдалану (мысалы, шикізатты таңдау немесе шикізатты гидротазалау арқылы)

Шикізатты таңдау кезінде қондырғыда қайта өңделетін ықтимал көздер арасында күкірт мөлшері төмен шикізатқа артықшылық беріледі.
Гидротазарту шикізаттағы күкірт, азот және металдар мөлшерін төмендетуге бағытталған.
қараңыз Сипаттама 6.30.3

Күкірті төмен шикізаттың жеткілікті болуын, сутегін өндіру және күкіртсутегін (H2S) тазарту бойынша қуаттың болуын талап етеді (мысалы, амин және клаус қондырғылары)

      Технологиялық процестің соңындағы қайталама техника немесе тазалау техникасы, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Регенеративті емес тазарту

Ылғал тазарту немесе теңіз суымен тазарту.
6.30.3 тарауды қараңыз.

Қолдану қуаңшылық аудандарда және жанама тазарту өнімдерін (мысалы, құрамында тұз мөлшері жоғары сарқынды суларды қоса алғанда) қайта пайдалануға немесе тиісті түрде кәдеге жаратуға болмайтын жағдайларда шектелуі мүмкін.
Қолданыстағы қондырғылар үшін қол жетімділік бос кеңістіктің жетіспеушілігімен шектелуі мүмкін

2

Регенеративті газ тазарту жүйесі

SOX сіңіретін арнайы реагентті қолдану (мысалы, сіңіргіш ерітінді), әдетте реагент қайта қолданылған кезде қалпына келтіру циклі кезінде күкіртті жанама өнім ретінде алуға мүмкіндік береді.
6.30.3 тарауды қараңыз.

Егер қалпына келтірілген жанама өнімдер сатылуы мүмкін болса, қолдану шектеулі болады.
Қолданыстағы қондырғылар үшін қолданыстағы күкірт алу мүмкіндіктерімен, сондай-ақ бос кеңістіктің болмауымен шектелуі мүмкін.

      Шығарындылардың тиісті мониторингі ЕҚТ 4-де көрсетілген.

      Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан шығарылатын SO2 үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі 6.5-кестеде келтірілген.

      6.5-кесте. Каталитикалық крекинг процесінде регенератордан шығарылатын SO2 үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі

Р/с №

Параметр

Орнату типі/режимі

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (айына орта есеппен) мг/Нм3

1

2

3

4

2

SO2

Жаңа қондырғы

≤ 300

Қолданыстағы қондырғылар

100 – 1 200*

      * егер күкірт мөлшері төмен шикізатты іріктеу (мысалы, <0,5 % м.д.) (немесе гидротазарту) және/немесе тазарту жалпы жану режимдеріне қатысты қолданылатын болса: ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі ауқымының жоғарғы шегі ≤ 600 мг/Нм3 құрайды.

      ЕҚТ 40. Каталитикалық крекинг (регенератордан) процесі нәтижесінде көміртегі тотығының (CO) шығарындыларын азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануды көздейді.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Жағу процесін басқару

6.30.5 бөлімін қараңыз

Жалпы қабылданған

2

Көміртегі тотығының (CO)тотығу промоторлары бар катализаторлар

6.30.5 бөлімін қараңыз

Әдетте, ол тек толық жану режимі үшін қолданылады

3

Көміртегі тотығы бар қазандық (CO)

6.30.5 бөлімін қараңыз

Әдетте, ол тек толық емес жану режимі үшін қолданылады

      Шығарындылардың тиісті мониторингі ЕҚТ 4-де көрсетілген.

      6.6-кесте. Толық емес жағу режимі үшін каталитикалық крекинг процесінде регенератордан ауаға көміртегі тотығы (CO) шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі

Р/с №

Параметр

Жағу режимі

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (орта есеппен) мг/Нм3

1

2

3

4

1

Көміртек тотығы,
CO ретінде көрсетілген

Толық емес күйдіру режимі

100-ден кем

      ЕҚТ 41. NOХ, SO2, CO шығарындыларының алдын алу немесе азайту үшін ЕҚТ каталитикалық крекинг процесінің нәтижесінде (регенератордан) төменде келтірілген техниканы қолдану болып табылады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

ФКК қондырғысының регенераторынан бөлінетін түтін газдарын кәдеге жарататын қазан-кәдеге жаратушы және детандер

6.32.4 бөлімін қараңыз

Қолданыстағы қондырғылар үшін қол жетімділік бос кеңістіктің жетіспеушілігімен шектелуі мүмкін.
Шағын қондырғылар немесе төмен қысымды қондырғылар үшін детандерлер экономикалық тұрғыдан ақталмайды.

      ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі: 6.2-6.5 кестелерін қараңыз.

6.11. Олигомеризациялауға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 42. ЕҚТ олигомеризация процесінің нәтижесінде атмосфераға шығарындыларды жалпы азайтуға қол жеткізу мақсатында 6.30-бөлімде көрсетілген шығарындыларды азайту бойынша кешенді тәсілді пайдалану болып табылады.

6.12. Адсорбция процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 43. ЕҚТ экологиялық және энергетикалық тиімділігін арттыру мақсатында 6.30-бөлімде көрсетілген техниканы қолдануды көздейді.

6.13. Кокстеу процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 44. ЕҚТ кокстеу процестерінің нәтижесінде атмосфераға шығарындыларды азайту мақсатында төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалану болып табылады

      Бастапқы немесе процеске байланысты әдістер, мысалы:

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Кокс ұнтақтарын жинау және өңдеу

Кокстеудің бүкіл процесі ішінде түзілетін коксты ұсақ заттарды жүйелі түрде жинау және өңдеу (бұрғылау, өңдеу, ұсақтау, салқындату және т. б.)

Жалпы қабылданған

2

Коксты өңдеу және сақтау

қараңыз 5.12.5-бөлім және ЕҚТ 47

Жалпы қабылданған

3

Жабық үрлеу жүйесін пайдалану

Кокс барабандарынан қысымды түсіруге арналған тоқтату жүйесі

Жалпы қабылданған

4

МӨЗ технологиялық отынының құрамдас бөлігі ретінде газды рекуперациялау (барабанды пешті ашу алдында желдетуді қоса алғанда).

Алауда жағудың орнына технологиялық отын түрінде рекуперациялау үшін кокс барабанынан газ компрессорына шығарылған газдарды тасымалдау.
Флексикокинг процесіне келетін болсақ, кокстеу қондырғысынан газды тазартпас бұрын конверсия кезеңі (көміртегі тотығын (COS) H2S-ге түрлендіру үшін) қажет

Қолданыстағы қондырғыларда қолдану бос орынның болуымен шектелуі мүмкін

5

Аминді тазарту

Тоқтатылған бөлшектерді алып тастау және жылудың бір бөлігін қалпына келтіру үшін кокс газын тазалағаннан кейін, ол қыздырылады және COS конвертеріндегі катализатор қабаты арқылы өтеді, онда COS H2S-ге айналады. Содан кейін газ салқындатылып, судың көп бөлігі конденсацияланады. H2S күкіртті түпкілікті алу үшін амин тазартқыштағы кокс газынан алынады. Күкірті төмен таза кокс газы мұнай өңдеу зауыттарында отын ретінде пайдаланылуы немесе төмен калориялы газ ретінде сатылуы мүмкін.

Аминді тазарту кокстеу қондырғыларының барлық түрлеріне қолданылады

6

Пештерді кокстеу газымен немесе кокс ұнтағымен қоректендіріңіз, ұшпа заттарды алып тастаңыз және оларды пешке жағады.

Шығарындылардың алдын алу үшін пештер ұшпа заттарды алып тастап, оларды пешке жағу арқылы кокстеу газымен немесе кокстың ұсақ заттарымен тікелей қоректенуі мүмкін.
NOX құрамын тиімді төмендету үшін осы қалдық қыздыру газдарына СКҚ әдістерін қолдануға болады.
Қыздырылған кокс айналым салқындатқышқа жіберіледі, онда ол тікелей су бүрку арқылы салқындатылады. Салқындатқыштан бөлінетін газдар мультициклондар мен дымқыл скруббер көмегімен газ тазартуға өтеді.
Шаңмен күресу әдістерінен жиналған ұсақ бөлшектерді пайдаланылған ауа сүзгілері бар бункерге тасымалдау керек. Жиналған гидроциклонды ұсақ бөлшектерді өнімге қайта өңдеуге, мұнай өңдеу зауытында пайдалануға немесе өнім ретінде сатуға болады (5.12.3-бөлімін қараңыз).

Ол баяу кокстау қондырғыларынан және сұйық кокстен алынған кокс үшін қолданылады.

7

Флексикокингті қолдану

Флексикокинг процесі жылу интеграциясының жоғары деңгейіне ие. Флексикокинг процесінде жылудың жалғыз көзі газдандырғыш болып табылады, онда кокс ішінара тотығады. Кокс газындағы қалған жылу бу шығару арқылы жойылады. Егер кокстеу газы бу-газ қондырғысының газ турбинасында жағылса, энергия тиімділігін одан әрі арттыруға болады.
Барабандардан коксты сұйылту қажет емес болғандықтан, баяу кокстеуден айырмашылығы, лас сарқынды сулардың шығарылуы мен пайда болуына жол берілмейді. Сонымен қатар, кокс газынан күкірт компоненттері оңай алынып тасталады. Мас шамамен 84-88 %./ мас. көмірсутек шикізаты көмірсутек өнімі ретінде алынады, қалған бөлігі CO, CO 2 және H2O-ға айналады (5.12.4-бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған. Алайда, флексикокинг өнімдері кокстеудің басқа процестерінің өнімдерінен ерекшеленетіндіктен (мысалы, кокс өндірілмейді), осы опцияны жүзеге асыру кезінде мұнай өңдеу өнімдеріне қойылатын талаптарды ескеру қажет.

      ЕҚТ 45. Шикі коксты қыздыру нәтижесінде ауаға NOx шығарындыларын азайту үшін ЕҚТ селективті каталитикалық емес қалпына келтіруді (СКЕҚ) қолданудан тұрады.

      Сипаттама: 6.30.2 бөлімін қараңыз.

      Қолданылуы

      СКЕҚ техникасының қолданылуы (әсіресе болу уақыты мен температуралық терезеге қатысты) кокстеу процестерінің ерекшелігіне байланысты шектелуі мүмкін.

      ЕҚТ 46. ЕҚТ кокстеу процесінің нәтижесінде атмосфераға SOx шығарындыларын азайту үшін төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдану қажет.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Регенеративті емес тазарту

Ылғал тазарту немесе теңіз суымен тазарту.
6.30.3. бөлімді қараңыз

Қолдану қуаңшылық аудандарда және жанама тазарту өнімдерін (мысалы, құрамында тұз мөлшері жоғары сарқынды суларды қоса алғанда) қайта пайдалануға немесе тиісті түрде кәдеге жаратуға болмайтын жағдайларда шектелуі мүмкін.
Қолданыстағы қондырғыларға келетін болсақ, қолдану бос орынның болуымен шектелуі мүмкін

2

Регенеративті газ тазарту жүйесі

SOx сіңіретін арнайы реагентті қолдану (мысалы, сіңіргіш ерітінді), әдетте реагент қайта қолданылған кезде қалпына келтіру циклі кезінде күкіртті жанама өнім ретінде алуға мүмкіндік береді.
6.30.3 бөлімін қараңыз.

Қолданылуы шектелген жағдайы, қашан регенерированные жанама өнімдер сатылуы мүмкін.
Қолданыстағы қондырғыларға келетін болсақ, қолданыстағы күкірт алу мүмкіндіктерімен, сондай-ақ бос орынның болуымен шектелуі мүмкін.

3

Жоғары сапалы шикізатты пайдалану

Процесс нәтижесінде күкірт диоксидінің шығарындыларын азайтудың негізгі нұсқасы бастапқы шикізатта мүмкіндігінше төмен күкірт құрамын пайдалану болып табылады. Іс жүзінде күкірттің төмен мөлшері әдетте өнімнің сапасына сәйкес қолданылады, өйткені күкірттің едәуір бөлігі өнімде қалады. Бұл процесте күкірт оксидтерінің шығарындыларын бақылау үшін DeSOX катализаторының қоспасынан басқа, ФКК қондырғысында қолдануға болатын шығарындылармен күресудің бірдей әдістері де қолданылуы мүмкін (5.12.8 бөлімін қараңыз).

Ол әдетте түтін газдарының мұнай коксын қыздыру үшін қолданылады

      ЕҚТ 47. ЕҚТ кокстеу процесі нәтижесінде атмосфераға шаң шығарындыларын азайту мақсатында төменде келтірілген техникалардың комбинациясын қолдану болып табылады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Электростатикалық сүзгілер (ЭСФ)

6.30.1-тарауды қараңыз.

Қолданыстағы қондырғыларға келетін болсақ, қолдану бос орынның болуымен шектелуі мүмкін. Графит пен анодтық коксты күйдіру үшін кокс бөлшектерінің жоғары қарсылығына байланысты қолдану шектелуі мүмкін

2

Көп сатылы циклондық
сепараторлар

6.30.1 бөлімін қараңыз.

Жалпы қабылданған

3

Коксты өңдеу және сақтау технологиясы

Конвейерлік таспаларды жабу және герметизациялау.
Шаңды алу немесе жинау үшін аспирациялық жүйелерді қолдану.
Ыстық үрлеудің жабық жүйесін пайдалану.
Жүктеу аймағын қоршау және оң/теріс қысымды ұстап тұру, сөмке сүзгілері арқылы шығу. Балама ретінде шаңды кетіру жүйелері тиеу жабдықтарына салынуы мүмкін.
Пневматикалық жиналған ұсақ бөлшектерді гидроциклондардан пайдаланылған ауа сүзгілері бар бункерге тасымалдау. Шаң жинау жүйелері сөмке сүзгілерін қолдана отырып өңдеуге, сақтауға және тиеуге арналған. Жиналған ұсақ бөлшектер жабық құралдармен сақтауға кәдеге жаратылады (анықтамалықтың 5.12.5-бөлімін қараңыз).

Коксты майлау кейде сұйық және кальциленген кокста қолданылады, бірақ баяу кокспен сирек қолданылады.
Кокс ұсақтарын жинау және өңдеу негізінен мұнай коксын қыздыру қондырғыларына, сұйық кокс қондырғыларына және флексикокинг қондырғыларына қолданылады.

4

Тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын болдырмау

Шаңды жинау жүйелері тазартуды қамтамасыз ету үшін кокстеу процестерінің барлық тиісті бөлімдерінде қолданылады:
кокс газы;
мұнай коксын қыздыру қондырғысында коксты салқындату кезінде пайда болатын газ;
мұнай коксын қыздыратын қондырғыдан бөлінетін газдар жағылады, олардың құрамында кокс ұсақ-түйектері де бар. Ыстық түтін газдары шаңды жинау жүйесімен жабдықталған қазандықтан өтеді.
ФКК қондырғысында қолданылатын тоқтатылған бөлшектердің шығарындыларын бақылау әдісіне қосымша, сөмке сүзгілерін кокстеу процестері үшін де қолдануға болады

ЭСФ қарағанда жоғары тиімді гидроциклондарды қолдану жеңіл.


6.14. Битум өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 48. Битум өндірісі процесінде атмосфераға шығарындылардың алдын алу және азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің бірін қолдана отырып, бас погондардың газдарын өңдеуден тұрады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

800 °С жоғары температурада газ тәрізді өнімдердің термиялық тотығуы

6.30.6 бөлімді қараңыз.

Битумды үрлеуді орнату үшін қолданылады

2

Колоннаның бас погондарының газдарын ылғалды тазалау

5.13.2 бөлімді қараңыз.

Битумды үрлеуді орнату үшін қолданылады

      ЕҚТ 49. Битум материалдарын сақтау және тасымалдау процестерінде атмосфераға шығарындылардың алдын алу және азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың бірін қолдану арқылы сақтау жағдайынан тұрады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Тиісті температурада сақтау және азот жастығымен оқшаулау жағдайында сақтау үшін тиісті резервуарларда сақтау

Резервуарды жүктеу және түсіру әдетте келесідей:
егер резервуар толтырылған болса, онда азот резервуарға кірмейді және қысым азаяды, бұл газдың бір бөлігін буландыруға мүмкіндік береді;
егер резервуар төмен жылдамдықпен түсірілсе, онда резервуарға аз мөлшерде азот түседі;
егер түсіру жылдамдығы жоғары болса, онда азоттың көп мөлшерін пайдалану керек.

Битум материалдарын өндіру, сақтау, тасымалдау процестері үшін жалпыға бірдей қолданылады

2

Резервуарды тазалау жүйесімен жабдықтау

5.13.1 бөлімді қараңыз.

Битум материалдарын сақтау процестері үшін жиі қолданылады

3

Желдету жүйесімен жабдықтау

битумды сақтау кезіндегі иісті газдарды желдету және резервуарларды қоқыс жағу қондырғысында араластыру/толтыру операцияларын желдету;
резервуарлардың жоғарғы жүктемесінде пайда болған сұйық аэрозоль элементін сәтті алып тастай алатын ықшам дымқыл электростатикалық сүзгілерді қолдану;
белсендірілген көмірдегі адсорбция

Битум материалдарын өндіру, сақтау, тасымалдау процестері үшін жалпыға бірдей қолданылады

      ЕҚТ 50. Конденсацияланбайтын өнімдерді, сондай-ақ сепараторлардағы конденсаттарды болдырмау және азайту үшін қажет болған жағдайда қосалқы отынды немесе өнеркәсіптік жылытқыштарды пайдалана отырып, арнайы құрастырылған қалдықтарды жағу пешінде жағуға болады.

      Қолданылуы: Битум буларынан құтылу үшін кеңінен қолданылады.

6.15. Күкіртті сутекті қайта өңдеу процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 51. Күкіртсутекті қайта өңдеуге қатысты ЕҚТ ретінде гидрогенизация, каталитикалық процестермен және ілеспе газдарды тазартумен байланысты 5-бөлімнің тиісті тармақтарында көрсетілген ЕҚТ қолданылады.

6.16. Сутегін өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 52. Синтез газын өндіру процесінде атмосфераға шығарындыларды азайту үшін ЕҚТ төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдануы керек.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Метанның бу риформингі

Бу риформинг қондырғысы отынды жағу арқылы бу риформинг реакциясы үшін жоғары температурада көп мөлшерде жылу беруі керек, нәтижесінде түтін газдарында көп мөлшерде жылу жоғалуы мүмкін. Нәтижесінде көптеген мұнай өңдеу зауыттары жылу интеграциясы аясында жылуды қалпына келтіреді. Алайда, жалпы тәсіл ретінде келтірілген мәндер бірлескен өндірістің синергиясы арқылы қол жеткізуге болатын атмосфералық шығарындылардың ықтимал азаюы болып табылады. Барлық процестер бағалы өнім ретінде буды бұру үшін МӨЗ-де пайдаланылуы мүмкін, сол арқылы басқа жерлерде буды бөліп шығару қажеттілігін жояды және энергияны үнемдеуге және CO2 шығарындыларына тікелей алып келеді. Сонымен қатар, егер CO2 тұтынушылары болса, мысалы, ауылшаруашылығы, тамақ өнеркәсібі және сусындар өндірісі немесе жақын маңдағы басқа химиялық заттар сияқты сұраныс пайда болуы мүмкін және көмірқышқыл газына сұраныс пайда болуы мүмкін, оны C 2 ретінде шығарудың орнына өнімді пайдалануға болады (5.15.1 бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған

2

Жартылай тотығу технологиясы

Цикл ішіндегі газдандырылған бу-газ қондырғысы (ПУВГ) сутекті жеткізуші ретінде де жұмыс істей алады, бұл жағдайда сутегі синтез газынан шығарылады (күкіртті алып тастағаннан кейін), онда шикізат жоғары температурада оттегімен әрекеттеседі (5.15.2 бөлімін қараңыз).

Күрделі және пайдалану шығындары. Химиялық заттарды өндіруге қойылатын стандартты талаптар-бұлПУВГ көмегімен 200 МВт-тан астам электр энергиясын өндіру немесе үлкен көлемде сутегі, көміртегі тотығы мен буды пайдалану

3

Газды қыздыру риформингі (GHR)

Газды қыздыру риформинг әдісі (GHR) әдетте әдеттегі синтез-газ генераторынан кейін жылу алмасу реакторын қолдана отырып, шикі синтез-газдан жоғары температуралы өндіріс қалдықтарымен жылытылатын ықшам қондырғыны пайдаланады. Басқа мысалдарда GHR толығымен синтез-газ генераторына біріктірілуі мүмкін (5.15.3 бөлімін қараңыз).

Жалпы қабылданған

4

Сутекті тазарту технологиясы

Газ ағынын мезгіл-мезгіл бір ыдыстан екінші ыдысқа ауыстырып отыратын адсорбердің бірнеше қабатын қолдану қысымды төмендету және үрлеу арқылы адсорбентті қалпына келтіруге мүмкіндік береді, осылайша адсорбцияланған компоненттерді босатады. Десорбцияланған газ ыңғайлы жерде отын ретінде қолданылады.
Атмосфералық шығарындыларды азайту үшін КЦА жүйелерін сутекті тазарту үшін ғана пайдалану.
C/H қатынасы жоғары отынның орнына риформинг пешінде МӨЗ отын газы ретінде КЦА қалдық газын пайдалану.
Тазалау коэффициентіне көлемдік құрамның 80 % - ына қол жеткізуге мүмкіндік беретін мембраналық технологияны пайдалану (5.15.4-бөлімін қараңыз).



6.17. Хош иісті көмірсутектерді өндіруге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 53. Хош иісті көмірсутектерді өндіру процесі нәтижесінде атмосфераға шығарындыларды жалпы азайтуға қол жеткізу мақсатында ЕҚТ 6.30-да көрсетілген шығарындыларды азайту бойынша кешенді тәсілді қолдануы тиіс.

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

      ЕҚТ 54. Ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстарын сақтау кезінде ауаға ҰОҚ шығарындыларын азайту үшін ЕҚT қалқымалы шатырлы сақтау резервуарларын, жоғары тиімді тығыздағыштармен жабдықталған понтонды резервуарларды немесе буды қалпына келтіру жүйесіне қосылған стационарлық шатырлы резервуарды пайдаланудан тұрады.

      Сипаттама: 5.17-бөлімі қараңыз

      Қолданылуы

      Қолданыстағы резервуарлардағы үшінші тығыздағыштарды жаңарту үшін жоғары тиімді тығыздағыштардың қолданылуы шектелуі мүмкін. Тек тұрақты шатыры бар тік резервуарларға арналған.

      ЕҚТ 55. Ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстарын сақтау кезінде ауаға ҰОҚ шығарындыларын азайту үшін ЕҚT төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын қолдануы керек.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Шикі мұнайға арналған резервуарды тазарту

Резервуарды қолмен тазалауды жұмысшылар жүзеге асырады,
тұнбаны қолмен

Жалпы қабылданған

Резервуарларды тазалаудың толық автоматтандырылған әдістері. Қазіргі уақытта мұндай қондырғылар шикі мұнай мен мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын тазарту мақсатында жобалануда. Жабық тізбектегі жүйелерде жұмыс істейтін резервуарларды тазартудың автоматтандырылған әдістері қоршаған ауаға ҰОҚ шығарындыларын азайтады.

Бұл әдісті қолдану резервуарлардың түрі мен мөлшерімен және қалдықтарды өңдеу түрімен шектеледі.

2

Тұйықталған жүйені қолдану

Ішкі тексеруге келетін болсақ, резервуарларды мезгіл-мезгіл босатып, тазартып, газдардан тазарту керек. Бұл тазарту резервуардың түбіндегі шөгінділерді ерітуді қамтиды. Өндіріс циклінің соңында мобильді шығарындыларды бақылау технологиясымен біріктіруге болатын тұйықталған цикл жүйелері ҰОҚ шығарындыларын болдырмайды немесе азайтады
 

Қолдану шектеулі болуы мүмкін, мысалы, қалдық түрі, резервуардың төбесі немесе резервуар материалдары

3

Сақтауды ұйымдастыру жүйесі (өндірістік процесті басқару және бақылау)

Сақтау резервуарлары ҰОҚ шығарындыларының ең үлкен көздерінің бірі болғандықтан, пайдаланылған резервуарлар санын азайту ҰОҚ шығарындыларын азайтуға көмектеседі. Осының салдарынан резервуардың түбіне тұнған қалқыма бөлшектердің саны және тауарлық сарқынды сулардың көлемі азаяды.

Техника негізінен жаңа қондырғыларда қолданылады

4

Жылу шағылыстырғыш әсері бар ашық түсті резервуарларды бояу

Шамадан тыс буланудың алдын алу үшін және сақталған сұйықтықтың булану жиілігінің жоғарылауына жол бермеу үшін ұшпа материалдары бар резервуарларды ашық түспен бояған жөн

Жалпы қабылданған

5

Мұнай өнімдерін төменгі құю

Құю-ағызудың ернемекті құбыры резервуардың ең төменгі нүктесінде орналасқан саптамаға қосылған. Резервуардағы желдеткіш құбыр газ қысымын тұрақтандыратын құбырға, газды ұстап қалу қондырғысына немесе желдеткішке қосылады. Соңғы жағдайда ҰОҚ атмосфераға шығарылады. Құю құбырындағы ернемекті қосылыс құбырды ең аз ағып кетулермен/шығарындылармен ажыратуға мүмкіндік беретін арнайы конструкцияға ("бұғаттау қосылысы") ие.

Техника негізінен жаңа қондырғыларда немесе резервуарлық парктерді жаңарту кезінде қолданылады

6

Шатырдың екінші және үшінші тығыздағыш бекітпелерін орнату

Қалқымалы шатырдың қақпағындағы екі немесе үш тығыздау қабаты мұнай өнімдерін сақтау резервуарларынан ҰОҚ шығарылуынан бірнеше рет қорғауды қамтамасыз етеді.

Бірнеше тығыздағыш жапқыштар жаңа қондырғыларға оңай орнатылады

      ЕҚТ 56. Сұйық көмірсутекті қосылыстарды сақтау кезінде топырақ пен жер асты суларының ластануын болдырмау үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдаланудан тұрады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Коррозияны бақылау, алдын алу және бақылауды қамтитын техникалық қызмет көрсету бағдарламасы

Басқару жүйесі, оның ішінде ағып кетуді анықтау және толып кетудің алдын алу үшін операциялық бақылау, қорларды бақылау және тәуекелге негізделген процедуралар резервуарларды олардың тұтастығын растау үшін белгілі бір уақыт аралығында тексеру, сондай-ақ резервуарлардың тығыздығын жақсарту үшін техникалық қызмет көрсету, резервуарлардың электрохимиялық қорғанысын орнату. Сондай-ақ, төгілулер жер асты суларына жетпей тұрып әрекет ету үшін төгілудің салдарларына жүйелі түрде жауап беруді қамтиды. Әсіресе техникалық қызмет көрсету кезеңінде күшейтіңіз

Жалпы қолдануға болады

2

Қос түбі бар резервуарлар

Бірінші материалдың шығарындыларынан қорғауды қамтамасыз ететін екінші өткізбейтін түбі

Әдетте жаңа резервуарлар үшін және қолданыстағы резервуарларды күрделі жөндеуден кейін қолданылады*

3

Өткізбейтін геомембраналар

Резервуардың бүкіл түбінің астындағы үздіксіз ағып кету тосқауылы

Жаңа резервуарлар үшін және бар резервуарларды күрделі жөндеуден кейін толық қолданылады*

4

Үйінді кеңістігінің жеткілікті көлемі. Резервуарлық паркті қоршау

Резервуарлық парктің топырақ үйіп бекітілген кеңістігі ықтимал қабықтың жыртылуынан немесе толып кетуінен туындаған ірі төгілулерді болдырмауға арналған (экологиялық себептер бойынша да, қауіпсіздік себептері бойынша да). Көлемі және онымен байланысты құрылыс ережелері, әдетте, жергілікті ережелермен анықталады

Жалпы қолдануға болады

5

Ағып кетуді анықтау жүйесі

Бұл әдіс бақылау люгінің, бақылау ұңғымаларының және өндірістік ресурстарды басқару жүйесінің болуын қарастырады. Жетілдірілген жүйелерде электронды сенсор зондтары немесе бергіште импульсті өткізу кабельдері бар

Жалпы қабылданған

6

Объектідегі герметикалық төсем

Мұнай өнімдері өңделетін учаскенің төсемі мен жиек жабыны материалдың ықтимал төгілуін жою үшін қажет.

МӨЗ-дің жаңа және жұмыс істеп тұрған объектілері үшін толығымен қолдануға болады

      * 2 және 3 технологиялар, әдетте, резервуарлар сұйықтықтарды (мысалы, битумды) өңдеу үшін қыздыруды қажет ететін өнімдерге арналған және қатаю салдарынан ағып кету мүмкін болмаған жағдайларда қолданылмауы мүмкін.

      ЕҚТ 57. Ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстарын тиеу және түсіру операциялары нәтижесінде ауаға ҰОҚ шығарындыларының алдын алу немесе азайту үшін ЕҚT бу шығару коэффициентіне 95 % - дан кем емес қол жеткізу үшін төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдануды қамтиды.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы *

1

2

3

4

1

Буларды рекуперациялау:
Конденсация
Сіңіру
Адсорбция
Мембраналық бөліну
Гибридті жүйелер

6.30.6 бөлімді қараңыз.

Әдетте тиеу-түсіру жұмыстарына қолданылады

2

Тактілік құюды автоматтандырылған орнату (АУТН)

Тактілік құюдың (АУТН) автоматтандырылған қондырғысы құю телескопиялық құбырлар арқылы цистерналарға мұнай өнімдерінің әр түрлерін тікелей өлшеуге және құюға, сондай-ақ тиеу аймағынан буларды алып тастауға және рекуперациялауға арналған қондырғы толық герметикалық құюды қамтамасыз етеді және көмірсутек буын ұстап, оларды жүйеге қайтаратын сүзгілердің заманауи жүйесімен жабдықталған.

Жалпы қолданылатын, қызмет көрсететін персоналға болмашы қажеттілік; авариялық жағдайларды немесе персоналдың қате әрекеттерін болдырмайтын бұғаттаулардың болуы; перспективалы модельдерді қоса алғанда, ЖПҚ жолдары бойынша жүретін отандық цистерналардың барлық типтері мен модельдерін қабылдау қабілеті.

3

Мұнай өнімдерін құю процесінде бу қысымын тұрақтандыру

Теңестіру құбырларын пайдалану. Содан кейін ығыстырылған қоспасы шығыс резервуарына қайтарылады және осылайша сорылған сұйықтық көлемін ауыстырады. Құю операциялары кезінде буланатын булар тиеу резервуарына қайтарылады. Егер резервуар тұрақты шатыры бар болса, онда олар бу ұсталғанға немесе жойылғанға дейін сақталады.

Әдетте тиеу-түсіру жұмыстарына қолданылады.

4

Сарқынды араластыру

Сарқынды араластыру мұнай өнімдерінің ағынын өңдеу операцияларының жалпы санын азайтады. Нәтижесінде резервуардан мұнай өнімдерін құю-ағызу сирек кездеседі, бұл атмосфераға шығарындылардың жалпы көлемінің төмендеуіне әкеледі. Қоспадағы компоненттердің оңтайландырылған қатынасы дайын өнімнің барлық маңызды сипаттамаларына сәйкес келеді. Сарқынды араластыру белгілі бір мағынада сынақтар мен қателіктер арқылы жүзеге асырылады, ал автоматтандырылған тәсіл уақытты едәуір қысқартады

Әдетте тиеу-түсіру операцияларына және мұнай өңдеу өнімдерінің фракцияларын араластыру блогы бойынша МӨЗ-ді жаңғырту кезінде қолданылады.

      *Буды жою қондырғысы (мысалы, жану арқылы), егер қайтарылған будың көлеміне байланысты буды қалпына келтіру қауіпті немесе техникалық мүмкін болмаса, буды қалпына келтіру қондырғысымен ауыстырылуы мүмкін.

      Шығарындылардың тиісті мониторингі ЕҚТ 4-де көрсетілген.

      Ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстарын тиеу және түсіру операциялары нәтижесінде метан емес ҰОҚ үшін ҒТ қолданумен және ауадағы бензол шығарындыларымен байланысты шығарындылардың деңгейлері 6.7-кестеде келтірілген.

      6.7-кесте. Ұшпа сұйық көмірсутек қосылыстарын тиеу және түсіру операциялары нәтижесінде метан емес ҰОҚ үшін ЕҚТ қолданумен және ауадағы бензол шығарындыларымен байланысты шығарындылар деңгейі:

Р/с №

Параметр

ЕҚТ қолданумен байланысты технологиялық көрсеткіштер
(сағатына орта есеппен) *

1

2

3

1

Метан емес ҰОҚ

0,15 – 10 г/Нм3 **, ***

2

Бензол ***

<1 мг/Нм3

      Үздіксіз режимдегі сағаттық мәндер:

      *төменгі мәнге екі сатылы гибридті жүйелер арқылы қол жеткізуге болады;

      **жоғарғы мәнге бір сатылы адсорбциялық немесе мембраналық жүйемен қол жеткізуге болады;

      ***НMLOС шығарындылары ауқымның төменгі шекарасында болған жағдайда бензолды бақылау қажет болмауы мүмкін.

      ЕҚТ 58. Төменгі ЕҚТ қалдықтарының мөлшерін азайту үшін мұнай мен суды бөлу әдістерін қолдану қажет

      Сипаттама: Резервуардағы төменгі қалдықтардың мөлшері резервуардың түбінде қалған мұнай мен суды мұқият бөлу арқылы азаяды. Сүзгілер мен центрифугалар мұнайды алу және өңдеуге жіберу үшін де қолданылады. Басқа қолданылатын әдістер-бұл құбыр резервуарларына бүйір тармақтарын, реактивті араластырғыштарды орнату немесе химиялық заттарды қолдану. Бұдан әрі негізгі тұнба мен су МӨЗ тазарту құрылыстарына беріледі (5.17.10-бөлімін қараңыз).

      Экологиялық тиімділік:

      Шикі мұнай резервуарларындағы төменгі қалдықтар құрамында МӨЗ-дегі қатты қалдықтардың үлкен пайызы бар, оларды ауыр металдардың болуына байланысты кәдеге жарату қиын. Олар ауыр көмірсутектерден, тоқтатылған бөлшектерден, судан, коррозия өнімдерінен және шөгінділерден тұрады.

      ЕҚТ 59. Төгілуді, ағып кетуді және басқа да ысыраптарды азайту және/немесе болдырмау үшін ЕҚТ материалдарды сақтаудың қосымша әдістерін қолдануды қамтиды

      Сипаттамасы: Материалдарды тиісті дәрежеде пайдалану және сақтау қалдықтардың пайда болуына, атмосфераға және су кеңістігіне шығарылуына әкелетін төгілулер, кемулер және басқа да ысыраптар мүмкіндігін барынша азайтады (5.17.13-бөлімін қараңыз).

      пайдалану үлкен контейнерлер орнына металл ыдыстар;

      мұнай сақтауға арналған бос металл бөшкелер санын азайту;

      контейнерлерді жер бетінде сақтау бетонның төгілуі немесе "терлеуі" нәтижесінде коррозияның пайда болуына жол бермейді;

      контейнерді босату жағдайларын қоспағанда, контейнерлерді жабық сақтау;

      жүйелі қарап-тексеру;

      резервуарларды қалқымалы шатырмен жабдықтау;

      күкірт сақтау резервуарларынан желдету тесіктерін қышқыл газы бар құрылғыларға немесе басқа да газдарды ұстау қондырғыларына жүргізу;

      резервуарлық парктерден шығарындыларға қарсы күрестің орталық жүйелеріне сору желдеткіші;

      құбыршекті қосуға немесе мұнай өнімдерін құбыр арқылы ағызуға арналған өздігінен тығыздалатын жалғағыш муфтаны орнату;

      оқшаулағыш материалдарды төсеу және / немесе блоктау құрылғыларын орнату;

      құю жеңі контейнердің үстінде толық орналастырылғанға дейін іске қосылмайтын жағдайларды қамтамасыз ету;

      резервуарлардың толып кетуін болдырмайтын құрылғыларды немесе рәсімдерді қолдану;

      авариялық деңгейдегі дабыл резервуарлық қорларды есепке алудың үлгілік жүйесінен дербес жұмыс істейді.

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

      ЕҚТ 60. Табиғи газдан өнім өндіру кезінде SO2 шығарындыларын азайту үшін ЕҚТ 80 және ЕҚТ 81 қолдану болып табылады.

      ЕҚТ 61. Табиғи газдан өнім өндіру кезінде NOx шығарындыларын азайту үшін ЕҚТ 6.28 және 6.30-бөлімдерде көрсетілген, бірақ аталған техникамен шектелмейтін техниканы қолдануы тиіс

      ЕҚТ 62. Табиғи газдан сынаптың шығарылуын болдырмау үшін ЕҚТ сынапты алып тастауды және қалдықтарды кәдеге жарату үшін құрамында сынабы бар шламды рекуперациялауды қамтиды.

      ЕҚТ 63. Табиғи газ терминалдары мен басқа да процестерді пайдалану кезінде ҰОҚ шығарындыларының алдын алу үшін МӨЗ процестерінде табиғи газ бен өндірілген газ тәрізді технологиялық отынның шығарылуын болдырмау қажет, ЕҚT төменде келтірілген әдістердің біреуін немесе комбинациясын қолдануы керек, бірақ олармен шектелмейді.

      1) қырғышты іске қосу / қабылдау камерасының элементтерін пайдалану жиілігін азайту, жоғары жылдамдықта герметиктермен жұмыс істеу, яғни эмульсиялық режим шарттарын пайдалану;

      2) қондырғыны тиісті таңдау және жобалау арқылы технологиялық қондырғының кездейсоқ тоқтауын және желдетілуін барынша азайту (қажет болған жағдайда, мысалы, техникалық қызмет көрсету, істен шығу және қайта жөндеу мақсаттары үшін);

      3) экологиялық маңызды проблеманы (CFC)тудыратын газдың шық нүктесін бақылау үшін салқындатқыштарды пайдалануды болдырмау;

      4) гликоль мен метанолды сақтау орындары мен регенерациялау қондырғыларынан бөлінетін жоғарғы өнімдер мен кез келген газды конденсациялау және жағу;

      5) ағып кетуді анықтау және жою бағдарламасын қолданыңыз (LDAR);

      ЕҚТ 64. Табиғи газдан күкіртсутекті аминмен ("тәттілендіру" процесі) шығару бойынша ЕҚТ

      Анықтама: Көптеген реакциялар H2S негізінен протондарды беру арқылы сулы аралас амин ерітіндісімен жұтылған кезде пайда болуы мүмкін.

      Экологиялық тиімділік: табиғи газдағы H2S концентрациясының төмендеуі.

      Қолданылуы: жалпы қабылданған.

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

      ЕҚТ 65. ҰОҚ шығарындыларын болдырмау және азайту үшін ЕҚT жоғары тығыздықты жабдықты пайдаланудан тұрады (6.30.6 бөлімін қараңыз)

      ЕҚТ 66. Көмірсутекті компоненттердің шығынын азайту және оларды газдардан максималды алу үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын қолданудан тұрады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Төмен температуралы сепарациямен газдарды бензиндеу техникасы (газдардан мақсатты көмірсутекті компоненттерді алу техникасы)

ЕҚТ -10 -25 °С-қа дейінгі температураларда С3+ төмен температуралы сепарациясымен көмірсутектерді алу және түзілген тепе-тең газ және сұйық фазаларды бөлу техникасы болып табылады. Сұйық фаза негізінен С3+ көмірсутектерінен, ал газ метан мен этаннан тұрады.
НТС қондырғыларының тиімділігі бастапқы газдың құрамына, төмен температуралы сепаратордағы температура мен қысымға байланысты. Процестің температурасы неғұрлым төмен болса және бастапқы газдағы ауыр көмірсутектердің мөлшері неғұрлым көп болса, соңғысының экстракция дәрежесі соғұрлым жоғары болады.
Табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар (пропан, бутан), тұрақтандыру газы өнім болып табылады.

Табиғи газбен үздіксіз қамтамасыз етудің сыртқы көздері болған жағдайда, жалпыға бірдей қолданылады,
МӨЗ газ тәрізді отынды көп және сапалы өндіру мүмкіндігі кезінде газ тәрізді технологиялық отынға қатысты

2

Көмірсутектерді төмен температуралы конденсация (НТК) немесе төмен температуралы конденсация және ректификация әдісімен алу техникасы

ЕҚТ -120 °С дейінгі температураларда (турбодетандерден шығудағы температура) көмірсутек шикізатының (шикізаттық табиғи газдың) төмен температуралы конденсациясы (НТК) С3+ көмірсутектерін алу және түзілген тепе-тең газ және сұйық фазаларды бөлу техникасы болып табылады.
Табиғи жанғыш газ, сұйытылған көмірсутекті газдар (пропан, бутан) өнімдер болып табылады.
Сыртқы тоңазытқыш циклдарын пайдалану Этан алу дәрежесіне 87 % - ға дейін, пропан - 99 % - ға дейін, бутан және жоғары-100 % - ға дейін қол жеткізуге мүмкіндік берді.

Жалпы қабылданған

3

Газдарды сорбциялық бензиндеу техникасы

НТД ауыр көмірсутекті компоненттердің төмен температуралы абсорбциясын (НТА) орнату; деэтанизациялау қондырғысы; құрғақ бензинді газды терең қайта өңдеудің криогенді қондырғысы қолдану мүмкіндігімен газдарды сорбциялық бензиндеу техникасы болып табылады.

Жалпы қабылданған

4

Жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын күкірт қосылыстарынан тазарту әдісі

ЕҚТ жеңіл көмірсутектердің кең фракциясын өңдеу (ЖККФ) және ЖККФ күкірт қосылыстарынан тазарту техникасы болып табылады.

Жалпы қабылданған

5

Сұйытылған көмірсутекті газдарды (СУГ) алу техникасы

ЕҚТ қолдану мүмкіндігі бар СУГ алу техникасы болып табылады: газды төмен температуралы бөлу қондырғысы, пропан және пропан-бутан алу қондырғысы.

Жалпы қабылданған

6

Табиғи газдан гелий бөлу техникасы

ЕҚТ гелийді табиғи газдан бөліп шығару техникасы болып табылады: гелий, этан және ЖККФ алу қондырғылары, гелий концентратын алу және этан фракциясы мен ЖККФ бөліп шығару қондырғылары, гелийді тотықтыру қондырғылары.

МӨЗ-ді және ГӨЗ-ді жаңғырту кезінде жалпыға бірдей қолданылатын

7

ЖККФ ректификациялық бөлу техникасы (газ фракциялау қондырғылары)

ЕҚТ толық қайта өңдеу схемасы бойынша (өнім ретінде жеке компоненттерді - пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ немесе олардың қоспаларын алу) немесе қысқартылған қайта өңдеу схемасы бойынша (өнім ретінде алу - пропан, бутан фракциясы, пентан фракциясы немесе С5+фракциясы) буды жылыту агенті ретінде пайдалана отырып, ГФУ-ға ректификациялау әдісімен ЖККФ бөлу техникасы болып табылады.

Жалпы қабылданған

6.21. Салқындату жүйелері процестеріне арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 67. Салқындату процестерінде көмірсутегі шығынының алдын алу және атмосфераға шығарындыларды азайту үшін ЕҚТ ағуды анықтау жүйесімен байланысты үздіксіз мониторинг арқылы көмірсутегі шикізатының салқындату ортасына ағуын болдырмаудан тұрады (LDAR бағдарламасы 6.30.6-бөлімді қараңыз).

      ЕҚТ 68. Сарқынды сулардың ластануын азайту және оларды сапалы тазартуды арттыру үшін ЕҚТ салқындатқыш және технологиялық суларды бөлуді қамтиды.

      Сипаттама: Технологиялық сулар салқындатқыш суларға қарағанда ластанған болғандықтан, олардың бөлінуін сақтау маңызды. Салқындатқыш суды өңдеу қажет болған жағдайда ғана (қайта өңдеу жүйелері) оларды араластыру керек, содан кейін тек қажетті жерде (технологиялық суларды алғашқы өңдеуден кейін).

      Экологиялық тиімділік: бөлу салқындатқыш судың басқа сулардан келетін мұнаймен ластануын азайтады. Бұл сарқынды суларды тазарту қондырғысымен мұнай өндіруді арттырады.

6.22. Энергетикалық жүйелерге арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      Осы бөлімде энергетикалық жүйеге арналған техникалардың толық емес тізбесі берілген. Энергия тиімділігін арттыру, жылуды интеграциялау мен рекуперациялауды жақсарту жөніндегі техникалардың толық тізбесі "шаруашылық және/немесе өзге де қызметті жүзеге асыру кезіндегі энергетикалық тиімділік" ЕҚТ бойынша анықтамалықта қаралады.

      ЕҚТ 69. Буды тұтынуды азайту және оны МӨЗ технологиялық процестерінде тиімді басқару үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын пайдалануы тиіс.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

N2 сияқты инертті газға ауыстыру

N2 сияқты инертті газ балама бола алады бумен тазарту операциялары үшін, әсіресе жеңіл өнімдер үшін

Жалпы қабылданған

2

Пайдаланылған жылуды рекуперациялау

Ыстық түтін газдарынан (мысалы, түтін құбырларынан) және ыстық өнімдер ағындарынан кәдеге жарату қазандықтарында (WHB немесе ЖЭО) пайдаланылған жылуды рекуперациялау

Негізінен жаңа қондырғыларда немесе қондырғыларды жаңғырту процесінде қолданылады

      ЕҚТ 70. Ауаға шығарындыларды болдырмау немесе азайту, сондай-ақ МӨЗ, ЕҚТ технологиялық процестерінен жылу энергиясын қысқарту мақсатында төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын қолдану болып табылады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Отынның баламалы түрлерін пайдалану (табиғи газ, газ тәріздес технологиялық отын)

Отынның жоғары калориялы түрін қолдану, мысалы, табиғи газ, газ тәрізді технологиялық отын МӨЗ жүйелерін энергия үнемдеуге, сондай-ақ SO2, NOx, CO2 және металдар мен қатты заттардың шығарындыларын азайтуға оң әсерін тигізуі мүмкін.

Табиғи газбен үздіксіз қамтамасыз етудің сыртқы көздері болған жағдайда, жалпыға бірдей қолданылады,
МӨЗ газ тәрізді отынды көп және сапалы өндіру мүмкіндігі кезінде газ тәрізді технологиялық отынға қатысты

2

Сұйық технологиялық отынды гидротазарту

Сұйық технологиялық отын ағындары шикі мұнайды айдау қондырғылары, вакуумды айдау, термиялық крекинг, каталитикалық крекинг және гидрокрекинг қалдықтары сияқты әртүрлі процестерден пайда болады. Соңғысын қоспағанда, осы қалдықтардағы күкірт құрамын тек шикізатты таңдау арқылы басқаруға болады.
Жанармайды гидротазарту шикізаттағы азот, күкірт және металл құрамын төмендетеді, бұл өз кезегінде SO2, NOX және тоқтатылған бөлшектердің шығарылуын азайтады

Жалпы қабылданған

3

Төмен эмиссиялық NOX Оттықлар Ультра төмен эмиссиялық NOX Оттықлар

Ауа да, жанармай да төмен шығарылатын NOX Оттықлары ең жоғары температураны төмендетуге, бастапқы жану аймағында оттегінің концентрациясын төмендетуге және жоғары температурада болу уақытын азайтуға, осылайша термиялық қалыптасқан NOX-ті азайтуға бағытталған. Сонымен қатар, отынмен жұмыс істейтін Оттықлар жағдайында қосымша отын қосқаннан кейін екінші жалынның гипостехиометриялық жағдайлары NH2, HCN және CO радикалдарымен NOX-тің одан әрі химиялық қалпына келуін тудырады.
Оттықның-бабына өте төмен NOX жаппай шығарындысы қосады ішкі немесе сыртқы рециркуляцияны түтін газдарының базалық конструкция Оттықлардың төмен NOX жаппай шығарындысы, бұл азайтуға мүмкіндік береді концентрациясын оттегінің және қосымша төмендетуге шығарынды NOX, қорлану, атап айтқанда, жағуға отын.

Жалпы қабылданған

4

Пайдалы әсер коэффициентін арттыру

Пештер мен қазандықтарды пайдалы әсер коэффициентін арттыруға жаңғырту келесі шарттармен қол жеткізіледі:
Пештің жұмысын оңтайландыру, сондықтан жұмыс параметрлерін кеңейтілген бақылау арқылы жану тиімділігі (отын қоспасына ауа/отын қатынасы, артық ауаны оңтайландыру арқылы физикалық жылу шығынын болдырмау).
Жақсы басқару жүйелері бар жылытқыш/қазандық конструкциясының жоғары жылу тиімділігі (мысалы, оттегі жабыны).
Шығарылған газдар арқылы жылу шығынын азайту (мысалы, жанбайтын газдар (H2, CO) немесе жанбайтын қалдықтар арқылы жылу шығынын азайту, яғни кальцийлеу шығындары).
Жануды оңтайландыру үшін O2 түтін газының температурасы мен концентрациясын үздіксіз бақылау. Сондай-ақ СО мониторингі туралы мәселе қаралуы мүмкін.
Қазандықта жоғары қысымды ұстап тұру.
Қазандықтарға құйылатын отынды жылыту.
Қазандықтың қоректік суын бумен жылыту (сонымен қатар 3.23 бөлімін қараңыз).
Беттерде бөлінетін газдардың конденсациялануын болдырмау.
Жоғары тиімді сорғылармен, желдеткіштермен және басқа жабдықтармен өз қажеттіліктеріңізді азайту.
Жану жағдайларын оңтайландыру.
СО шығарындыларын бақылау әдістері, мысалы:
дұрыс жұмыс және бақылау
екінші рет жылытуға сұйық отынды тұрақты беру
пайдаланылған газдарды жақсы араластыру
каталитикалық күйдіру.
Жылытқыштың ыстық түтікшесін үнемі қақтан тазарту және ыстық конвекциялық тазарту (құрғақ өңдеу).
Сұйық отын немесе аралас жану үшін қыздыру бетін үнемі тазарту (күйе үрлеу).
Технологиялық құбырларды тотығудан қорғауға және масштабтың пайда болуына жол бермеуге арналған керамикалық жабындар.
Керамикалық жабындарды қолдану арқылы жылу беруді жақсарту үшін жоғары эмиссиялық отқа төзімді заттар.

Негізінен технологиялық қондырғылардың жаңа пештері мен қазандықтарында немесе қондырғыларды жаңғырту процесінде қолданылады

5

Шығарындыларды азайту әдістерін қолдану

6.30 бөлімді қараңыз.

Жалпы қабылданған

      Төмен / ультра төмен шығарындылары бар оттық орнатылған пештер мен қазандықтардан CO, SO2, NOX шығарындылары ЕҚТ 76, ЕҚТ 79, ЕҚТ 80-де белгіленген.

6.23. Мұнай өңдеу зауытын интеграцияланған басқаруға арналған ЕҚТ бойынша қорытынды

      ЕҚТ 71. Ұйымдастырылмаған ҰОҚ шығарындыларын болдырмау немесе азайту үшін ЕҚT төменде келтірілген техникаларды қолдануды қарастырады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Қондырғыны жобалауға байланысты технологиялар,

Ықтимал шығарындылар көздерінің санын шектеу,
максималды      процесті локализациялаудың өзіндік параметрлері,
тығыздығы жоғары жабдықты таңдау,
қол жетімділікті қамтамасыз ету арқылы мониторинг және техникалық қызмет көрсету қызметін жеңілдету
ықтимал ағып жатқан компоненттер

Қолданыстағы өлшем бірліктері үшін шектеулі болуы мүмкін

2

Қондырғыларды орнатуға және пайдалануға беруге байланысты технологиялар

Нақты анықталған құрылыс және монтаждау рәсімдері
қондырғының жобалық талаптарға сәйкес құрылуын қамтамасыз ету үшін пайдалануға
беру және берудің сенімді рәсімдері

Қолданыстағы өлшем бірліктері үшін шектеулі болуы мүмкін

3

Қондырғыларды пайдаланумен байланысты технологиялар

Компоненттердің ағып кетуін анықтау және осы ағып кетуді жою үшін қауіп-қатерге негізделген ағып кетуді анықтау және жөндеу бағдарламаларын (LDAR) қолданыңыз.

Жалпы қабылданған

6.24. Түтін газының жылуын жою

      ЕҚТ 72. Түтін газының жылуын жою процесінде атмосфераға шығарындылардың алдын алу немесе азайту үшін ЕҚТ ыстық газ ағындарын немесе шикізат ағындарын қайта бөлуден тұрады.

6.25. МӨЗ Құрама / кешенді қондырғылары

      МӨЗ құрама / кешенді қондырғылары бірнеше түрлі технологиялық процестердің жүйесі болып табылады.

      ЕҚТ 73. Осы қондырғыларда жүзеге асырылатын процестер нәтижесінде атмосфераға шығарындыларды жалпы азайтуға қол жеткізу мақсатында ЕҚТ 6.30 және ЕҚТ көрсетілген шығарындыларды азайту бойынша кешенді тәсілді, сондай-ақ ЕҚТ бойынша осы анықтамалықтың 6-бөлімінде көрсетілген тиісті технологиялық процестер бойынша ЕҚТ пайдалануы тиіс.

6.26. Қалдықтарды басқару әдістері

      ЕҚТ 74. Мұнай өңдеудің технологиялық процестерінен қалдықтардың жалпы азаюына қол жеткізу үшін ЕҚТ төменде келтірілген технологиялардың біреуін немесе комбинациясын қолдана отырып, шламды өңдеуді және өңдеуді ұйымдастыруы керек.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Шламды алдын ала тазарту және тазарту

Көмірсутектердің көлемі мен қалдық құрамын азайту мақсатында кейіннен қайта өңдеуге немесе кәдеге жаратуға жұмсалатын шығындарды үнемдеу мақсатында мынадай әдістер қолданылады::
- декантерлердің көмегімен шламды механикалық сусыздандыру;
- кептіру және/немесе жағу
Термиялық өңдеу булану процестерін білдіреді. Булану жанама қыздыру және/немесе термиялық тотығу (жану)арқылы органикалық компоненттердің ыдырауы нәтижесінде пайда болады

Жалпы қабылданған,
Кокстеу процесінде мұнай шламдарын пайдалану осындай қондырғы және соңғы өнімнің тиісті техникалық сипаттамалары болған кезде мүмкін болады

2

Қалдықтардың биологиялық ыдырауы

Биоыдырау әдісі қолданылады микроорганизмдер олар қалдықтарда бар немесе оларды қосу керек (егер ыдырау олардың болуын болжаса).
Көмірсутекті қышқылдандыратын микроорганизмдер қолданылады, олар арнайы таңдалады және препараттар түрінде дайындалады.

Жалпы қабылданған

3

Мамандандырылған ұйымды кәдеге жаратуға беру

Әдіс мамандандырылған ұйымды кәдеге жаратуға беру болып табылады

Жалпы қабылданған

6.27. Шығарындыларды азайту және кешенді басқару әдістері

      ЕҚТ 75. CO шығарындыларын азайту әдістерін қолдану

      Бағалау өлшемшарттары: Технологиялық шешімдер

      Сипаттама: CO қазандары және CО қалпына келтіру катализаторлары (және NOX). CO шығарындыларын азайтудың бастапқы шаралары:

      тиісті жедел бақылау;

      сұйық отынды қайталама жылытқышқа тұрақты жеткізу;

      пайдаланылған газдарды тиісті араластыру;

      каталитикалық күйдіру;

      тотықтырғыш катализаторлар.

      Экологиялық тиімділік: CO шығарындыларын азайту. Пештен / қазандықтан бөлінетін CO шығарындылары: Кәдімгі жану жағдайында со концентрациясы 50 мг/Нм3-ден төмен, 800 °С-тан жоғары температурада, жеткілікті ауа жеткізілімімен және жеткілікті ұстау уақытымен қол жеткізуге болады.

      Шығарындылардың тиісті мониторингі ЕҚТ 4-де көрсетілген.

      Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандардан) ауаға СО шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі 6.8-кестеде келтірілген.

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

Р/с №

Қондырғы

Ластағыш зат

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (орташа айлық), мг/Нм3

1

2

3

4

1

Кез келген отындағы пештер

CO

100-ден кем

      ЕҚТ 76. CO2 шығарындыларын бақылау әдістерін қолдану

      Бағалау өлшемшарттары: "Техникалық емес сипаттағы" іс-шаралар

      Сипаттама: SO2, NOX немесе тоқтатылған бөлшектердің түтін газын өңдеуден айырмашылығы, СО2 шығарындыларын азайтудың қолайлы технологиясы жоқ. CO2 шығарындыларын азайту әдістері бар:

      энергия тұтынуды тиімді басқару, қоса алғанда, :

      мұнай өңдеу зауыттарының ағындары арасындағы жылу алмасуды жақсарту;

      компоненттерді аралық салқындатуды болдырмау үшін мұнай өңдеу процестерін интеграциялау;

      бөлінетін газдарды ұстау және оларды отын ретінде пайдалану (мысалы, алау газын аулау);

      түтін газдарының жылуын пайдалану;

      энергия өндірудің тиімді әдістері; бұл отынның жануынан энергияның максималды қалпына келуін білдіреді;

      CO2 шығарындыларын ұстау, тасымалдау және байланыстыру (CCS - көміртекті ұстау және сақтау).

      Экологиялық тиімділік: CO2 шығарындыларын азайту.

      ЕҚТ 77. МӨЗ және ГӨЗ технологиялық қондырғыларынан NOX, SO2, СО шығарындыларын, қалқыма бөлшектерді және басқа да ластағыш заттарды азайту үшін 6.30-бөлімде көрсетілген бір немесе бірнеше техниканы пайдалану керек, бірақ онымен шектелмейді.

      ЕҚТ 78. Жандыру қондырғыларынан ауаға NOX шығарындыларын жалпы азайтуға қол жеткізу үшін ФКК, ЕҚТ 6.30.2-бөлімде көрсетілген шығарындыларды басқарудың кешенді әдістерін қолдануы керек.

      Сипаты

      Бұл әдіс NOХ шығарындыларын бірнеше немесе барлық жану қондырғыларынан және МӨЗ мен ГӨЗ-де ФКК қондырғыларынан әртүрлі тиісті қондырғылардағы ең қолайлы ЕҚТ комбинациясын ендіру және пайдалану және олардың тиімділігін бақылау арқылы кешенді басқарудан тұрады.

      Бұл техника әсіресе мұнай өңдеу объектілері үшін жарамды:

      қондырғылар мен технологиялық процестердің күрделілігімен, күйдіруге арналған қондырғылардың көптігімен және шикізат пен энергиямен жабдықтау тұрғысынан өзара байланысты технологиялық қондырғылармен;

      алынатын шикізаттың сапасына байланысты қажетті процесті жиі түзетумен;

      технологиялық отын ретінде шикізат бөліктерін пайдаланудың техникалық қажеттілігімен, бұл процестің талаптарына сәйкес отын қоспасын жиі түзетуге әкеледі.

      Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандардан) ауаға NOx шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі 6.9-кестеде келтірілген.

      6.9-кесте. Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандықтар) ауаға NOX шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылардың деңгейлері, төменде қараңыз:

Р/с №

Қондырғы

Ластағыш зат

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі,
(орташа айлық), мг/Нм3

1

2

3

4

1

Газ отынымен пеш

NOx

30-100 (жаңа қондырғылар үшін)
30-150 (қолданыстағы қондырғылар үшін)

2

Аралас отын пеші

NOx

30-300

      ЕҚТ 78 байланысты мониторинг

      Шығарындыларды басқарудың кешенді техникасы шеңберінде NOx шығарындыларын мониторингілеу үшін ЕҚТ ЕҚТ 4 сияқты мынадай толықтырылады:

      бақыланатын процестердің сипаттамасын, әрбір процесс үшін бақыланатын шығарындылар көздері мен көздер ағындарының (өнімдер, пайдаланылған газдар) тізбесін, сондай-ақ пайдаланылатын техниканың сипаттамасын (есептеулер, өлшеулер), сондай-ақ негіздегі жол берулерді және олармен байланысты анықтық деңгейін қамтитын мониторинг жоспары;

      тікелей өлшеу жолымен немесе баламалы әдістермен тиісті қондырғылардың түтін газдарының шығынын үздіксіз бақылау;

      шығарындыларды кешенді басқару мониторингімен қамтылған көздерден шығарындыларды анықтау үшін қажетті мониторингтің барлық деректерін жинауға, өңдеуге және ұсынуға арналған деректерді басқару жүйесі.

      ЕҚТ 79. Жағу қондырғыларынан, УФКК және пайдаланылған газдардан күкірт алу қондырғыларынан ауаға SO2 шығарындыларын жалпы азайтуға қол жеткізу үшін ЕҚТ 6.30.3-те көрсетілген шығарындыларды басқарудың кешенді әдістерін қолдануы керек.

      Сипаты

      Бұл технология әр түрлі тиісті қондырғыларда ЕҚТ ең қолайлы комбинациясын ендіру және пайдалану жолымен МӨЗ объектісінде бірнеше немесе барлық жағу қондырғыларынан, ФКК қондырғыларынан және күкірт алу қондырғыларынан SO2 шығарындыларын кешенді басқарудан және нәтижесінде пайда болатын жалпы шығарындылар 6.9-тармақта көрсетілген УЭЭ ЕҚТ қолдану есебінен қол жеткізілетін шығарындыларға тең немесе одан аз болатындай етіп олардың тиімділігін мониторингтеуден тұрады.

      Бұл технология әсіресе мұнай өңдеу нысандары үшін қолайлы:

      объектінің танылған күрделілігімен, күйдіруге арналған қондырғылардың көптігімен және шикізат пен энергиямен жабдықтау тұрғысынан өзара байланысты технологиялық қондырғылармен;

      алынатын шикізаттың сапасына байланысты қажетті процесті жиі түзетумен;

      технологиялық қалдықтардың бір бөлігін ішкі отын ретінде пайдалану техникалық қажеттілікке байланысты, бұл процестің талаптарына сәйкес отын қоспасын жиі түзетуге әкеледі.

      Жағу қондырғыларынан (пештер мен қазандар) ауаға SO2 шығарындылары үшін ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі 6.10-кестеде келтірілген.

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

Р/с №

Қондырғы

Ластағыш зат

ЕҚТ қолданумен байланысты шығарындылар деңгейі (орташа массалық), мг/Нм3

1

2

3

4

1

Газ отынымен пеш

SO2

5-35

2

Аралас отын пеші

SO2

35-400

      ЕҚТ 79 байланысты мониторинг

      ЕҚТ 4-те белгіленген SO2 шығарындыларының мониторингі үшін ЕҚТ мынадай толықтырулармен толықтырылады:

      бақыланатын процестердің сипаттамасын, әрбір процесс үшін бақыланатын шығарындылар көздерінің және көздер ағындарының (өнімдер, пайдаланылған газдар) тізбесін, сондай-ақ пайдаланылатын техниканың сипаттамасын (есептеулер, өлшеулер), сондай-ақ бар жол берулерді және олармен байланысты анықтық деңгейін қамтитын мониторинг жоспары;

      тиісті қондырғылардың түтін газдарының шығынын тікелей өлшеу жолымен немесе баламалы әдіспен үздіксіз бақылау;

      шығарындыларды кешенді басқару мониторингімен қамтылған көздерден шығарындыларды анықтау үшін қажетті мониторингтің барлық деректерін жинауға, өңдеуге және ұсынуға арналған деректерді басқару жүйесі.

6.28. Бөлінетін газдарды азайту және оларды өңдеу

      ЕҚТ 80. Бөлінетін газдарды азайту және оларды өңдеу үшін ЕҚТ төменде келтірілген техникалардың біреуін немесе комбинациясын қолдануды ұсынады.

Р/с №

Техника

Сипаты

Қолданылуы

1

2

3

4

1

Күкіртті қалпына келтіру және SO2 шығарындыларын азайту

Қарапайым күкіртті SRU-ға шығармас бұрын, отын газдарын (ең алдымен метан мен этан) күкіртсутектен бөліп алу керек. Әдетте, бұл қол жеткізіледі растворением күкіртті сутектің химиялық ерітіндідегі қоспалар (сіңірілуі). Аминдер жиі қолданылады. Сондай-ақ, молекулалық елек, белсендірілген көмір, темір ысқыш және мырыш оксиді сияқты құрғақ адсорбенттерді қолдануға болады (5.27.1 бөлімін қараңыз).
Амин өңдеу қондырғысы кейінгі қондырғыларда одан әрі пайдалану / өңдеу үшін екі сарқынды шығарады:
қалдық H2S бар тазартылған газ ағыны.
күкірт алу үшін SRU жіберілетін концентрацияланған H2S / қышқыл газ ағыны.

Кокстеуге арналған қондырғыдан, каталитикалық крекинг қондырғыларынан, гидротазарту қондырғыларынан және гидротазарту қондырғыларынан бөлінетін технологиялық газдардың ағындарында мұнай өңдеу зауыттарының жеңіл отын газдарымен араласқан күкіртсутектің жоғары концентрациясы болуы мүмкін. COS түрлендіргіші сияқты қосымша өңдеу күкіртті кокстеу қондырғыларынан бөлінетін газдан дұрыс шығаруды қамтамасыз ету үшін қажет. H2S жедел скрубберлері де маңызды.

2

Күкіртті қалпына келтіру қондырғылары (SRU). Клаус процесінің тиімділігін арттыру

Клаус процесі күкіртсутекке бай газ ағынын ішінара күйдіруден тұрады (ауаның стехиометриялық мөлшерінің үштен бір бөлігі), содан кейін күкірт диоксиді мен күйдірілмеген күкіртсутектің реакциясы қарапайым күкірт алу үшін белсендірілген алюминий оксидінің катализаторы болған кезде пайда болады.
Клаус процесінің тиімділігін арттыру үшін төмендегі әдістерді қолданыстағы SRU блоктары үшін қолдануға және өзгертуге болады.
Оттықның жетілдірілген бірегей жүйесі және жану жағдайлары ең төменгі 1350 °С температураға жету үшін жақсартылған, бұл жану камерасындағы аммиак пен меркаптандарды жақсы ыдыратуға және Клаустың каталитикалық қабатын аммоний тұздарымен бітелуді азайтуға мүмкіндік береді.
Жоғары тиімді катализаторларды (мысалы, Selectox) қолдана отырып, H2S тотығуын SO2-ге жылдамдату үшін Клаус қондырғысының бірінші сатысымен бірге қолдануға болады. Олар күкірт алудың тиімділігін едәуір арттырады.
Клаус реакция пешіне ауа беруді автоматты басқару күкірт алуды оңтайландырады (5.27.2 бөлімін қараңыз).

Күкіртті қалпына келтіру қондырғыларында (Клаус қондырғылары)қолданылады

3

Қалдық газдарды дайындау қондырғылары (TGTU). SO2-ге дейін тотығу және SO2-ден күкірт алу

WELLMAN-LORD процесі, онда натрий сульфиті натрий бисульфитін қалыптастыру үшін түтін газдарындағы SO2-мен әрекеттеседі. Концентрацияланған ерітінді жиналып, регенерация үшін буланады. Регенерация кезеңінде будың көмегімен натрий бисульфиті натрий сульфитін шығару үшін ыдырайды, ол түтін газдарына қайтарылады.
Күкірт бөлшектерін SO2-ге айналдыру үшін күйдіретін CLINTOX процесі, содан кейін физикалық еріткіш сіңіріледі, еріткіштен бөлініп, ауадағы оттегін ауыстыру және күкірт сыйымдылығын арттыру үшін Клаус қондырғысына оралады. Клаус пешінің қондырғысы.
Натрий бисульфиті түрінде SO2 ұстау үшін құрамында күйдіргіш натрий және фосфор қышқылы бар абсорбциялық ерітіндіні пайдалануды қоса алғанда, абсорбция / регенерация циклына негізделген labsorb процесі.
Қалдық газды тазарту қондырғылары H2S жалпы шығарылуын арттырады және мұнай өңдеу зауытындағы күкірт шығарындыларын азайтады.

TGTU жаңа және қолданыстағы зауыттарға қолданылады.

4

Түтін газдарын күкіртсіздендіру

(6.32.3 бөлімін қараңыз)

Барлық жаңа қондырғыларға қолданылады

5

Буды ұстау блоктарын қолдану (VRU)

Бұл булардың атмосфераға ағып кетуіне жол бермеу үшін буды ұстау қондырғыларын (VRU) қолдану қайта пайдалану үшін көмірсутектерді жинауға бағытталған. Кейбір жағдайларда қалпына келтіру үнемді емес және буларды жоюға арналған қондырғыларға (VRU) артықшылық беріледі.
Буды ұстау жүйелері екі процесті қамтиды:
көмірсутектерді ауадан бөлу;
көмірсутектердің бөлінген буларын сұйылту (6.32.6-бөлімді қараңыз)

ықтимал диффузиялық шығарындылары бар барлық жаңа қондырғыларға қолданылады. Қолданыстағы бірліктер үшін қолдану әр түрлі шектеулермен шектелуі мүмкін және үнемі жақсарту процесінде уақыт өте келе осы әдістерді енгізуге күш салу керек.

6.29. Сарқынды суларды тазарту

      ЕҚТ 81. Егер органикалық заттарды немесе азотты одан әрі жою талап етілсе, онда ЕҚТ 6.31-бөлімде сипатталған тазартудың қосымша кезеңдерін пайдалануды көздейді.

      ЕҚТ байланысты технологиялық көрсеткіштер: ЕҚТ 12 қараңыз.

      ЕҚТ 82. Сарқынды суларды қайта пайдалануды арттыру үшін ЕҚТ булау колонналарында жуу суы бар қышқыл суларды булауды пайдалануды білдіреді.

      Сипаттама: Әр түрлі МӨЗ алынған қышқыл су негізінен қышқыл судың бу бағанына буланады. Әдетте оны тұзсыздандыру қондырғысында жуу суымен (мұнай айдау қондырғысынан) бірге қайта пайдаланады. Бұл МӨЗ-де пайдаланылған судың негізгі көзі.

      Бір сатылы булау

      Екі сатылы булау (5.28.1 бөлімін қараңыз).

      Экологиялық тиімділік:

      Бір сатылы булау

      Қышқыл ағындарды булау қондырғысы бойынша деректер

Р/с №

Атауы

Дереккөз

Ағын

Құрамы мин. / макс.

Түсініктемелер

1

2

3

4

5

6

1

Шығарындылар: қышқыл газ

Колоннадан бөлінетін газ күкірт алу қондырғысына жіберіледі.

Объект ішінде әрекет ететін

Негізінен күкіртсутегі H2S және аммиак NH3. Мөлшері шикі мұнайдың сапасына және МӨЗ конфигурациясына байланысты

Екі сатылы булау қышқыл газды ағынға бөлуге мүмкіндік береді: H2S күкіртсутегі мен NH3 аммоний нитратына бай.
Нәтижесінде оларды тазарту тиімдірек.

2

Сарқынды сулар: тазартылған қышқыл сарқынды сулар

Булау колоннасының сарқынды сулары       жуу сұйықтығы       ретінде және
тұзсыздандыру қондырғысында пайдаланылады немесе тазарту құрылыстарына жіберіледі

Қуаты 5 Мт/г МӨЗ-де 20-50 м3 / сағ.

ХПК: 500 мг/л сутегі H2S: 10 мг/
Фенол: 30-100 мг/л
аммоний нитраты NH3: 75-150 мг/л

Егер технологиялық қондырғыларда аз бу берілсе, тазартылған қышқыл ағындардың көлемі азаяды және
ребойлердің жұмыс уақытын көбейтеді.

      Тазартылған қышқыл су сарқынды суларды тазарту станциясына немесе салқындағаннан кейін қайта пайдалану үшін технологиялық қондырғыларға жіберіледі (егер қажет болса). Сонымен қатар, тазартылған қышқыл ағындарды оның ластану деңгейі нормадан аспаған жағдайда тұщыландыратын жуу сұйықтығы ретінде пайдаланады (аммиак құрамы NH3 150 ppm кем және күкіртсутегі S2 20 реттен кем емес)./ млн). Мұндай шектеулер төменде орналасқан қондырғыларда коррозияны болдырмау үшін қажет (мысалы, жоғарғы деңгейдегі УППН жүйесінде).

      Екі сатылы булау

      Холборн қаласындағы МӨЗ-де қышқыл ағындарды булаудың екі сатылы қондырғысының өнімділігі

Р/с №

Параметрлер

Сарқынды суларды беру бағанасы 1 (мг/л)

Ағын шығымы 2 бағанасы (мг/л)

Тазартылған ағындар (мг/л)

1

2

3

4

5

1

ХПК

14 400

599

37

2

Көмірсутектер

98

4

1,1

3

Бейорганикалық азот

1 373

6

7

4

NH4-N

1 372

5

5

5

Фенолдар

182

141

0,1

6

Сульфидтер

1 323

5

0,5

      Қышқыл ағындарды булаудың екі сатылы процесінде H2S күкіртсутегі мен NH3 аммиагын тиісінше 98 % және 95 % - ға жоюға қол жеткізіледі. Буланған сулардағы қалдық концентрация сәйкесінше 0,1-1,0 мг/л және 1-10 мг/л ауқымында болады. Демек, алынатын сульфид пен аммонийдің мөлшері айтарлықтай төмен. Бұл тазартудың қосымша кезеңін қолданбауға мүмкіндік береді (мысалы, нитрификация /денитрификация).

      Қышқыл ағындардың құрамын деканттау және орташаландыру

      Жеткілікті сыйымдылықтағы қышқыл сарқынды резервуарды қосымша орнату аралас сарқынды сулардағы қоспалар мен химиялық заттардың құрамын теңестіреді.

      Экологиялық көрсеткіштер және пайдалану деректері

Р/с №

Электр энергиясын тұтыну
(кВт*сағ/т)

Бу шығыны
(кг/т)

Қышқыл мен ащы натрий шығыны

1

2

3

4

1

2-3

100-200

Деректер жоқ

      Екінші бу колоннасын пайдалану үлкен энергия шығындарына және рН реттейтін қосымша химиялық заттарды (қышқыл, каустикалық натрий) пайдалануға әкеледі.

      Қолданылуы: екі сатылы булау: буланған бағанның текше қалдығы қайта пайдаланылмай, био тазартқышқа жіберілген жағдайда, оның құрамында NH3 аммоний нитраты тым көп. Екі сатылы қондырғының пайдасына модернизацияланған жағдайда, қолданыстағы бөлімдер орнату көлемін азайту үшін хабтарға айналады. Екінші булау колоннасының жоғарғы жағынан аммиактың көп немесе аз таза ағыны NOx натрий оксидінің құрамын төмендету үшін пештің ыстық түтін газына немесе ФКК қондырғысының тұншықтырғыш газды жағу қазандығына жіберіледі.

      ЕҚТ 83. Сарқынды суларды төгу көзінен көмірсутектерді азайту және барынша алу мақсатында ЕҚТ ретінде төменде берілген бір немесе бірнеше техниканы пайдалану қажет:

      Бензол, фенол және көмірсутектері бар сарқынды сулар басқа қондырғылардан сарқынды сулармен араластырылғаннан кейін сарқынды суларды тазарту станциясында емес, олар пайда болған жерде оңай және тиімді тазартылады.

      Бензолды сарқынды сулардан азотпен немесе сығылған ауамен шығару

      Қарсы экстракция колоннасын пайдалана отырып, сарқынды сулардан фенолды сұйық экстракциялау.

      Жоғары қысымды ылғалды ауамен тотығу (>20 бар арт.)

      Төмен қысымды тотығу (<20 бар арт.).

      Экологиялық тиімділік:

      1 техникасы: МӨЗ бұл жүйені 50 жиіліктен тұратын тәулігіне 1 895 л сарқынды суды кәдеге жарату үшін пайдаланады./ миллион бензол, 100 жиі./ миллион толуол / ксилол және 100 част./ миллион басқа көмірсутекті сұйықтықтар. Сарқынды суларды қайта өңдеу қондырғысы бензолдың құрамын 500 жиіліктен төмен деңгейге дейін біртіндеп азайтты./ млрд.жыл сайын шамамен 35 000 кг көмірсутекті сұйықтық МӨЗ-ге шикізат ретінде қайтарылады. Бұл әдіс MTБЭ алу үшін де қолданылады.      II әдіс: сарқынды сулар 99 % және одан жоғары тазартылады немесе рафинаттың концентрациясы 1 сағатқа дейін төмендейді. / млн. Құрамында >1 % фенол бар сарқынды сулар фенол мөлшері 1 реттен аз тазартылған су алынғанға дейін өңделді. / млн (тиімділігі: 99 % - дан жоғары). Құрамында фенол бар сарқынды сулар да микробиологиялық жолмен тазартылады.

      3 техникасы: Шығарындылармен күресудің тиімділігі 99 % құрайды.

      4 техникасы: Тазарту тиімділігі 60-90 % құрайды.

      Қолданылуы:

      1-техника: бензол, толуол, этилбензолмен жұмыс істейтін зауыттардан тұзсыздандырылған су мен сарқынды суларды тазарту үшін қолданылады.

      2-техника: фенол құрамы бар сарқынды суларды бірнеше жүз бөліктен тазартуға арналған.қаныққанға дейін / миллион (шамамен 7 %) және одан жоғары.

      ЕҚТ 84. Сарқынды суларды қосымша тазарту

      Бағалау өлшемшарттары: Ілеспе ұйымдастырушылық іс-шаралар

      Сипаттама: Сарқынды сулардағы тұздардың мөлшерін азайту әдістері: иондық алмасу, мембраналық процестер немесе осмос. Металдар тұндыру, флотация, алу, ион алмасу немесе вакуумдық айдау әдістерімен бөлінеді.

      ЕҚТ 85. Сарқынды суларды тазартуды жақсарту үшін ЕҚТ кешенді түрде салынған сулы-батпақты алқабында ұйымдастырудан тұрады

      Су өсімдіктерінің алуан түрлерімен отырғызылған өзара байланысты бассейндер немесе лагундар сарқынды суларды кейіннен тазартуға мүмкіндік береді (5.28.5 бөлімін қараңыз).

      Экологиялық тиімділік: азот пен фосфор шығарындыларының деңгейі, БПК, ХПК, ӨЖЖ, органикалық көміртектің жалпы мөлшері төмендейді.

      Кәдімгі өңдеумен салыстырғанда энергия үнемделеді. Парниктік газдар шығарындылары азаюда. Химиялық заттар қолданылмайды. Тұнбаны жою қажет емес.

      Қолданылуы: "Кешенді түрде құрылған сулы-батпақты алқаптар" әдісін көптеген жағдайларда қолдануға болады, мысалы, ластағыш заттардың жоғары немесе төмен концентрациясы және уақыт өте келе өзгеруі мүмкін гидравликалық жүктеме жылдамдығы. "Кешенді түрде салынған сулы-батпақты жерлер" мүлдем жаңа объект ретінде салынуы мүмкін немесе қолданыстағы сулы-батпақты алқаптың, су ландшафтының немесе WWTP бөлігі болуы мүмкін. Жерге қойылатын талаптар "кешенді түрде салынған сулы-батпақты жерлер" олардың қолданылуын шектеуі мүмкін, мысалы, жерге қойылатын талаптар сарқынды сулардың көлеміне және олардың ластану сипаттамаларына байланысты 10 м2-ден көптеген гектарға дейін өзгеруі мүмкін.

6.30. Атмосфераға шығарындыларды болдырмау және бақылау әдістерін сипаттау

6.30.1. Шаң

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Электростатикалық
сүзгі (ЭСФ)

Электростатикалық сүзгілер электр өрісінің әсерінен бөлшектер зарядталып, бөлінетін етіп жұмыс істейді. Электростатикалық сүзгілер кең ауқымда жұмыс істей алады. Шығарындылармен күресудің тиімділігі өрістердің санына, тұру уақытына (мөлшеріне), катализатордың қасиеттеріне және колоннаның жоғарғы жағындағы бөлшектерді кетіруге арналған құрылғыларға байланысты болуы мүмкін. ФКК қондырғыларында әдетте үш электр табаны бар ЭСФ және төрт электр табаны бар ЭСФ пайдаланылады.
ЭСФ құрғақ режимде немесе бөлшектерді жинауды жақсарту үшін аммиакты бүрку кезінде пайдаланылады.
Шикі коксты қыздыру процесінде ЭСФ ұстау тиімділігі кокс бөлшектерінің электрлік зарядталуына байланысты төмен.

2

Көп сатылы циклон сепараторлары

Циклондық құрылғы немесе циклондық тазартудың екі сатысынан кейін орнатылатын жүйе. "Үшінші сатыдағы сепаратор" термині қолданылады, жалпы конфигурация көптеген қарапайым циклондардан немесе құйынды құбырлардың жетілдірілген технологиясынан тұратын бір ыдыстан тұрады. ФКК келетін болсақ, өнімділік негізінен бөлшектердің концентрациясына және регенератордың ішкі циклондарынан кейін катализатор шаңының мөлшеріне байланысты

3

Орталықтан тепкіш скруббер

Орталықтан тепкіш скруббер циклон принципін және сумен қарқынды байланысты біріктіреді, мысалы, Вентури скруббері

4

Үш сатылы кері сүзгі

Керамикалық немесе металлкерамикалық кері үрлеу сүзгілері, онда торт түрінде бетінде ұсталғаннан кейін қатты бөлшектер кері ағынмен шығарылады. Содан кейін ығыстырылған қатты бөлшектер сүзгі жүйесінен шығарылады.

6.30.2. Азот оксидтері (NOx)

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Жану модификациялары

11

Сатылы жағу

Сатылы ауа беру-бірінші кезеңде субстриометриялық күйдіруді және кейіннен пешке қалған ауаны немесе оттегін толық жану үшін қосуды қамтиды.
Отынды кезең-кезеңмен жағу-алаудың басында төмен импульсті бастапқы жалын жанады; екінші жалын бастапқы жалынның көзін жауып, ортасында температураны төмендетеді

1.2

Түтін газының рециркуляциясы

Оттегі құрамын және жалын температурасын төмендету үшін пештен пайдаланылған газды жалынға қайта айдау.
Жалын көзін салқындату және жалынның ең ыстық бөлігіндегі оттегінің мөлшерін азайту үшін түтін газының ішкі айналымын қолданатын арнайы бүріккіштер

1.3

Төмен NOx (LNB) Оттықларын пайдалану

Техника (ультра төмен NOx қыздырғыштарын қосқанда) жалынның ең жоғары температурасын төмендету, кешіктіру, бірақ жануды аяқтау және жылу беруді арттыру (жалынның сәулелену қабілетін арттыру) қағидаттарына негізделген. Бұл пештің жану камерасының өзгертілген конструкцияына байланысты болуы мүмкін. Ультра төмен NOx (ULNB) қыздырғыштарының конструкцияы жану кезеңін (ауа/отын) және түтін газын қайта өңдеуді қамтиды. Газ турбиналары үшін төмен NOX (DLNB) құрғақ Оттықлар қолданылады

1.4

Жану процесін оңтайландыру

Тиісті жану параметрлерін тұрақты бақылау негізінде (мысалы, O2, CO мөлшері, отынның ауаға қатынасы (немесе оттегі), жанбаған компоненттер) ең жақсы жану жағдайларына қол жеткізу үшін басқару технологиясы пайдаланылады

1.5

Сұйылту

Жану жабдығына қосылатын түтін газдары, бу, су, азот сияқты инертті еріткіштер жалынның температурасын төмендетеді, сондықтан түтін газдарындағы NOX концентрациясын төмендетеді

1.6

Селективті каталитикалық қалпына келтіру (СКҚ)

Техника оңтайлы жұмыс температурасы шамамен 300-450 °С кезінде аммиакпен (жалпы су ерітіндісінде) реакция арқылы каталитикалық қабаттағы NOx азотқа дейін төмендетуге негізделген.
Катализатордың бір немесе екі қабатын қолдануға болады. NOx-тің жоғары төмендеуіне көбірек катализатор (екі қабат)көмегімен қол жеткізіледі

1.7

Селективті
каталитикалық емес қалпына келтіру (СКЕҚ)

Технология жоғары температурада аммиакпен немесе несепнәрмен реакция арқылы NOx-ты азотқа дейін төмендетуге негізделген.
Оңтайлы реакция үшін жұмыс температурасының аралығы 900 °С-тан 1 050 °С-қа дейін сақталуы керек.

1.8

Төмен температуралы NOX тотығуы

Төмен температуралы тотығу процесі ерімейтін NO және NO2-ны жоғары еритін N2O5-ке дейін тотықтыру үшін оңтайлы температурада 150 °С-тан төмен түтін газының ағынына озонды енгізеді.
N2O5 дымқыл скрубберде азот қышқылының сұйылтылған сарқынды суларын шығару арқылы шығарылады, оларды өндірістік процестерде қолдануға немесе бейтараптандыруға болады.

      Күкірт оксидтері (SOx)

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Технологиялық отынды тазарту (газ тәрізді жай-күй)

ТТ (ГС) құрамында күкірт болмауы мүмкін (мысалы, каталитикалық риформинг және изомеризация процестерінде), бірақ басқа процестердің көпшілігі күкірт бар газдарды шығарады (мысалы, висбрекинг, гидротазалау және каталитикалық крекинг қондырғыларының бөлінетін газдары). Бұл газ ағындары отын жүйесіне шығарылмас бұрын газды күкіртсіздендіру үшін тиісті тазартуды қажет етеді (мысалы, күкірт бар газды алып тастау арқылы — H2S жою үшін төменде қараңыз).

2

Гидротазарту жолымен технологиялық отынды күкіртсіздендіру

Күкірт мөлшері аз шикі мұнайды таңдаумен қатар, күкірттің төмендеуіне әкелетін гидрогенизация реакциялары жүретін гидротазалау процесі (төменде қараңыз) арқылы отынның күкіртсізденуіне қол жеткізіледі

3

Сұйық технологиялық отынды ауыстыру үшін газ тәрізді технологиялық отынды пайдалану

Сұйық мұнай зауыты отынын (құрамында күкірт, азот, металдар және т.б. бар) пайдалануды азайтып, оны объектідегі сұйытылған мұнай газымен (СНГ) немесе ТТ (ГС) немесе құрамында күкірт және басқа да жағымсыз заттар төмен сырттан жеткізілетін газ тәрізді отынмен (мысалы, табиғи газбен) алмастырыңыз. Жеке жағу кезінде
технологиялық қондырғыда көп отындық Оттықны қолданған кезде жалынның тұрақтылығын қамтамасыз ету үшін сұйық технологиялық отынды барынша аз пайдалану қажет.

4

SOX қалпына келтіретін катализаторларға қоспаларды қолдану

Кокспен байланысқан күкіртті регенератордан реакторға қайтаратын заттарды (мысалы, металл оксидтерінің катализаторы) пайдалану. Осы техника толық жану режимінде тиімді жұмыс істейді.
Ескертпе: SOx құрамын төмендететін катализатор қоспалары шаң шығарындыларына зиянды әсер етуі мүмкін, абразия салдарынан катализатордың жоғалуын арттырады және SO2-ден SO3-ке дейін тотығумен бірге CO-ны белсендіруге қатысады.

5

Гидротазарту

Гидрогенизация реакцияларына сүйене отырып, гидротазалау төмен күкірт отынын алуға бағытталған (мысалы, бензин мен дизель отыны 10 жиілікте.көлемі бойынша миллион) және процестің конфигурациясын оңтайландыру (ауыр қалдықтарды конверсиялау және орташа дистиллят өндірісі). Бұл шикізаттағы күкірт, азот және металл мөлшерін төмендетеді.
Бұл процесс сутегі өндірісі үшін жеткілікті өндірістік қуаттылықты қажет етеді. Күкіртті шикізаттан күкіртсутекке (H2S) газ процестерінде тасымалдау технологиясы тиісті өндірістік тазарту құрылыстарын қажет етеді (мысалы, амин тазарту қондырғылары және Клаус) олар да мүмкін үлкен проблема болып табылады

6

Күкірт бар газдарды шығару, мысалы, аминмен тазарту арқылы

Күкірт бар газды (негізінен күкіртсутекті) газ тәрізді технологиялық отыннан бөлу оны химиялық еріткіште (сіңіру процестері) еріту арқылы жүзеге асырылады. Көбінесе қолданылатын еріткіштер-аминдер.
Бұл процесс күкірт бар газдарды күкірт алу қондырғысына жібермес бұрын тазарту үшін қажет.

7

Күкірт алу қондырғылары (ҚКАҚ)

Күкіртті сутегімен (H2S) байытылған газ ағындарынан, амин тазарту қондырғыларынан және күкірті бар суды тазартқыштардан күкіртті жоюға арналған Клаус процесін қамтитын арнайы қондырғы.
Технологиялық тізбек бойынша КАҚ кейін қалған H2S-ті жою үшін қалдық газдарды тазарту қондырғысы (ҚГТҚ) болуы тиіс

8

Қалдық газдарды тазарту қондырғысы (ҚГТҚ)

Күкірт қосылыстарын неғұрлым тиімді жою үшін КАҚ қосымша технологиялар тобы. Оларды қолданылатын қағидаттарға сәйкес төрт санатқа бөлуге болады:
күкіртке тікелей тотығу;
Клаус реакциясының жалғасы (шық нүктесінен төмен жағдайлар)
SO2-ге дейін тотығу және SO2-ден күкірт алу
H2S-ге дейін қалпына келтіру және H2S-ден күкірт алу (мысалы, амин процесі)

9

Скрубберлермен газдарды дымқыл тазарту

Ылғал тазарту процесінде газ тәрізді қосылыстар қолайлы сұйықтықта (суда немесе сілтілі ерітіндіде) ериді. Сонымен қатар қатты және газ тәрізді қосылыстарды жоюға қол жеткізіледі. Ылғал скрубберден кейін түтін газдары сумен қаныққан және түтін газдарын шығармас бұрын тамшылардың бөлінуі қажет. Алынған сұйықтықты сарқынды суларды тазарту процесінде өңдеу керек, ал ерімейтін заттар тұндыру немесе сүзу арқылы жиналады
Тазарту ерітіндісінің түріне байланысты ол болуы мүмкін:
регенеративті емес технология (мысалы, натрий немесе магний негізінде);
регенеративті технология (мысалы, амин немесе сода ерітіндісі).
Байланыс әдісіне сәйкес әртүрлі әдістер қажет болуы мүмкін, мысалы:
сұйықтықпен бүрку арқылы кіретін газдың энергиясын пайдаланатын Вентури түтігі;
мұнара түріндегі саптама скруббері, торлы баған, бүріккіш камералар.
Скрубберлер негізінен SOX-ті кетіруге арналған болса, шаңды тиімді кетіру үшін қолайлы конструкция қажет.
SOX жоюдың әдеттегі индикативті тиімділігі 85-98 % ауқымында

10

Регенеративті емес тазарту

Натрий немесе магний негізіндегі ерітінді SOx сіңіру үшін сілтілі реагент ретінде қолданылады, әдетте сульфаттар түрінде. Технология, мысалы, негізделген:
мәжбүрлі тотығу (ЖЭС түтін газдарын күкіртсіздендіру жүйесінде);
аммиактың сулы ерітіндісі;
теңіз суы (төменге қараңыз)

11

Газдарды теңіз суымен тазарту

Еріткіш ретінде теңіз суының сілтілігін қолдана отырып тазартудың ерекше регенеративті емес түрі.
Колоннаның жоғарғы жағындағы шаңды азайту қажет.

12

Регенеративті газ тазарту жүйесі

SОx сіңіретін арнайы реагентті қолдану (мысалы, сіңіргіш ерітінді), әдетте реагент қайта қолданылған кезде қалпына келтіру циклі кезінде күкіртті жанама өнім ретінде алуға мүмкіндік береді.

13

Түтін газдарын күкіртсіздендіру

FGD процестерінде сілтілі сорбент жиі қолданылады, ол SO2 алады және оны қатты өнімге айналдырады. Әр түрлі SO2 жою тиімділігі бар FGD әдістері бар. Соңғы жылдары сіңіргіш / шоғырландырушы орта қалпына келтірілетін және қайта пайдаланылатын еріткіштің / катализатордың регенерация процестерінің дамуын көрсетті.
Регенеративті немесе регенеративті емес жүйелер тек SOX жою үшін, сонымен қатар бір уақытта шаңды кетіру және NOX үшін бар. Олар SO2 (мысалы, дымқыл скрубберлер) және NOx (мысалы, SCR) жою үшін бөлек блоктардан тұратын жүйелермен бәсекелеседі, 5.27.4 бөлімін қараңыз.

6.30.4. Құрама техникалар (SOX, NOX және тозаң)

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Скрубберлермен газдарды дымқыл тазарту

5.20.3 бөлімді қраңыз.

2

Құрама SNOX технологиясы

SOx, NOx және шаңды жоюдың біріктірілген технологиялары, онда шаңды кетірудің бірінші кезеңі (ЭСФ) жүреді, содан кейін кейбір нақты каталитикалық процестер жүреді. Күкірт қосылыстары коммерциялық концентрацияланған күкірт қышқылы ретінде алынады, ал NOx N2-ге дейін азаяды.
SOx-тің жалпы жойылуы 94 – 96,6 % ауқымында.
Жалпы NOx жою ауқымы: 87 – 90 %

6.30.5. Көміртегі тотығы (CO)

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Жану процесін басқару

NOx шығарындыларын азайту үшін жану процестерінің модификациясына байланысты CО шығарындыларының көбеюі (бастапқы технологиялар) пайдалану параметрлерін мұқият бақылаумен шектелуі мүмкін.

2

Көміртек монооксидінің тотығу активаторлары бар катализаторлар

CO2-де CО-ның тотығуына ықпал ететін затты қолдану (жану)

3

Көміртек моноксиді бар қазан (CO)

Энергияны қалпына келтіруге арналған катализатор регенераторынан кейін бөлінетін газдарда бар CO күйдіруге арналған арнайы құрылғы.
Көбінесе ФКК толық емес жағу қондырғыларымен үйлесімде ғана қолданылады.

6.30.6. Ұшпа органикалық қосылыстар (ҰОҚ)

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Буларды ұстау

Көптеген Ұшпа өнімдерді, әсіресе шикі мұнайды және жеңіл өнімдерді тиеу-түсіру кезінде ҰОҚ шығарындыларын әртүрлі технологиялар арқылы азайтуға болады, мысалы:
Абсорбция: бу молекулалары қолайлы сіңіру сұйықтығында ериді (мысалы, гликоль немесе керосин немесе риформат сияқты минералды отын фракциялары). Жүктелген тазарту ерітіндісі келесі кезеңде қайта қыздыру арқылы шығарылады. Десорбцияланған газдар конденсациялануы, әрі қарай өңделуі және жануы немесе тиісті ағынға қайта сіңірілуі керек (мысалы, алынатын өнім)
Адсорбция: бу молекулаларын адсорбенттің қатты материалдарының бетінде белсенді аймақтар ұстайды, мысалы, белсендірілген көмір немесе цеолит. Адсорбент мезгіл-мезгіл қалпына келеді. Содан кейін алынған десорбат жуу бағанының түбінен алынған өнімнің айналым ағынында сіңіріледі. Жуу колоннасынан шыққан қалдық газ одан әрі тазалауға жіберіледі.
Газдардың мембраналық бөлінуі: бу молекулалары бу мен ауа қоспасын көмірсутектермен байытылған фазаға (пермеат) бөлу үшін селективті мембраналар арқылы өңделеді, содан кейін конденсацияланады немесе сіңеді және көмірсутектермен азайтылған фаза (ретентат).
Екі сатылы салқындату / конденсация: бу-газ қоспасы салқындаған кезде бу молекулалары конденсацияланады және сұйықтық түрінде бөлінеді. Ылғалдылық жылу алмастырғыштың мұздануына әкелетіндіктен, балама жұмысты қамтамасыз ететін екі сатылы конденсация процесі қажет.
Гибридті жүйелер: қол жетімді технологиялардың комбинациясы
Ескертпе: Абсорбция және адсорбция процестері метан шығарындыларын айтарлықтай төмендете алмайды.

2

Булардың бұзылуы

ҰОҚ-тің жойылуына, мысалы, термиялық тотығу (жану) немесе каталитикалық тотығу арқылы қол жеткізуге болады, егер ұстау мүмкін болмаса. Жарылыстың алдын алу үшін қауіпсіздік талаптарын сақтау қажет (мысалы, жалын сөндіргіштер). Термиялық тотығу әдетте газ қыздырғышымен және мұржамен жабдықталған отқа төзімді төсемі бар бір камералы тотықтырғыштарда болады. Бензин болған кезде жылу алмастырғыштың тиімділігі шектеулі және тұтану қаупін азайту үшін алдын-ала қыздыру температурасы 180 °С-тан төмен болады. Жұмыс температурасы 760 °С-тан 870 °С-қа дейін, ал тұру уақыты әдетте 1 секундты құрайды. Егер осы мақсат үшін арнайы жану пеші болмаса, қажетті температура мен тұру уақытын қамтамасыз ету үшін қолданыстағы пешті пайдалануға болады.
Каталитикалық тотығу қажет катализатор оның бетіндегі оттегі мен ҰОҚ адсорбциясы арқылы тотығу жылдамдығын тездету үшін. Катализатор тотығу реакциясының термиялық тотығуға қарағанда төмен температурада өтуіне мүмкіндік береді: әдетте 320 °С-тан 540 °С-қа дейін. Алдын ала қыздырудың бірінші кезеңі (электрмен немесе газбен) ҰОҚ каталитикалық тотығуын бастау үшін қажетті температураға жету үшін жүреді. Тотығу кезеңі ауа қатты катализаторлар қабатынан өткен кезде пайда болады

3

LDAR бағдарламасы (ағып кетуді анықтау және жою)

LDAR бағдарламасы (ағып кетуді анықтау және жою) ағып жатқан компоненттерді анықтау және кейіннен жою немесе ауыстыру арқылы ҰОҚ шығарындыларын азайтуға құрылымдық тәсіл болып табылады. Қазіргі уақытта ағып кетуді анықтау үшін иістерді анықтау және газдарды оптикалық бейнелеу әдістері бар.
Иісті анықтау әдісі: бірінші қадам-жабдықтың жанындағы концентрацияны өлшейтін қолмен ҰОҚ анализаторларын анықтау (мысалы, жалын иондалуы немесе фотонизация арқылы). Екінші кезең сәулелену көзінде тікелей өлшеу жүргізу үшін компонентті пакетке ораудан тұрады. Бұл екінші қадам кейде ұқсас компоненттерде орындалған алдыңғы өлшеулердің көп санынан алынған статистикалық нәтижелер негізінде алынған математикалық корреляциялық қисықтармен ауыстырылады.
Газды визуализациялаудың оптикалық әдістері: оптикалық визуализация нақты уақыт режимінде газдың ағып кетуін визуализациялауға мүмкіндік беретін кішкентай жеңіл қол камераларын қолданады, осылайша олар ҰОҚ-тің айтарлықтай ағып кетуін оңай және тез анықтау үшін бейне құрылғысында "түтін" түрінде пайда болады. Белсенді жүйелер компонентке және оның айналасындағы жабдыққа шағылысқан инфрақызыл лазерлік жарықтың кері шашырауы бар кескін жасайды. Пассивті жүйелер жабдықтың және оның айналасындағы жабдықтың табиғи инфрақызыл сәулеленуіне негізделген

4

ЛОС шығарындыларының шашырау мониторингі

Объектідегі шығарындыларды толық зерттеу және сандық бағалау қосымша әдістердің тиісті комбинациясы арқылы жүзеге асырылуы мүмкін, мысалы, күн көлеңкесінің ағымы (SOF) немесе дифференциалды сіңіру лидері (DIAL). Бұл нәтижелер уақыт тенденцияларын бағалау, кросс-тексеру және ағымдағы LDAR бағдарламасын жаңарту/тексеру үшін пайдаланылуы мүмкін.
Күн көлеңкесінің ағымы (SOF): берілген географиялық бағыт бойынша желдің бағытын кесіп өтіп, ҰОҚ шлефтерін ұстап тұратын кең жолақты инфрақызыл немесе ультракүлгін/көрінетін күн сәулесінің спектрінің Фурье түрленуін тіркеуге және спектрометриялық талдауға негізделген технология.
Дифференциалды сіңіргіш LIDAR (DIAL): DIAL - бұл дыбыстық радио толқындарына негізделген RADAR оптикалық аналогы болып табылатын дифференциалды адсорбциялық LIDAR (жарық пен ауқымды анықтау) қолданатын лазерлік технология. Технология атмосфералық аэрозольдармен лазер сәулесінің импульстарын кері шашыратуға, сондай-ақ телескоп арқылы жиналған қайтарылған жарықтың спектрлік қасиеттерін талдауға негізделген

5

Тығыздық дәрежесі жоғары жабдық

Жоғары тығыздықты жабдық, мысалы,:
Қос жапсырма манжеттер клапандар;
магнит жетегі бар сорғылар / компрессорлар/араластырғыштар
тығыздағыштардың орнына механикалық манжеттермен жабдықталған сорғылар/компрессорлар/ араластырғыштар
маңызды бөліктерге арналған жоғары тығыздағыш тығыздағыштар (мысалы, спиральды орамалар, сақиналы қосылыстар)

6

Бумен деструкциялау (VD)

Тотығу: бу молекулалары жоғары температурада термиялық тотығу арқылы немесе төменгі температурада каталитикалық тотығу арқылы CO2 және H2O-ға айналады.
Термиялық тотығу әдетте газ қыздырғышымен және стекпен жабдықталған бір камералы, қапталған тотықтырғыштарда болады. Егер бензин болса, жылу алмастырғыштың тиімділігі шектеулі және тұтану қаупін азайту үшін алдын-ала қыздыру температурасы 180 °С-тан төмен болады. Жұмыс температурасының ауқымы 760 °С - ден 870 °С-қа дейін, ал тұру уақыты әдетте бір секунд немесе одан аз.
Каталитикалық тотығу үшін бетіндегі оттегі мен ҰОҚ адсорбциясы арқылы тотығуды тездететін катализатор қажет. Катализатор тотығу реакциясын термиялық тотығу үшін қажет температурадан төмен температурада өткізуге мүмкіндік береді: әдетте 320 ° - дан 540 °С-қа дейін.
Биосүзгілеу: CO2 және H2O-ға ыдырауға қоршаған орта температурасынан сәл жоғары температурада ылғалданған қатты ортада орналасқан микроорганизмдер қол жеткізеді (5.27.7 бөлімін қараңыз).

6.30.7. Басқа техникалар

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Алауларда жағудан шығарындыларды болдырмауға немесе азайтуға арналған техникалар

Дұрыс орнату конструкцияы: алау газын қалпына келтіру жүйесінің жеткілікті қуатын, жоғары тығыздықты қауіпсіздік клапандарын пайдалануды және басқа да өрт сөндіру шараларын режимнен басқа (іске қосу, тоқтату, төтенше жағдай) басқа операциялар үшін қауіпсіздік жүйесі ретінде ғана қамтиды.
Қондырғыны басқару: ТТ (ГС) жүйесін теңдестіру, технологиялық процесті кеңейтілген басқаруды пайдалану және т. б. жолымен алауларда жағу жағдайларын қысқарту жөніндегі ұйымдастыру және бақылау шараларын қамтиды.
Алаудың конструкциясы: биіктігі, қысымы, бу, ауа немесе газ беру, алау ұштарының түрі және т. б. Алау түтінсіз және сенімді жұмысты қамтамасыз етуге және стандартты емес, авариялық операциялар нәтижесінде алауларда жағу кезінде артық газдарды тиімді жағуды қамтамасыз етуге бағытталған.
Мониторинг және есептілік: алауларда жағуға бағытталған газдың және онымен байланысты жағу параметрлерінің (мысалы, газ қоспасының шығысы және жылу құрамы, қуаттың, жылдамдықтың, үрлеу газының шығысының арақатынасы, ластағыш заттардың шығарындылары) үздіксіз мониторингі (газ шығынын өлшеу және басқа параметрлерді бағалау). Алау оқиғалары туралы есеп алау жағу коэффициентін ЭМЖ енгізілген талап ретінде пайдалануға және болашақ оқиғалардың алдын алуға мүмкіндік береді. Алауды визуалды қашықтан бақылау оқиғалар кезінде түрлі-түсті теледидар мониторларының көмегімен де жүзеге асырылуы мүмкін

2

Диоксиндердің пайда болуын болдырмау үшін катализатор активаторын таңдау

Катализаторды қалпына келтіру кезінде катализатордың тиімді жұмыс істеуі үшін органикалық хлорид қажет: (катализатордағы хлоридтің тепе-теңдігін қалпына келтіру және металдардың дұрыс дисперсиясын қамтамасыз ету). Тиісті хлорланған қосылысты таңдау диоксиндер мен фурандардың шығарылу мүмкіндігіне әсер етеді

3

Негізгі майды өндіру процестері үшін еріткішті алу

Еріткіштерді рекуперациялау қондырғысы еріткіштер мұнай ағынынан алынатын айдау сатысынан және ректификатордағы тазарту сатысынан (бумен немесе инертті газбен) тұрады.
Пайдаланылған еріткіштер (DiMe) 1,2-дихлорэтан (DCE) және дихлорметан (DCM) қоспасы болуы мүмкін.
Шайырлы парафинді шөгінділерді өңдеу қондырғыларында еріткішті қалпына келтіру (мысалы, дихлорэтан үшін) екі жүйені қолдану арқылы жүзеге асырылады: біреуі шайырлы парафинді шөгінділерді майсыздандыру үшін, екіншісі жұмсақ парафин үшін. Екеуі де буландырғыш резервуарлардан және жылу интеграциясы бар вакуумды кептіргіштен тұрады. Парафинсіздендірілген мұнай мен парафин ағындары еріткіштердің іздерін кетіру үшін буланады

6.31. Сарқынды сулардың төгілуін болдырмайтын немесе бақылайтын техникалардың сипаттамасы

6.31.1. Сарқынды суларды алдын ала тазарту

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Қайта пайдалану немесе тазарту алдында күкірті бар су ағындарын алдын ала тазарту

Құрамында күкірт бар суды (мысалы, айдау, крекинг, кокстеу қондырғыларынан) тиісті алдын ала тазартуға жіберу керек (мысалы, булау бағанына)

2

Басқа сарқынды су ағындарын негізгі тазартуға дейін алдын ала тазарту

Тазартудың тиімділігін сақтау үшін тиісті алдын-ала тазарту қажет болуы мүмкін

6.31.2. Сарқынды суларды тазарту

Р/с №

Техника

Сипаты

1

2

3

1

Мұнай алу арқылы ерімейтін заттарды алып тастау

Бұл технологиялар әдетте мыналарды қамтиды:
Мұнай-су сепараторлары (API)
Пластиналық сепараторлар (CPI)
Параллель пластиналары бар сепараторлар (PPI)
Көлбеу пластиналары бар сепараторлар (TPI)
Буферлік және / немесе аралық резервуарлар.

2

Қалқыма механикалық қоспалар мен мұнайды дисперсті күйде алу арқылы ерімейтін заттарды алып тастау.

Осы техникалар әдетте мыналарды қамтиды:
Ерітілген газды флотациялау (DGF)
Газ көпіршігі флотациясы (IGF)
Құмдағы сүзу

3

Биологиялық тазартуды және ағартуды қоса алғанда, еритін заттарды алып тастау

Биологиялық тазарту технологиялары:
Бекітілген қабаты бар газдандыру жүйесі
Жалған сығылған қабаты бар тазарту жүйесі
Мұнай өңдеу зауыттарының жиі қолданылатын жүйелерінің бірі-белсенді шламды пайдалану процесі. Бекітілген қабат жүйелеріне биосүзгі немесе құм сүзгісі кіруі мүмкін

4

Қосымша өңдеу

Алдыңғы тазарту кезеңін толықтыруға арналған арнайы сарқынды суларды тазарту, мысалы, азот немесе көміртегі қосылыстарының құрамын одан әрі төмендету. әдетте суды сақтауға арнайы жергілікті талаптар бар жерлерде қолданылады.


Перспективалы техника

      Осы анықтамалықтағы перспективалы техникалар деп мұнай-газ өңдеу секторында әлі қолданылмаған жаңа техникалар түсініледі.

      Бүкіл әлемде мұнай өңдеуді дамыту ішкі және сыртқы нарықтардың талаптарына сәйкес мұнай өңдеу тереңдігін одан әрі арттыру және шығарылатын мұнай өнімдерінің сапасын арттыру бағытында жүреді.

7.1. МӨЗ және МӨЗ қызметіне шолу

      Мұнай-газ өңдеу өнеркәсібі шикізат сапасының, өнімнің техникалық сипаттамаларының, сондай-ақ экономикалық және экологиялық талаптардың өзгеруіне жауап ретінде үнемі жаңа және жақсартылған процестерді әзірледі. Қазіргі уақытта ірі халықаралық мұнай өңдеу компанияларында ғылыми-зерттеу және тәжірибелік-конструкторлық жұмыстарды жүргізуге арналған бюджеттерін қысқарту үрдісі байқалады, мұнай өңдеудің жаңа технологиялары мен каталитикалық процестерді дамытуда үшінші тараптарға көбірек сенім артуда.

      Жетістіктер туралы техникалық әдебиетде (Hydrocarbon Processing, Chemical Engineering Progress, Oiland Gas Journal, Erdol, GasundKo hle, Petroleum Technology Review), сондай-ақ осы әдістерді тарату үшін семинарлар мен конференциялар (World Petroleum Congress, WEFA, Hart ' s Fuel Conference, European Refining Technology конференциялары, NPRA және API мамандарының кездесулері) кезінде хабарланады.

      Технологиялық әзірлемелер жаңа технологиялық процестерге емес, қолданыстағы жүйелерді (мысалы, селективті катализаторлар мен еріткіштер) оңтайландыруға, жоғары энергия тиімділігіне (мысалы, реактордың жетілдірілген конструкциясы және жылуды жақсырақ біріктіру) және жұмыс уақытын қысқартуға (мысалы, қоспаларды кетіру, автоматты тазарту жүйелері) бағытталған.

      Конверсиялау, бөлу, өңдеу және экологиялық технологиялардың қазіргі жиынтығы келесі онжылдықта өнімнің кез-келген түрін және өнімнің техникалық сипаттамаларын қанағаттандыру үшін, сондай-ақ нормативтік талаптарды орындау үшін жеткілікті және жеткілікті болып көрінеді.

7.2. Мұнайды бастапқы айдау

      Мұнай өңдеу зауыттарында бастапқы айдау арқылы энергия шығынын азайтуға бағытталған әзірлемелер арасында бөлінген қабырғалары бар баған әдісін бөліп көрсету керек.

      DWC септумы бар баған-бұл орталық бөлігінде тік септумы бар дистилляциялық баған.

      Бағанда науалар немесе саптамалар болуы мүмкін. Екі бөліктің берілу жағы алдын - ала фракционатор, ал өнімнің жағы Негізгі баған ретінде әрекет етеді. Қатты бөліну жағдайында DWC-ді бір бағаннан үш таза өнімді шығару үшін пайдалануға болады. DWC үш компоненттен артық өңдей алады. DWC әдетте дәстүрлі қос бағаналы жүйемен салыстырғанда капитал мен электр энергиясының құнын шамамен 30 % төмендетеді.

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

      Өнертабыс мұнай мен мұнай өнімдерін механикалық химиялық өңдеуге қатысты. Мұнай мен мұнай өнімдерін құбыр арқылы тасымалдау үшін пайдалануға болады. Мұнай мен мұнай фракцияларын күкірттен, тұздан және басқа қоспалардан бөлу міндеті - мұнай мен мұнай фракцияларын күкірттен, тұздан және басқа қоспалардан бөлуге арналған әдіс пен құрылғы, құрамында қуыс корпусы бар, қоршаған ортаны жеткізу түтігі тангенциалды түрде орнатылған кіріс камерасына және қоршаған ортаны бөлу түтігі тангенциалды түрде орнатылған шығыс камерасына бөлінген, бөлімнің орталық бөлігінде кіріс және шығыс камераларын өзара байланыстыру үшін тесік жасалынған, өнертабысқа сәйкес, қоршаған ортаны беру түтігі тангенциалды түрде орнатылған қосымша кіріс камерасымен тангенциалды түрде орнатылған қоршаған ортаны бұру және бөлу құбыры бұрыннан белгілі шығыс камерасы үшін де, қосымша кіріс камерасы үшін де кең таралған, түбінде төрт-бес тесіктері бар жылжымалы әйнекпен жабдықталған, олардың орталықтарының координаттары Архимед спиралінде орналасқан, олар осьтің айналасында кері бұрылу кезінде кіріс камерасының қабырғасындағы бірдей тесіктермен жұптасады. Сонымен қатар, оған арналған әдіс пен құрылғыда шығыс камерасының астында орналасқан мойынтіректері бар құбыр бар. Бұл жағдайда кіріс камерасы мен қосымша кіріс камерасы ортаны жеткізуге арналған клапаны бар құбыр салынған тесік бар коллектормен қосылады. Сонымен қатар, ортаны бұру құбырында қауіпсіздік клапаны мен клапан бар. Шығару камерасы мен дискінің беттеріндегі спираль тәрізді арналар мұнайды акустикалық жиілік тербелістеріне ұшыратуға мүмкіндік береді, бұл кавитацияны жақсартады.

7.3. Каталитикалық крекинг

      Каталитикалық крекинг қондырғыларының экологиялық көрсеткіштерін жақсарту бойынша зерттеулердің келесі перспективалық бағыттары:

      Ванадий және никель сияқты ластағыш заттар (катализатор дезактиваторлары) бар және Конрадсон (CCR) көміртегі қалдықтарының мөлшері жоғары ауыр шикізатты өңдеу мүмкіндігі. 

      Келесі бағыттар бойынша даму жүргізілуде: неғұрлым белсенді катализаторларды және катализатордың тиімді (мысалы, екі сатылы) регенерациясын дамытуды жалғастыру. Қозғалғыш күштер қалдықтардың азаюы (яғни, жақсартылған жаңғырту) және мұнайды қайта өңдеудің жоғары жалпы тиімділігі (мысалы, жоғары вакуумдық қондырғыны пайдаланудан бас тарту) [191] болып табылады.

      Катализатордың магнитпен бөлінуін жақсарту (KelloggTech компаниясы) [5].

7.4. Каталитикалық риформинг

      Үздіксіз жақсартылған катализаторларды (катализаторлар өндірушілер жеткізетін) қолданудың қазіргі тәжірибесі жалғасады деп күтілуде. [191].

7.5. Кокстеу

      Коксты толық газдандыру терең күкіртсіздендіру және сутегі өндіру үшін болашақтың негізгі технологиясы ретінде қарастырылады. Бұл процесте шикі мұнайды ауыр мұнай қалдықтарын бірлесіп өндірусіз өңдеуге болады.

      Мұнай өңдеу зауыттарында коксты энергетикалық мақсатта пайдалануға қызығушылық (ғылыми жұмыстар және басқа жарияланымдар) және инвестициялар артып келеді.

7.6. Энергетикалық жүйе

      Энергетикалық жүйелердің экологиялық сипаттамаларын жақсарту үшін зерттеудің жаңа бағыттары CO 2 шығарындыларымен күресу әдістері (бөлінетін газдарды өңдеу бойынша 6.17-бөлімде толығырақ ақпарат берілген) және жылу интеграциясы болып табылады. Энергетика саласындағы одан әрі жақсартуларды іздеу жалғасуда, қазіргі уақытта когенерация және жылудың неғұрлым күрделі интеграциясы мүмкіндіктеріне баса назар аударылуда.

7.7. Этерификация

      Метанолдың бензинге айналу реакциясы (MTG) метанолды сусыздандырады және қол жетімді көміртек пен сутекті әртүрлі көмірсутектерге айналдырады.

      "Селективті формасы" бар MTG катализаторы синтез реакциясын 10 көміртегі атомына дейін шектейді, нәтижесінде 92 зерттеу әдісі (RON) бойынша октан саны бар күкірт жоқ бензин пайда болады.

      Алғашқы MTG зауыты (қуаттылығы күніне 14 500 баррель) Плимутта (Жаңа Зеландия) 1985 жылдан 1997 жылға дейін табиғи газды бензинге айналдырды.

      Қытайда (Шаньси провинциясы) екінші буын MTG зауыты іске қосылды.

      Дереккөз: [123].

7.8. Сутегі өндірісі

      Сутегі өндіру технологияларындағы зерттеулердің мынадай перспективалық бағыттары:

      көмірсутегі процесі, онда қалдық мұнай көміртегі мен сутекке дейін ыдырайды. Бұл процесті мұнай өңдеу зауыты үшін табиғи газдың ішкі көзі ретінде қарастыруға болады. Нәтижесінде көміртек, сутегі және метанол өндіріледі. Өнімділігі жылына 4,98 миллион тонна болатын мұнай өңдеу зауыты үшін бұл процесс бензиннің жалпы өндірісін 40 % - ға, яғни тәулігіне 1150 м 3-ге дейін арттыра алады деп есептелді. метанол және тәулігіне 795 м 3. C/H 2 O суспензиясы [124];

      метан пиролизі, ол газдың термиялық ыдырауын және көміртекті алу кезінде немесе басқа мақсаттарда көміртекті пайдалану кезінде тікелей сутегі өндірісін пайдаланады. [124].

      Сутекті тазарту саласындағы кейбір әзірлемелер адсорбенттің құрылымдық қабаттары және кіріктірілген айналым клапандар сияқты жаңа әдістерді қолдану арқылы шығындарды азайтуға мүмкіндік береді. Жылдам циклді адсорбция процесі (RCPSA) мүмкіндік береді:

      ӨБК-мен салыстырғанда құрылыстың неғұрлым төмен шығындары (30 %- дан 50 % - ға дейін) және төмен пайдалану шығыстары;

      учаскенің кішігірім ауданы-PSA-ның төрттен бір бөлігі.

      Дереккөз: [125]

7.9. Гидрогенизациялық процестер

      Қалдықтарды гидротазарту және гидроконверсиялау процестері (мысалы, қалқыма остадка қабатының технологиясы). Бұл процестер тек жартылай коммерциялық масштабта көрсетілді және коммерциялық қондырғылар әлі жұмыс істемейді.

      Қазіргі уақытта сутекті аз тұтынумен бензинді терең күкіртсіздендіру технологиялары әзірленуде. Параметрлер әлі қол жетімді емес.

      Сондай-ақ, бункерлік мазутты күкіртсіздендіру жаңа технологиялардың пайда болуына немесе қолданыстағы технологиялардың айтарлықтай жақсаруына әкелуі мүмкін келесі техникалық міндеттердің бірі болып табылады.

      Бензин мен газойльді терең күкіртсіздендіру

      Бұл процестер соңғы жылдары маңызды бола бастады. Конструкцияның көптеген жаңа жетілдірулері, оңтайландырулар немесе жаңа жаппай процестер қазір коммерцияландыру кезеңіне жетті.

      Қазір қатаң жағдайларда жұмыс істейтін HDS (гидро-күкіртсіздендіру) стандартты процесінде белсенді және селективті жаңа буын катализаторлары көп. Бұл процестің жалпы тиімділігіне тікелей әсер етеді.

      Жаңа технологиялық әзірлемелер H2 технологиясын аз пайдаланады. Металл оксидіне негізделген сорбентті немесе алюминий оксидіне негізделген адсорбцияны қолдана отырып, жоғары температурада реактивті адсорбция перспективалы нәтижелер береді. Селективті экстракция немесе полярлық адсорбция (Irvad процесі) сонымен қатар ескеру қажет жаңа әдістер болып табылады.

      H2 жоқ күкіртсіздендіру технологиясы

      Тотықтырғыш күкіртсіздендіру осы топтағы ең перспективалы нұсқалардың бірі болуы мүмкін, бірақ конструкцияның кейбір мәселелерін шешу қажет.

      Төменде басқа жаңа әдістердің тізімі берілген:

      тиофинді күкіртті олефинді алкилдеу (BP OATS процесі);

      полимерлі мембрана (Grace-тен S-Brane әдісі);

      каустикалық сода экстракциясы (Exxon exomer процесі);

      биохимиялық күкіртсіздендіру (энергетикалық биожүйелер);

      селективті адсорбция (PennState SARS).

      Дереккөз:"Құрамында күкірті өте төмен дизель отынын (ULSD) өндірудің ғылым мен технологиялар саласындағы соңғы жетістіктері". [122]

      Негізгі қондырғы шикізатын селективті күкіртсіздендіру

      Бастапқы дистилляцияның шығыс ағынын өңдеу жиі кездеседі.

      Шикізатты тазарту процесінде одан әрі қолданар алдында тазарту, мысалы:

      C3 немесе C 4 ФКК қондырғысынан алынған олефиндік фракция: Алкиндер мен диолефиндерді алкилдеу немесе олигомеризациялау процесінде одан әрі пайдалану алдында селективті гидрогенизациялау; висбрекингтен, кокстеуден нафта: диолефиндер мен олефиндерді каталитикалық риформинг процесінде одан әрі пайдалану алдында селективті гидрогенизациялау;

      техникалық талаптарға жауап беретін өнімдерді алу үшін шикізатты тазарту, мысалы, бензин бу крекингі: диендердің селективті дегидрациясы бензинді октан санын жоғалтпай тұрақтандыру үшін міндетті болып табылады;

      мұнай-химия аралық өнімдерін өндіру үшін шикізатты, мысалы, С2 олефинді фракциясын булы крекингтен тазарту: этиленнің шығуын жоғалтпай, техникалық талаптарға сәйкес келетін этилен алу үшін ацетиленді селективті гидрогенизациялау.

7.10. Гидрокрекинг

      Ауыр шикізатты өңдеу оңтайлы техникалық шешімдерді қажет етеді, олар катализатор мен ағын схемасын қарастыруды қамтиды. Гидроөңдеу крекинг кезеңінің алдында жүргізіледі.

      Бір реттік (85-90 %) конверсия минималды салымдармен орындалады. Орташа дистилляттар мен құнды көмір-сутек қалдықтарын қамтамасыз етеді.

      Бір сатылы толық түрлендіру орташа инвестицияны қажет етеді, бірақ сонымен бірге өнімнің жоғары сапасына қол жеткізіледі. Сондай-ақ, орташа дистилляттар бойынша жоғары селективтілікке қол жеткізіледі.

      Екі сатылы толық қайта құру ең жоғары инвестициялық шығындарды талап етеді. Бұл схема жоғары сапалы және ең жақсы дизель / керосин қатынасын қамтамасыз етеді (IFP және UOP әзірлемелері). 

7.11. Изомерлеу

      Биоотын өндірісі үшін ұзын парафиндерді каталитикалық гидроизомерлеу

      Бұл әдіс Н-парафиндердің конверсиясын жақсарту үшін цеолиттердің селективтілігін қолданады.


     


      7.1-сурет. Биоотынның негізгі технологияларының жай-күйі.

      Биогаз майлары негізінен құрамында триглицеридтер бар шикізаттан (өсімдік майлары, қуыруға арналған майлар, жануарлар майлары және т.б.) гетерогенді каталитикалық гидрогенизация арқылы бір немесе бірнеше сатыда алынады. Олардың құрамында негізінен қалыпты парафиндер бар, олар қажет емес, мысалы, C 16-C 18 қалыпты парафиндердің қату температурасы 18 °С - тан 28 °С-қа дейін. Осы себепті Н-парафиндердің химиялық құрылымын мұздату температурасы төмен және әлі де жоғары цетан саны бар изопарафиндерге айналдыру қажет.

      Изомерлеу депарафинизациясы (Mobil MIDW) әртүрлі ағындарға қолданылады (жаңартылатын дизель отынын депарафинизациялау) және катализатор формасының селективтілігіне негізделген, оның ішінде цеолит және дегидрация / гидрогенизация металы. Ұзын тізбекті парафиндерді изопарафиндерге селективті түрде түрлендіреді.

      Бұл отынның төмен температурада ағып кетуіне мүмкіндік береді. Қазіргі уақытта техника сегіз қондырғыда жұмыс істейді.

7.12. Өнімді өңдеу

      Biodesulphurisation газойльден және тіпті шикі мұнайдан: әлі әзірлену сатысында [121].

      Риформинг бензині бензин бассейнінде (US EPA) ұсынылған бензолдың 70-85 % құрайды.

      Қазіргі уақытта риформинг шикізатынан бензол прекурсорларын алып тастайтын алдын-ала өңдеу технологиялары кейбір қиындықтарға тап болады: мысалы, октан мен сутектің түзілуін қалпына келтіру, сонымен қатар бензолға қойылатын талаптарды сақтау. Риформинг үшін шикізаттан бензол прекурсорларын алып тастау толығымен дерлік жояды (мас 0,3 %./ мас.) Риформинг өнімінде Бензол. Бүйір бағанасы бар дегексанизаторды қолданған кезде жоғарғы жақтың құрамы өзгеріссіз қалады.

      Қосымша тазалау технологиялары:

      бензолмен қанықтыру бензолды циклогексанға айналдырады, кейде октан санын көбейту үшін изомеризациямен біріктіріледі. Қанықтыру технологиясының кейбір кемшіліктері: сутекті тұтыну, октанды жоғалту және бензолды конверсиялау, бұл қажетті деңгейге жету үшін жеткіліксіз болуы мүмкін;

      бензолды шығару. Бензин көлемінің төмендеуі, жоғары жылу деңгейін қажет ететін өз еріткіштеріңіздің қажеттілігі, сақтау орны және шығарылған бензол үшін қол жетімді нарық - бұл экстракция технологиясының кемшіліктері;

      бензолды алкилдеу октан саны мен бензин көлемін арттыруға мүмкіндік береді, дегенмен бұл технология инновациялық болып саналады. Бұл бензолды азайтудың жалғыз нұсқасы, ол бензин көлемін арттырады және H 2 шығынын тудырмайды.

7.13. Пайдаланылған газдарды өңдеу

      Кейбір әзірлемелер туралы айту керек:

      Биологиялық жою H2S [118];

      Керамикалық сүзгілерді (мысалы, NGK, Жапония) және айналым бөлшектердің сепараторын (Lebonand G imbrair, Нидерланды)қоса алғанда, жаңа әзірлемелермен бөлшектердің шығарындыларын бақылау әдістері;

      CO2 шығарындыларын азайту әдістері.

      Көміртекті ұстаудың және сақтаудың жаңа әдістері (CCS)     

      Электр энергиясын өндіру және басқа да пайдалы қазбалар парниктік газдар шығарындыларының ең үлкен көзі болып табылады. Көптеген жылдар бойы CO2 ұстау және сақтау технологияларын , әсіресе көмір электр станцияларында дамытуға үлкен халықаралық қызығушылық бар. IPCC есебінде CO2 ұстау және сақтау технологиясы әлі әзірленбеген.

      CCS көмегімен электр станциясы атмосфераға CO2 шығарындыларын CCS жоқ қондырғымен салыстырғанда шамамен 80-90 % төмендетуі мүмкін. Сонымен қатар, CCS ұстап алу, тасымалдау және сақтау үшін қажет қосымша энергияға байланысты электр станцияларының немесе өндірістік процестердің жалпы тиімділігінің төмендеуіне әкеледі. CCS үшін қажет қосымша энергия түсіру жүйесінің ішкі сипаттамаларына және ғаламдық қондырғыдағы энергияны басқаруға байланысты.

      CCS жүйесімен жабдықталған электр станциялары CCS жоқ эквивалентті электр станцияларына қарағанда шамамен 10-40 % көп энергияны қажет етеді, олардың көпшілігі ұстап алуға және сығуға арналған.

      Мысалы, ауқым электр станцияларының үш түрін көрсетеді: табиғи газбен жұмыс істейтін аралас циклді электр станциялары үшін ауқым 11-22 %, көмір шаңын өндіретін зауыттар үшін d - 24-40 % және интеграцияланған газдандыруы бар аралас циклді электр станциялары үшін - 14-25 %. (Дереккөз: МГЭИК есебі).

      CO2 ұстау техникасы

      Бұл әдістер әлі де дамудың бастапқы сатысында және пилоттық қондырғыларда сынақтан өтуде. Қол жетімді технологиялар өте қымбат және CO2 тізбегінің құны мен жұмысына байланысты көптеген белгісіздіктер бар. Оларды үш негізгі санатқа бөлуге болады:

      қайта жағу;

      алдын ала жағу;

      оттегі-отын.

      Күйдіру CO2-ны электр станциясының пайдаланылған газдарынан химиялық сіңіру арқылы бөлуге әкеледі. CO2 пайдаланылған газдардан бөлінгендіктен, бұл технологияны станцияның өзі айтарлықтай өзгертусіз қолданыстағы электр станцияларында қолдануға болады. Күйдіру ең жетілдірілген технология болып саналады, дегенмен оны пайдалану туралы белгісіздік бар және оны коммерциялық жағдайда және кең көлемде пайдалануға дейін айтарлықтай технологиялық жетілдіру қажет.

      Алдын ала жану технологиясымен CO2 жану алдында ұсталады. Бұған табиғи газды сутекке бай газ қоспасына айналдыру арқылы қол жеткізіледі. Бұл газ қоспасы CO2 алу үшін өңделеді, сондықтан жаңа отын "декарбонизацияланады" (пайдаланылған газ құрамында CO2 өте аз ). Жану алдында ұстап алу сутекке бай газ ағындарын жағу үшін газ турбиналарын өзгертуді қажет етсе де, алдыңғы кезеңдер бүкіл әлемде аммиак шығаратын зауыттар түрінде техникалық тексерілген.

      Пайдалану кезінде отын мен оттегінің жану газ турбина таза оттегі ауаның орнына. Бұл дегеніміз, пайдаланылған газдарда су буы және CO2 бар , ал CO2 пайдаланылған газдарды салқындату арқылы бөлуге болады. Қазіргі заманғы газ турбиналары оттегіні жағу кезінде төмен өнімділікке ие және бүгінгі күнге дейін оттегіні жағу үшін жақсы жұмыс істейтін турбиналардың жаңа түрлерін жасауға аз күш жұмсалды. Сонымен қатар, оттегі өндірісі энергияны қажет етеді және тиісті технология өте қымбат. Ұстау технологиясының үш категориясының ішінен оттегі отыны ең аз жетілген.

      Электр станцияларында СО2 ұстауға байланысты шығындар бүкіл CO2 тізбегіндегі шығындардың үштен екісін құрайды, ал тасымалдау және сақтау шамамен үштен бірін құрайды.

      CO2 тасымалдау

      CO2 көзінен геологиялық құрылымға тасымалдануы керек, онда CO2 сақталады. Бұл тасымалдау құбыр арқылы немесе теңіз арқылы жүзеге асырылуы мүмкін. Көлік-бұл CO2 шығарындылар тізбегіндегі ең аз күрделі элемент, технология жағынан да, нақты шығындарды бағалау мүмкіндігі тұрғысынан да. Қалай болғанда да, CO2 тасымалдау энергия мен шығындар тұрғысынан айтарлықтай ресурстарды қажет етеді. CO2 Әр түрлі қысым мен температурада әр түрлі әрекет ететіндіктен, құбырлар мен жабдықтардың қатты күйін және кейіннен бітелуін болдырмау үшін тасымалдау бақылауда болуы керек. Көлік құралын таңдау нақты талаптарға байланысты болады, оның ішінде шығарындылар көздерінің саны, әр көзден шығарындылар мөлшері, көзден сақтау орнына дейінгі қашықтық және тасымалданатын CO2 көлемі. Қолданыстағы технологиямен құбыр көлігі ең қарапайым және тиімді балама болып саналады.

      CO2 сақтау

      Бүкіл әлем бойынша геологиялық құрылымдарда CO2 сақтаудың айтарлықтай техникалық әлеуеті бар. Мұндай сақтауға үміткерлер Мұнай және газ кен орындары, тасталған Мұнай және газ кен орындары және басқа да түзілімдер болып табылады. Енді пайдаланылмайтын резервуарларда сақтау геология тұрғысынан жақсы шешім болып табылады; өйткені бұл құрылымдар миллиондаған жылдар бойы мұнай мен газды ұстағаннан кейін қол жетімді болмауы мүмкін. Басқа қабаттар CO2 сақтаудың қауіпсіз баламалары болып саналады.

      Норвегиялық МӨЗ-де заттай сынақтар

      2010 жылы Монгстаде мұнай өңдеу зауытында қуаты 280 МВт электр энергиясы және 350 МВт жылу болатын жаңа жылу электр орталығы (ЖЭО) пайдалануға берілді. Норвегия Үкіметімен келісім шеңберінде көміртекті ұстап алу жөніндегі толық ауқымды қондырғы құрылуда. Монгстадта МӨЗ салу жоспарлануда.

7.14. Сарқынды суларды тазарту

      Сарқынды суларды тазартуға арналған жаңа әдістер CWW BREF [100] қарастырылады.

8. Қосымша түсініктемелер мен ұсынымдар

      Анықтамалық Экологиялық кодексінің 113-бабына сәйкес 044 "Технологиялар мен ең үздік практикаларды ілгерілету, бизнес пен инвестицияларды дамыту арқылы Қазақстанның жасыл экономикаға жедел көшуіне көмек көрсету" бюджеттік бағдарламасы бойынша мемлекеттік тапсырма шеңберінде дайындалған

      ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеуді технологтар, экологтар, энергия тиімділігі жөніндегі мамандар және қаржылық модельдеу жөніндегі сарапшы ұсынған тәуелсіз сарапшылар тобы жүргізді.

      Ақпаратты "жасыл технологиялар және инвестициялық жобалардың халықаралық орталығы" КЕАҚ Басқарма Төрағасының 2021 жылғы 25 ақпандағы №19-21п бұйрығымен (2021 жылғы 26 тамыздағы №105-21п бұйрығымен өзгерістер енгізілді) ең үздік қолжетімді техникалар бойынша анықтамалықтың жобасын қарау, әзірлеуге, пысықтауға қатысу жөніндегі қызметті жүзеге асыру мақсатында құрылған техникалық жұмыс тобы қосымша ұсынды.

      Техникалық жұмыс тобының құрамына мұнай және газ өңдеу субъектілерінің өкілдері, мемлекеттік органдар, ғылыми және жобалау ұйымдары, экологиялық және салалық қауымдастықтар кірді.

      Жүргізілген кешенді технологиялық аудит (ТКТ) - МӨЗ және ГӨЗ ағымдағы жай-күйін сараптамалық бағалау өндірісті басқарудың тиімділігін, автоматтандырудың қолданылатын құралдарын, технологиялық мүмкіндіктерді талдауды және кәсіпорындардың қоршаған ортаға әсер ету дәрежесін анықтауға мүмкіндік берді.

      ЕҚТ өлшемшарттарына сәйкестікті бағалау Экологиялық кодексін өзгерту 113-бабына, Еуропалық парламенттің және ЕО Кеңесінің "өнеркәсіптік шығарындылар және/немесе төгінділер (ластанудың кешенді алдын алу және бақылау туралы) туралы" 2010/75 /ЕО Директивасына, сондай-ақ осы анықтамалықтың 2-бөлімінде көрсетілген ЕҚТ-ға жатқызу әдіснамасына сәйкес белгіленді.

      Мұнай мен газды қайта өңдеу саласы туралы, салада қолданылатын технологиялар, жабдықтар, ластағыш заттардың төгінділері мен шығарындылары, өндіріс қалдықтарының пайда болуы, қоршаған ортаға әсер етудің басқа да факторлары, әдеби деректерді пайдалана отырып энергия және ресурстарды тұтыну, нормативтік құжаттама мен экологиялық есептерді зерделеу туралы ақпаратқа талдау және жүйелеу жүргізілді.

      КТА сауалнамаларының шаблондары негізінде мұнай және газ кәсіпорындарына сауалнама жүргізілді. Кәсіпорындардан келіп түскен сауалнамаларды талдау нәтижелері технологияларды қолданудың әртүрлі аспектілері, оның ішінде технологиялық көрсеткіштер бойынша ақпараттың анық жеткіліксіздігін анықтады. Кететін газдағы оттегінің құрамына түзетулерді ескере отырып, ластаушы заттар бойынша нақты (өлшеу) нормаланған көрсеткіштер ұсынылмады. Осы себепті мұнай және газ өңдеу кәсіпорындары ұсынған қолжетімді нәтижелер пайдаланылды.

      ЕҚТ бойынша анықтамалықты әзірлеу кезінде ең үздік әлемдік тәжірибе және Еуропалық Одақтың ең үздік қолжетімді техникалар бойынша ұқсас және салыстырмалы анықтамалық құжаты "Қазақстан Республикасының техникалық және экономикалық, экологиялық жағдайларға, отын-шикізат базасына негізделген бейімделу қажеттілігін ескере отырып, 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 Oiland Gas) ескерілді.қолдану саласындағы ең үздік қолжетімді әдістердің экономикалық қол жетімділігі.

      Перспективалы техникаларға тек отандық әзірлемелер ғана емес, сондай-ақ шетелде практикада қолданылатын алдыңғы қатарлы технологиялар да жатқызылған, бірақ осы уақытқа дейін Қазақстан Республикасында енгізілмеген.

      "Мұнай мен газды қайта өңдеу" анықтамалығын дайындау қорытындысы бойынша осы анықтамамен әрі қарай жұмыс істеуге және ЕҚТ ендіруге қатысты мынадай ұсынымдар әзірленді:

      мұнай өңдеу кәсіпорындарына ластағыш заттар эмиссияларының деңгейлері, әсіресе маркерлік, қоршаған ортаға, шикізат пен энергия ресурстарын тұтыну, сондай-ақ негізгі және табиғат қорғау жабдықтарын жаңғыртуды жүргізу, ЕҚТ ендірудің экономикалық аспектілері туралы мәліметтерді жинауды, жүйелеуді және сақтауды жүзеге асыру ұсынылады;

      өндірістік экологиялық бақылау жүргізу кезінде қоршаған ортаға эмиссиялар мониторингінің автоматтандырылған жүйесін енгізу қажет, ол бөлінетін газдағы оттегінің құрамына енгізілген түзетулерді ескере отырып, нақты өлшеу деректерін бағалауға мүмкіндік береді;

      технологиялық және табиғатты қорғау жабдықтарын жаңғырту кезінде жаңа технологияларды, жабдықтарды, материалдарды таңдаудың басым өлшемдері ретінде энергия тиімділігін арттыруды, ресурстарды үнемдеуді, мұнай өңдеу объектілерінің қоршаған ортаға теріс әсерін азайтуды пайдалану қажет.


Библиография

      1. ИТС 30-2017 Техникалық реттеу және метрология федералды агенттігінің 2017 жылғы 14 қарашадағы бұйрығымен бекітілген "Переработка нефти" Ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша ақпараттық-техникалық анықтамалық. N 2424.

      2. Минералды мұнай мен газды өңдеуге арналған ең үздік қолжетімді технологиялар (ЕҚТ) бойынша анықтама құжаты. Өнеркәсіптік шығарындылар туралы Директива 2010/75 / ЕО ластанудың алдын-алу және бақылау туралы, Люксембург: Еуропалық Одақ баспасы, 2015;

      3. WRA, Батыс және Орталық Еуропадағы мұнай өңдеу зауыттарының тиімді операциялары. / Экологиялық процедуралар мен энергия өндірісін жақсарту, Вена, Австрия, Honeywell, 1999.

      4. HP, Refining Processes '98, 1998.

      5. UBA Австрия, IPPC (Jahrbuch der Europaischen Erdolindustrie) директивасын ескере отырып, мұнай өңдеу саласындағы жағдай, 1998.

      6. Диксон және басқалар, "Использование нитратов для контроля / уменьшения запаха - тематические исследования нефтеперерабатывающих заводов", Личное общение, 2009.

      7. HMIP UK, Мұнай процестері: мұнай өңдеу және ілеспе процестер / HMSO, 1995.

      8. Италия, Италияның 4-тарауға қосқан үлесі, 2000.

      9. TWG, TWG-дің Refineries bref құжатының екінші жобасына түсініктемелері, 2001.

      10. Галлаунер И. және т.б., Мұнай өңдеу және газ өңдеу зауыттарындағы заманауи технологиялар - Австриядағы Анықтама кәсіпорындары umweltbundesamt (Австрия), 2009, 79 бет.

      11. FWE, Мұнай өңдеу секторына стратегиялық шолу / Foster Wheeler Energy Ltd. Ұлыбританияның қоршаған орта жөніндегі агенттігі үшін, 1999.

      12. Сема, Софрес, Мұнай өңдеу өнеркәсібінен атмосфераға ластағыш заттардың шығарылуын азайту үшін ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша техникалық жазба. 84/360 EEC директивасының 7 және 13-баптарын қолдану / 1991 жылғы Еуропалық Комиссия үшін есеп, 135-бет.

      13. CONCAWE, мұнай өңдеу зауыттарынан шығарындыларды азайтудың ең үздік қолжетімді әдістері, 1999.

      14. IFP, IFP есептері, 2000, 150 бет.

      15. CONCAWE, Гидротазарту және шикізат құрамындағы S құрамы мен SO2 -, 2012 шығарындылары арасындағы байланыс.

      16. MРТ, Шығарындылар факторлары, 1997.

      17. TWG, REF BREF TWG-1 жобаға жиналған түсініктемелер (2010), 2010

      18. Брюхин және басқалар, "FCC шығарындыларына арналған каталитикалық ерітінділер", Дүниежүзілік мұнай конгресі, 2003.

      19. MCG, Мұнай процестерінің ластануын бақылау / March Consulting Group қоршаған ортаны қорғау департаментіне (HMIP) зерттеу жүргізуге тапсырыс берді, 1991.

      20. Дженсен-Холм және т. б., "Борьба с NOx из источников нефтепереработки с использованием СКВ - контроль загрязнения воздуха, катализаторы и технологии", Hal dor Topsое - 2 -й ежегодный Всемирный саммит и выставка технологий нефтепереработки, 2010, Абу-Даби", 2010.

      21. CONCAWE 6/11, Еуропалық мұнай өңдеу зауыттарындағы шығарындыларды азайту нұсқаларының экономикалық тиімділігі - CONCAWE 6/11 есебі, 2011.

      22. Дживонс пен Фрэнсис, Мүмкін болатын бақылау шаралары e, қолданыстағы ірі нүктелік көздер үшін NOx және SO^, 2008.

      23. CONCAWE 4/09, brefreview мұнай өңдеу - 2009-дағы Пневматикалық шығарындылар.

      24. Янсон, Швед ЕҚТ, мұнай өңдеу зауыттарына ескертулер / Швед қоршаған ортаны қорғау агенттігі, 1999.

      25. UKPIA, Ұлыбритания мұнай өңдеу қауымдастығының алғашқы жобаға түсініктемесі, 2000.

      26. TWG, TWG мүшелерінің 4-тараудың және 5.1-тараудың екінші жобасына түсініктемелері, 2000.

      27. AL Group, Мұнай өңдеу секторы, NO бақылау есебі Калифорнияда қолданылатын шығарындыларды бақылау технологиясы бойынша техникалық ұсыныстар / Қоршаған ортаны қорғау министрлігінің Қоршаған ортаны, ауаны және энергияны басқару, 2001, Б.20.

      28. ЕРА, 2002.ЕАВ ауаның ластануын бақылау жөніндегі ақпараттық бюллетені.

      29. Ялурис және басқалар, "Достижение сверхнизких выбросов NOx", Catalysts, Vol. Catalagram Europe Fall 2006, 2006, 12-19 беттер.

      30. Крамер және басқалар, жаңа технология FCC регенераторының шығарындыларын бақылауға мүмкіндік береді ", Nrpa2009, 2009, Сан-Антонио, Техас жыл сайынғы жиналысы.

      31. Вирхейлиг және басқалар, "Роль добавок в сокращении выбросов FCC для соответствия законодательству", NRPA 2003 жыл сайынғы жиналысы, 2003, Сан-Антонио, Техас.

      32. G ELL, NOx шығарындыларын азайту федералды байланыс комиссиясының мәліметі бойынша, 2011.

      33. TWG FI, bref D2 / Финляндиядан түсініктемелер/FCC DeNox,% төмендеуі, 2012.

      34. Сойер және басқалар, "Альтернативные газоочистители FCC: часть 1", PTQQ3 2009, 2009, 133-137 беттер.

      35. Конфуорто, "Отчет о вводе в эксплуатацию первого в мире применения технологии LOTOX в FCCU на нефтеперерабатывающем заводе в Техасе", Күзет жөніндегі конференциясы

      36. Реза СадегбеЙГИ, Каталитикалық крекинг анықтамалығы , 2012.

      37. TWG DE, REF BREF D2 / Германиядан түсініктемелер / FCC сынағын бастау: СО қазандығындағы ауаның қадамдық өзгеруінің FCC түтін газындағы NOx құрамына әсері, 2012.

      38. BARPI, Франциядағы электропреципитаторлардың және басқа да халықаралық сүзу жүйелерінің қатысуымен болған жарылыстың маңызды оқиғалары , Францияның экология министрлігі, 2009.

      39. Теберт және басқалар, Германиядағы мұнай өңдеу зауыттарындағы ең үздік қолжетімді технологиялар , ОКОПОЛ, 2009.

      40. Окопол, OEKOPOL 2012, 2012 ЭШФ - мен жабдықталған неміс FCC үздіксіз мониторингі нәтижесінде күнделікті шаң шығарындыларының есептік таралуы.

      41. VDI, Мұнай өңдеу зауыттарынан шығарындыларды бақылау / VDI / UBA, 2000.

      42. Перни с, 1998 жылғы Экологиялық есеп, зауыттың техникалық ақпараты, 1999.

      43. СОМ, "Связь EIPPCB с нефтеперерабатывающим заводом ORL в Хайфе (Израиль)", жеке хабарлама, 2012.

      44. Гленни және басқалар, "VR Australia GSS RCCU-дан түтін шығарындыларын азайтуға арналған 3 сатылы сүзгі жүйесі", PERS2008, 2008, NICE, Франция.

      45. Ф және т. SOx РЕКУПЕРАЦИЯЛАУ - Жоба кадрлық есеп, Калифорния South Coast Air ауданы сапа менеджменті, 2009.

      46. Робертс және басқалар, "Добавки, снижающие выбросы SOx для FCC - Результаты испытаний, представленные компаниями-членами CONCAWE (декабрь 2009.)", Perso nal Communication, 2009 ж.

      47. ALBERMARLE, so ^ катализаторға қалпына келтіретін қосымша, 2008.

      48. Сабо және т.б., Орта Атлант аймағындағы мұнай өңдеу зауыттарына арналған бақылау технологиясының нұсқаларын бағалау , орта Атлантикалық аймақтық ауа ағындарын басқару қауымдастығы (MIRAMA), 2007.

      49. Конфуорто, FCC қондырғысының түтін газының шығарылуын Вe1сo скрубберлерімен бақылау, 2000.

      50. Гилберт, TWG Француз мүшесінің алғашқы жобаға түсініктемелері, 2000.

      51. Көмірсутектерді қайта өңдеу, Көмірсутектерді қайта өңдеу, 2011.

      52. Ирландияның қоршаған ортаны қорғау агенттігі, BATNEEC басшылығы. 9.3 класс Мұнай немесе газ өңдеу. Жоба 3, 1993 ж.

      53. VROM, голландиялық мұнай өңдеу зауыттарына арналған ЕҚТ жазбалары / тұрғын үй, аумақтық жоспарлау және қоршаған орта министрлігі (VROM) - ауа және энергетика басқармасы - Raytheon инженерлері мен конструкцияерлері, 1999.

      54. TWG DE, TWG 2012 DE, Екі декарбонизатордағы D2 / SNCR туралы түсініктеме, 2012.

      55. СОМ, Ұлыбританиядағы мұнай өңдеу зауытына бару. EIPPCB есебі, Еуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2011.

      56. MHF Services, Көп қабатты пеште шламды жағу, 2001.

      57. Позо, кешіктірілген кокстеу туралы бірінші жобаның тарауына түсініктеме , 2000.

      58. Каналес, TWG мүшесінің Испаниядан алғашқы жобаға түсініктемелері, 2000.

      59. Балик т. б., мұнай өңдеу зауыты үшін ластанудың алдын-алу нұсқаларын анықтау / ластанудың алдын-алуға шолу, 1991.

      60 Shawcross, кокстеу, кальцийлеу және этерификация процестері туралы ақпарат - Conoco, 2000.

      61. TWG 2010 REF, TWG 2010 DRAFT 1 BREF шолуына, 2010 Пікірлер.

      62 СОМ, Еуропалық комиссиясы, JRC IPTS EIPPCB, 2001.Өнеркәсіптік салқындату жүйелері (ICS BREF) үшін ең үздік қолжетімді әдістер бойынша анықтама құжаты.

      63. Блумколк және басқалар, "Өңдеу өнеркәсібінде салқындатқыш суды пайдаланудың балама конструкциялары: салқындату жүйелерінен қоршаған ортаға әсерді азайту/тазарту өндірісі үшін журнал", 1996, 21-27 беттер.

      64. Нойес, Мұнай өңдеу / ластануды болдырмау технологиясы бойынша нұсқаулық, Милл жолы, Парк жотасы, Нью-Джерси, Нойес басылымы, 1993.

      65. СОМ, Энергия тиімділігі (ENE BREF) үшін ең жақсы қол жетімді әдістер туралы анықтама құжаты Еуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2009.

      66. ECN, ECN, Нидерландтың Энергетикалық зерттеулер орталығы - BREF LCP жазбалары, 2012.

      67. СОМ, үлкен жану қондырғыларына (LCPBBEF) арналған ең жақсы қол жетімді технологиялар туралы анықтама құжаты , Еуропалық комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

      .68. CONCAWE, BREF-ке қатысты мұнай өңдеу зауыттарының қоршаған орта параметрлері, 2010 жылы Еуропадағы мұнай өңдеу зауыттарынан су төгуге арналған, 51 бет.

      69. BMUJF, Emissionsbegrenzung und Anwendungsbereich von stat. Моторен, 1999.

      70. HMIP UK, Ұлыбританияның МӨЗ ластануға қарсы күрес саласында "артта қалып отыр"/ENDS есебі, 2000.

      71. Адеме, Атмосфераның өнеркәсіптік ластануы жөніндегі халықаралық конференция. NO конференциясы/Атмосфераның өнеркәсіптік ластануы жөніндегі халықаралық конференция. NO x және N 10 шығарындыларын бақылау: Қолжетімді әдістер панелі, Париж, 2001.

      72. TWG CONCAWE, Қосымша мұнай өңдеу мониторингі деректері, 2012.

      73. Кьеза және басқалар, "Использование водорода в качестве топлива для газовых турбин, журнал инженеров для газовых турбин и энергетики американского общества машиностроителей", 2003

      74. G. Электр, Отын LHV ауқымы және жану камераларының типтері, 2012.

      75. Сименс, Өнеркәсіптік газ турбиналары-Е [5-тен 50 мегаваттқа дейінгі өнім ассортименті, 2012

      76. JEA, Jea үшін қолжетімді ең үздік басқару технологияларын талдау - Гренландияның энергетикалық орталығы, 1 және 2 энергоблоктар, біріктірілген жану циклы бар турбиналар , 2008.

      77. Power, SCONOx шығарындыларын бақылау технологиясы, 2000.

      78. Мейерс, Мұнай өңдеу процестерінің анықтамалығы / Макграв-Хилл, АҚШ, 1997.

      79. СОМ, Бейорганикалық химикаттардың - аммиактың, қышқылдардың, тыңайтқыштардың (LVIC-AAF BREF) үлкен көлемін өндіруге арналған ең жақсы қол жетімді технологиялар (wat) туралы анықтама құжаты Еуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2007.

      80. СОМ, Мониторингтің жалпы принциптері туралы анықтама құжаты (MONREF) Еуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2003.

      81. Қоршаған орта жөніндегі бас директор, Emas дегеніміз не?, 2010.

      82. ISO, Техникалық комитет 207, 2010.

      83. ISO, ISO 14001: 2004, 2004.

      84. Per. 1221/, (ЕО) 2009 жылғы 25 қарашадағы Еуропалық Парламент пен Кеңестің № 1221/2009 регламенті (ЕО) № 761 / 2001 Регламентін және Комиссияның 2001/681 / ЕО және 2006/193 / ЕО шешімдерін жоққа шығаратын Экологиялық менеджмент және қауымдастық аудиті схемасына (EMAS) ұйымдардың ерікті қатысуы туралы ", Еуропалық Одақтың ресми журналы, Vol. Л 342, 22.12.2009, 2009, 1 - 45-б.

      85. СОМ, Мұнай өңдеу және газ зауыттары (REFBREF) үшін ең үздік қолжетімді әдістер бойынша анықтама құжаты Еуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2003.

      86. COM, Re фи Нерисайт Бельгияға баруы. EIPPCB есебі 2010.

      87. CONCAWE, Мұнай өңдеу көпіршігін қолдану , 2011.

      88. CONCAWE, Мұнай өңдеу зауыттарының көпіршікті шығарындыларын бақылау , 2011.

      89. Франция, мұнай өңдеу көпіршігін анықтау, 2010.

      90. Францияның TWG-ге қосқан үлесі (4-тармақ), қолайсыз жағдайларда ластағыш заттардың шығарылуын болдырмау үшін мұнай өңдеу зауытын басқару (2 мысал) 2009.

      91. ИНЕРИС, Католиктік қорғау , 2008.

      92. БҰҰ ЕЭК, Мұнай-газ өңдеу өнеркәсібіндегі VOC шығарындыларын азайту жөніндегі жұмыс тобы / DFIU-IFARE, 1998.

      93. COM, Ең үздік қолжетімді әдістер (BAT) бойынша анықтама құжаты (EFSBREF), Еуропалық комиссия, JRCIPTS EIPPCB, 2006.

      94. API, Мұнай өнімдеріне арналған эталондар бойынша нұсқау. 19-тарау: Булану шығынын өлшеу, 1-бөлім: 2002 жылы бекітілген шатыры бар резервуарлардан булану шығыны

      95. КОНКАВЕ, Конкаваның алғашқы жобаға түсініктемелері, 2000.

      96. Мандуцио, Итальяндық TWG мүшесінің алғашқы жобаға түсініктемелері, 2000.

      97. Кроутер, Төмен температуралы тотығу газдары NO ^-ВОС, 2001.

      98. ЕРА, SNCRy ауаның ластануын бақылау жөніндегі ақпараттық бюллетені 2002.

      99. Тайеб Джавед және басқалар, Жану кезінде пайда болған азот оксидтерін селективті каталитикалық емес төмендету арқылы бақылау, 2006.

      100. СОМ, химиялық сектордағы сарқынды сулар мен Бөлінетін газдарды тазарту мен басқарудың жалпы жүйелеріндегі (NDT) ең үздік қолжетімді әдістер бойынша анықтама құжаты (CWWBRFF) , Еуропалық комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2003.

      101. Экер, IPPC директивасына негізделген мұнай өңдеу зауыттарының қазіргі жағдайы - Umweltbundesamt, Австрияның қоршаған ортаны қорғау агенттігі, 1999.

      102. UBA, Мұнай өңдеу өнеркәсібіндегі ЕҚТ туралы неміс пікірлері.

      103. Винтер, австриялық TWG мүшесінің алғашқы жобаға түсініктемелері, 2000.

      104. БОНГ-Джо Сун және басқалар, Электростатикалық тұндырғышты пайдаланып ұсақ бөлшектерді жинау, электростатикалық флокациялық фильтрмен жабдықталған , 2006.

      105. "Отын аз - от аз - ластану аз - төмен температуралы қалдық газ катализаторларын қолдану және күкірт зауыттарында каталитикалық жағу" өлшемшарты, 2006.

      106. IMPEL Network, ҰОҚ диффузиялық шығарындылары, 2000.

      107. ESA, Тығыздау технологиясы: ЕҚТ нұсқаулары, еуропалық тығыздағыштар қауымдастығы, 2005., 71-бет.

      108. CONCAWE, Refining BREF шолуы - атмосфераға шығарындылар, 2009.

      109. АҚШ қоршаған ортаны қорғау агенттігі, "АҚШ қоршаған ортаны қорғау агенттігінің 2006 жылғы ұйымдастырылмаған шығындар жөніндегі халықаралық семинары ҰОҚ: жаңа мониторлар, шығарындылардың жоғалуы және саясаттағы ықтимал олқылықтар", АҚШ қоршаған ортаны қорғау агенттігінің 2006 жылғы халықаралық семинары, 2006.

      110. Радд және басқалар, "Меры по сокращению выбросов ЛОС во время погрузки и разгрузки судов в ЕС", жеке хабарлама, 2001.

      111. ENTEC, ҰОҚ директивасының орындалуын бағалау, 1 кезең 1994/63/ЕО, 2009.

      112. TWG CONCAWE, CONCAWE REF BREF-тегі VRU бөліміне түсініктеме, 2012.

      113. SFT , Алау жағудан атмосфераға шығарындылар, 2009.

      114. TWG IT, Италияның Gela SNOx қондырғысына қайта қаралған үлесі, 2012, 2012.

      115. DI PISA et al.. "Технология очистки дымовых газов SNO ^для котлов, сжигающих нефтяной кокс - опыт почти 9 лет непрерывной эксплуатации", 2008, Рио-де-Жанейро, 28-30 мамыр 2008.

      116. TOPSOE, "Технология SNO ^для очистки дымовых газов от сжигания нефтяного кокса и нефтяных остатков с высоким содержанием серы", Личное сообщение, 2006.

      117. 2008 Reilning процесс Handbook 'SNO ^түтін жану газ тазарту технологиясы', Көмірсутекті өңдеу - 2008 Be finin процесі Handbook, 2008.

      118. Hydrocarbon Processing, "Environmental Processes '98", Hydrocarbon Processing, 1998, с. C 71 no 118.

      119. СОМ, қалдықтарды жағудың ең жақсы қол жетімді әдістері (wat) туралы анықтама құжаты (WI BREF) , Еуропалық комиссиясы, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

      120. СОМ, Қалдықтарды қайта өңдеу кәсіпорындары үшін ең үздік қолжетімді технологиялар бойынша анықтама құжаты (WTBREF), Eуропалық КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

      121. Деккере, Голландиялық TWG мүшесінің алғашқы жобаға түсініктемелері, 2000.

      122. Станислаус және басқалар, "Последние достижения в науке и технологии производства дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы (ULSD)", 2010.

      123. ExxonMobil зерттеу және инжиниринг, "Метанолдан бензин өндіру технологиясы", Митч Хиндман, 2013, Анкоридж, Аляска, АҚШ.

      124. Steinberg et al.. "Hydrocarb процесі арқылы қалдық мұнайды тазарту", 1992, 8-бет.

      125. Exxon Mobil зерттеу және инженерлік, Жылдам қысымды ауыстыру цикліндегі адсорбция (RCPSA), 2010.

      126. Қазақстан Республикасы Денсаулық сақтау министрінің 2023 жылғы 20 ақпандағы № 26 бұйрығымен бекітілген "Су көздеріне, шаруашылық-ауыз су мақсаты үшін су жинау орындарына, шаруашылық-ауыз сумен жабдықтауға және суды мәдени-тұрмыстық пайдалану орындарына және су объектілерінің қауіпсіздігіне қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар" санитариялық қағидалары.

      127. Қазақстан Республикасы Экология, геология және табиғи ресурстар министрінің 2021 жылғы 10 наурыздағы № 63 бұйрығымен бекітілген қоршаған ортаға эмиссиялар нормативтерін анықтау әдістемесі.

  Ең үздік қолжетімді техникалар бойынша
"Мұнай және газ өңдеу" анықтамалығына
қосымша

      ЕҚТ 106 "Отынның балама түрлерін (газ) пайдалану" экономикалық талдауы (сұйық отынды газ тәрізді отынмен ішінара ауыстыру)

      Сұйық отынға қарағанда жоғары калориялы газ тәрізді отынды пайдалану отын шығынын заттай түрде азайтуға мүмкіндік береді, бұл сәйкесінше өртеуге жұмсалатын қаражат шығынын едәуір (50 %-ға дейін) азайтуға мүмкіндік береді.

      Қажетті инвестициялар: қажет емес (отын өндіру мақсатында қондырғылардың техникалық процесіне ішінара әсер ету)

      Экономикалық пайда: Отын шығындарын азайту арқылы күтіледі.

      Экономикалық есептеу ЛК-6У С-100 ЭЛОУ-АТ орнату үлгісінде жүргізілді

      Есептеулер жүргізілді, онда газ бен мазуттың қатынасы 20/80-ден 50/50-ге дейін өзгерді. Төменде 50/50 қатынасы бар есептеу мысалы келтірілген.

      Есептеулер жиыны төменде келтірілген.

      *2021 жылға бағалар бойынша

      Қорытынды: ұсынылған ЕҚТ "қолжетімді" болып саналады - инвестициялық салымдарды талап етпейді, бұл ретте отынға жұмсалатын шығындар 2021 жылғы баға бойынша газ бен мазуттың арақатынасына байланысты 58 млн-нан 2,3 млрд теңгеге дейін

Об утверждении справочника по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа"

Постановление Правительства Республики Казахстан от 23 ноября 2023 года № 1024.

      В соответствии с пунктом 6 статьи 113 Экологического кодекса Республики Казахстан Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

      1. Утвердить прилагаемый справочник по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа".

      2. Настоящее постановление вводится в действие со дня его подписания.

      Премьер-Министр
Республики Казахстан 		А. Смаилов

  Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 23 ноября 2023 года № 1024.

Справочник
по наилучшим доступным техникам
"Переработка нефти и газа"

Оглавление

      Оглавление

      Список схем/рисунков

      Список таблиц

      Глоссарий

      Предисловие

      Область применения

      Принципы применения

      1. Общая информация

      1.1. Структура нефтегазоперерабатывающей отрасли

      1.1.1. Переработка нефти

      1.1.2. Переработка газа

      1.2. Структура отрасли по видам исходного сырья

      1.2.1. Сырая нефть

      1.2.2. Природный и попутный нефтяной газ

      1.3. Производственные мощности предприятий отрасли

      1.3.1. Мощности по переработке нефти РК

      1.3.2. Мощности по переработке природного газа РК

      1.4. Основная и побочная продукция, выпускаемая отраслью

      1.4.1. Рынок нефти Республики Казахстан

      1.4.2. Рынок природного газа

      1.5. Технико-экономические характеристики

      1.6. Основные экологические проблемы нефтегазоперерабатывающей отрасли

      1.6.1. Энергоэффективность и климат

      1.6.2. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

      1.6.3. Сбросы загрязняющих веществ

      1.6.4. Образование и управление отходами

      1.6.5. Загрязнение почвы и подземных вод

      1.6.6. Шум и вибрация

      1.6.7. Снижение воздействия на окружающую среду

      2. Методология определения наилучших доступных техник

      2.1. Детерминация, принципы подбора

      2.2. Критерии отнесения техник к наилучшей доступной технике.

      3. Применяемые процессы: технологические, технические решения, используемые в настоящее время

      3.1. Процесс обезвоживания и обессоливания нефти

      3.1.1. Общие сведения о процессе

      3.2. Первичная перегонка нефти

      3.2.1. Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья

      3.3. Процесс вакуумной перегонки

      3.3.1. Общие сведения о процессе

      3.3.2. Вакуумные установки по перегонке мазута (ВТ) с технологией получения вакуума за счет водяного пара

      3.3.3. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.4. Гидрогенизационные процессы

      3.4.1. Общие сведения о процессах

      3.4.2. Гидроочистка бензина каталитического крекинга

      3.4.3. Гидроочистка бензиновых фракций (нафты)

      3.4.4. Гидроочистка керосиновых фракций

      3.4.5. Гидроочистка дизельных фракций (газойля)

      3.4.6. Гидроочистка вакуумного газойля

      3.5. Каталитический риформинг

      3.5.1. Общие сведения о процессе

      3.5.2. Установка каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора

      3.5.3. Установка каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора

      3.5.4. Установки каталитического риформинга для получения ароматических углеводородов

      3.5.5. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.6. Изомеризация

      3.6.1. Общие сведения о процессе

      3.6.2. Низкотемпературная изомеризация на хлорированных (фторированных) алюмоплатиновых катализаторах

      3.6.3. Среднетемпературная изомеризация на цеолитных катализаторах

      3.6.4. Высокотемпературная изомеризация на алюмоплатиновых катализаторах, промотированных хлором (фтором)

      3.6.5. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.7. Висбрекинг и другие термические технологические процессы

      3.7.1. Общие сведения о процессе

      3.7.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.8. Этерификация

      3.8.1. Установка этерификации легкой нафты каталитического крекинга ТАМЭ

      3.8.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.9. Каталитический крекинг

      3.9.1. Общие сведения о процессе

      3.9.2. Сущность процесса каталитического крекинга и фракционирования продуктов

      3.9.3. Каталитический крекинг и регенерация катализатора в псевдоожиженном слое

      3.9.4. Каталитический крекинг в лифт-реакторе на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе

      3.9.5. Фракционирование продуктов крекинга

      3.9.6. Секция абсорбции, газоразделения и сероочистки

      3.9.7. Демеркаптанизация легкого бензина

      3.9.8. Фракционирование легкого бензина

      3.9.9. Очистка углеводородных потоков от сероводорода раствором моноэтаноламина

      3.9.10. Узел очистки технологического конденсата

      3.9.11. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.10. Олигомеризация (полимеризация)

      3.11. Процессы адсорбции

      3.11.1. Установки короткоцикловой адсорбции водорода (КЦА)

      3.11.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.12. Процессы коксования

      3.12.1. Установка замедленного коксования

      3.12.2. Технология прокаливания кокса

      3.13. Производство битума

      3.13.1. Общие сведения о процессе

      3.13.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.14. Переработка сероводорода

      3.14.1. Общие сведения о процессе

      3.14.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.15. Производство водорода

      3.15.1. Общие сведения о процессе

      3.15.2. Адсорбционное концентрирование водорода

      3.15.3. Получение водорода паровой конверсией

      3.15.4. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.16. Производство ароматических углеводородов

      3.16.1. Комплекс по производству ароматических углеводородов (ПАУ)

      3.16.2. Установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора с блоком извлечения бензола

      3.16.3. Установка производства параксилола "ParamaX" ПАУ

      3.16.4. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.17. Хранение и транспортировка нефтеперерабатывающих материалов

      3.17.1. Резервуары хранения нефти и нефтепродуктов

      3.17.2. Системы слива и налива сырья и товарных продуктов

      3.17.3. Технология пропарки и подготовки цистерн

      3.17.4. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.18. Подготовка и переработка природного и попутного нефтяного газа

      3.18.1. Общая информация о состоянии и развитии переработки природного и попутного газа

      3.18.2. Схема процессов переработки природного и попутного газа с получением товарной продукции

      3.18.3. Технология переработки широкой фракции легких углеводородов

      3.18.4. Технологии получения сжиженных углеводородных газов

      3.18.5. Технологии стабилизации газового конденсата

      3.18.6. Технологии производства газовой серы

      3.18.7. Технология обессеривания СУГ "SULFREX"

      3.18.8. Сероочистка газов по способу MEROX

      3.18.9. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.19. Процесс сепарации природного и попутного нефтяного газа

      3.19.1. Технология низкотемпературной сепарации газа

      3.19.2. Технологии низкотемпературного разделения углеводородных газов

      3.19.3. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.20. Системы охлаждения

      3.20.1. Системы очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной воды

      3.20.2. Охлаждающие устройства (градирни, башни)

      3.20.3. Системы очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной воды

      3.20.4. Охлаждающие устройства (градирни, башни)

      3.20.5. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.21. Энергетическая система

      3.21.1. Теплоснабжение (котельная)

      3.21.2. Топливоснабжение

      3.21.3. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.22. Интегрированное управление нефтеперерабатывающим заводом

      3.22.1. Общие сведения о процессе

      3.22.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.23. Утилизация тепла дымовых газов

      3.23.1. Общие сведения о процессе

      3.23.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      3.24. Комбинированные / комплексные установки НПЗ

      3.24.1. Комбинированная установка ЭЛОУ АТ

      3.24.2. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ

      3.24.3. Комбинированная установка ЛК - 6У

      3.25. Методы снижения выбросов

      3.25.1. Общие сведения о процессе

      3.25.2 Текущие уровни выбросов и потребления

      3.26. Очистка сточных вод

      3.26.1 Методы очистки сточных вод

      3.26.2 Текущие уровни сбросов загрязняющих веществ.

      4. Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов

      4.1. Система экологического менеджмента

      4.2. Управление водными ресурсами

      4.3. Управление выбросами в атмосферу на уровне производственных объектов с применением концепции "колпака" загрязнений

      4.4. Техники энергосбережения

      4.5. Управление производством

      4.6. Повышение энергоэффективности

      4.7. Организация работ по переработке и утилизации отходов

      4.8. Имитационное моделирование

      5. Техники, которые рассматриваются при выборе наилучших доступных техник

      5.1. Процессы обезвоживания и обессоливания нефти

      5.1.1. Оптимальные методы обессоливания

      5.1.2. Улучшение процесса разделения нефти и воды перед сбросом в сточные воды водоочистных сооружений

      5.1.3. Разделение взвешенных веществ/воды и нефти

      5.1.4. Повторное использование воды для обессоливателя

      5.1.5. Удаление соляного раствора обессоливателя

      5.2. Первичная перегонка нефти

      5.2.1. Установка дробной перегонки

      5.2.2. Тепловая интеграция на установках перегонки сырой нефти

      5.2.3. Использование вакуумных насосов и поверхностных конденсаторов

      5.3. Процесс вакуумной перегонки

      5.3.1. Снижение вакуумного давления в установке вакуумной перегонки

      5.3.2. Очистка неконденсирующихся веществ вакуумным эжектором из конденсатора

      5.4. Гидрогенизационные процессы

      5.4.1. Процессы гидродесульфуризации

      5.4.2. Каталитическая перегонка

      5.4.3. Каскадная очистка нефтепродуктов щелочными растворами

      5.4.4. Методы использования отработанного едкого натра

      5.4.5. Каталитическая депарафинизация

      5.5. Каталитический риформинг

      5.5.1. Очистка регенерационных отработанных газов

      5.5.2. Электрофильтр для очистки регенерационного отработанного газа

      5.5.3. Сокращение выбросов полихлорированных дибензо-п-диоксинов и дибензофуранов (ПХДД/Ф) в результате каталитического риформинга

      5.6. Изомеризация

      5.6.1. Процесс изомеризации цеолитов

      5.6.2. Процесс изомеризации катализатора на основе активного хлорида

      5.7. Висбрекинг и другие термические реакции

      5.7.1. Установка теплового термического крекинга газойля

      5.7.2. Висбрекинг-установка с реакционной камерой

      5.7.3. Снижение коксообразования в установках висбрекинга

      5.8. Этерификация.

      5.8.1. Этерификация. Каталитическая перегонка

      5.9. Каталитический крекинг

      5.9.1. Гидроочистка сырья на установках каталитического крекинга (КК)

      5.9.2. Котел-утилизатор и детандер, утилизирующие дымовые газы, отходящие из регенератора установки ФКК

      419

      5.9.4. Выбор катализатора

      5.9.5. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      5.9.6. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      5.9.7. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Промоторы в реакциях окисления СО для снижения концентрации NOX

      5.9.8. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Специальные присадки для сокращения концентрации NOX

      5.9.9. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Низкотемпературное окисление (процесс SNERT/метод LoTOX)

      5.9.10. Меры борьбы отделения частиц от газов. Сепараторы третьей ступени

      5.9.11. Меры борьбы отделения частиц от газов. Электростатические фильтры (ЭСФ)

      5.9.12. Методы очистки газов от взвешенных веществ. Другие фильтры

      5.9.13. Методы, предотвращающие загрязнение оксидами серы. SOX-снижающие присадки

      5.9.14. Мокрая очистка газов скрубберами

      5.9.15. Скрубберы сухой и полусухой очистки

      5.10. Олигомеризация

      5.11. Процессы адсорбции

      5.12. Процессы коксования

      5.12.1. Методы предотвращения выбросов в результате замедленного коксования. Направление в газоотделительную установку для передачи в сеть топливного газа НПЗ

      5.12.2. Методы предотвращения выбросов в результате замедленного коксования. Направление в газоотделительную установку для передачи в сеть топливного газа НПЗ

      5.12.3. Методы предотвращения выбросов в процессе прокаливания нефтяного кокса

      5.12.4. Флексикокинг

      5.12.5. Обработка и хранение кокса

      5.12.6. Методы предотвращения выбросов взвешенных частиц в процессах коксования

      5.12.7. Использование нефтесодержащих шламов и/или отходов в качестве коксового сырья

      5.12.8. Методы сокращения выбросов SO2

      5.12.9. Очистка коксового газа

      5.12.10. Методы предотвращения загрязнения воды. Разделение нефтяной/коксовой мелочи от воды для резки кокса

      5.12.11. Методы снижения загрязнения почвы. Контроль и повторное использование коксовой мелочи

      5.13. Производство битума

      5.13.1. Хранение битумных продуктов

      5.13.2. Технологии контроля выбросов в атмосферу. Обработка газов головных погонов

      5.13.3. Технологии контроля выбросов в атмосферу. Использование тепла от неконденсируемых продуктов и конденсатов

      5.13.4. Технологии контроля выбросов в атмосферу. Эксплуатация вентиляции при хранении и транспортировке битумных материалов

      5.13.5. Технологии предварительной обработки сточных вод

      5.14. Переработка сероводорода

      5.15. Производство водорода

      5.15.1. Паровой риформинг метана

      5.15.2. Частичное окисление

      5.15.3. Риформинг с газовым нагревом

      5.15.4. Очистка водорода

      5.16. Производство ароматических углеводородов

      5.17. Хранение и транспортировка жидких углеводородных соединений

      5.17.1. Резервуары с понтоном

      5.17.2. Резервуары с плавающей крышей

      5.17.3. Система уплотнений на плавающей крыше

      5.17.4. Система организации хранения

      5.17.5. Предотвращение утечки через днища резервуаров

      5.17.6. Резервуар с двойным днищем

      5.17.7. Непроницаемые геомембраны

      5.17.8. Обнаружение утечек

      5.17.9. Катодная защита

      5.17.10. Сокращение донных остатков в резервуаре

      5.17.11. Операции по очистке резервуара

      5.17.12. Цвет резервуаров

      5.17.13. Другие эффективные методы хранения

      5.17.14. Поточное смешение

      5.17.15. Смешение партиями

      5.17.16. Стабилизация давления пара в процессе налива нефтепродуктов

      5.17.17. Нижний налив нефтепродуктов

      5.17.18. Герметичный настил на нефтеперерабатывающем объекте

      5.17.19. Автоматизированная установка тактового налива

      5.18. Подготовка и переработка природного и попутного газа

      5.18.1. Технологии сокращения выбросов ЛОС

      5.18.2. Технологии сокращения сбросов

      5.18.3. Технологии сокращения объемов образования отходов

      5.18.4. Удаление сероводорода амином из природного газа

      5.19. Процесс сепарации природного и попутного нефтяного газа

      5.19.1. Сокращение летучих выбросов

      5.19.2. Технология отбензинивания газов (технология извлечения целевых углеводородных компонентов из газов) низкотемпературной сепарацией

      5.19.3. Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации

      5.19.4. Технологии сорбционного отбензинивания газов

      5.19.5. Технология очистки широкой фракции легких углеводородов от сернистых соединений

      5.19.6. Техника получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

      5.19.7. Технология выделения гелия из природного газа

      5.19.8. Технология ректификационного разделения широкой фракции легких углеводородов (газофракционирующие установки)

      5.20. Системы охлаждения

      5.20.1. Воздушное охлаждение

      5.20.2. Разделение охлаждающих и технологических вод

      5.20.3. Предотвращение утечки нефти в охлаждающую воду

      5.21. Энергетическая система

      5.21.1. Методы проектирования

      5.21.2. Управление паром и снижение потребления пара

      5.21.3. Увеличение потребления газа

      5.21.4. Гидроочистка жидкого топлива НПЗ

      5.21.5. Печи и котлы

      5.21.6. Газовые турбины

      5.21.7. Методы контроля и борьбы с оксидами азота. Горелки с низким выбросом NOX. Горелки с ультранизким выбросом NOX

      5.21.8. Сухие камеры сгорания с низким содержанием NOX

      5.21.9. Закачивание разбавителя

      5.21.10. Энергетическая система. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      5.21.11. Энергетическая система. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      5.21.12. Каталитическое восстановление CO и NOX

      5.21.14. Когенерационные установки (КГУ)

      579

      5.21.16. Рециркуляция дымовых газов

      5.21.17. Стадия сжигания топлива (дожигание)

      5.21.18. Переход на малозольные виды топлива

      5.21.19. Присадки к топливам

      5.21.20. Процессы десульфуризации дымовых газов

      5.22. Интегрированное управление нефтеперерабатывающим заводом

      5.23. Утилизация тепла дымовых газов

      5.24. Комбинированные / комплексные установки НПЗ

      5.25. Методы управления отходами

      5.25.1. Обработка и обращение со шламом

      5.25.2. Биологическое разложение отходов

      5.26. Методы снижения выбросов

      5.26.1. Методы снижения выбросов CO

      5.26.2. Варианты контроля выбросов CO2

      5.26.3. Методы снижения выбросов NOX. Низкотемпературное окисление NOX

      5.26.4. Сокращение выбросов и использование катализатора процессов переработки нефти

      5.26.5. Методы снижения выбросов. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      5.26.6. Методы снижения выбросов. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      5.26.7. Выбросы взвешенных частиц. Циклоны

      5.26.8. Выбросы взвешенных частиц. Электрофильтр (ЭСФ)

      5.26.9. Выбросы взвешенных частиц. Фильтрация

      5.26.10. Выбросы взвешенных частиц. Мокрые скрубберы

      5.26.11. Выбросы взвешенных частиц. Другие мокрые методы

      5.26.12. Выбросы взвешенных частиц. Комбинация методов борьбы с выбросами взвешенных частиц

      5.27. Минимизация отходящих газов и их обработка

      5.27.1. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SOХ. Обработка амином

      5.27.2. Установки производства серы (УПС). Повышение эффективности процесса Клауса

      5.27.3. Установки очистки отходящих газов (УООГ). Окисление до SO2 и извлечение серы из SO2

      5.27.4. Методы борьбы с выбросами диоксида серы. Десульфуризация дымовых газов (FGD)

      5.27.5. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Методы предотвращения / сокращения выбросов ЛОС, связанные с технологическим процессом и конструкцией завода

      5.27.6. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Установки улавливания паров (VRU)

      5.27.7. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Деструкция паром (VD)

      5.27.8. Методы борьбы с выбросами. Факелы

      5.27.9. Комбинированная технология SNOX для снижения уровня загрязнителей воздуха

      5.27.10. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SO2

      5.28. Очистка сточных вод

      5.28.1. Установка отпарки кислых стоков

      5.28.2. Сокращение содержания и извлечение углеводородов из источника сбросов сточных вод

      5.28.3. Первичная очистка сточных вод - извлечение нерастворимых веществ

      5.28.4. Дополнительная очистка

      5.28.5. Система водоснабжения и водоотведения

      5.28.6. Интегрированные построенные водно-болотные угодья

      5.28.7. Повышение степени повторного использования сточных вод

      5.28.8. Аппаратный учҰт количества сбрасываемых сточных вод и загрязняющих веществ

      5.29. Предотвращение шумового загрязнения

      5.29.1. В целях предотвращения шумового загрязнения техника предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже:

      6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам

      6.1. Заключения по общим НДТ

      6.1.1. Система экологического менеджмента

      6.1.2. Повышение энергоэффективности

      6.1.3. Мониторинг выбросов в атмосферу и ключевых параметров технологических процессов

      6.1.4. Мониторинг сбросов в воду

      6.1.5. Эксплуатация систем очистки отходящих газов

      6.1.6. Образование и управление отходами

      6.1.7. Имитационное моделирование

      6.1.8. Шумовое загрязнение

      6.2. Заключение по НДТ для процесса обезвоживания и обессоливания нефти

      6.3. Заключение по НДТ для первичной перегонки нефти

      6.4. Заключение по НДТ для процесса вакуумной перегонки нефти

      6.5. Заключение по НДТ для гидрогенизационных процессов

      6.6. Заключение по НДТ для процесса каталитического риформинга

      6.7. Заключение по НДТ для процесса изомеризации

      6.8. Заключение по НДТ для висбрекинга и других тепловых процессов

      6.9. Заключение по НДТ для этерификации

      6.10. Заключение по НДТ для каталитического крекинга

      6.11. Заключение по НДТ для олигомеризации

      6.12. Заключение по НДТ для процессов адсорбции

      6.13. Заключение по НДТ для процессов коксования

      6.14. Заключение по НДТ для производства битума

      6.15. Заключение по НДТ для процессов переработки сероводорода

      6.16. Заключение по НДТ для производства водорода

      6.17. Заключение по НДТ для производства ароматических углеводородов

      6.18. Заключение по НДТ для процессов хранения и транспортировки жидких углеводородных соединений

      6.19. Заключение по НДТ для процесса подготовки и переработки природного газа и попутного газа

      6.20. Заключение по НДТ для процесса сепарации природного и попутного нефтяного газа

      6.21. Заключение по НДТ для процессов систем охлаждения

      6.22. Заключение по НДТ для энергетической системы

      6.23. Заключение по НДТ для интегрированного управления нефтеперерабатывающим заводом

      6.24. Утилизация тепла дымовых газов

      6.25. Комбинированные / комплексные установки НПЗ

      6.26. Методы управления отходами

      6.27. Методы комплексного управления выбросами

      6.28. Минимизация отходящих газов и их обработка

      6.29. Очистка сточных вод

      6.30. Описание техник предотвращения и контроля выбросов в атмосферу

      6.30.1. Пыль

      6.30.2. Оксиды азота (NOx)

      6.30.3. Оксиды серы (SOX)

      6.30.4. Комбинированные техники (SOX, NOX и пыль)

      6.30.5. Окись углерода (CO)

      6.30.6. Летучие органические соединения (ЛОС)

      6.30.7. Другие техники

      6.31. Описание техник, предотвращающих или контролирующих сбросы сточных вод

      6.31.1. Предочистка сточных вод

      6.31.2. Очистка сточных вод

      7. Перспективные техники

      7.1. Обзор деятельности НПЗ и ГПЗ

      7.2. Первичная перегонка нефти

      7.2.1. Способ и устройство для отделения нефти и нефтяных фракций от серы, соли и других примесей

      7.3. Каталитический крекинг

      7.5. Коксование

      7.6. Энергетическая система

      7.7. Этерификация

      7.8. Производство водорода

      7.9. Гидрогенизационные процессы

      7.10. Гидрокрекинг

      7.11. Изомеризация

      7.12. Обработка продукта

      7.13. Обработка отработанных газов

      8. Дополнительные комментарии и рекомендации

      Библиография

Список схем/рисунков

      Рисунок 1.1. Производство основных видов нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2017 - 2020 годы, тысяч тонн

      Рисунок 1.2. Статистические данные Республики Казахстан по экспорту сырой нефти

      Рисунок 1.3. Статистические данные Республики Казахстан по экспорту природного газа

      Рисунок 1.4. Производство нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2010 - 2019 годы

      Рисунок 1.5. Производство нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2010 – 2019 годы

      Рисунок 1.6. Структура производства нефтепродуктов в Республике Казахстан в разрезе продуктов в среднем за 2010–2019 годы

      Рисунок 1.7. Импорт автомобильного бензина в Республику Казахстан за 2010–2019 годы

      Рисунок 1.8. Импорт дизельного топлива в Республику Казахстан за 2010 - 2019 годы

      Рисунок 1.9. Импорт мазута в Республику Казахстан за 2010–2019 годы

      Рисунок 1.10. Экспорт автомобильного бензина из Республики Казахстан за 2010 – 2019 годы

      Рисунок 1.11. Экспорт дизельного топлива из Республики Казахстан

      Рисунок 1.12. Экспорт мазута из Республики Казахстан за 2010 - 2019 годы

      Рисунок 1.13. Доля выбросов загрязняющих веществ в выбросах предприятий переработки нефти и газа

      Рисунок 2.1. Этапы оценки экономической эффективности внедрения и эксплуатации техники

      Рисунок 3.1. Виды и соотношение потребляемых топливно-энергетических ресурсов на НПЗ и ГПЗ, прошедших комплексный технологический аудит

      Рисунок 3.2. Удельное энергопотребление на нефтеперерабатывающих предприятиях РК

      Рисунок 3.3. Энергоемкость нефтеперерабатывающих предприятий в ЕС, России и РК

      Рисунок 3.4. Принципиальная технологическая схема одноступенчатого процесса обессоливания нефти

      Рисунок 3.5. Принципиальная технологическая схема двухступенчатого процесса обессоливания нефти при противоточной заливке проточной воды

      Рисунок 3.6. Принципиальная технологическая схема трехступенчатого процесса обессоливания нефти при противоточной заливке проточной воды

      Рисунок 3.7. Схема установки двухколонной атмосферной трубчатки

      Рисунок 3.8. Принципиальная технологическая схема установки АВТ

      Рисунок 3.9. Принципиальная схема установки ВТ с паровой эжекцией

      Рисунок 3.10. Блок-схема установки гидроочистки

      Рисунок 3.11. Технологическая схема процесса гидроочистки бензина каталитического крекинга

      Рисунок 3.12. Технологическая схема блока гидроочистки

      Рисунок 3.13. Принципиальная схема установки гидроочистки дизельного топлива

      Рисунок 3.14. Принципиальная схема гидроочистки вакуумного газойля

      Рисунок 3.15. Технологическая схема установки риформинга со стационарным катализатором

      Рисунок 3.16. Технологическая схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора (CCR-риформинг)

      Рисунок 3.17. Принципиальная технологическая схема процесса дуалформинг

      Рисунок 3.18. Технологическая схема установки экстракции аренов из катализата фракции 62-105 °С диэтиленгликолем (ДЭГ)

      Рисунок 3.19. Технологическая схема процесса.

      Рисунок 3.20. Схема среднетемпературной изомеризации бензиновой фракции начало кипения 62 °С на цеолитном катализаторе

      Рисунок 3.21. Схема установки высокотемпературной изомеризации

      Рисунок 3.22. Технологическая схема установки висбрекинга с выносной камерой

      Рисунок 3.23. Упрощенная технологическая схема процесса производства МТБЭ

      Рисунок 3.24. Упрощенная технологическая схема производства ТАМЭ.

      Рисунок 3.25. Упрощенная технологическая схема флюид каталитического крекинга

      Рисунок 3.26. Блок схема секции каталитического крекинга и фракционирования продуктов

      Рисунок 3.27. Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установок с движущимся шариковым катализатором

      Рисунок 3.28. Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установок с лифт-реактором

      Рисунок 3.29. Конструкция реакторных блоков установок с микросферическим катализатором рекинга

      Рисунок 3.30. Блок схема секции абсорбции, газоразделения и сероочистки

      Рисунок 3.31. Упрощенная схема установки олигомеризации

      Рисунок 3.32. Принципиальная технологическая схема двухблочной установки замедленного коксования

      Рисунок 3.33. Компоновка оборудования для гидравлической выгрузки кокса из камер

      Рисунок 3.34. Схема прокаливания кокса

      Рисунок 3.35. Технологическая схема установки по окислению гудрона в битумы

      Рисунок 3.36. Окислитель колонного типа

      Рисунок 3.37. Схемы модернизационных колонн:

      Рисунок 3.38. Двухпоточный четырехсекционный трубчатый реактор

      Рисунок 3.39. Технологическая схема процесса Клауса

      Рисунок 3.40. Технологическая схема четырехадсорберной установки концентрирования водорода методом PSA

      Рисунок 3.41. Принципиальная технологическая схема установки получения водорода паровой конверсией углеводородного газа

      Рисунок 3.42. Резервуар с плавающей крышей

      Рисунок 3.43. Резервуар с понтоном

      Рисунок 3.44. Газоуравнительная система

      Рисунок 3.45. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов

      Рисунок 3.46. Потоковые схемы переработки природного и попутного газа

      Рисунок 3.47. Технологическая схема щелочной очистки СУГ

      Рисунок 3.48. Схема получения сжиженных газов с впрыском метанола

      Рисунок 3.49. Схема глубокого извлечения С3+ с использованием детандер-компрессорного агрегата

      Рисунок 3.50. Технологическая схема установки газоразделения без выделения этана

      Рисунок 3.51. Технологические схемы процесса Клауса в зависимости от содержания сероводорода в кислом газе

      Рисунок 3.52. Технологическая схема установки Клауса с двумя конверторами

      Рисунок 3.53. Технологическая схема процесса "Сульфрин"

      Рисунок 3.54. Технологическая схема процесса SCOT

      Рисунок 3.55. Технологическая схема гранулирования серы в воде

      Рисунок 3.56. Схема технологического процесса обессеривания СУГ "SULFREX"

      Рисунок 3.57. Технологическая схема процесса MEROX

      Рисунок 3.58. Технология низкотемпературной сепарации газа

      Рисунок 3.59. Технология получения СПБТ из природного газа

      Рисунок 3.60. Технология получения этана из природного газа

      Рисунок 3.61. Установка низкотемпературного разделения углеводородных газов с дополнительным извлечением ШФЛУ

      Рисунок 3.62. Установка низкотемпературного разделения углеводородных газов с дополнительным извлечением этана

      Рисунок 3.63. Мокрые градирни

      Рисунок 3.64. Схема котельной установки с водогрейными котлами:

      Рисунок 3.65. Схема паровой котельной установки:

      Рисунок 3.66. Схема РОУ

      Рисунок 3.67. Принципиальная схема снабжения НПЗ жидким топливом

      Рисунок 3.68. Схема газораспределительного пункта

      Рисунок 3.69. Принципиальная схема установки ЭЛОУ-АВТ

      Рисунок 3.70. Принципиальная схема установки АВТ с блоком вторичной перегонки бензиновых фракций

      Рисунок 3.71. Схема механической очистки ливневых стоков

      Рисунок 3.72. Схема устройства для очистки сточных вод

      Рисунок 3.73. Схема биологической очистки сточных вод

      Рисунок 3.74. Схема установки биологической очистки сточных вод (БИО)

      Рисунок 4.1. Системное совершенствование модели СЭМ

      Рисунок 4.2. Единая "виртуальная дымовая труба" концепции "колпака" загрязнений [2]

      Рисунок 4.3. Схема процесса имитационного моделирования

      Рисунок 5.1. Технологическая схема установки дробной перегонки

      Рисунок 5.2. Динамика изменений концентрации серы в сырье и выбросов оксида серы (SO2) после гидроочистки сырья на установке каталитического крекинга

      Рисунок 5.3. Среднемесячные выбросы оксида серы (SO2) после гидроочистки сырья на установке каталитического крекинга

      Рисунок 5.4. Котел-утилизатор и детандер, которые используются для утилизации тепла дымовых газов, поступающих из регенератора установки ФКК

      Рисунок 5.5. Стандартная структура катализатора, стойкого к истиранию и используемого на установках ФКК

      Рисунок 5.6. Влияние выбора катализатора, нестойкого к истиранию, на выбросы взвешенных частиц (мг/Нм3) через 100 дней

      Рисунок 5.7. Итоговые данные конверсии NOx по методу СКВ, представленные в виде математической функции, с температурой на входе в реактор deNOx (на установке ФКК НПЗ Европы)

      Рисунок 5.8. Выбросы в атмосферу от установки ФКК с реакторным блоком СНКВ на НПЗ Германии

      Рисунок 5.9. Упрощенный химический процесс образования NOX на установках ФКК

      Рисунок 5.10. Результаты сокращения концентрации NOX из-за применения присадок на установках ФКК

      Рисунок 5.11. Выбросы оксидов азота (NOX) на установке ФКК в режиме полного сжигания представлены в виде функции избыточного кислорода O2 в конфигурации с различными присадками к катализатору

      Рисунок 5.12. Производительность установки ФКК в режиме полного сжигания, где применяется присадка, сокращающая концентрации NOX

      Рисунок 5.13. Первоначальные результаты промышленной эксплуатации установки ФКК НПЗ США (штат Техас), 2007 год

      Рисунок 5.14. Схема TSS с использованием вихревых сепараторов в виде циклона-конфузора

      Рисунок 5.15. Среднесуточные концентрации взвешенных частиц с применением ЭСФ на установке ФКК в Германии

      Рисунок 5.16. Среднесуточные концентрации взвешенных частиц с применением ЭСФ на установке ФКК в Германии

      Рисунок 5.17. Распределение ежедневных значений пылевых выбросов по итогам непрерывного мониторинга установки ФКК в Германии, оснащенной ЭСФ

      Рисунок 5.18. Производительность трехступенчатого фильтра обратной продувки из спеченного сплава на установке ФКК

      Рисунок 5.19. Графическое изображение влияния SOX-снижающих присадок на исходный профиль концентрации газа на установке ФКК неполного сжигания

      Рисунок 5.20. Эффективность SOX-снижающих присадок в переработке сырья с содержанием серы 1,6 % на установке ФКК

      Рисунок 5.21. Эффективность SOX-снижающих присадок, если в составе сырье с 0,5 %- м содержанием серы на установке ФКК

      Рисунок 5.22. Снижение выбросов SO2 на французской установке ФКК с применением присадок, сокращающих концентрацию SOX

      Рисунок 5.23. Удельная стоимость присадок снижения содержания SOX на установке ФКК в сравнении с целевыми показателями снижения содержания SOX

      Рисунок 5.24. Экономические аспекты присадок сокращения концентрации SOX на установках ФКК - общий обзор затрат

      Рисунок 5.25. Вариабельность выбросов в атмосферу SO2: Пример двух установок прокалки нефтяного кокса (вращающихся печей) с общей трубой

      Рисунок 5.26. Вариабельность выбросов в атмосферу NOX: Пример двух установок прокалки нефтяного кокса (вращающихся печей) с общей трубой

      Рисунок 5.27. Вариабельность выбросов в атмосферу пыли: Пример двух установок прокалки нефтяного кокса (вращающихся печей) с общей трубой

      Рисунок 5.28. Обработка коксового газа

      Рисунок 5.29. Соотношение H2/CO для процессов производства водорода, доступных на НПЗ

      Рисунок 5.30. Пример резервуара с плавающей крышей

      Рисунок 5.31. Пример нескольких уплотнений на резервуаре с плавающей крышей, сооруженном на НПЗ в Германии

      Рисунок 5.32. Упрощенная схема поточной системы смешения газойлей (автомобильного дизельного топлива и топочного мазута)

      Рисунок 5.33. Соотношение между частицами топливной смеси и удельными выбросами NOX и SO2 для выборки европейских нефтеперерабатывающих заводов

      Рисунок 5.34. Процентное содержание серы в газе и нефти в выборке данных технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год

      Рисунок 5.35. Влияние состава топливного газа нефтеперерабатывающего завода на выбросы NOX (применяется только к существующим установкам)

      Рисунок 5.36. Содержание серы, азота и металлов в фракциях, пригодных для использования в качестве жидкого технологического топлива

      Рисунок 5.37. Влияние предварительного нагрева воздуха на выбросы NOX при сжигании топливного газа нефтеперерабатывающего завода (применяется только к существующим установкам)

      Рисунок 5.38. Суточные вариации выбросов в атмосферу от газовой турбины, использующей три вида топлива (пример с нефтеперерабатывающего завода J-GTA - 170 МВт)

      Рисунок 5.39. Эффект применения закачивания пара в газовую турбину, работающую со смесью природного газа и топливного газа НПЗ (75 % топливного газа НПЗ)

      Рисунок 5.40. Характеристики горелок с низким уровнем выбросов NOX для газовых и многотопливных установок сжигания (данные из таблицы 5.31)

      Рисунок 5.41. Схематическое описание каталитической системы

      Рисунок 5.42. Упрощенная технологическая схема обработки и сжигания шлама

      Рисунок 5.43. Эффективность сбора мокрым скруббером

      Рисунок 5.44. Упрощенная технологическая схема установки для обработки аминов

      Рисунок 5.45. Упрощенная технологическая схема установки извлечения серы (процесс Клауса)

      Рисунок 5.46. Обзор процесса регенеративной очистки Cansolv

      Рисунок 5.47. Упрощенная схема процесса абсорбционной регенеративной очистки

      Рисунок 5.48. Процесс адсорбции активированным углем VRU

      Рисунок 5.49. Процесс мембранного разделения VRU

      Рисунок 5.50. Упрощенная технологическая схема установки улавливания паров

      Рисунок 5.51. Изменчивость выбросов в атмосферу от VRU (набор данных 12) в течение месяцев

      Рисунок 5.52. Изменчивость выбросов в атмосферу от двух VRU (наборы данных 8 и 9) в течение дня

      Рисунок 5.53. Капитальные затраты на некоторые методы VRU и термическое окисление (2001 год)

      Рисунок 5.54. Упрощенная технологическая схема факельной системы

      Рисунок 5.55. Технологическая схема SNOX на нефтеперерабатывающем заводе в Gela.

      Рисунок 5.56. Упрощенная технологическая схема установки отпарки кислых стоков (SWS)

      Рисунок 5.57. Общее описание сепаратора нефть-вода API

      Рисунок 5.58. Общее описание сепаратора с параллельными пластинами PPI

      Рисунок 7.1. Состояние основных технологий биотоплива

Список таблиц

      Таблица 1.1. Объемы переработки углеводородного сырья, приходящиеся на долю крупных НПЗ Республики Казахстан, тысяч тонн

      Таблица 1.2. Объемы добычи и отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2018–2024 гг.

      Таблица 1.3. Объемы добычи природного газа и производства товарного газа в Республике Казахстан за 2018 – 2024 годы

      Таблица 1.4. Проектные мощности крупных НПЗ Республики Казахстан

      Таблица 1.5. Соотношение объемов нефтепродуктов, производимых после модернизации НПЗ, тысяч тонн

      Таблица 1.6. Проектные и действующие мощности ГПЗ Казахстана

      Таблица 1.7. Объем потребления природного газа в Республике Казахстан

      Таблица 1.8. Производство основных видов нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2017 - 2020 годы), тысяч тонн.

      Таблица 1.9. Виды экологического воздействия и потребления материально-энергетических ресурсов на НПЗ РК

      Таблица 1.10. Валовые выбросы в атмосферу наиболее распространенных загрязняющих атмосферу веществ, отходящих от стационарных источников дочерних и зависимых организаций АО "НК "КазМунайГаз" за три года

      Таблица 1.11. Выбросы в атмосферу от крупных нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан (на основании отчета об устойчивом развитии за 2019 год АО "НК "КазМунайГаз" и проектов допустимых выбросов)

      Таблица 1.12. Объемы выбросов от основных источников предприятий, прошедших комплексный технологический аудит

      Таблица 1.13. Основные загрязнители воздуха и их основные источники, выбрасываемые НПЗ и ГПЗ

      Таблица 1.14. Распределение выбросов SO2 по установкам как среднее значение

      Таблица 1.15. Валовые выбросы и удельные значения основных загрязняющих веществ по предприятиям, прошедшим комплексный технологический аудит

      Таблица 1.16. Усредненное распределение объемов сбросов по группам технологических процессов на НПЗ

      Таблица 1.17. Основные загрязнители воды (параметры), выбрасываемые НПЗ и ГПЗ

      Таблица 1.18. Общий объем водоотведения от предприятий, прошедших комплексный технологический аудит

      Таблица 1.19. Валовые значения загрязняющих веществ в сбросах предприятий, прошедших комплексный технологический аудит в 2020 году

      Таблица 1.20. Удельные значения сбросов основных загрязняющих веществ от предприятий, прошедших комплексный технологический аудит в 2020 году

      Таблица 1.21. Валовый сброс загрязняющих веществ со сточными водами НПЗ Республики Казахстан, прошедших комплексный технологический аудит в 2020 году

      Таблица 1.22. Основные типы отходов, образующиеся на НПЗ и ГПЗ

      Таблица 1.23. Количество твердых отходов, образующихся на казахстанских НПЗ и ГПЗ

      Таблица 3.1. Доля потребления каждого вида топливно-энергетического ресурса на основных НПЗ и ГПЗ

      Таблица 3.2. Потребление энергетических ресурсов двухступенчатой схемы обессоливания

      Таблица 3.3. Отходы установки двухступенчатой схемы обессоливания

      Таблица 3.4. Потребление энергетических ресурсов установки трехступенчатой схемы обессоливания

      Таблица 3.5. Отходы установки трехступенчатой схемы обессоливания

      Таблица 3.6. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферной трубчатки

      Таблица 3.7. Выбросы установки атмосферной трубчатки

      Таблица 3.8. Отходы установки атмосферной трубчатки

      Таблица 3.9. Основные продукты установки АВТ

      Таблица 3.10. Ориентировочный материальный баланс установки АВТ

      Таблица 3.11. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферно-вакуумной трубчатки

      Таблица 3.12. Выбросы установки атмосферно-вакуумной трубчатки

      Таблица 3.13. Отходы установки атмосферно-вакуумной трубчатки

      Таблица 3.14. Продукты вакуумной перегонки мазута на ВТ топливного профиля

      Таблица 3.15. Потребление энергетических ресурсов установки вакуумной перегонки мазута

      Таблица 3.16. Выбросы установки вакуумной перегонки мазута

      Таблица 3.17. Отходы установки вакуумной перегонки мазута

      Таблица 3.18. Исходное cырье, желаемые продукты и технологические задачи гидроочистки

      Таблица 3.19. Потребление энергетических ресурсов в процессе гидроочистки бензина каталитического крекинга

      Таблица 3.20. Выбросы в процессе гидроочистки бензина каталитического крекинга

      Таблица 3.21. Отходы от процесса гидроочистки бензина каталитического крекинга

      Таблица 3.22. Потребление энергетических ресурсов гидроочистки бензиновых фракций (нафты)

      Таблица 3.23. Выбросы в процессах гидроочистки бензиновых фракций (нафты)

      Таблица 3.24. Отходы от процессов гидроочистки бензиновых фракций (нафты)

      Таблица 3.25. Потребление энергетических ресурсов гидроочистки керосиновых фракций

      Таблица 3.26. Выбросы в процессах гидроочистки керосиновых фракций

      Таблица 3.27. Отходы от процессов гидроочистки керосиновых фракций

      Таблица 3.28. Потребление энергетических ресурсов по процессу гидроочистки дизельных фракций (газойля)

      Таблица 3.29. Выбросы в процессах гидроочистки дизельных фракций (газойля)

      Таблица 3.30. Отходы от процессов гидроочистки дизельных фракций (газойля)

      Таблица 3.31. Потребление энергетических ресурсов гидроочистки вакуумного газойля

      Таблица 3.32. Выбросы в процессах гидроочистки вакуумного газойля

      Таблица 3.33. Отходы от процессов гидроочистки дизельных фракций

      Таблица 3.34. Потребление энергетических ресурсов установки каталитического риформинга

      Таблица 3.35. Выбросы установки каталитического риформинга

      Таблица 3.36. Отходы установки каталитического риформинга

      Таблица 3.37. Основные параметры процесса высокотемпературной изомеризации парафиновых углеводородов С5 и С6

      Таблица 3.38. Материальный баланс установки высокотемпературной изомеризации

      Таблица 3.39. Потребление энергетических ресурсов установки изомеризации

      Таблица 3.40. Выбросы установки изомеризации

      Таблица 3.41. Отходы установки изомеризации

      Таблица 3.42. Потребление энергетических ресурсов установки висбрекинг

      Таблица 3.43. Выбросы установки висбрекинг

      Таблица 3.44. Отходы установки висбрекинг

      Таблица 3.45. Потребление энергетических ресурсов в процессе этерификации

      Таблица 3.46. Отходы от процесса этерификации

      Таблица 3.47. Технологический режим работы фракционирующих абсорберов выделения сухого газа и колонны стабилизации бензина

      Таблица 3.48. Технологический режим работы колонны стабилизации легкого бензина и пропановой колонны

      Таблица 3.49. Потребление энергетических ресурсов установки каталитического крекинга

      Таблица 3.50. Выбросы с установок каталитического крекинга FCC и RCC с движущимся слоем катализатора

      Таблица 3.51. Твердые отходы, образующиеся в процессе каталитического крекинга

      Таблица 3.52. Потребление энергетических ресурсов в процессе олигомеризации

      Таблица 3.53. Отходы, образующиеся в процессе олигомеризации

      Таблица 3.54. Потребление энергетических ресурсов установки короткоцикловой адсорбции водорода

      Таблица 3.55. Выбросы установки короткоцикловой адсорбции водорода

      Таблица 3.56. Отходы установки короткоцикловой адсорбции водорода

      Таблица 3.57. Перечень установок замедленного коксования на НПЗ РК

      Таблица 3.58. Характеристика нефтяных остатков, используемых для производства различных видов кокса

      Таблица 3.59. Типичные свойства жидких продуктов коксования

      Таблица 3.60. Нормативные требования к нефтяным коксам

      Таблица 3.61. Потребление энергетических ресурсов установки замедленного коксования

      Таблица 3.62. Выбросы установки замедленного коксования

      Таблица 3.63. Отходы установки замедленного коксования

      Таблица 3.64. Потребление энергетических ресурсов установки прокалки нефтяного кокса

      Таблица 3.65. Выбросы установки прокалки нефтяного кокса

      Таблица 3.66. Отходы установки прокалки нефтяного кокса

      Таблица 3.67. Материальный баланс процесса окисления гудрона в пустотелой колонне

      Таблица 3.68. Потребление энергетических ресурсов установки производства битума

      Таблица 3.69. Выбросы установки производства битума

      Таблица 3.70. Отходы установки производства битума

      Таблица 3.71. Потребление энергетических ресурсов установки производства серы

      Таблица 3.72. Выбросы комбинированной установки производства серы

      Таблица 3.73. Отходы комбинированной установки производства серы

      Таблица 3.74. Изменение величины адсорбции различных компонентов

      Таблица 3.75. Зависимость числа работающих адсорберов от производительности установки

      Таблица 3.76. Потребление энергетических ресурсов установки производства водорода

      Таблица 3.77. Выбросы установки производства водорода

      Таблица 3.78. Отходы установки производства водорода

      Таблица 3.79. Потребление энергетических ресурсов установки производства ароматических углеводородов

      Таблица 3.80. Выбросы установки производства ароматических углеводородов

      Таблица 3.81. Отходы установки производства ароматических углеводородов

      Таблица 3.82. Потребление энергетических ресурсов при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов

      Таблица 3.83. Выбросы при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов

      Таблица 3.84. Отходы при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов

      Таблица 3.85. Потребление энергетических ресурсов при организации процесса слива и налива сырья и товарных продуктов

      Таблица 3.86. Отходы при организации процесса слива и налива сырья и товарных продуктов

      Таблица 3.87. Отходы при организации процесса пропарки и подготовки цистерн

      Таблица 3.88. Основные параметры технологического режима и показатели работы установки Клауса

      Таблица 3.89. Показатели потребления энергетических ресурсов в переработке природного газа

      Таблица 3.90. Показатели потребления энергетических ресурсов в переработке попутного газа

      Таблица 3.91. Показатели по фактическим выбросам загрязняющих веществ основных источников загрязнения атмосферы

      Таблица 3.92. Отходы производства при переработке природного и попутного газа

      Таблица 3.93. Потребление энергетических ресурсов установки обессеривания СУГ "SULFREX"

      Таблица 3.94. Отходы установки обессеривания СУГ "SULFREX"

      Таблица 3.95. Потребление энергетических ресурсов при организации процесса очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы

      Таблица 3.96. Потребление энергетических ресурсов охлаждающими устройствами (градирни, башни)

      Таблица 3.97. Отходы при организации процесса очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы

      Таблица 3.98. Отходы охлаждающих устройств (градирни, башни)

      Таблица 3.99. Потребление энергетических ресурсов котельной

      Таблица 3.100. Выбросы в атмосферу с котельных установок

      Таблица 3.101. Отходы котельной

      Таблица 3.102. Потребление энергетических ресурсов при организации процесса топливоснабжения

      Таблица 3.103. Потребление энергетических ресурсов установок утилизации тепла дымовых газов

      Таблица 3.104. Выбросы в процессах гидроочистки бензина каталитического крекинга

      Таблица 3.105. Отходы от процессов гидроочистки бензина каталитического крекинга

      Таблица 3.106. Потребление энергетических ресурсов установки ЭЛОУ АТ

      Таблица 3.107. Выбросы установки ЭЛОУ-АТ

      Таблица 3.108. Отходы установки ЭЛОУ -АТ

      Таблица 3.109. Продукты ЭЛОУ-АВТ

      Таблица 3.110. Потребление энергетических ресурсов установки ЭЛОУ-АВТ

      Таблица 3.111. Выбросы установки ЭЛОУ-АВТ

      Таблица 3.112. Отходы установки ЭЛОУ-АВТ

      Таблица 3.113. Потребление энергетических ресурсов установки ЛК - 6У

      Таблица 3.114. Выбросы комбинированной установки ЛК - 6У

      Таблица 3.115. Отходы комбинированной установки ЛК - 6У

      Таблица 3.116. Потребление энергетических ресурсов факельными установками

      Таблица 3.117. Средние значения выбросов загрязняющих веществ факельных установок

      Таблица 3.118. Отходы факельных установок

      Таблица 3.119. Характеристика сточных вод типового НПЗ

      Таблица 3.120. Перечень загрязняющих веществ в составе сточных вод НПЗ

      Таблица 4.1. Информация по каждой технике, описанной в данном разделе

      Таблица 4.2. Количество техник, рассмотренных в разделах 4 и 5

      Таблица 4.3. Пример вариантов сокращения выбросов SO2 при управлении на уровне производственных объектов

      Таблица 4.4. Пример вариантов сокращения выбросов NOX при управлении на уровне производственных объектов

      Таблица 4.5. Техники энергосбережения

      Таблица 5.1. Потребление энергии при дробной перегонке сырой нефти, когда одна и та же установка используется для переработки двух видов сырой нефти

      Таблица 5.2. Стандартные требования к инженерному обеспечению на тонну сырья

      Таблица 5.3. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

      Таблица 5.4. Данные о затратах, связанных с различными процессами демеркаптанизации бензина и дистиллята

      Таблица 5.5. Данные о затратах на установку (сольвентной) депарафинизации масел мощностью 200 кт

      Таблица 5.6. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

      Таблица 5.7. Гидроочистка сырья на каталитическом крекинге (стандартный тип сырья – мазут и вакуумный газойль)

      Таблица 5.8. Диапазоны затрат, связанных с гидроочисткой на установке ФКК мощностью 1,5 млн т/год, в соответствии с некоторыми стандартными схемами компоновки

      Таблица 5.9. Примеры влияния процесса выдувания сажи по трем немецким НПЗ

      Таблица 5.10. Показатели реакторных блоков СКВ по шести установкам ФКК

      Таблица 5.11. Экономические аспекты системы СКВ, применимые на установках ФКК

      Таблица 5.12. Основные факторы затрат на установку селективного каталитического восстановления (СКВ) (сырой газ) после установки ФКК

      Таблица 5.13. Показатели системы СНКВ по трем установкам ФКК

      Таблица 5.14. Затраты на установки ФКК с реакторными блоками СКВ и СНКВ – данные экономической эффективности на примере шести установок ФКК.

      Таблица 5.15. Сравнение стоимости каталитических присадок с другими методами регулирования концентрации NOX в газовом потоке на установках ФКК.

      Таблица 5.16. Различные характеристики присадок NOX, используемых на установках ФКК полного сжигания в США

      Таблица 5.17. Экономические аспекты по циклонам третьей ступени, применяемым на установках ФКК.

      Таблица 5.18. Экономические данные по ЭСФ, применяемые на установке ФКК

      Таблица 5.19. Данные о стоимости различных устройств фильтрации установки ФКК

      Таблица 5.20. Производительность и удельные затраты на утилизацию SOX-снижающих присадок при постоянной работе форсуночных устройств

      Таблица 5.21. Экономические аспекты двух мер борьбы с выбросами серы: присадки и скруббер мокрой очистки газов – данные об эффективности затрат по шести установкам ФКК.

      Таблица 5.22. Основные предполагаемые значения эффективности очистки и технологические показатели после применения скрубберов мокрой очистки

      Таблица 5.23. Производительность скрубберов Вентури мокрой очистки газов некоторых установок ФКК в США

      Таблица 5.24. Стандартные значения производительности, достигнутые с помощью регенеративной системы очистки скруббером Wellman-Lord.

      Таблица 5.25. Затраты на переоснащение скрубберов мокрой очистки газов, расположенных на установках ФКК

      Таблица 5.26. Удельные затраты установки ФКК на различные нерегенеративные скрубберы мокрой очистки отходящих газов

      Таблица 5.27. Сравнение затрат между регенеративными и нерегенеративными скрубберами мокрой очистки газов, применяемых на установках ФКК

      Таблица 5.28. Коэффициенты выбросов при жидком коксовании

      Таблица 5.29. Значения выбросов при производстве нефтяного кокса (прокаливание зеленого кокса)

      Таблица 5.30. Выбросы в атмосферу из образца установок прокалки нефтяного кокса, эксплуатируемых на европейских нефтеперерабатывающих заводах

      Таблица 5.31. Контроль ЛОС в резервуарном парке нефти и нефтепродуктов (хранилище нефти и нефтепродуктов)

      Таблица 5.32. Проектные данные сооружения резервуаров

      Таблица 5.33. Выбор уплотнений и прогнозируемая эффективность

      Таблица 5.34. Сметные затраты на модернизацию непроницаемой геомембраной на различных резервуарах.

      Таблица 5.35. Типовые данные по очистке резервуаров сырой нефти

      Таблица 5.36. Типовые сметные затраты на очистку резервуаров сырой нефти

      Таблица 5.37. Достигнутые экологические выгоды и экологические показатели

      Таблица 5.38. Типичная производительность канализационных очистных сооружений на установках по производству природного газа

      Таблица 5.39. Технологические показатели пункта 4.2 при извлечении углеводородов методом низкотемпературной сепарации

      Таблица 5.40. Технологические показатели пункта 4.3 воздух при извлечении углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации

      Таблица 5.41. Технологические показатели пункта 4.4 при сорбционном отбензинивании газов

      Таблица 5.42. Технологические показатели очистки ШФЛУ от сернистых соединений

      Таблица 5.43. Технологические показатели при получении СУГ

      Таблица 5.44. Технологические показатели пункта 5.1.2 при выделении гелия из природного газа

      Таблица 5.45. Технологические показатели пункта 5.2.2 - показатели потребления энергетических ресурсов, показатели норм расхода материально-технических ресурсов и выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух технологии разделения ШФЛУ на ГФУ

      Таблица 5.46. Примеры инвестиций в увеличение теплообмена, о которых сообщалось на нефтеперерабатывающих заводах Европейского Союза

      Таблица 5.47. Содержание серы, азота и металлов в фракциях, пригодных для использования в качестве жидкого технологического топлива

      Таблица 5.48. Затраты на десульфурацию жидкого топлива НПЗ

      Таблица 5.49. Ожидаемые выбросы CO из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

      Таблица 5.50. Ожидаемые выбросы NOX из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

      Таблица 5.51. Ожидаемые выбросы взвешенных частиц из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

      Таблица 5.52. Ожидаемые технологические показатели в атмосферу от газовых турбин при применении первичных методов

      Таблица 5.53. Выбросы NOX от газовых турбин - данные по выборке европейских нефтеперерабатывающих заводов

      Таблица 5.54. Представленная производительность горелок с низким выбросом NOX в вопросниках на уровне технической рабочей группы европейского Бюро НДТ завода

      Таблица 5.55. Типичные диапазоны выбросов, измеренные при различных условиях эксплуатации НПЗ в случае модернизации

      Таблица 5.56. Пример горелок со сверхнизким выбросом NOX на заводах по производству природного газа в Норвегии

      Таблица 5.57. Конкретные примеры затрат на модернизацию горелок с низким и сверхнизким выбросом NOX

      Таблица 5.58. Выбросы NOX достигаются с помощью сухих камер с низким содержанием NOX для различных типов оборудования

      Таблица 5.59. Выбросы NOX, достигаемые газовыми турбинами с помощью закачивания разбавителя

      Таблица 5.60. Выбросы NOX, достигаемые с помощью модернизированного СНКВ для различных котлов нефтеперерабатывающих заводов

      Таблица 5.61. Примеры и основные факторы затрат на селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      Таблица 5.62. Оценка затрат на модернизацию СНКВ карбамида для котла нефтеперерабатывающего завода мощностью 99 МВт (2009 год)

      Таблица 5.63. Данные о затратах на методы борьбы с выбросами NOX на установках сжигания (СКВ и СНКВ)

      Таблица 5.64. Концентрация газа на электростанции всего нефтеперерабатывающего завода в Mitteldeutschland

      Таблица 5.65. Основные факторы затрат на селективное каталитическое восстановление (СКВ) при работе на очищенном газе

      Таблица 5.66. Основные факторы затрат на селективное каталитическое восстановление (СКВ) при работе на очищенном газе

      Таблица 5.67. Инвестиционные затраты на переоборудование СКВ в печь-реформатор (1998 год)

      Таблица 5.68. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

      Таблица 5.69. Стандартное потребление энергии на полимеризационной установке

      Таблица 5.70. Типичные эксплуатационные расходы процесса каталитической конденсации

      Таблица 5.71. Данные о рентабельности модернизации СКВ для различных установок нефтепереработки

      Таблица 5.72. Достигаемая остаточная концентрация H2S в топливном газе нефтеперерабатывающего завода

      Таблица 5.73. Потребление энергии на тонну H2S, удаляемого в установке аминоочистки

      Таблица 5.74. Обзор эффектов в разных средах, связанных с некоторыми аспектами обработки амином

      Таблица 5.75. Эффективность извлечения серы из УПС процесса Клауса на европейских предприятиях

      Таблица 5.76. Дополнительные выбросы CO2 для основных категорий методов УПС + УООГ

      Таблица 5.77. Выбросы УПС 20000 т/год

      Таблица 5.78. Потребление электроэнергии

      Таблица 5.79. Примеры затрат на два типичных проекта модернизации существующей двухступенчатой УПС 100 т/сут.

      Таблица 5.80. Ожидаемые характеристики УПС для различных процессов и конфигураций УООГ

      Таблица 5.81. Кросс-медиа-эффекты, связанные с некоторыми из УООГ

      Таблица 5.82. Ожидаемый диапазон эффективности восстановления для основных категорий УООГ

      Таблица 5.83 Диапазон извлечения серы, измеренный после УООГ на 5 немецких НПЗ

      Таблица 5.84. Примеры затрат для новых УПС и модернизации УПС в зависимости от мощности обработки

      Таблица 5.85. Относительные капитальные затраты на модернизацию существующего УПС 100 т/сут.

      Таблица 5.86. Подробные эксплуатационные расходы установки гидросульфринирования TGT

      Таблица 5.87. Экономическая эффективность трех методов борьбы с выбросами SO2 в установках по извлечению серы – данные об эффективности затрат по выборке из 7 УПС

      Таблица 5.88. Общий обзор эффективности

      Таблица 5.89. Экологические преимущества различных процессов сероочистки

      Таблица 5.90. Влияние различных процессов десульфуризации на различные среды

      Таблица 5.91. Эксплуатационные данные различных процессов сероочистки

      Таблица 5.92. Применимость различных процессов десульфуризации

      Таблица 5.93. Примеры установок, на которых были реализованы процессы сероочистки

      Таблица 5.94. Экономика различных процессов десульфуризации

      Таблица 5.95. Обзор ведущих факторов внедрения различных процессов сероочистки

      Таблица 5.96. Значения выбросов для установок улавливания паров при загрузке автомобильного бензина

      Таблица 5.97. Сопутствующие эффекты, связанные с методами VRU

      Таблица 5.98. Обзор применимости некоторых методов VRU

      Таблица 5.99. Пример данных о затратах (2008 г.) для одноступенчатой адсорбции VRU, работающей при 3,5 г/Нм3

      Таблица 5.100. Примеры данных о затратах для некоторых французских сайтов VRU

      Таблица 5.101. Примеры заявленных капитальных затрат и спецификаций мощности для VRU

      Таблица 5.102. Метод контроля термического окисления ЛОС, применяемый на нефтеперерабатывающем заводе

      Таблица 5.103. Различные применения факельной системы

      Таблица 5.104. Примеры состава факельного газа

      Таблица 5.105. Пример коэффициентов выбросов NOX факельного газа, используемых на норвежском нефтеперерабатывающем заводе

      Таблица 5.106. Пример расчетных условий двух факелов на нефтеперерабатывающем заводе в Великобритании (2007 г.)

      Таблица 5.107. Характеристики SNOX после 72-часового тестового запуска после 5 месяцев эксплуатации (Gela)

      Таблица 5.108. Характеристики SNOX при средних рабочих условиях (Gela)

      Таблица 5.109. Характеристики SNOX (OMV Швехат)

      Таблица 5.110. Расходы на техническое обслуживание (в тыс. евро) завода Gela SNOX за 2003 - 2007 годы

      Таблица 5.111. Данные по установке отпарки кислых стоков

      Таблица 5.112. Производительность двухступенчатой установки отпарки кислых стоков на НПЗ в г. Холборн

      Таблица 5.113. Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Таблица 5.114. Экономические аспекты и показатели работы установок отпарки кислой воды

      Таблица 5.115. Применяемые техники, согласно отчету, полученному с очистных сооружений в рамках выборки технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год

      Таблица 6.1. Базовые условия для технологических показателей, связанных с применением НДТ, касающихся выбросов в атмосферу

      Таблица 6.2. Технологические показатели, связанные с применением НДТ.

      Таблица 6.3. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов NOX из регенератора в процессе каталитического крекинга

      Таблица 6.4. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для пыли, выбрасываемой из регенератора в процессе каталитического крекинга

      Таблица 6.5. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для SO2, выбрасываемого из регенератора в процессе каталитического крекинга

      Таблица 6.6. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов окиси углерода (CO) в воздух из регенератора в процессе каталитического крекинга для режима неполного сжигания

      Таблица 6.7. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для неметановых ЛОС и выбросов бензола в воздух в результате операций загрузки и разгрузки летучих жидких углеводородных соединений:

      Таблица 6.8. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов СО в воздух от установок сжигания (печи и котлы)

      Таблица 6.9. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов NOX в воздух от установок сжигания (печи и котлы)

      Таблица 6.10. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов SO2 в воздух от установок сжигания (печи и котлы)

Глоссарий

      Настоящий глоссарий предназначен для облегчения понимания информации, содержащейся в настоящем справочнике по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа" (далее – справочник по НДТ). Определения терминов в этом глоссарии не являются юридическими определениями (даже если некоторые из них могут совпадать с определениями, приведенными в нормативных правовых актах Республики Казахстан).

      Глоссарий представлен следующими разделами:

      термины и их определения;

      аббревиатуры и их расшифровка.

Термины и их определения

      В настоящем справочнике по НДТ используются следующие термины:

новая установка

-

установка, впервые введенная в эксплуатацию после публикации настоящего справочника по НДТ, или полная замена установки на существующих фундаментах установки после публикации настоящего справочника по НДТ (к новой установке не относится установка, введенная в эксплуатацию после публикации настоящего справочника по НДТ, но ранее бывшая в употреблении или прошедшая капитальный ремонт);

действующая установка

-

установка, которая не является новой установкой;

отходящий газ

-

собранный газ, образующийся в результате процесса, который должен быть очищен, например, в установке удаления кислых газов и установке извлечения серы (УРС);

дымовой газ

-

выхлопные газы, выходящие из установки после стадии окисления, как правило, сжигания (например, регенератор, установка Клауса);

остаточный газ

-

общее название выхлопного газа из УРС (обычно, процесс Клауса);

летучие органические соединения (ЛОС)

-

любое органическое соединение, а также фракция креозота, имеющая при 293,15 К давление пара 0,01 кПа или более или имеющая соответствующую летучесть при определенных условиях использования;

неметановые летучие органические соединения (НМЛОС)

-

летучие органические соединения без учета метана;

диффузные выбросы летучих органических соединений

-

неканальные выбросы летучих органических соединений, которые не выделяются через конкретные точки выбросов, такие как дымовые трубы (они могут возникать из "объектных" источников (например, резервуары) или "точечных" источников (например, фланцы труб);

СО

-

окись углерода;

NOx, выраженный как NO2

-

сумма оксида азота (NO) и диоксида азота (NO2), выраженная как NO2;

SOx выраженный как SO2

-

сумма диоксида серы (SO2) и триоксида серы (SO3), выраженная как SO2;

H2S

-

сероводород (карбонилсульфид и меркаптан не включены);

хлористый водород, выраженный как HCl

-

все газообразные хлориды, выраженные как HCl;

фтористый водород, выраженный как HF

-

все газообразные фториды, выраженные как HF;

установка ФКК

-

установка – флюид-каталитический крекинг: установка, в которой протекает процесс углубленной конверсии тяжелых углеводородов с использованием обогрева и катализатора (тяжелые молекулы углеводорода распадаются на легкие молекулы);

установка АТ

-

установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (см. определение в разделе 3.2.1);

установка АВТ

-

установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (см. определение в разделе 3.2.2);

топливный газ НПЗ

-

газообразное топливо переменного состава, выделяемое в процессе переработки сырой нефти, газового конденсата и (или) продуктов переработки и направленное производителем нефтепродуктов на получение тепловой энергии и на иные технологические процессы производителя нефтепродуктов, обусловленные режимом эксплуатации и технологическими характеристиками оборудования;

технологическое топливо

-

газообразное, жидкое и (или) твердое топливо переменного состава, выделяемое в процессе переработки сырой нефти, газового конденсата и (или) продуктов переработки и направленное производителем нефтепродуктов на получение тепловой энергии и иные технологические процессы производителя нефтепродуктов, обусловленные режимом эксплуатации и технологическими характеристиками оборудования;

комбинированное топливо

-

топливо, используемое при переработке нефти и газа с применением режима поочередного сжигания жидкого, газообразного технологического топлива или природного газа в соответствии с технологическими характеристиками оборудования;

установка сжигания

-

установка, сжигающая топливо для НПЗ отдельно или с другими видами топлива для производства энергии на объекте НПЗ, такими как котлы (кроме котлов дожига CO), печи и газовые турбины;

непрерывное измерение

-

измерение с использованием стационарных "автоматизированной измерительной системы" (АИС) или "системы непрерывного мониторинга выбросов" (СНМВ) на объекте;

периодические измерения

-

определение измеряемой величины через заданные интервалы времени с использованием ручных или автоматизированных эталонных методов;

мониторинг эмиссий в атмосферу

-

оценка концентрации выбросов загрязняющих веществ в дымовых газах, полученная с помощью прямых инструментальных и/или косвенных методов измерений, наблюдение за количеством, качеством эмиссий и их изменением;

система мониторинга прогнозируемых выбросов (СМПВ)

-

система для определения концентрации выбросов загрязняющего вещества на основе его взаимосвязи с рядом характерных непрерывно контролируемых технологических параметров (например, расход топлива-газа, соотношение воздух/топливо) и данных о качестве топлива или сырья (например, содержание серы) источника выбросов;

летучие жидкие углеводородные соединения

-

производные нефти с давлением паров по Рейду (ДНП) более;
4 кПа, такие как нафта и ароматические вещества

скорость извлечения

-

процент НМЛОС, извлеченного из потоков, транспортируемых в установку улавливания паров (УУП);

      Аббревиатуры и их расшифровка

Аббревиатуры

Расшифровка

ПУВГ

парогазовая установка с внутрицикловой газификацией

НПЗ

нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы

ГПЗ

газоперерабатывающие заводы

КЦА

короткоцикловая адсорбция водорода

АУТН

автоматизированная установка тактового налива

НТС

низкотемпературная сепарация

НТК

низкотемпературная конденсация

НТА

низкотемпературная абсорбция

ШФЛУ

широкие фракции легких углеводородов

СУГ

сжиженные углеводородные газы

ГФУ

газофракционирующие установки

УПС

установки производства серы

УООГ

установка очистки отходящих газов

МТБЭ

метил-третичный бутиловый эфир

ЭТБЭ

этил-третичный бутиловый эфир

ТАМЭ

трет-амил-метиловый эфир

ТОО

товарищество с ограниченной ответственностью

АО

акционерное общество

АНПЗ

Атырауский нефтеперерабатывающий завод

ПНХЗ

Павлодарский нефтехимический завод

ПКОП

ПетроКазахстан ОйлПродактс

СП "СВ"

совместное предприятие "CASPI BITUM"

НК "КМГ"

национальная компания "КазМунайГаз"

УВС

углеводородное сырье

КазГПЗ

Казахский газоперерабатывающий завод

КПК КПО

Карачаганакский перерабатывающий комплекс "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В."

Предисловие

      Краткое описание содержания справочника по наилучшим доступным техникам: взаимосвязь с международными аналогами

      Справочник по НДТ разработан в целях реализации Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Экологический кодекс) в рамках реализации бюджетной программы Министерства экологии и природных ресурсов Республики Казахстан 044 "Содействие ускоренному переходу Казахстана к зеленой экономике путем продвижения технологий и лучших практик, развития бизнеса и инвестиций".

      При разработке справочника по НДТ учтены наилучший мировой опыт и аналогичный и сопоставимый справочный документ Европейского союза по наилучшим доступным техникам "Справочный документ по НДТ для переработки нефти и газа (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Refining of Mineral Oil and Gas), официально применяемый в государствах, являющихся членами Организации экономического сотрудничества и развития, с учетом необходимости обоснованной адаптации к климатическим, экономическим, экологическим условиям, топливно-сырьевой базе Республики Казахстан, обуславливающим техническую и экономическую доступность наилучших доступных техник в области применения.

      Справочник по НДТ предназначен для предприятий, осуществляющих деятельность в области переработки нефти и газа, а также для уполномоченного органа в области охраны окружающей среды для принятия решений в отношении выдачи комплексных экологических разрешений.

      Технологические показатели, связанные с применением одной или нескольких в совокупности наилучших доступных техник, для технологического процесса определены технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа".

      Информация о сборе данных

      В справочнике по НДТ использованы данные по технико-экономическим показателям, выбросам загрязняющих веществ в воздух и сбросам в водную среду предприятий нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводов Республики Казахстан, полученные по результатам комплексного технического аудита и анкетирования, проведенных подведомственной организацией уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, осуществляющей функции Бюро по наилучшим доступным техникам. Перечень объектов для комплексного технологического аудита утвержден уполномоченным органом в области охраны окружающей среды и рассмотрен технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа".

      В справочнике по НДТ использованы данные Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан, Министерства энергетики Республики Казахстан, анализировались отчеты акционерного общества "НК "КазМунайГаз" (далее - АО "НК "КазМунайГаз"), Объединения юридических лиц "Казахстанская ассоциация организаций нефтегазового и энергетического комплекса "KAZENERGY" (далее - KAZENERGY), Национальный энергетический доклад KAZENERGY, законодательные акты Республики Казахстан, регулирующие деятельность отрасли по переработке нефти и газа. Дополнительно информация предоставлялась технической рабочей группой, которая была создана в целях осуществления деятельности по рассмотрению, участию в разработке, доработке проекта справочника по наилучшим доступным техникам приказом председателя правления НАО "Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов" №19 - 21П от 25 февраля 2021 года, №34 - 21П от 25 марта 2021 г., № 68 - 21П от 10 июня 2021 г. Полученная информация была проанализирована и оценена Бюро наилучших доступных техник, которое обеспечивает организационную, методическую и экспертно-аналитическую поддержку деятельности технических рабочих групп по вопросам разработки справочников по наилучшим доступным техникам, руководствуясь принципами пункта 6 статьи 113 Экологического кодекса, в том числе открытости и прозрачности, ориентированности на наилучший мировой опыт.

      Взаимосвязь с другими справочниками по НДТ

      Справочник по НДТ является одним из серии разрабатываемых в соответствии с требованием Экологического кодекса справочников по НДТ:

      сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии;

      переработка нефти и газа;

      производство неорганических химических веществ;

      производство цемента и извести;

      энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности;

      производство меди и драгоценного металла - золота;

      производство цинка и кадмия;

      производство свинца;

      производство чугуна и стали;

      производство изделий дальнейшего передела черных металлов;

      добыча нефти и газа;

      добыча и обогащение железных руд (включая прочие руды черных металлов);

      добыча и обогащение руд цветных металлов (включая драгоценные);

      утилизация и обезвреживание отходов;

      добыча и обогащение угля;

      мониторинг эмиссий загрязняющих веществ в атмосферный воздух и водные объекты;

      утилизация и удаление отходов путем сжигания;

      производство титана и магния;

      производство алюминия;

      производство ферросплавов;

      очистка сточных вод централизованных систем водоотведения населенных пунктов;

      производство продукции тонкого органического синтеза и полимеров.

      Справочник по НДТ имеет связь с:

Наименование справочника по НДТ

Связанные процессы

Добыча нефти и газа

Переработка и подготовка попутного и природного газа

Энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности

Энергетическая эффективность

Мониторинг эмиссий загрязняющих веществ в атмосферный воздух и водные объекты

Мониторинг эмиссий

Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

Производство энергии

      Область применения

      В соответствии с приложением 3 Экологического кодекса настоящий справочник по НДТ распространяется на:

      производство кокса и нефтепродуктов, переработку природного газа.

      Область применения настоящего справочника по НДТ, а также технологические процессы, оборудование, технические способы и методы в качестве наилучших доступных техник для области применения настоящего справочника по НДТ определены технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа".

      Справочник по НДТ распространяется на следующие основные технологические процессы:

№ п/п

Технологические процессы

Краткая характеристика

1

2

3

1

Обессоливание и обезвоживание нефти

Процессы удаления солей и воды из нефти на НПЗ до первичной перегонки нефти

2

Первичная перегонка нефти

Процессы атмосферной и вакуумной перегонки нефти

3

Гидрогенизационные процессы

Процессы гидроочистки бензиновых, керосиновых, дизельных фракций (включая депарафинизацию дизельного топлива), вакуумного газойля, газойля вторичных процессов

4

Каталитический риформинг

Процессы получения компонентов высокооктановых бензинов на установках каталитического риформинга с применением стационарного или движущегося слоя катализатора с непрерывной регенерацией

5

Производство водорода

Процессы получения водорода при неполном окислении углеводородов и паровой конверсии

6

Адсорбция

Процесс связывания примесей, содержащихся в обогащенных водородом газах, с помощью индивидуально подобранных адсорбирующих материалов с получением чистого водорода

7

Изомеризация

Процесс получения высокооктановых, экологически чистых компонентов товарных бензинов из фракций углеводородов С5 - С6

8

Висбрекинг и другие термические реакции

Процессы термической обработки тяжелой нефти и/или нефтяного остатка с целью снижения вязкости и увеличения глубины переработки нефти и газа

9

Этерификация (получение простых эфиров)

Производство простых эфиров, таких как МТБЭ, ЭТБЭ, ТАМЭ, используемых в качестве высокооктановых добавок к товарным бензинам

10

Каталитический крекинг

Процессы термокаталитической переработки вакуумного газойля, тяжелых нефтяных фракций для увеличения глубины переработки нефти с получением компонентов бензина, дизельного топлива и непредельных углеводородных газов

11

Олигомеризация

Процесс получения компонентов высокооктановых бензинов из непредельных углеводородных газов

12

Коксование

Процессы замедленного коксования (производство нефтяного кокса из тяжелых остатков переработки нефти, с получением газа коксования, компонентов автобензинов и легкого и тяжелого газойля коксования), прокаливания кокса (уплотнение кокса под действием высоких температур)

13

Производство битума

Процесс окисления тяжелых остатков переработки нефти кислородом воздуха до получения битума

14

Переработка сероводорода

Процессы переработки сероводорода, выделяемого из технологических газов термогидрокаталитических процессов нефтепереработки, в элементную серу: высокотемпературное сжигание и каталитическая конверсия сероводорода

15

Производство ароматических углеводородов

Процессы производства бензола и параксилола посредством разделения смеси тяжелого риформата, изомеризации и трансалкилирования толуола и ксилолов

16

Хранение и транспортировка нефтеперерабатывающих материалов

Системы хранения нефти и нефтепродуктов в резервуарах, системы слива/налива сырья и товарной продукции в трубопроводные системы и цистерны

17

Переработка природного и попутного нефтяного газа на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах

Процессы осушки, очистки природного и/или попутного газа от серосодержащих соединений для переработки с последующим разделением на фракции

18

Процесс сепарации природного и попутного нефтяного газа

Процесс разделения газовой и жидкой фаз для переработки

19

Охлаждение

Системы охлаждения и методы подготовки оборотной воды

20

Энергетическая система

Процессы теплоснабжения и электроснабжения НПЗ

21

Интегрированное управление нефтеперерабатывающим заводом

Процессы управления НПЗ, включая инструменты управления окружающей средой и методы надлежащего ведения общезаводского хозяйства

22

Утилизация тепла дымовых газов

Процессы использования тепла дымовых газов для получения энергоресурсов на НПЗ

23

Снижение выбросов

Технологии сокращения или уменьшения выбросов в атмосферу. Методы снижения выбросов, применяемые на НПЗ

28

Очистка сточных вод

Методы очистки сточных вод на НПЗ перед сбросом

      Справочник по НДТ не распространяется на следующие виды деятельности и технологические процессы:

      разведка и добыча сырой нефти, попутного и природного газа;

      подготовка сырой нефти, попутного и природного газа на месторождении перед транспортировкой нефти по магистральным трубопроводам и использованием в качестве сырья для переработки на нефтеперерабатывающем заводе;

      процессы подготовки и переработки сырого газа (попутного и природного газа) и производство газовой технической серы на месторождениях добычи нефти и газа;

      4) транспортировка сырой нефти, попутного и природного газа, продуктов переработки нефти и газа;

      5) производство биотоплива;

      6) маркетинг и сбыт продукции нефтегазопереработки;

      7) вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

      Процессы 1, 2 и 3 будут отражены в справочнике по НДТ "Добыча нефти и газа", который включен в серию разрабатываемых в соответствии с требованием Экологического кодекса справочников по НДТ.

      Настоящий справочник по НДТ разработан таким образом, чтобы быть как можно более всеобъемлющим, принимая во внимание необходимость избегать дублирования с другими справочниками, и содержит приоритетную информацию, специфичную для процессов переработки нефти и газа. Это означает, в частности, что:

      к процессу очистки сточных вод в разделе 5 применяются качественные техники с целью снижения негативного воздействия на окружающую среду. В разделе 6 дается пояснение об установлении технологических показателей с учетом особенностей образования и сбросов сточных вод нефтегазоперерабатывающих предприятий.

      Аспекты управления отходами на производстве в настоящем справочнике по НДТ рассматриваются только в отношении отходов, образующихся в ходе основного вида деятельности. Система управления отходами вспомогательных технологических процессов рассматривается в соответствующих справочниках по НДТ, список которых приведен в предисловии. В настоящем справочнике по НДТ рассматриваются общие принципы управления отходами вспомогательных технологических процессов.

      Справочник по НДТ включает подробный анализ энергетических систем, специфичных для переработки нефти и газа, т. е. только установки для выработки тепловой и электрической энергии на собственные нужды заводов, сжигающие топливо с целью получения продукта. Дополнительная информация по техникам и допустимым уровням выбросов на крупных сжигающих установках приведена в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии".

      При наличии информации экономические данные были приведены вместе с описанием техник, представленных в разделе 5. Эти данные дают ориентировочное представление о величине затрат и их эффективности.

      Фактические затраты и выгоды от применения метода могут сильно зависеть от конкретной ситуации на рассматриваемой установке, которая не может быть полностью оценена в справочнике по НДТ.

      В отсутствие данных о затратах выводы об экономической эффективности методов делаются на основе примеров из опыта стран ОЭСР на существующих установках.

      Техники, перечисленные и описанные в настоящем справочнике по НДТ, не носят нормативный характер и не являются исчерпывающими. Могут использоваться другие техники при условии обеспечения уровня защиты окружающей среды, не превышающей установленных технологических показателей.

      Принципы применения

      Статус документа

      Справочник по наилучшим доступным техникам предназначен для информирования операторов объекта/объектов, уполномоченных государственных органов и общественности о наилучших доступных техниках и любых перспективных техниках, относящихся к области применения справочника по НДТ с целью стимулирования перехода операторов объекта/объектов на принципы "зеленой" экономики и наилучших доступных техник.

      При проведении производственного экологического контроля на объектах, получивших комплексное экологическое разрешение на основании внедрения наилучших доступных техник, используются условия и рекомендации, установленные в настоящем справочнике по НДТ.

      Положения, обязательные к применению

      Положения раздела "6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам" справочника по НДТ являются обязательными к применению при разработке заключений по наилучшим доступным техникам.

      Необходимость применения одного или совокупности нескольких положений заключения по наилучшим доступным техникам определяется операторами объектов самостоятельно, исходя из целей управления экологическими аспектами на предприятии при условии соблюдения технологических показателей. Количество и перечень наилучших доступных техник, приведенных в настоящем справочнике по НДТ, не являются обязательным к внедрению.

      На основании заключения по наилучшим доступным техникам операторами объектов разрабатывается программа повышения экологической эффективности, направленная на достижение уровня технологических показателей, утверждҰнных в заключениях по наилучшим доступным техникам.

      Рекомендательные положения

      Рекомендательные положения имеют описательный характер и рекомендованы к анализу процесса установления технологических показателей, связанных с применением НДТ:

      Раздел 1: представлена общая информация о переработке нефти и газа, структуре отрасли, используемых промышленных процессах и технологиях НПЗ И ГПЗ.

      Раздел 2: описаны методология отнесения к НДТ, подходы идентификации НДТ.

      Раздел 3: описаны основные этапы производственного процесса или производства конечного продукта, представлены данные и информация об экологических характеристиках установок НПЗ и ГПЗ в эксплуатации на момент написания с точки зрения текущих выбросов, потребления и характера сырья, потребления воды, использования энергии и образования отходов.

      Раздел 4: описаны методы и техники, применяемые при осуществлении технологических процессов для снижения их негативного воздействия на окружающую среду и не требующие технического переоснащения, реконструкции объекта, оказывающего негативное воздействие на окружающую среду.

      Раздел 5: представлено описание существующих техник, которые предлагаются для рассмотрения в целях определения НДТ.

      Раздел 7: представлена информация о новых и перспективных техниках.

      Раздел 8: приведены заключительные положения и рекомендации для будущей работы в рамках пересмотра справочника по НДТ.

      Общая информация

      Нефтегазовая отрасль – ведущий сектор экономики Казахстана. Нефтегазовый сектор приносит значительную часть совокупных налоговых поступлений страны, а также экспортных доходов и является сектором интереса для большей части прямых иностранных инвестиций. За последнее десятилетие объем прямых иностранных инвестиций в нефтегазовую отрасль Казахстана составил более 70 млрд долларов США. Широкое присутствие мировых лидеров энергетической индустрии свидетельствует о привлекательности региона для инвесторов.

      Целью нефтегазопереработки является преобразование природного сырья, такого как сырая нефть и природный газ в полезные товарные продукты. Сырая нефть и природный газ — это природные углеводороды, разведанные во многих регионах мира в различных количествах и составах.

      Переработка нефти и газа объединяет большое количество физических и химических процессов, направленных на получение широкой номенклатуры товарных продуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и др.), а также сырья для последующей переработки с целью получения продукции нефтехимии. Нефтепереработка в Республике Казахстан является ведущей отраслью промышленности и представляет собой пример успешной интеграции государства и иностранных инвесторов.

      Каждый нефте- и газоперерабатывающий завод настроен на переработку определенного вида углеводородного сырья (легкой или тяжелой сырой нефти, с тем или иным содержанием примесей, природного или попутного нефтяного газа, конденсата и др.), каждый завод настроен на выработку определенных конечных нефтепродуктов. Как правило, более сложные (комплексные) НПЗ производят больше светлых нефтепродуктов (таких как бензин), которые имеют более высокую ценность для потребителей.

      На настоящий момент в Республике Казахстан ведется системная работа по переходу от сырьевой направленности к глубокой переработке углеводородного сырья, т.е. развитию нефтегазохимии.

      Согласно новому политическому курсу государства Стратегии "Казахстан - 2050" Казахстан должен перейти от простых поставок сырья к сотрудничеству в области переработки энергоресурсов и обмену новейшими технологиями.

      Структура нефтегазоперерабатывающей отрасли

      Переработка нефти

      Структура нефтеперерабатывающей отрасли Республики Казахстан представлена шестью крупными НПЗ, такими как ТОО "АНПЗ", ТОО "ПНХЗ", ТОО "ПКОП", ТОО "СП "СВ", АО "Конденсат". Три основных крупных НПЗ прошли модернизацию и реконструкцию в рамках Государственной программы индустриально-инновационного развития.

      ТОО "АНПЗ" – первый крупный завод в нефтеперерабатывающей отрасли Республики Казахстан, построен в годы Великой Отечественной войны в течение двух лет на базе комплектации оборудования, поставляемого из США по "ленд-лизу", введен в эксплуатацию в сентябре 1945 года. ТОО "АНПЗ" работает по давальческой схеме переработки сырья, т. е. перерабатывает получаемое сырье в различные виды нефтепродуктов, которые затем возвращаются давальческим компаниям. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ, битум, параксилол, бензол и другие нефтепродукты.

      ТОО "ПНХЗ" – крупнейшее предприятие на северо-востоке Казахстана по переработке нефти и производству нефтепродуктов. Завод был введен в эксплуатацию в 1978 году и ориентирован на переработку нефтяного сырья западносибирских месторождений. Завод работает на "давальческом" сырье. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ и другие нефтепродукты.

      ТОО "ПКОП" осуществляет переработку давальческой нефти. Завод построен в 1985 году, является самым новым из трех НПЗ Казахстана. Это единственный НПЗ, расположенный на юге Казахстана, в самой густонаселенной части республики. С учетом благоприятного географического расположения и высоких технических возможностей у предприятия есть все предпосылки для осуществления поставок на внутренний и внешний рынки. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, котельное топливо (мазут), авиационный и осветительный керосины, печное топливо, сжиженный газ и другие нефтепродукты.

      ТОО "СП "CB" построен в рамках реализации проекта "Производство дорожных битумов на Актауском заводе пластических масс", предусмотренного Государственной программой по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010–2014 годы, для обеспечения потребностей дорожной отрасли в высококачественном дорожном битуме. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: битум, очищенная (товарная) нефть.

      АО "Конденсат" расположен в Западно-Казахстанской области на территории Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Основным видом деятельности АО "Конденсат" является переработка углеводородного сырья с получением высококачественного моторного топлива. В категорию крупных нефтеперерабатывающих предприятий перешло относительно недавно, увеличив объем переработки. Основными конечными продуктами нефтепереработки являются: бензины различных марок, дизельное топливо, вакуумный газойль, гудрон.

      Кроме вышеуказанных производителей нефтепродуктов в Казахстане зарегистрировано порядка 30 производителей нефтепродуктов малой мощности, так называемой "мини-НПЗ". В соответствии с Законом Республики Казахстан "О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов" производителем нефтепродуктов малой мощности является производитель нефтепродуктов, осуществляющий производство нефтепродуктов на технологических установках, проектная мощность которых предусматривает объем переработки сырой нефти и (или) газового конденсата менее 800 тысяч тонн в год.

      Производство продуктов нефтепереработки в Республике Казахстан сосредоточено в основном в регионах, где располагаются крупные НПЗ – это г. Шымкент – ТОО "ПКОП", г. Атырау - ТОО "АНПЗ, г. Павлодар - ТОО "ПНХЗ". В г. Актау расположен завод по производству битумов ТОО "СП "СВ".

      На долю перечисленных заводов приходится около 94 % переработки нефти в Казахстане. Четыре из перечисленных НПЗ являются дочерними и зависимыми организациями АО "НК "КМГ". Остальная переработка нефти приходится на долю "мни-НПЗ". Они в основном производят лишь небольшие объемы низкокачественной продукции или полуфабрикатов. Однако "мини–НПЗ" играют важную роль в обеспечении республики низкооктановым бензином (АИ-80), выпуск которого на трех основных крупных НПЗ после модернизации был прекращен. Этот вид топлива пока еще используется главным образом для сельскохозяйственной техники.

      В 2019 году объем переработки УВС на НПЗ в Казахстане, приходящийся на долю дочерних и зависимых организаций АО "НК "КМГ", составил 16965 тысяч тонн. В 2019 году было переработано на 805 тысяч тонн или на 4,9 % больше, чем в 2018 году, что преимущественно связано с увеличением объемов переработки ТОО "ПКОП" на 668 тысяч тонн или 14,1 % за счет увеличения мощности завода в результате проведенной модернизации.

      Объемы переработки УВС, приходящиеся на долю крупных НПЗ, включая дочерние и зависимые организации АО "НК "КМГ", представлены в таблице 1.1.

      Таблица .. Объемы переработки углеводородного сырья, приходящиеся на долю крупных НПЗ Республики Казахстан, тысяч тонн

№ п/п

Название завода

Год

2017

2018

2019

2020

1

2

3

4

5

6

1

ТОО "АНПЗ"

4723,65

5267,73

5388,25

5016,30

2

ТОО "ПНХЗ"

4746,92

5340,28

5290,04

5003,57

3

ТОО "ПКОП" (50 %)

4685,63

4732,52

5400,75

4793,70

4

ТОО "СП "CB" (50 %)

717,87

819,00

885,97

865,19

5

Итого на долю
АО "НК "КМГ"

14874,07

16159,53

16965,01

15678,76

6

АО "Конденсат"

214,20

323,19

151,25

129,87

      НПЗ с долевым участием АО "НК "КМГ" оказывают только услуги по переработке нефти по установленным тарифам, не закупают нефть для переработки и не продают полученные нефтепродукты. Поставщики нефти реализуют готовые нефтепродукты самостоятельно. НПЗ фокусируются только на производственных вопросах, в результате чего оптимизируется деятельность по переработке и сокращаются издержки.

      На настоящий момент в Республике Казахстан ведется системная работа по переходу от сырьевой направленности к глубокой переработке углеводородного сырья, т.е. развитию нефтегазохимии.

      В отрасли за период независимости республики внедрено несколько значимых производств по выпуску базовой и конечной нефтегазохимической продукции, такой как бензол, параксилол, бутадиен, смазочные масла, полипропилен, метил-трет-бутиловый эфир и др. (в рамках развития нефтегазохимии на момент разработки справочника в Казахстане):

      в ТОО "АНПЗ" построены и запущены установки производства бензола и параксилола;

      на территории специальной экономической зоны "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк" в Атырауской области ТОО "KLPE" осуществляются работы по проектированию и строительству интегрированного газохимического комплекса. Реализация этого проекта позволит запустить крупнотоннажное производство полиэтилена мощностью 1,25 млн тонн в год для сбыта на внутреннем и внешнем рынках. В качестве сырья будет использоваться газ с нефтегазовых месторождений, подготавливаемый до требуемого объема и качества на газосепарационной установке.

1.1.2. Переработка газа

      Структура газоперерабатывающей отрасли Республики Казахстан представлена шестью предприятиями:

      ТОО "КазГПЗ" построен в 1972 году на полуострове Мангышлак и являлся первым ГПЗ Казахстана. Завод осуществляет переработку сырого газа от поставщиков – недропользователей АО "Мангистаумунайгаз", АО "Озенмунайгаз", ТОО "TENGE Oil & Gas", ТОО "Тасболат Ойл Корпорейшн".

      Тенгизский ГПЗ ТОО "Тенгизшевройл", включающий Тенгизский ГПЗ - 1 завод первого поколения и Тенгизский ГПЗ - 2 завод второго поколения. Тенгизский ГПЗ вводился в эксплуатацию поэтапно в период с 1995 по 1999 годы, находится в Западно-Казахстанской области. На заводе перерабатывается попутный газ Тенгизского месторождения, который характеризуется большим содержанием пропан-бутановой фракции и отличается особенно высоким содержанием серы, наличием углекислого газа и сопутствующих компонентов, требующих очистки и переработки. На Тенгизском ГПЗ сепарируют и перерабатывают попутный газ, производят пропан-бутановые смеси, сухой газ, пропан, бутан и серу.

      Жанажольский ГПЗ АО "СНПС-Актобемунайгаз" осуществляет переработку попутного газа месторождений Жанажол, Кенкияк и Разведочного блока. Основными видами деятельности Жанажольского ГПЗ являются переработка газового сырья, организация и обеспечение транспортировки, реализации газа и продуктов их переработки. Товарной продукцией завода по проекту являются: товарный газ, конденсат, сжиженный газ.

      Амангельдинский ГПЗ ТОО "Амангельды Газ" является самым крупным производителем нефтепродуктов и сжиженного газа в Жамбылской области. В производственные мощности Амангельдинского ГПЗ входят установка по переработке углеводородов МПУ-4-200 мощностью 200 тысяч тонн продукции в год, установка по переработке факельного газа и производству сжиженного газа УПГ-4,38 мощностью более 4 млн м3 газа в год, установка по переработке нефти УПН-100 мощностью более 300 тысяч тонн продукции в год.

      Боранкольский ГПЗ ТОО "Морская нефтяная компания "КазМунайТениз" представляет собой единый технологический комплекс объектов по переработке попутного и природного газа месторождений Толкын и Боранколь. Боранкольский ГПЗ также осуществляет переработку сырого газа от поставщиков-недропользователей АО "Эмбамунайгаз", ТОО "Казахтуркмунай", ТОО "Meerbusch", ТОО "Табынай".

      КПК КПО распологается на территории Бурлинского района Западно-Казахстанской области Республики Казахстан. На КПК КПО осуществляются разделение углеводородов Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения на жидкость и газ, обезвоживание и очистка газа, стабилизация и обессеривание смеси нефти и конденсата, сероочистка топливного газа, подготовка газа для обратной закачки в пласт или транспортировки по магистральным трубопроводам. КПО направляет подготовленный газ по магистральному трубопроводу в Оренбургский ГПЗ. Из Оренбурга в Казахстан возвращается товарный газ.

      Помимо перечисленных ГПЗ производство товарного (сухого) и сжиженного газа осуществляют компании: ТОО "ПНХЗ", ТОО "АНПЗ", ТОО "ПКОП", ТОО "Жаикмунай", ТОО "Казахойл-Актобе", ТОО "KazFrac", ТОО "Саутс Ойл", ТОО "Gaz Processing Company", ТОО "СП "КазГерМунай". Дополнительно производство товарного (сухого) газа осуществляют 13 нефте- и газодобывающих компаний на установках подготовки и осушки газа или на установках комплексной подготовки газа.

      Производство газа осуществляется в 7 областях Казахстана: Атырауской, Мангистауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской, Кызылординской, Жамбылской, Восточно-Казахстанской.

1.2. Структура отрасли по видам исходного сырья

      Сырьем для предприятий переработки нефти и газа являются: сырая нефть, газовый конденсат и (или) продукты переработки, попутный и природный газ, подготовленные и соответствующие действующим документам по стандартизации.

1.2.1. Сырая нефть

      Сырая нефть – природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных условиях (давление 101,3 кПа, температура 20 оС) находятся в жидкой фазе. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, смол и асфальтенов. Постоянным компонентом в нефти является сера, которая содержится как в виде различных соединений, так и в свободном виде. В большинстве нефти в пластовых условиях содержится в том или ином количестве растворенный газ.

      По различиям состава и физических свойств нефть подразделяется на ряд типов. Их типизация проводится по групповому углеводородному, фракционному составу, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

      Групповой углеводородный состав отражает содержание (в процентах по массе) трех основных групп углеводородов – метановых, нафтеновых и ароматических. Существенное значение имеет наличие растворенных в нефти твердых углеводородов – парафинов. По количеству парафинов нефть подразделяется на малопарафиновую или легкую (не выше 1,5 %), парафиновую или тяжелую (1,51 – 6 %) и высокопарафиновую или битуминозную (выше 6 %).

      Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) фракций нефтей, вскипающих при разгонке до 350 оС, и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения выше 350 оС.

      По содержанию серы нефть подразделяется на малосернистую (до 0,6 %), сернистую (от 0,61 до 1,8 %), высокосернистую (от 1,81 до 3,5 %) и особо высокосернистую (выше 3,5 %). При содержании более 0,5 % сера в нефти имеет промышленное значение.

      По количеству смол нефть подразделяется на малосмолистую (менее 5 %), смолистую (от 5 до 15 %) и высокосмолистую (выше 15 %). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений.

      Перед транспортировкой и переработкой сырая нефть проходит стадию подготовки на месторождениях. На крупных НПЗ Республики Казахстан нефть, поступающая на переработку, соответствует действующим национальным стандартам.

      Конденсат – природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, являются потенциальное содержание углеводородов С5+ высшие, плотность конденсата в стандартных условиях и давление начала конденсации. Различают конденсат сырой и стабильный, соответствующий действующим национальным стандартам.

      В Казахстане общий объем запасов нефти составляет около 30 млрд баррелей или 1,7 % от мировых запасов. По данному показателю Казахстан находится на 11 позиции в мире по запасам нефти и конденсата, уступая странам Ближнего Востока, Латинской Америки, а также России и США.

      По данным EDIN и Vantage Data на 18 января 2020 года Казахстан входит в топ-5 не входящих в ОПЕК стран по оставшимся запасам нефти категории 2P (вероятные 2Р (probable reserves – PRB) согласно классификации PRMS). Согласно базовому сценарию IHS Markit в Казахстане прогнозируется рост добычи сырой нефти: до 148,3 млн тонн ежегодно к 2040 году.

      Общая динамика добычи нефти в Казахстане будет по-прежнему в существенной мере зависеть от трех крупномасштабных проектов: Тенгизского, Карачаганакского и Кашаганского месторождений.

      Прогноз IHS Markit предполагает рост количества новых проектов сравнительно небольшого масштаба в течение прогнозного периода, а также относительно медленный спад добычи на старых действующих месторождениях Казахстана благодаря более широкому применению новых технологий и методов работы.

      Основной объем казахстанской нефти отправляется на экспорт. На сырую нефть и газ приходится около 60 % экспортной выручки. На внутренний рынок для переработки недропользователями страны поставляется менее 20 % добываемой нефти по стране.

      Объемы добычи и отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2018 – 2024 гг. представлены в таблице 1.2.

      Таблица .. Объемы добычи и отгрузки нефти на внутренний рынок для переработки за период 2018–2024 гг.

№ п/п

Наименование

Год

Фактические значения

Плановые значения

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Объем добычи нефти, включая конденсат, млн тонн*

90,36

90,55

85,65

91,0

91,0

100,0

100,0

2

Объем переработки нефти на НПЗ РК, млн тонн*

16,16

16,96

15,7

17,0

17,0

17,0

17,0

3

Процент к объему добычи, %

17,88

18,73

18,33

18,68

18,68

17,00

17,00

      * информация представлена по данным стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан на 2020 - 2024 годы, утвержденного приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 декабря 2019 года № 445 и Отчета о реализации стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан на 2020 - 2024 годы за 2020 год.

1.2.2. Природный и попутный нефтяной газ

      Газ – природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном в нефти или воде виде, а в стандартных условиях (давление 101,3 кПа, температура 20 оС) – только в газообразной фазе. Основными компонентами газа в стандартных условиях являются метан и его гомологи – этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан, пропан и бутаны являются сырьем для производства сжиженного газа и нефтехимической промышленности.

      Сырой газ – добытый неочищенный природный, попутный, сланцевый газ, метан угольных пластов, а также углеводородный газ иного происхождения.

      В мире на три страны - Россию, Иран, Катар - совокупно приходится 55,5 % извлекаемых запасов газа.

      По запасам газа Казахстан занимает 22 место в мире и 3 место среди стран Содружества Независимых Государств (далее - СНГ) после России и Туркменистана.

      Государственной комиссией по запасам утверждены извлекаемые запасы газа на уровне 3,8 трлн. м3, в том числе попутного газа – 2,2 трлн. м3, и природного (свободного) газа – 1,6 трлн. м3.

      Порядка 98 % всех разведанных запасов газа сосредоточено на западе Казахстана, при этом 87 % – в крупных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях.

      Таким образом, около 90 % добычи газа в Казахстане обеспечивают компании "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.", "Норт Каспиан Оперейтинг Компани Н.В.", ТОО "Тенгизшевройл" и АО "СНПС - Актобемунайгаз".

      По данным OPEC Annual Statistical Bulletin 2020 Казахстан по добыче природного газа занимает 28 место в мире среди 52 газодобывающих стран.

      Только за январь-май 2020 года добыча природного газа в Республике Казахстан в жидком или газообразном состоянии достигла 24,8 млрд м3, что на 7,2 % больше, чем в аналогичном периоде 2019 года. На долю природного газа в газообразном состоянии пришлось 40,3 % добычи или 10 млрд м3, на долю нефтяного попутного газа - 59,7 %, или 14,8 млрд м3. В денежном выражении добыча природного газа составила 141,9 млрд тенге. 

      В региональном разрезе наибольший объем добычи природного газа пришелся на Атыраускую область (45,3 % от объема добычи по Казахстану, 11,2 млрд м3 - плюс 18,6 % за год). Также среди главных газодобывающих областей Западно-Казахстанская (36,6 % от объема добычи по Казахстану, 9,1 млрд м3 - плюс 5 %) и Актюбинская (10,5 % от объема добычи по Казахстану, 2,6 млрд м3 - минус 12,2 %).

      Объемы добычи природного газа и производства товарного газа в Республике Казахстан за 2018–2024 годы представлены в таблице 1.3.

      Таблица .. Объемы добычи природного газа и производства товарного газа в Республике Казахстан за 2018 – 2024 годы

№ п/п

Наименование

Год

Фактические значения

Плановые значения

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Объем добычи газа, млрд м3 *

55,5

54,6

55,1

55,8

56,0

51,0

62,0

2

Объем производства товарного газа, млрд м3 *

33,3

31,3

30,5

30,9

31,0

31,1

31,2

3

Процент к объему добычи, %

60,00

57,33

55,35

55,38

55,36

60,98

50,32

      * информация представлена по данным Стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан на 2020 - 2024 годы, утвержденного приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 декабря 2019 года № 445 и Отчета о реализации стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан на 2020 - 2024 годы за 2020 год.

      До введения запрета на факельное сжигание в 2004 году часть добываемого попутного нефтяного газа (до 5 млрд м3) не перерабатывалась в товарный газ, а сжигалась в факелах месторождений, что в значительной мере сказывалось на выбросах в атмосферу и экологии районов добычи. С 2004 года объҰмы факельного сжигания стали постепенно сокращаться за счҰт обратной закачки газа в пласт для увеличения добычи нефти и сжигания для выработки тепла и электроэнергии на собственных котельных и электростанциях месторождений.

      Примечания:

      1) в отличие от попутного газа, природный газ содержит в основном метан и зачастую сразу может поставляться как товарный газ по газотранспортной системе без переработки;

      2) за период 2004 – 2018 годов объҰмы обратной закачки в пласт возросли в 9,5 раза (до 19,1 млрд м3), при этом общая установленная мощность газовых электростанций, введҰнных на месторождениях, увеличилась на 955 МВт.

      Недропользователи в целях рационального использования сырого газа и снижения вредного воздействия на окружающую среду разрабатывают по утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов форме программы развития переработки сырого газа, которые подлежат утверждению уполномоченным органом в области углеводородов и должны обновляться каждые три года. Программы должны обновляться в целях рационального использования попутного газа и снижения вредного воздействия на окружающую среду путем сокращения объемов его сжигания или обратной закачки в пласт (утилизации).

1.3. Производственные мощности предприятий отрасли

1.3.1. Мощности по переработке нефти РК

      Одним из основных факторов, влияющих на объемы перерабатываемой нефти, являются мощности предприятий переработки. В Казахстане основной объем нефти перерабатывают пять крупных НПЗ. Модернизация ТОО "АНПЗ", ТОО "ПНХЗ", ТОО "ПКОП", профинансированная Банком Развития Казахстана в рамках Государственной программы индустриально-инновационного развития на 2015–2019 годы, способствовала расширению их производственных мощностей по переработке нефти в продукцию высокого передела.

      Проектные мощности крупных НПЗ Республики Казахстан представлены в таблице 1.4.

      Таблица .. Проектные мощности крупных НПЗ Республики Казахстан

№ п/п

Название завода

Вид перерабатываемого сырья

Проектная мощность, тысяч тонн в год

1

2

3

4

1

ТОО "АНПЗ"

нефть

5500

2

ТОО "ПНХЗ"

нефть

6000

3

ТОО "ПКОП"

нефть

6000

4

ТОО "СП "CB"

нефть

1000

5

АО "Конденсат"

нефть, конденсат

850

      Фактические объемы переработки углеводородного сырья, приходящиеся на долю крупных НПЗ Республики Казахстан, представлены в таблице 1.1.

      Важным фактором изменения на трех основных НПЗ Казахстана явилось увеличение объемов выхода светлых нефтепродуктов, которое повысило стоимость продуктовой корзины переработки углеводородного сырья, и также явилось результатом проведенной модернизации.

      Соотношение объемов нефтепродуктов, производимых после модернизации НПЗ, представлено в таблице 1.5.

      Таблица .. Соотношение объемов нефтепродуктов, производимых после модернизации НПЗ, тысяч тонн

№ п/п

Название завода/нефтепродуктов

Годы

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

1

ТОО "АНПЗ"

4 540 (100 %)

 4 676 (100 %)

4 825 (100 %)

2

Светлые*

2 045 (45 %)

2 826 (57 %)

2 842 (59 %)

3

Темные**

2 263 (50 %)

1 578 (34 %)

1 561 (33 %)

4

Нефтехимия***

9 (0,2 %)

19 (0,7 %)

145 (3 %)

5

Прочие

223 (4,8 %)

453 (9 %)

289 (6 %)

6

ТОО "ПНХЗ"

4 312 (100 %)

4 908(100 %)

4 986 (100 %)

7

Светлые

2 688 (63 %)

3 225 (67 %)

3 281 (69 %)

8

Темные

1 032 (23 %)

1 067 (21 %)

1 159 (19 %)

9

Прочие

592 (14 %)

616 (12 %)

546 (12 %)

10

ТОО "ПКОП" (50 % акций у АО "НК "КМГ")

4 516 (100 %)

4 489 (100 %)

5 172 (100 %)

11

Светлые

2 517 (60 %)

2 845 (66 %)

3 761 (76 %)

12

Темные

1 901 (37 %)

1 433(30 %)

998 (18 %)

13

Прочие

98 (3 %)

211 (4 %)

413 (6 %)

      * бензин, дизельное топливо и авиатопливо;

      ** мазут, вакуумный газойль и битум;

      *** бензол и параксилол.


      Работа над увеличением мощностей НПЗ Казахстана и повышением глубины переработки нефти продолжается.

      На ТОО "ПНХЗ" ведется разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) по проекту "Ертыс", который направлен на выработку зимних сортов дизтоплива с температурой помутнения минус 32 и ниже; увеличен выпуск нефтехимической продукции (бензол и параксилол) до 145 тонн (45 %) на ТОО "АНПЗ"; достигнут рекордный объем производства битума на предприятии ТОО "СП "CB" – 369 тысяч тонн, что позволило полностью обеспечить внутренний рынок.

      Нефтегазохимическая отрасль Казахстана имеет огромный потенциал роста и может стать одним из основных локомотивов развития отечественной экономики.

      В связи с вводом новых предприятий и наращиванием объемов выпуска продукции действующими заводами с каждым годом отмечается рост производства нефтегазохимической продукции. Так, объем произведенной продукции в 2020 году составил 360 тысяч тонн, что в 4 раза больше по сравнению с 2016 годом. К 2030 году ожидается увеличение объемов до 3 млн тонн.

      Наибольшим спросом на мировом рынке среди нефтегазохимической продукции пользуются полиэтилен и полипропилен, это 60 % от общего потребления всех полимеров. При этом мировое производство данных полимеров отстает от спроса, даже при условии реализации всех анонсированных проектов до 2030 года.

      По данным международных маркетинговых компаний Platts и IHS спрос на полипропилен повысится с 62 млн тонн (в 2015 году) до 98 млн тонн (в 2030 году), при предложении 73 млн тонн и 90 млн тонн, соответственно. Также увеличится спрос на полиэтилен с 90 млн тонн (в 2015 году) до 161 млн тонн (в 2030 году), при предложении 93 млн тонн и 121 млн тонн соответственно.

      В этой связи на территории нефтехимической специальной экономической зоны реализуется "якорный" проект по выпуску полипропилена (мощностью 500 тысяч тонн в год). Общий прогресс реализации проекта на момент разработки справочника составляет 87 %. Завод по производству полипропилена станет одним из крупнейших в странах СНГ по мощности и войдет в десятку ведущих производств в мире.

      В 2021 году ожидаются завершение строительно-монтажных работ и ввод в эксплуатацию еще одного завода по производству полипропилена и октаноповыщающих присадок для бензина на базе сырья Шымкентского нефтехимического завода мощностью 81 тысяч тонн в год и 57 тысяч тонн в год, соответственно, в Туркестанской области.

      На разных стадиях разработки находятся перспективные проекты по производству полиэтилентерефталата, карбамида, циклогексана, базовых масел, метанола и олефинов, реализация которых планируется в Атырауской, Туркестанской и Западно-Казахстанской областях.

      Данные проекты предполагают создание мощностей по глубокой переработке нефти и газа с получением продукции высокой добавленной стоимости 4 - 5 переделов.

      Реализация вышеназванных нефтегазохимических проектов позволит создать более 10 тысяч рабочих мест на этапе строительства и более 3 тысяч постоянных рабочих мест. Вклад в ВВП страны от реализации проектов нефтегазохимии оценивается в 1,3 до 2,5 % к 2030 году.

      Таким образом, появление базовой нефтегазохимической продукции придаст импульс развитию малого и среднего бизнеса, который будет производить конечную продукцию бытового и промышленного назначения (медицинские изделия, строительные материалы, компоненты для автомобилестроения, упаковочная продукция и многое другое).

1.3.2. Мощности по переработке природного газа РК

      Проектные мощности ГПЗ Казахстана представлены в таблице 1.6.

      Таблица .. Проектные и действующие мощности ГПЗ Казахстана

№ п/п

Название завода

Вид перерабатываемого сырья

Действующая мощность, млн м3 в год**

1

2

3

4

1

ТОО "КазГПЗ"

сырой газ*

751,00

2

Тенгизский ГПЗ

сырой газ*

8674,16

3

Жанажольский ГПЗ

сырой газ*

4635,34

конденсат

4

Амангельдинский ГПЗ

сырой газ*

322,69

5

Боронкольский ГПЗ

сырой газ*

326,05

      * в соответствии со статьей 12 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании": "Сырым газом признаются любые углеводороды вне зависимости от их удельного веса, извлекаемые из недр в газообразном состоянии при нормальных атмосферных температуре и давлении, в том числе неочищенные природный, попутный, сланцевый газ…";

      ** по данным Министерства энергетики Республики Казахстан (исх. № 10–12/298 от 06.05.2021 г.).

      За пять лет, с 2015 по 2019 год, внутреннее потребление товарного газа в Казахстане увеличилось на 35 %, с 12,1 до 16,3 млрд м3 в год. В первую очередь это связано с газификацией регионов, которая дает прирост потребления примерно на 1,5 - 2 % в год. Объем потребления природного газа в Республике Казахстан представлен в таблице 1.7.

      Таблица .. Объем потребления природного газа в Республике Казахстан

№ п/п

Показатели

Период

2017

2018

2019

2020

Январь-май 2021

1

2

3

4

5

6

7

1

Потребление природного газа в РК, млрд м3

13,8

15,1

16,3

17,0

8,9

      Запуск новых мощностей для переработки сырого природного газа с казахстанских месторождений позволит с 2025 года по 2030 год постепенно увеличить ежегодное производство товарного газа примерно на 10 – 15 млрд м3. По самым консервативным прогнозам Министерства энергетики Республики Казахстан к 2030 году производство газа увеличится с текущих 30 млрд до 37 – 38 млрд м3 в год. Потребление к этому времени вырастет до 26 – 27 млрд м3 в год (рисунок 1.1).

     


      Рисунок .. Производство основных видов нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2017 - 2020 годы, тысяч тонн

      Первый в числе проектов, за счет которых планируется нарастить производство товарного газа, – строительство газоперерабатывающего завода на месторождении Кашаган мощностью 1 млрд м3 в год. Проект находится в стадии планирования, работы пока не ведутся. Поставки газа ориентировочно начнутся в 2023 году.

      Второй проект – строительство в Атырауской области на Прорвинской группе месторождений установки комплексной подготовки газа мощностью 300 млн м3 газа в год.

      Третий проект предполагает расширение мощности Кожасайского газоперерабатывающего завода Актюбинской области с 300 до 430 млн м3 с 2023 года.

      Ожидается увеличение производства товарного газа за счет "уральской группы" месторождений в Западно-Казахстанской области – это месторождения ТОО "Жаикмунай", ТОО "Урал Ойл энд Газ" и ТОО "Степной леопард". За счет данного блока будет обеспечен прирост производства товарного газа на 4,7 млрд м3 после 2030 года.

      По данным Nostrum Oil & Gas, материнской компании ТОО "Жаикмунай", компания уже сейчас имеет возможность перерабатывать до 4,2 млрд м3 сырого газа в год.

      Ресурсы месторождений, разработка которых предусмотрена в рамках межправительственных соглашений с Россией, – это месторождения Хвалынское (морское), Имашевское (суша) и Центральное (морское). В своем газовом балансе Министерства энергетики РК учитывает только 50 % объемов с указанных месторождений, соразмерно доле участия казахстанской стороны. Прогнозируемый объем производства товарного газа с указанного блока составит 5,1 млрд м3 в 2040 году.

1.4. Основная и побочная продукция, выпускаемая отраслью

      Предприятия переработки нефти и газа в совокупности производят широкий спектр продукции:

      топливо для автомобилей, грузовиков, самолетов, кораблей и других видов транспорта;

      топливо для сжигания для производства тепла и электроэнергии для промышленности, коммерческого и бытового использования;

      сырье для нефтехимической и химической промышленности;

      специальные продукты, такие как смазочные масла, парафины / воски и битум;

      энергия как побочный продукт в виде тепла (пар) и энергии (электричество).

      Перечень основных продуктов переработки нефти и газа заводов Казахстана включает более 15 наименований:

      автобензин различных марок;

      авиационный и осветительный керосины;

      дизельное топливо;

      котельное топливо (мазут);

      печное топливо;

      гудрон;

      кокс;

      битум;

      вакуумный газойль;

      очищенная (товарная) нефть, нафта;

      фракция газойлевая прямогонная;

      сжиженный газ;

      товарный (сухой) газ;

      остаток атмосферной перегонки;

      параксилол;

      бензол;

      сера;

      другие нефтепродукты.

      Практически весь перечисленный спектр продукции выпускают только три завода: ТОО "АНПЗ", ТОО "ПНХЗ" и ТОО "ПКОП".

      В таблице 1.8 представлены объемы произведенных основных видов нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2017 - 2020 годы.

      Таблица .. Производство основных видов нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2017 - 2020 годы), тысяч тонн.

№ п.п

Продукция, заводы

Декабрь/Январь
2017 г.

Декабрь/Январь
2018 г.

Отношение 2018
к 2017, %

Декабрь/Январь
2019 г.

Декабрь/Январь
2020г.

Отношение 2020
к 2019

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Объем переработки нефти, всего:

15088,268

16391,719

108,6

17116,249

15808,64

92,4 %

1.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

4746,923

5340,281

112,5

5290,044

5003,57

94,6 %

1.2

ТОО "ПКОП"

4685,631

4732,515

101,0

5400,746

4793,703

88,8 %

1.3

ТОО "АНПЗ"

4723,647

5267,734

111,5

5388,245

5016,303

93,1 %

1.4

ТОО "СП "CB"

717,87

819,004

114,1

885,969

865,19

97,7 %

1.5

АО "Конденсат"

214,197

232,185

108,4

151,245

129,874

85,9 %

2

Автобензин, всего:

3033,846

3940,959

129,9

4551,382

4484,714

98,5 %

2.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

1285,067

1421,945

110,7

1361,508

1438,527

105,7 %

2.2

ТОО "ПКОП"

1027,45

1331,519

129,6

1908,313

1958,272

102,6 %

2.3

ТОО "АНПЗ"

647,689

1128,963

174,3

1228,316

1043,576

85,0 %

2.4

АО "Конденсат"

73,640

58,532

79,5

53,245

44,339

83,3 %

3

Авиакеросин, всего:

298,93

382,97

128,1

625,089

438,225

70,1 %

3.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

0,00

71,87

0,0

191,86

117,95

61,5 %

3.2

ТОО "ПКОП"

279,744

270,034

96,5

335,126

244,101

72,8 %

3.3

ТОО "АНПЗ"

19,186

41,066

> в 2,1 раза

98,103

76,174

77,6 %

4

Дизельное топливо, всего:

3987,315

4464,457

112,0

4810,316

4551,844

94,6 %

4.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

1403,434

1731,372

123,4

1727,422

1601,306

92,7 %

4.2

ТОО "ПКОП"

1209,357

1243,354

102,8

1517,787

1411,005

93,0 %

4.3

ТОО "АНПЗ"

1374,524

1456,313

106,0

1516,383

1478,411

97,5 %

4.4

АО "Конденсат"

0,00

33,418

0,0

48,724

61,122

125,4 %

5

Мазут, всего:

3282,105

2812,363

85,7

2721,122

2067,478

76,0 %

5.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

690,62

707,682

102,5

730,576

588,106

80,5 %

5.2

ТОО "ПКОП"

1082,308

970,466

89,7

760,785

410,488

54,0 %

5.3

ТОО "АНПЗ"

1509,177

1134,215

75,2

1229,761

1068,884

86,9 %

6

Газ сжиженный, всего:

2902,115

3114,795

107,3

3195,75

3177,974

99,4 %

6.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

256,537

310,989

121,2

279,343

290,476

104,0 %

6.2

ТОО "ПКОП"

96,885

168,744

174,2

295,197

327,068

110,8 %

6.3

ТОО "АНПЗ"

39,246

165,844

> в 4,2 раза

126,951

126,902

100,0 %

6.4

ТОО "КазГПЗ"

169,496

175,593

103,6

186,245

172,791

92,8 %

6.5

ТОО "Тенгизшевройл"

1382,391

1342,657

97,1

1347,77

1481,818

109,9 %

6.6

Жанажольский газоперерабатыва-ющий завод АО "СНПС-Актобе-мунайгаз"

632,449

647,49

102,4

668,222

522,205

78,1 %

6.7

ТОО "СП "КазГерМунай"

150,609

143,535

95,3

119,712

88,88

74,2 %

6.8

Амангельдинский газоперерабаты-вающий завод ТОО "Амангельды Газ"

3,57

7,509

> в 2,1 раза

14,991

12,078

80,6 %

6.9

ТОО "Жаикмунай"

141,917

118,838

83,7

109,745

86,173

78,5 %

6.10

ТОО "Казахойл-Актобе"

24,83

28,409

114,4

28,286

28,733

101,6 %

6.11

ТОО "KazFrac"

4,185

5,187

123,9

-

-

-

6.12

ТОО "Саутс Ойл"

-

-

-

5,556

5,832

105,0 %

6.13

ТОО "Gaz Processing Company"

-

-

-

13,732

35,018

> в 2,6 раза

7

Кокс, всего:

356,135

404,496

113,6

454,218

487,748

107,4 %

7.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

236,327

229,631

97,2

217,067

219,942

101,3 %

7.2

ТОО "ПКОП"

0,00

41,388

0,00

114,014

137,515

120,6 %

7.3

ТОО "АНПЗ"

119,808

133,477

111,4

123,137

130,291

105,8 %

8

Битум, всего:

479,592

602,188

125,6

671,333

727,639

108,4 %

8.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

244,706

293,902

120,1

302,26

358,011

118,4 %

8.2

ТОО "ПКОП"

0,00

0,00

0,0

0,00

0,00

0,0 %

8.3

ТОО "АНПЗ"

0,00

0,00

0,0

0,00

0,00

0,0 %

8.4

ТОО "СП "CB"

234,886

308,286

131,2

369,073

369,628

100,2 %

9

Печное топливо, всего:

134,235

177,863

132,5

38,078

59,843

157,2 %

9.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

72,643

28,402

0,00

2,75

16,963

> в 6,2 раза

9.2

ТОО "ПКОП"

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00 %

9.3

ТОО "АНПЗ"

61,592

149,461

> в 2,4 раза

35,328

42,88

121,4 %

10

Вакуумный газойль, всего:

1710,843

1016,009

59,47

729,241

381,159

52,3 %

10.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

96,92

65,571

67,7

126,014

32,085

25,5 %

10.2

ТОО "ПКОП"

818,165

462,112

56,5

237,06

0,00

0,00 %

10.3

ТОО "АНПЗ"

754,214

443,445

58,8

330,945

321,536

97,2 %

10.4

АО "Конденсат"

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

ТОО "АНПЗ"

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

АО "Конденсат"

74,05

38,774

52,4

22,839

9,369

41 %

13

Фракция газойлевая прямогонная

74,05

38,774

52,4

5,746

1,461

25,4 %

13.1

АО "Конденсат"

74,05

38,774

52,4

5,746

1,461

25,4 %

14

Остаток атмосферной перегонки

18,847

0,00

0,00

-

-

-

14.1

АО "Конденсат"

18,847

0,00

0,00

-

-

-

15

Параксилол

0,00

4,858

0,00

118,267

209,992

117,6 %

15.1

ТОО "АНПЗ"

0,00

4,858

0,00

118,267

209,992

117,6 %

16

Очищенная (товарная) нефть, нафта

470,908

501,331

106,5

508,236

485,832

95,6 %

16.1

ТОО "СП "CB"

470,908

501,331

106,5

508,236

485,832

95,6 %

17

Сера

2654,618

2703,888

101,9

2725,65

2573,189

94,4 %

17.1

в т.ч. ТОО "ПНХЗ"

27,048

46,633

172,4

47,725

44,926

94,1 %

17.2

ТОО "ПКОП"

0,554

1,127

> в 2,0 раза

3,353

5,981

178,4 %

17.3

ТОО "АНПЗ"

2,486

4,432

178,3

4,048

4,576

113,0 %

17.4

Тенгизский газоперерабатывающий завод ТОО "Тенгизшевройл"

2548,952

2574,963

101,0

2588,994

2451,358

94,7 %

17.5

Жанажольский газоперерабаты-вающий завод АО "СНПС-Актобе-мунайгаз"

69,217

70,298

101,6

71,748

56,098

78,2 %

17.6

ТОО "Gaz Processing Company"




3,559

3,778

106,2 %

17.7

ТОО "Казахойл-Актобе"

6,361

6,435

101,2

6,223

6,472

104,0 %

      * по данным Министерства энергетики Республики Казахстан (исх. № 10 - 12/298 от 06.05.2021г.).

      В соответствии с Национальным планом развития Республики Казахстан до 2025 года для развития "новых переделов" в западных регионах страны (Мангистауская, Западно-Казахстанская, Актюбинская, Атырауская области) акцент будет сделан на развитие нефтехимии, газопереработки, налаживание производства отечественного оборудования для переработки сырья, а также освоение отечественными компаниями рынка нефтесервисных услуг.

1.4.1. Рынок нефти Республики Казахстан

      Республика Казахстан играет немаловажную роль в мировом нефтяном рынке, обладает крупным потенциалом, который включает в себя значительные разведанные запасы и еще значительные прогнозные ресурсы углеводородного сырья.

      За январь - сентябрь 2020 года Казахстан экспортировал 55 млн тонн нефти на сумму 18,7 млрд долларов США. Рост в натуральном выражении составил 7,6 %, в денежном - напротив, показатель упал сразу на 24,8 %.

      В страны СНГ было отправлено 439,4 тысяч тонн сырой нефти на 120,3 млн долларов США (рисунок 1.2). Основной импортер казахстанской нефти среди стран СНГ - Узбекистан. В остальные страны мира было отправлено 54,6 млн тонн нефти на сумму 18,6 млрд долларов США. Основными импортҰрами стали Италия, Нидерланды и Индия.

     


      Рисунок .. Статистические данные Республики Казахстан по экспорту сырой нефти

      С точки зрения экспорта сырой нефти в долгосрочной перспективе структура внешнеторговых партнеров Республики Казахстан сохранится, за исключением растущей доли Китая. Европейский рынок сырой нефти будет стагнировать, однако снижение спроса на казахстанскую нефть на данный момент не прогнозируется. Основным драйвером изменения динамики спроса в долгосрочной перспективе станут Азиатско-Тихоокеанский регион, в частности, Индия и Китай.

      Зависимость Республики Казахстан от импортного топлива решена благодаря модернизации основных крупных НПЗ, являющихся дочерними или зависимыми предприятиями АО "НК "КазМунайГаз". По итогам 2019 года обеспеченность рынка бензином, дизтопливом и авиакеросином достигла 100 %. При этом ежегодно растет потребность рынка в светлых нефтепродуктах, так в 2019 году рост потребления по сравнению с 2018 годом составил 120 %.

      На момент разработки справочника в Казахстане производится нефтепродуктов больше, чем внутренняя потребность страны, и этот переизбыток сохранится до начала 2030 года.

      С 2019 года ведҰтся работа по принятию необходимых законодательных и нормативных правовых документов в части экспорта казахстанских нефтепродуктов в страны Центральной Азиии. Летом 2018 года введен запрет на ввоз бензина из Российской Федерации с целью не допустить затоваривания резервуаров трех крупных казахстанских НПЗ нефтепродуктами. По данным АО "НК "КМГ" казахстанские производители получили возможность экспортировать до 1,2 млн тонн топлива. Впервые в 2019 году был открыт экспорт бензина, в том числе и в Европу.

1.4.2. Рынок природного газа

      В Казахстане АО "КазТрансГаз" управляет централизованной инфраструктурой по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам и газораспределительным сетям, обеспечивает международный транзит и занимается продажей газа на внутреннем и внешнем рынках, разрабатывает, финансирует, строит и эксплуатирует трубопроводы и газохранилища. В управлении АО "КазТрансГаз" находится огромная газотранспортная система, включающая более 40 тысяч километров газораспределительных сетей, более 18 тысяч километров магистральных газопроводов, 56 компрессорных станций, на которых установлено 316 газоперекачивающих агрегата, 3 подземных хранилища газа.

      В 2018 году реализовано 46 проектов газификации на общую сумму 21 млрд тенге (в 2017 году – 17 проектов). Уровень газификации страны на 1 января 2019 года достиг 49,68 %, прирост в 2,3 % по сравнению с 2017 годом. Доступ к газу имеют порядка 9 млн человек. По итогам 2019 года планируется выйти на уровень газификации в 50,5 %.

      На рисунке 1.3 представлен экспорт природного газа по регионам за 2018 - 2019 годы.

     


     


      Рисунок .. Статистические данные Республики Казахстан по экспорту природного газа

      В Казахстане 5 февраля 2019 года впервые были проведены торги сжиженным нефтяным газом в режиме двойного встречного анонимного аукциона на площадке товарной биржи ETS. Торги были осуществлены в рамках реализации изменений и дополнений в Закон РК "О газе и газоснабжении" от 09.01.2012, предусматривающих реализацию сжиженного нефтяного газа на внутренний рынок Казахстана посредством электронных торговых площадок.

      Участниками электронных торгов в качестве покупателей сжиженного нефтяного газа являются субъекты систем снабжения сжиженным нефтяным газом либо их представители: газосетевые организации, промышленные потребители, владельцы газонаполнительных пунктов или автогазозаправочных станций, имеющие на праве собственности или иных законных основаниях емкости хранения сжиженного нефтяного газа общим объемом не менее 60 м3 с возможностью их заполнения с железнодорожных цистерн либо заключившие договор об оказании услуг по хранению и перевалке сжиженного нефтяного газа объемом не менее 60 м3 в месяц с владельцем газонаполнительной станции.

      Планируется, что в 2021 году государственное регулирование оптовых цен сохранится только на сжиженный газ, реализуемый населению через групповые резервуарные установки, а также для предприятий нефтехимии, производящих продукцию с высокой добавленной стоимостью.

      Ранее Правительство ограничивало максимальную оптовую стоимость газа в соответствии с Законом РК "О газе и газоснабжении". Это приводило не только к убыткам производителей, но и увеличивался риск дефицита газа на внутреннем рынке из-за незаконного экспорта. Производство сжиженного нефтяного газа в Казахстане составляет примерно 2,6 - 2,7 млн тонн в год. Внутри страны потребляется около 36 % от этого объема, а остальное направляется на экспорт. Впоследствии рыночное ценообразование на внутреннем рынке газа может привлечь иностранных инвесторов, которые способны построить дополнительные мощности по сжижению газа. В этом случае можно будет рассчитывать на существенное увеличение экспорта.

1.5. Технико-экономические характеристики

      Текущее положение отрасли переработки нефти в Казахстане

      На сегодняшний день экономика Казахстана зависит от экспорта сырьевых ресурсов и поэтому в значительной степени подвержена воздействию внешних резких колебаний цен на сырьевых рынках. В 2018 году экспорт казахстанской нефти вырос до 70,2 млн тонн, а нефть, направленная на внутреннее потребление, составила 20,2 млн тонн, т.е. около 20 % от общего объема добытой нефти. Казахстан достигнет максимального уровня добычи и экспорта нефти в период между 2030 и 2040 годами.

      Крупными поставщиками нефти на казахстанские НПЗ являются "КазМунайГаз", "Petrosun", "Petroleum Operating", которые поставляют основную часть нефти, перерабатываемой на НПЗ РК.

      Информация о структуре отрасли и производственных мощностях нефте- и газоперерабатывающих заводов представлена в разделах 1.1 и 1.3.

      Переработка нефти в Казахстане развивается в целом синхронно с увеличением объемов добычи нефти с незначительным опережением. Основной объем переработки нефти в Казахстане осуществляют 5 крупных НПЗ, суммарная мощность которых, учитывая модернизацию трех НПЗ, составляет 19,55 млн тонн при фактическом объеме переработки около 16 млн тонн.

      С 1 января 2018 года на территории Казахстана применяются бензин и дизельное топливо экологических классов К4 и К5. Три крупных НПЗ РК: прошедшие модернизацию ТОО "ПНХЗ", ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПКОП" отвечают требованиям экологических классов К4 и К5.

      Производство нефтепродуктов в РК

      На рисунках 1.4 – 1.6 представлены графики динамики объемов производства нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2010 - 2019 годы. Данные (рисунки 1.4 – 1.6) представлены из статистического сборника "Промышленность Казахстана и его регионов" Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан.

     


      Рисунок .. Производство нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2010 - 2019 годы

     


      Рисунок .. Производство нефтепродуктов в Республике Казахстан за период 2010 – 2019 годы

     


      Рисунок .. Структура производства нефтепродуктов в Республике Казахстан в разрезе продуктов в среднем за 2010–2019 годы

      Как видно из рисунка 1.6, основными продуктами, производимыми в Казахстане, являются дизельное топливо, мазут топочный и моторное топливо (бензин).

      Импорт нефтепродуктов в Республике Казахстан

      На рисунках 1.7 – 1.9 представлены графики объемов импорта нефтепродуктов в Республику Казахстан за период 2010 - 2019 годы на основе статистического сборника "Внешняя торговля РК" Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан.

     


      Рисунок .. Импорт автомобильного бензина в Республику Казахстан за 2010–2019 годы

      Из рисунка 1.7 видно, что основным импортером автомобильного бензина в Казахстан за период с 2010 – 2019 годы были российские поставщики.

     


      Рисунок .. Импорт дизельного топлива в Республику Казахстан за 2010 - 2019 годы

      Аналогичная же ситуация складывается по импорту дизельного топлива и мазута в Казахстан – Россия основной поставщик (рисунки 1.8, 1.9).

     


      Рисунок .. Импорт мазута в Республику Казахстан за 2010–2019 годы

      После завершения модернизации НПЗ в Казахстане в 2018 году объемы импорта нефтепродуктов резко упали. На сегодняшний день казахстанские НПЗ полностью обеспечивают внутренний рынок всеми видами нефтепродуктов.

      Экспорт нефтепродуктов из РК

      На рисунках 1.10 – 1.12 представлены графики объемов экспорта нефтепродуктов из Республики Казахстан в другие страны за период 2010 – 2019 годы на основе данных статистического сборника "Внешняя торговля РК" Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан.

     


      Рисунок .. Экспорт автомобильного бензина из Республики Казахстан за 2010 – 2019 годы

      Из графика, представленного на рисунке 1.10, видно, что объемы экспорта автомобильного бензина начали расти после проведения модернизации казахстанских НПЗ.

      Увеличение производства нефтепродуктов позволяет Казахстану не только обеспечивать потребность внутреннего рынка, но и получать избыточный объҰм светлых нефтепродуктов, которые направляются на экспорт.

     


      Рисунок .. Экспорт дизельного топлива из Республики Казахстан

      Из графика, представленного на рисунке 1.11, видно, что объемы экспорта дизельного топлива начали уменьшаться, но есть вероятность увеличения объемов продаж дизельного топлива за рубеж с 2020 года.

     


      Рисунок 1.12. Экспорт мазута из Республики Казахстан за 2010 - 2019 годы

      Объемы мазута экспортируются в большей степени за пределы стран СНГ (рисунок 1.12), в частности, основные объемы мазута поставляются в Италию и Нидерланды.

      Каждый месяц Казахстан отгружает за рубеж до 20 - 30 тысяч тонн бензина. В перспективе экспорт казахстанских светлых нефтепродуктов в ближайшее время не сможет достичь крупных масштабов, но Казахстан может занять доли в ряду региональных рынков, например, таких, как рынки Кыргызстана или Узбекистана. Основную часть экспорта казахстанских нефтепродуктов по- прежнему составляет мазут, но его избыток в стране сократился.

      Экономика казахстанского экспорта мазута в ближайшей перспективе будет становиться всҰ менее благоприятной в связи с введением Международной морской организацией (IMO) в 2020 году ограничений на содержание серы в бункерном топливе для морских судов. Правила IMO устанавливают снижение максимально допустимого уровня серы с 3,5 до 0,5 % и распространяются на международном уровне. Ожидается, что введение новых правил IMO приведет к значительному снижению цен на высокосернистый мазут на мировых рынках.

      Вклад переработки нефти в экономику страны

      В структуре ВВП за 2019 год "Производство продуктов нефтепереработки" составил 769 620,3 млн тенге при ВВП 69 532 626,5 млн тенге, то есть 1,1 % от ВВП согласно экспресс-информации Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан от 3 августа 2020 года.

      Развитие нефтегазохимии

      В рамках поручения Совета иностранных инвесторов прорабатывается вопрос по разработке отдельного соглашения между Правительством и инвестором с учетом его потребностей при реализации нефтегазохимического проекта. Данные меры позволят к 2025 году завершить строительство 5 заводов:

      завода по производству полипропилена мощностью 500 тысяч тонн в год (Атырауская область);

      завода по производству технических газов мощностью 57 млн м3 азота и 34 млн м3 сухого сжатого воздуха (Атырауская область);

      завода по производству полипропилена мощностью 80 тысяч тонн в год и октан повышающих присадок для бензина мощностью 60 тысяч тонн в год на базе сырья Чимкентского нефтехимического завода (г. Шымкент);

      завода по производству полиэтилентерефталата мощностью 430 тысяч тонн в год (Атырауская область);

      завода по производству метанола (82 тысяч тонн в год) и гликоль (100 тысяч тонн в год) мощностью 182 тысяч тонн в год (г. Уральск).

      Ожидаемый эффект к 2025 г. предполагает увеличение объема производства в 9 раз, составив 2,0 млн тонн нефтегазохимической продукции, объем инвестиций в экономику страны составит порядка 3,9 млрд долларов США.

      Прогнозы и тренды

      По прогнозу HISMarkit потребление нефтепродуктов в Казахстане увеличится на 29,5 % до уровня 18,5 млн тонн к 2040 году. Это обусловлено повышением потребления бензина, дизельного и авиационного топлива. Повышение спроса отразиться на увеличении объемов нефтепереработки ориентировочно на 17,5 % до уровня 21 млн тонн в год к 2040 году.

      Учитывая мировые тенденции, существует высокая неопределенность в уровне цен на углеводороды. По оценкам Международного энергетического агентства и информационного агентства США по энергетике цены на нефть до 2035 года могут находиться в диапазоне от 50 до 200 долларов США/баррель.

      В Казахстане в последние годы наблюдается активный рост валовой добычи природного газа: в 2018 году его объемы повысились на 4,8 % после значительного увеличения (на 13,4 %) в 2017 году, что было обусловлено в основном наращиванием добычи на месторождении Кашаган. Несмотря на наблюдающийся рост добычи природного газа, на газовом рынке Казахстана присутствуют ограничивающие факторы.

      Во-первых, в настоящее время более половины валовой добычи газа составляет попутный газ, а остальной объем газа большей частью поступает с месторождения Карачаганак, где основной акцент делается также на добыче газоконденсатных жидкостей. Такая высокая зависимость от попутного газа осложняет задачу корректировки коммерческих объемов добычи газа в зависимости от спроса.

      Во-вторых, значительная часть попутного газа имеет высокое содержание серы, что требует дорогостоящей подготовки и дополнительных мер для обеспечения безопасного хранения, утилизации и монетизации больших объемов удаленной серы.

      В-третьих, текущий низкий уровень внутренних цен на газ не обеспечивает достаточных стимулов для того, чтобы компании, осуществляющие добычу попутного газа, по собственному желанию поставляли дополнительные коммерческие объемы на внутренний рынок. На текущий момент обратная закачка газа в пласт стала предпочтительным решением как для добывающей компании, так и для правительства, поскольку увеличение добычи жидких углеводородов приносит дополнительную выручку производителям и дополнительные доход государству, а также избавляет от производственных сложностей и финансовых затрат, связанных с переработкой газа.

1.6. Основные экологические проблемы нефтегазоперерабатывающей отрасли

      Нефте- и газоперерабатывающие заводы Республики Казахстан являются промышленными предприятиями, перерабатывающими нефть и (или) газовый конденсат, и (или) продукты их переработки (далее – сырьҰ) с целью производства готовой продукции. НПЗ и ГПЗ при осуществлении технологических процессов активно потребляют энергию, воду и другие материальные ресурсы. В процессах хранения (сырья и готовой продукции) и переработки на НПЗ и ГПЗ происходит воздействие на атмосферу, воду и почву. НПЗ и ГПЗ относятся к объектам I категории, оказывающим негативное воздействие на окружающую среду. НПЗ и ГПЗ проводят работы по обеспечению экологической безопасности своей деятельности за счет минимизации вредного воздействия на окружающую среду и предотвращению нерационального использования природных ресурсов. В соответствии с Экологическим кодексом НПЗ и ГПЗ разрабатывают программы повышения экологической эффективности и производственного экологического контроля. Особенностью сырья, поступающего на переработку на НПЗ и ГПЗ Казахстана, является различный состав в зависимости от месторождения, на котором его добыли, и предварительной подготовки. Изменения в составе сырья могут влиять на состав выбросов, сбросов и отходов процессов нефтегазопереработки. Это влияние считается незначительным, так как большинство технологических процессов рассчитано на эти колебания в составе перерабатываемых материальных потоков. Следовательно, тип и количество выбросов, сбросов, отходов процессов НПЗ в окружающую среду хорошо известны при обычной эксплуатации. Однако при переработке углеводородного сырья, ранее неизвестного НПЗ, может возникать непредвиденное воздействие на производительность процессов переработки, приводя к увеличению выбросов и сбросов. Это особенно вероятно скажется на сбросах в воду и в меньшей степени на выбросах в воздух.

      В таблице 1.9 представлена информация о видах воздействия на окружающую среду от различных процессов/установок НПЗ, а также потреблении материально-энергетических ресурсов и потерях тепла.

      Таблица .. Виды экологического воздействия и потребления материально-энергетических ресурсов на НПЗ РК

№ п/п

Процесс/установка

Виды экологического воздействия

выбросы в атмосферу

выбросы сточных вод

образование отходов

потребление
материалов и энергии

потери
тепла

1

2

3

4

5

6

7

1

Основные процессы

1.1

Доставка

-

-

-

-

-

1.2

Загрузка

X

-

-

-

-

1.3

Хранение

X

0

X

0

0

1.4

Технологические печи

X

-

0

X

X

2

Процессы разделения

2.1

Установка атмосферной перегонки сырой нефти

X

X

0

X

X

2.2

Установка вакуумной перегонки

X

X

0

X

X

2.3

Установка разделения газа

X

0

0

0

0

3

Процессы конверсии

3.1

Термокрекинг, висбрекинг

X

X

0

X

X

3.2

Замедленное коксование

X

X

X

X

X

3.3

Каталитический крекинг

X

X

X

X

X

3.4

Гидрокрекинг

X

X

X

X

X

3.5

Окисление битума

X

X

X

X

X

3.6

Риформинг

X

X

X

X

X

3.7

Изомеризация

X

X

X

X

X

3.8

Производство МТБЭ

X

X

X

X

0

4

Процессы переработки

4.1

Гидродесульфуризация

X

X

X

X

X

4.2

Десульфуризация

X

X

X

X

0

4.3

Промывка газа

X

0

X

X

0

5

Другие процессы

5.1

Установка производства серы

X

X

0

0

0

5.2

Факельная система

X

X

0

0

0

5.3

Градирня

X

X

0

0

0

5.4

Очистка сточных вод

X

X

X

X

0

5.5

Установки смешивания

X

X

0

0

0

5.6

Извлечение отходящих газов (установка восстановления отработанного газа)

X

X

X

0

0

      В Республике Казахстан основной объем переработки нефти приходится на четыре крупных НПЗ. Учитывая доступную официальную информацию, для демонстрации влияния нефтеперерабатывающей промышленности на загрязнение окружающей среды в настоящем документе представлены данные по еҰ загрязнению дочерними и зависимыми организациями АО "НК "КазМунайГаз". В соответствии с отчетом об устойчивом развитии за 2019 год АО "НК "КазМунайГаз" выбросы предприятий переработки нефти составляют около 19 % от общего количества выбросов компаний нефтегазовой отрасли (добывающие, транспортирующие, перерабатывающие). В таблице 1.10 представлены значения валовых выбросов наиболее распространенных загрязняющих атмосферу веществ, отходящих от стационарных источников дочерних и зависимых организаций АО "НК "КазМунайГаз".

      Таблица .. Валовые выбросы в атмосферу наиболее распространенных загрязняющих атмосферу веществ, отходящих от стационарных источников дочерних и зависимых организаций АО "НК "КазМунайГаз" за три года

№ п/п

Наименование объекта

Наименование загрязняющих веществ

Выбросов по годам, тысяч тонн

Усреднен
ное значение доли от общих выбросов в РК, %

2015

2016

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Республика Казахстан

наиболее распространенные загрязняющие атмосферу вещества, отходящие от стационарных источников***

2 180,0*

2 271,6*

2 357,8*

2 446,7*

2 483,1*

-

2

Нефтеперераба-тывающие дочерние и зависимые предприятия АО "НК "КазМунайГаз"

49,2**

46,2**

46,8**

52,1**

48,9**

2,1

      * данные из статистического сборника "Охрана окружающей среды в Республике Казахстан за 2015–2019 годы" Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан.

      ** значения получены на основе данных из отчета об устойчивом развитии за 2019 год АО "НК "КазМунайГаз" и проектов допустимых выбросов.

      *** в качестве наиболее распространенных загрязняющих атмосферу веществ, отходящих от стационарных источников, рассматриваются: твердые вещества, газообразные и жидкие вещества (серы диоксид, углерода оксид (II), азота оксиды, углеводороды (без летучих органических соединений), летучие органические соединения).


      Анализ доступных статистических данных за период с 2000 по 2015 годы показал, что динамика воздействия предприятий по переработке газа на атмосферный воздух определяется преимущественно изменениями объемов переработки исходного сырья.

      С 2015 года на трех крупных нефтеперерабатывающих заводах Казахстана планомерно проводилась поэтапная модернизация производства. Основной целью модернизации было расширение производства высококачественных нефтепродуктов, отвечающих мировым стандартам, и сырья для развития современного отечественного нефтехимического производства. При модернизации нефтеперерабатывающих заводов соблюдался принцип применения передовых научно-инновационных разработок и обеспечения высокого уровня автоматизации производства, а также решались задачи рационального использования сырьевых ресурсов, минимизации технологических потерь при их переработке, повышения энергоэффективности и сокращения загрязнения окружающей среды.

      При определении мероприятий по сокращению загрязнения окружающей среды применяются два подхода:

      "на предприятии" – применение более "чистых" технологий, позволяющих снижать образование загрязняющих веществ в процессе производства;

      "на конце трубы" – применение технологий по снижению загрязнений на конце производственного цикла.

      Например, крупные нефтеперерабатывающие заводы имеют установки по очистке сырья от сернистых соединений и их утилизации. Это важно для Казахстана, так как большинство сырья, поступающего на переработку, содержит значительный уровень сернистых соединений. Очистка сырья от сернистых соединений осуществляется в процессе производства, в результате чего на конце производственного цикла снижаются выбросы и сбросы соединений серы в окружающую среду, а также содержание серы в нефтепродуктах.

      Примером подхода снижения загрязнения "на конце трубы" является применение различных видов фильтров, позволяющих уменьшить содержание взвешенных веществ (пыли) в отходящих газах.

      Важным аспектом в снижении загрязнений в окружающую среду является применение интегрированных решений, позволяющих применять оба подхода: внедрять НДТ для каждой технологической установки ("на предприятии") и применять эффективные методы очистки финальных выбросов\эмиссий ("на конце трубы"). Например, использование присадок, снижающих концентрацию NOX, и применение технологий очистки в конце производственного цикла позволят значительно уменьшить выбросы NOX.

      Важным вопросом для НПЗ и ГПЗ является снижение парниковых газов. Снижение выбросов в окружающую среду осуществляется путем совершенствования технологических решений, например, замены топливного мазута на топливный/природный газ, используемый в качестве топлива в технологических печах, использования присадок нового поколения, озеленения и благоустройства территории производственных объектов, мероприятий по замене оборудования, расширения производственных мощностей по переработке газа, строительства установок по переработке газа и пр. С целью улучшения технологических, экологических и экономических показателей НПЗ и ГПЗ максимально используют газ, выделяемый в процессе переработки углеводородного сырья, и природный газ, поставляемый сторонней организацией. ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПКОП" в основном используют газовое топливо. ТОО "ПНХЗ" использует в большей степени жидкое технологическое топливо в связи тем, что эксплуатационные температурные режимы технологических процессов и трубопроводная обвязка между установками глубокой переработки нефти не позволяют в достаточном объеме вырабатывать газообразное топливо, а закуп природного газа нецелесообразен. Павлодарская область не имеет близко расположенных трубопроводов природного газа, а для использования сжиженного природного газа необходимо строить дополнительный технологический комплекс для регазификации.

      Наряду со снижением выбросов проводятся мероприятия по сокращению сбросов загрязняющих веществ, например,

      1) на ТОО "АНПЗ" проводятся:

      модернизация очистных сооружений сточных вод ТОО "АНПЗ" и рекультивация полей испарения "Тухлая балка";

      капитальный ремонт градирни для увеличения объема свежей технической воды в объеме 3000 м3, улучшение эффективности очистки очистных сооружений.

      2) на ТОО "ПКОП" проведена модернизация очистных сооружений, введены дополнительные стадии очистки сточных вод на установках ультрафильтрации и обратного осмоса.

1.6.1. Энергоэффективность и климат

      Загрязнение окружающей среды и климат взаимосвязаны между собой. Такие атмосферные явления как ветер и атмосферные осадки в первую очередь влияют на рассеивание загрязняющих веществ в атмосфере. В некоторых неблагоприятных метеорологических условиях пиковые значения концентраций загрязняющих веществ могут быть обнаружены в окрестностях НПЗ и ГПЗ, даже если они работают в пределах установленных нормативов и используют все необходимые методы и меры по сокращению выбросов в соответствии с экологическим разрешением. В таких условиях могут оказаться необходимыми конкретные меры и инструменты для прогнозирования с применением данных гидрометеорологических служб о неблагоприятных метеорологических условиях, а также дальнейшее управление и сокращение выбросов по мере необходимости с тем, чтобы гарантировать соблюдение предельных значений концентраций в окружающем воздухе вокруг завода. В каждом конкретном случае, когда завод прогнозирует вероятное возникновение чрезмерных концентраций в окружающей среде, на уровне объекта принимаются соответствующие меры. В качестве первого шага требуется постепенный переход на топливо с низким содержанием серы на ключевых установках, потребляющих энергию. Дальнейшие шаги необходимо направлять на постепенный переход на газовое топливо и сведение к минимуму использование жидкого и твердого топлива. Очень важным моментом являются рациональное использование получаемой энергии и сокращение еҰ потерь, то есть повышение энергоэффективности производства.

      На НПЗ и ГПЗ электроэнергия в основном вырабатывается в турбинах с паром высокого давления, но также может производиться в газовых турбинах на месте и/или приобретаться из сети (например, гидрогенерируемая энергия). Электроэнергия необходима для работы насосов, компрессоров, систем управления, клапанов и т.д. Поэтому электрические системы нефтеперерабатывающих заводов обширны.

      Хорошее проектирование и управление энергетическими системами являются важными аспектами минимизации воздействия нефтеперерабатывающего завода на окружающую среду с учетом высокой степени интеграции и взаимозависимости большинства процессов. Обычно цель состоит в том, чтобы постоянно согласовывать изменяющееся производство и потребление топлива в технологических процессах и коммунальных службах с наименьшими экономическими и экологическими затратами. Этот вопрос также анализируется в настоящем справочнике, а в разделе 3 рассматривается интеграция всех методов, которые могут использоваться на нефтеперерабатывающем заводе. Энергоэффективность нефтеперерабатывающего завода может быть увеличена не только за счет повышения энергоэффективности отдельных процессов или энергоэффективности системы производства энергии, но также за счет улучшения управления энергопотреблением, энергосбережением и интеграцией / рекуперацией тепла на нефтеперерабатывающем заводе в целом.

      Энергетический менеджмент долгое время был важным вопросом для нефтеперерабатывающих заводов. Например, такие методы управления, как серия систем ISO 50001, ISO 14000 могут обеспечить соответствующую основу для разработки подходящих систем управления энергопотреблением и повысить энергоэффективность нефтеперерабатывающего завода в целом. Методы энергосбережения, такие как отчетность и стимулирование энергосбережения, проведение улучшений процесса сжигания или анализ энергетической интеграции нефтеперерабатывающего завода, — вот некоторые из методов, которые могут иметь большое влияние на снижение потребления энергии и, следовательно, повышение энергоэффективности нефтеперерабатывающего завода. Другими техническими инструментами повышения эффективности являются методы интеграции / рекуперации тепла, примерами которых являются: установка котлов-утилизаторов, установка расширителей для рекуперации энергии и повышение изоляции зданий и технологических установок для снижения тепловых потерь. Управление паром - еще один хороший инструмент для повышения энергоэффективности.

      Энергоэффективность называют "первым топливом" экономики, поскольку именно в ней заключены наилучшие возможности более полного использования имеющихся ресурсов, поддержки экономического роста и сокращения затрат на энергию.

      Повышение энергоэффективности представляется несложной задачей, решение которой укрепляет энергетическую безопасность завода, снижает воздействие на окружающую среду за счет снижения выбросов загрязняющих веществ, принимающих участие в изменении климата планеты, улучшает качество жизни и способствует всеобщему экономическому благополучию.

1.6.2. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

      Согласно статистическим данным по загрязнению атмосферного воздуха в Республике Казахстан, представленным в таблице 1.10, на долю четырех НПЗ приходится 2,1 % выбросов в атмосферу, следовательно, на все предприятия переработки нефти приходится не более 4 % выбросов в атмосферу, образующихся в результате их промышленной деятельности. Основной вклад в загрязнение атмосферного воздуха от НПЗ и ГПЗ вносят диоксид серы (SO2), оксиды азота (NOX), оксиды углерода (СО2 и СО), летучие органические соединения (углеводороды предельные С1 - С5 и С6 - С10, алканы С12 - С19 и другие соединения), взвешенные частицы РМ - 10 и РМ - 2,5 (пыль, сажа, зола), которые образуются в процессе производственной и иной деятельности человека. На их долю приходится около 90 % в общем объеме выбросов загрязняющих веществ. Предприятия переработки нефти и газа выделяют в атмосферу перечисленные загрязнители, но есть и другие, доля которых в объемах выбросов значительно меньше перечисленных веществ: бензол-толуол-ксилол (БТК), сероводород (H2S), сероуглерод (СS2), метан (СН4), аммиак (NH3), сульфид карбонила (COS), фтороводород (HF) и металлы в качестве компонентов взвешенных частиц (V, Ni и другие), а также запах.

      В ходе проведенного комплексного технологического аудита было оценено общее воздействие крупных нефтеперерабатывающих заводов, действующих на территории Республики Казахстана. Было установлено, что удельные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих заводов колеблются в широких пределах и зависят от технологической сложности предприятия, перерабатываемого сырья, а также используемых энергоресурсов (таблица 1.12). Например, ТОО "СП "CB" имеет наименьший удельный показатель, так как на предприятии действуют только блок первичной переработки нефти и установка по окислению битума. ТОО "ПНХЗ" в свою очередь характеризуется наибольшим удельным показателем, так как в качестве топлива для технологических печей используется мазут. ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПКОП" имеют сопоставимые удельные показатели выбросов из-за схожего набора внедренных технологических процессов.

      В таблице 1.11 приводятся значения выбросов в атмосферу от крупных нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан.

      Различают организованные и неорганизованные источники выбросов загрязняющих веществ НПЗ и ГПЗ. К основным организованным источникам выбросов относятся дымовые трубы технологических печей, свечи для сжигания факельного газа, вентиляционные трубы производственных помещений и т.д. Неорганизованными источниками выбросов на НПЗ и ГПЗ являются: резервуары, цистерны сливно-наливные эстакады, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений технологических установок, пропуски сальниковых устройств, предохранительных клапанов пробоотборных кранов, отрытых постоянно действующих дренажей и т.д.

      По результатам комплексного технологического аудита в качестве основных источников загрязняющих веществ приняты организованные источники - технологические печи установок нефтегазоперерабатывающих заводов. В таблице 1.13 приведены объемы выбросов загрязняющих веществ от основных источников выбросов с вкладом предприятия в общий объем выбросов.

      Таблица 1.11. Выбросы в атмосферу от крупных нефтеперерабатывающих заводов Республики Казахстан (на основании отчета об устойчивом развитии за 2019 год АО "НК "КазМунайГаз" и проектов допустимых выбросов)

№ п/п

Наименование показателя, единица измерения

Год

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

1

2

3

4

5

6

7

1

ТОО "СП "CB"

1.1

ОбъҰм переработки, тысяч тонн

375,04

623,52

718,24

819,00

885,97

1.2

Выбросы загрязняющих веществ, тонн

(разрешҰнный лимит)

760,09

760,09

760,09

397,61

566,50

(факт)

341,59

747,90

489,31

331,66

489,59

1.3

Удельные выбросы,
кг загрязняющих веществ на 1 тонну нефти

(разрешҰнный лимит)

2,03

1,22

1,06

0,49

0,64

(факт)

0,91

1,20

0,68

0,40

0,55

2

ТОО "ПКОП"

2.1

ОбъҰм переработки, тысяч тонн

4 493

4 501

4 686

4 733

5 401

2.2

Выбросы загрязняющих веществ, тонн

(разрешҰнный 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

Удельные выбросы,
кг загрязняющих веществ на 1 тонну нефти

(разрешҰнный лимит)

4,52

4,98

4,93

5,57

5,15

(факт)

3,71

3,71

3,56

3,83

2,66

3

ТОО "ПНХЗ"

3.1

ОбъҰм переработки, тысяч тонн

4 810,5

4 590

4 747

5 340

5 290

3.2

Выбросы загрязняющих веществ, тонн

(разрешҰнный 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

Удельные выбросы,
кг загрязняющих веществ на 1 тонну нефти

(разрешҰнный лимит)

6,79

7,12

8,64

6,71

6,47

(факт)

4,92

4,92

4,93

4,48

4,46

4

ТОО "АНПЗ"

4.1

ОбъҰм переработки, тысяч тонн

4 867,7

4 761

4 724

5 268

5 388

4.2

Выбросы загрязняющих веществ, тонн

(разрешҰнный 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

Удельные выбросы,
кг загрязняющих веществ на 1 тонну нефти

(разрешҰнный лимит)

2,65

3,48

4,65

4,48

4,35

(факт)

1,74

1,28

1,32

1,83

1,93

      Таблица 1.12. Объемы выбросов от основных источников предприятий, прошедших комплексный технологический аудит

№ п/п

Название предприятия

Валовый выброс, тонн в год*

Доля, %

макс

мин

среднее

1

2

3

4

5

6

1

ТОО "АНПЗ"

8431

2906

5668

22,38

2

ТОО "ПНХЗ"

7353

6662

7007

27,67

3

ТОО "ПКОП"

3204

1369

2286

9,03

4

ТОО "КазГПЗ"

488

488

488

1,93

5

ТОО "СП "СВ"

82

68

74

0,30

6

Итого:

19557

11492

15525

61,28

      * Данные из отчета об экспертной оценке нефтеперерабатывающей отрасли на соответствие принципам наилучших доступных технологий, 2021.


      В среднем на основные источники загрязнения НПЗ и ГПЗ приходится 61,28 % выбросов загрязняющих веществ.

      Основными источниками загрязнения являются следующие технологические процессы: атмосферная перегонка нефтяного сырья (ЭЛОУ-АВТ), каталитический риформинг, гидроочистка дизельного топлива, гидроочистка бензина, замедленное коксование, каталитический крекинг, производство битума, производство серы, производство тепловой и электрической энергии.

      Электростанции, котлы, нагреватели и каталитический крекинг являются основными источниками выбросов оксида углерода, оксидов азота (NOX), взвешенных частиц и оксидов серы (SOX) в атмосферу.

      Процессы нефтепереработки требуют много энергии; как правило, более 60 % выбросов в атмосферу нефтеперерабатывающих заводов связано с выработкой энергии для различных процессов.

      Установки регенерации серы и факельные установки также вносят свой вклад в эти выбросы. Замена катализаторов и процесс коксования приводят к выбросу взвешенных частиц. Летучие органические соединения (ЛОС) образуются при процессах хранения и слива-налива нефти, газа и продуктов переработки углеводородного сырья, сепарации воды от нефти, на очистных сооружениях НПЗ и ГПЗ; ЛОС выделяются также от неорганизованных источников выбросов.

      На рисунке 1.13 представлена доля выбросов загрязняющих веществ в выбросах предприятий переработки нефти и газа.

     


      Рисунок .. Доля выбросов загрязняющих веществ в выбросах предприятий переработки нефти и газа

      В таблице 1.13 приводится краткое описание основных загрязняющих веществ, выбрасываемых обычным нефтегазоперерабатывающим заводом, с указанием их основных источников.

      Таблица 1.13. Основные загрязнители воздуха и их основные источники, выбрасываемые НПЗ и ГПЗ

№ п/п

Основные загрязнители воздуха

Основные источники

1

2

3

1

Оксид углерода

Технологические печи и котлы
Регенераторы установок ФКК
Котлы дожига оксида углерода (СО)
Установки регенерации серы
Факельные системы
Печи для сжигания отходов

2

Оксиды азота (NO, NO2)

Технологические печи, котлы, газовые турбины
Регенераторы установок ФКК
Котлы дожига оксида углерода (СО)
Установка прокалки нефтяного кокса
Факельные системы
Печи для сжигания отходов

3

Диоксид азота (N2O)

Регенераторы установок ФКК

4

Взвешенные частицы (РМ10, РМ2,5)

Технологические печи и котлы, особенно при сжигании жидкого нефтезаводского топлива
Регенераторы установок ФКК
Котлы дожига оксида углерода CO
Коксовые заводы
Печи для сжигания отходов

5

Диоксид серы

Технологические печи, котлы, газовые турбины
Регенераторы установок ФКК
Котлы дожига оксида углерода (СО)
Установка прокалки нефтяного кокса
Факельная система установок производства серы (УПС)
Печи для сжигания отходов

6

Летучие органические соединения (ЛОС)

Складские сооружения и погрузочно-разгрузочные устройства
Установки сепарации газа
Системы сепарации воды от нефти
Неорганизованные выбросы (клапаны, фланцы и т.д.)
Вентиляционные отверстия
Факельные системы

      Выбросы оксида углерода (СО)

      СО является распространенным газообразным загрязняющим веществом и появляется в качестве промежуточного продукта процессов горения. Механизм образования монооксида углерода следующий: при горении углеводородного газа, основу которого составляет метан, происходит ряд последовательных превращений метан→ формальдегид→углерода оксид→углерода диоксид, при неблагоприятных условиях (недостаток кислорода, охлаждение зоны горения) цепная реакция может оборваться, и в продуктах горения будет содержаться оксид углерода. Источниками СО являются: технологические печи/котлы, газовые турбины, регенераторы каталитического крекинга, факельная система, установки сжигания, холодные вытяжные трубы.

      Выбросы оксидов азота

      Термин NOX по определению относится только к NO (оксид азота) и NO2 (диоксид азота). NO2 также может присутствовать в дымовых газах из установок каталитического крекинга и некоторых систем селективного каталитического восстановления. В большинстве процессов горения NO вносит вклад более 90 % от общего NOX. Однако, так как NO быстро окисляется в атмосфере до NO2, выбросы NO обычно пересчитывают в суммарном количестве как NO2.

      Главными источниками загрязнения NOX являются процессы горения, т.е. технологические печи, котлы и газовые турбины, установка Клауса, регенераторы каталитического крекинга и в меньшей степени установки дожига отходящих газов и факельные системы.

      В случае НПЗ без установки каталитического крекинга главный вклад в выбросы NOX, очевидно, вносят печи и котлы, на которые приходится чаще всего около 60 - 90 % выбросов. Газовые турбины и установки Клауса, если они работают на НПЗ, отвечают за значительную часть (30 - 50 %) выбросов NOX и связаны с самыми высокими удельными выбросами на уровне завода. Установки Клауса и факельные системы обычно составляют менее чем 5 - 10 % в выбросах NOX.

      В тех случаях, когда установка каталитического крекинга эксплуатируется на НПЗ, то печи и котлы генерируют 50 - 80 % NOX от заводских выбросов, а сама установка каталитического крекинга составляет только 15 - 25 % из них. Установка коксования может также давать весьма значительный вклад (свыше 40 %) в суммарную величину выбросов оксидов азота.

      Выбросы NOX нефтеперерабатывающих заводов зависят от типа топлива, содержания азота или водорода, дизайна оборудования сжигания и условий эксплуатации. В частном случае регенератора установки каталитического крекинга, дымовой газ, NOX в основном являются не термическим NOX, произведенным смешением азота, содержащего воздух при высокой температуре сгорания, а напрямую связаны с содержанием азота в исходном сырье. Соответственно, могут быть значительные различия в уровнях выбросов NOX между заводами и даже между различными устройствами сжигания на одном заводе в различное время.

      Оксиды азота при попадании в атмосферный воздух могут вступать в соединение с водой и образовывать компонент "кислотных дождей". Кроме того, NOX в сочетании с летучими органическими соединениями и солнечным светом могут привести к образованию приземного озона.

      Выбросы взвешенных частиц

      Основными источниками выбросов взвешенных частиц являются технологические печи/котлы, регенераторы установок каталитического крекинга, установки коксования, установки сжигания отходов, коксоудаление и продувка печей и факела. В большей степени их образование происходит в результате сжигания жидкого топлива. Взвешенные частицы, содержащие токсичные вещества (например, тяжелые металлы и полициклические ароматические углеводороды), требуют особого внимания с точки зрения их влияния на окружающую среду. Как показали статистические данные, диапазон выбросов на большинстве НПЗ составляет приблизительно 20 - 700 тонн твердых частиц, выброшенных за год, которые соответствуют удельному диапазону выбросов 4 - 75 тонн твердых частиц на миллион тонн переработанной нефти. Более низкие значения выбросов могут быть достигнуты на НПЗ, если в качестве топлива используют газ или когда установлены эффективные устройства пылеулавливания (электро- или рукавные фильтры).

      Опасность взвешенных веществ в выбросах обусловлена содержанием в них тяжелых металлов и адсорбированных полиароматических соединений. Основными тяжелыми металлами в твердых частичках выбросов являются мышьяк, ртуть, никель и ванадий. Никель и ванадий концентрируются в тяжелых остатках в процессах дистилляции и удаляются с твердыми частицами на электро- или тканевых фильтрах после сгорания в печах или термической регенерации катализатора.

      Выбросы оксидов серы (SO2)

      Вся сырая нефть содержит серные соединения, поэтому выбросы оксидов серы в атмосферу уже давно являются проблемой для НПЗ. Вклад нефтеперерабатывающих предприятий в общий выброс сернистых соединений невелик – 5 % от общего количества выбросов топливно-энергетического комплекса. Диоксид серы при выделении в атмосферу может вступать в соединение с атмосферной водой и образовывать сернистую кислоту - компонент "кислотных дождей". Основный вклад в выбросы SO2 в нефтегазопереработке вносят процессы сжигания топлива, выделяемого в процессе переработки углеводородного сырья и используемого для выработки энергии. При недостаточной мощности процессов извлечения из технологических потоков и утилизации серы существует прямая связь между содержанием серы в сырье и выбросами с дымовыми газами диоксида серы. Содержание серы в топливе нефтегазопереработки — это точный баланс между потребностью в нагреве потоков, содержанием серы в сырье, ограничениями выбросов и экономической целесообразностью. В процессе горения сера, содержащаяся в топливе, превращается в SO2.

      Распределение выбросов оксидов серы может варьировать между установками каталитического крекинга, Клауса, установками гидроочистки и зависеть от эксплуатационных режимов печей и котла.

      Основными источниками выбросов SO2 являются технологические печи/котлы, установки производства серы, регенераторы каталитического крекинга, факельная система, системы очистка сточных вод и установки сжигания отходящих газов, операции удаления кокса и прокалки кокса. В таблице 1.14 представлено примерное распределение выбросов SO2 по источникам выбросов загрязняющих веществ на НПЗ.

      Таблица .. Распределение выбросов SO2 по установкам как среднее значение

№ п/п

Источники SO2

Примерный вклад источников загрязняющих веществ в выбросы SO2, %*

1

2

3

1

Топливо, сгораемое в печах/котлах

48

2

Установки каталитического крекинга

11

3

Установки производства серы

16

4

Факелы

20

5

Прочее

5

6

Итого:

100

      * в связи с тем, что аналогичные данные в Республике Казахстан в официальных источниках отсутствуют, для демонстрации вклада источников НПЗ в выбросы SO2 представлены данные по НПЗ Российской Федерации.


      Основная доля выбросов оксидов серы приходится на печи и котлы. Для НПЗ, работающих с установкой каталитического крекинга, эта установка генерирует 15 – 30 % заводских выбросов SO2. К другим источникам выбросов SO2 (около 5 %) можно отнести следующие процессы:

      1) сжигание отходов очистки сточных вод и/или технологических неконденсируемых отходящих газов;

      2) установки коксования;

      3) факелы.

      Выбросы летучих органических соединений

      Летучие органические соединения (ЛОС) – общий термин, применяемый ко всем соединениям, содержащим органический углерод, который испаряется при температуре окружающей среды, и вносящим вклад в формирование неприятного запаха "фотохимического смога" и при достаточной солнечной радиации, тропосферного озона. Потери ЛОС могут быть посчитаны различными способами, основанными на коэффициентах выбросов или измеренными непосредственно.

      Основными источниками ЛОС на НПЗ являются неорганизованные выбросы из систем запорной арматуры трубопроводов, систем очистки сточных вод, резервуаров (дыхание резервуара), систем слива-налива нефти и нефтепродуктов, других хранилищ, систем подачи и продувки. Источники неорганизованных выбросов ЛОС, такие, как уплотнения от насосов, компрессоров, клапанов и фланцев, и утечки из оборудования могут внести значительный вклад в общие выбросы ЛОС. Углеводороды также могут выделяться при неоптимальных условиях горения, но на них приходится лишь малая часть.

      Самые высокие удельные выбросы ЛОС на уровне завода в основном обусловлены неорганизованными выбросами (утечки из установок и труб) и выбросами при хранении нефти и нефтепродуктов.

      Неорганизованные выбросы из технологического оборудования являются одним из наибольших единичных источников, выброшенных в атмосферу ЛОС с нефтеперерабатывающего завода, и могут составлять 50 % общих выбросов. Неорганизованные выбросы включают выбросы, происходящие из устройств, таких, как клапаны, уплотнения насоса и компрессора, фланцы, выпускные отверстия и сквозные отверстия. Рассматриваемые клапаны составляют приблизительно 50 – 60 % неорганизованных выбросов.

      Другие выбросы в воздух

      Другими загрязняющими веществами являются метан (хранение и техническое обслуживание (загрузка), холодные вентиляционные трубы и утечки) и газы из противопожарного оборудования, H2S, NH3, CS2, БТК, HF, которые также вносят вклад в выбросы в атмосферу НПЗ. Основными источниками сероводорода являются: неочищенный газ с установки утилизации факельных газов, насыщенные растворы моноэтаноламина и сероводородсодержащий газ с технологических установок очистки и фракционирования газов. Сероводород поступает в атмосферу также за счет его выделения (испарения) из сернисто-щелочных сточных вод и технологических конденсатов через неплотность оборудования (насосы, компрессоры, арматура), с установок первичной переработки и гидроочистки, термокрекинга. Значительными источниками выбросов сероводорода являются бароконденсаторы смешения, а также установки по производству серы.

      Запахи на НПЗ в основном создаются соединениями серы, такими, как H2S, меркаптанами, но также некоторыми углеводородами (например, ароматическими веществами). Основными источниками запаха на нефтегазоперерабатывающих заводах являются хранилища (например, нефти с высоким содержанием серы), битумное производство, деминерализатор, канализационные трубы, напорная флотация, биоочистка и факельное сжигание.

      В результате проведения комплексного технологического аудита были получены данные по выбросам нормируемых загрязняющих веществ и в таблице 1.15 приведены валовые выбросы и удельные значения основных загрязняющих веществ по предприятиям, прошедшим комплексный технологический аудит. Удельные значения основных загрязняющих веществ определены как кг/т переработанного сырья. Представленные в таблице 1.15 загрязняющие вещества рассматривались с целью определения маркерных веществ.

      Таблица 1.15. Валовые выбросы и удельные значения основных загрязняющих веществ по предприятиям, прошедшим комплексный технологический аудит

№ п/п

Количество переработанного сырья, тонн в год

Наименование загрязняющего вещества

код
 

Валовый выброс, тонн в год

Удельное значение, кг/т переработанного сырья

макс

мин.

макс

мин

сред

макс

мин

сред


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ТОО "АНПЗ"

1.1

3300000

3000000

Азота оксид

304

841,18

100,40

470,79

0,2549

0,0335

0,1442

1.2

3300000

3000000

Азота диоксид

301

4234,86

612,43

2423,64

1,2833

0,2041

0,7437

1.3

3300000

3000000

Сера диоксид

330

708,97

294,44

501,71

0,2148

0,0981

0,1565

1.4

3300000

3000000

Углерод оксид

337

1949,95

269,89

1109,92

0,5909

0,0900

0,3404

1.5

Итого:

7734,96

1277,16

4506,06




2

ТОО "ПНХЗ"

2.1

5428709

4612664

Азота оксид

304

93,93

85,66

89,80

0,0186

0,0173

0,0179

2.2

5428709

4612664

Азота диоксид

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

Мазутная зола теплоэлектростанций

2904

6,43

5,53

5,98

0,001199

0,001185

0,001192

2.5

5428709

4612664

Сера диоксид

330

2635,88

3130,61

2883,25

0, 6787

0, 4855

0,5821
 
 

2.6

5428709

4612664

Сероводород

333

10,61

8,34

9,48

0,001955

0,001809

0,001882

2.7

5428709

4612664

Смесь углеводородов предельных С1 -С5

415

3455,44

2971,67

3213,56

0,6442

0,6365

0,6404

2.8

5428709

4612664

Смесь углеводородов предельных 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

Углерод оксид

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

Мазутная зола теплоэлектростанций

2904

3,44

3,23

3,33

0,000699

0,000633

0,000666

2.13

5428709

4612664

Углеводороды предельные С12 -С19 )

2754

4053,74

2729,90

3391,82

0,7467

0,5918

0,6693

2.14

Итого:

14197,98

11843,88

13020,94




3

ТОО "КазГПЗ"

3.1

508236

501612

Азота оксид

304

106,38

57,93

82,16

0,2093

0,1155

0,1624

3.2

508236

501612

Азота диоксид

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

Сера диоксид

330

243,37

98,61

170,99

0,4788

0,1966

0,3377

3.5

508236

501612

Сероводород

333

0,2073

0,0844

0,1458

0,000408

0,000168

0,000288

3.6

508236

501612

Смесь углеводородов предельных С1 -С5

415

521,16

507,30

514,23

1,0254

1,0113

1,0184

3.7

508236

501612

Сажа

328

44,99

24,12

34,56

0,0885

0,0481

0,0683

3.8

508236

501612

Углерод оксид

337

597,87

392,51

495,19

1,1764

0,7825

0,9794

3.9

508236

501612

Углеводороды предельные С12 -С19

2754

1,70

1,60

1,65

0,003337

0,003193

0,003265

3.10

Итого:

2019,96

1552,28

1786,12




4

ТОО "ПКОП"

4.1

5400746

4493312

Азота оксид

304

1210,40

695,48

952,94

0,2241

0,1548

0,1894

4.2

5400746

4493312

Азота диоксид

301

50,62

21,30

35,96

0,009373

0,004740

0,007057

4.3

5400746

4493312

Сера диоксид

330

1114,97

369,75

742,36

0,2064

0,0823

0,1444

4.4

5400746

4493312

Углерод оксид

337

818,93

282,51

550,72

0,1516

0,062873

0,1073

4.5

5400746

4493312

Углеводороды предельные С12 -С19

2754

0,1500

0,0700

0,1100

2,78E - 05

1,56E - 05

2,17E - 05

4.6

5400746

4493312

Сероводород

333

0,0030

0,0010

0,0020

5,56E - 07

2,23E - 07

3,89E - 07

4.7

Итого:

3195,07

1369,11

2282,09




5

ТОО "СП "CB"

5.1

762286

352122

Азота оксид

304

5,79

3,14

4,47

0,008926

0,007592

0,008259

5.2

762286

352122

Азота диоксид

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

Углерод оксид

337

52,62

42,40

47,51

0, 1204

0, 0690

0,0947

5.5

762286

352122

Сера диоксид

330

0,5200

0,4700

0,4950

0,001335

0,000682

0,001008

5.6

762286

352122

Сероводород (Дигидросульфид)

333

0,7245

0,4488

0,5866

0, 001275

0, 000950

0,001113

5.7

762286

352122

Смесь углеводородов предельных С1 -С5

415

234,30

64,03

149,16

0,3074

0,1818

0,2446

5.8

762286

352122

Углеводороды предельные С12 -С19

2754

70,34

2,38

36,36

0,0923

0,0068

0,0495

5.9

762286

352122

Смесь углеводородов предельных С6 -С10А

416

83,50

17,28

50,39

0,1095

0,0491

0,0793

5.10

Итого:

499,94

178,79

339,36




      Результаты комплексного технологического аудита показали, что к основным загрязнителям, которые будут считаться маркерными веществами, следует из общего числа отнести следующие вещества, вносящие максимальный вклад в загрязнение атмосферы от НПЗ и ГПЗ: оксид азота, диоксид азота, оксид углерода и диоксид серы.

1.6.3. Сбросы загрязняющих веществ

      Нефтегазоперерабатывающие заводы потребляют воду на постоянной основе для поддержания водного баланса в контурах подачи пара, охлаждающей воды, системах энергообеспечения и аварийного противопожарного водоснабжения. Вода также расходуется при проведении технологических процессов и технического обслуживания оборудования. Более подробная информация о потреблении воды предприятиями переработки нефти и газа представлена в разделе 3.

      При контакте с углеводородами вода загрязняется и должна проходить очистку на очистных сооружениях.

      При потреблении воды возникают еҰ потери за счет пара и контуров охлаждающей воды:

      продувки конденсатом;

      потребления пара;

      испарения;

      продувки охлаждающей водой и протечки в контуре.

      Потери от сетей противопожарного водоснабжения могут включать плановую очистку, воду, используемую для тестирования и/или использования первичных средств пожаротушения, и утечки в сети. Часть потребляемого пара, поступающего в технологические процессы, вступает в непосредственный контакт с различными фракциями углеводородов и веществ. Конденсаты, образующиеся в результате данных процессов, отделяются и извлекаются из системы обработки. Получаемые конденсаты подлежат сепарации и очистке, например, в отпарной колонне для извлечения сероводорода (H2S) и аммиака (NH3) из воды. Затем очищенная вода может быть использована для других процессов переработки, таких как обессоливание нефти или водная промывка технологических потоков.

      Вода, используемая для технологических целей, таких как обессоливание нефти или промывка, будет вступать в непосредственный контакт либо с нефтью, либо с другими различными фракциями углеводородов и соединениями. Промывочная вода и/или пар, используемые для очистки и в системах продувки при работах по техническому обслуживанию, также могут быть источником сточных вод, которые содержат загрязняющие вещества.

      На НПЗ и ГПЗ существуют другие источники сточных вод, которые включают:

      воду, отделенную и удаленную из резервуаров нефти и продуктов;

      ливневые стоки, воду систем энергообеспечения, конденсат пара и/или воду для пожаротушения, воду, которая вступает в контакт с нефтью, промежуточными соединениями, готовыми продуктами, присадками, химикатами и/или смазочными маслами в пределах дренажной зоны;

      воду, с установок сепарации нефтешламов;

      воду из дренажных систем территории НПЗ и ГПЗ;

      воду, сбрасываемую при периодической проверке резервуаров и герметичности трубопроводных соединений, работах пассивирования металлов;

      воду после санитарного использования.

      Дождевая вода, попадающая на технологическую площадку, также может контактировать с нефтью, различными фракциями углеводородов и другими веществами, например, в некоторых системах резервуаров, системах вторичной изоляции, зонах погрузки и разгрузки грузовых автомобилей, железнодорожных вагонов, в производственных зонах, включающих оборудование, содержащее эти вещества, а также в зоне технического обслуживания.

      Таким образом, НПЗ и ГПЗ производят разнообразные потоки сточных вод, содержащих растворимые и нерастворимые вещества, которые становятся загрязнителями при сбросе в окружающую среду. Все сточные воды основных НПЗ направляются на собственные очистные сооружения. Технологии очистки сточных вод, применяемые на НПЗ, направлены на сокращение количества загрязняющих веществ перед сбросом в пруды накопители.

      Объем и качество потребляемой в технологическом процессе воды и состав отводимых сточных вод зависят от технологии производства, вида выпускаемой продукции, уровня технического оснащения предприятия. Особенностью нефтегазоперерабатывающих предприятий является то, что сточные воды образуются, как правило, не от изолированных производственных процессов или агрегатов, а являются совокупностью потоков, собираемых от предприятия в целом. Распределение потоков сточных вод по группам технологических процессов приведено в таблице 1.16.

      Таблица 1.16. Усредненное распределение объемов сбросов по группам технологических процессов на НПЗ

№ п/п

Группа технологических процессов

Доля от общего количества сточных вод, %

1

2

3

1

Первичные процессы переработки нефти

42

2

Процессы очистки нефтепродуктов

29

3

Вторичные процессы переработки нефти

27

4

Эксплуатация вспомогательных установок и энергосистем

2

      В зависимости от источников образования сточные воды НПЗ подразделяются на следующие группы:

      1) нейтральные нефтесодержащие сточные воды - образуются при конденсации, охлаждении и промывке нефтепродуктов, после очистки аппаратуры, от охлаждения втулок сальников насосов (также к ним относятся дренажные воды из лотков технологических аппаратов и ливневые воды с площадок установок);

      2) солесодержащие сточные воды с высокой концентрацией эмульгированной нефти и растворенных солей (в основном хлорида натрия), поступающие от электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) (содержание солей в них зависит главным образом от качества перерабатываемых нефтей);

      3) сернисто-щелочные сточные воды - образуются при защелачивании светлых нефтепродуктов и сжиженных газов;

      4) кислые сточные воды с установок регенерации серной кислоты - образуются в результате неплотностей соединений в аппаратуре и потерь кислоты из-за коррозии;

      5) сероводородсодержащие сточные воды поступают в основном от барометрических конденсаторов смешения установок атмосферно-вакуумной трупчатки (АВТ), каталитического крекинга, замедленного коксования, гидрочистки и гидрокрекинга.

      Производственный контроль сточных вод, образующихся в основных технологических процессах НПЗ, позволяет определять основные источники загрязнения и проводить мероприятия по снижению негативного воздействия на водные объекты.

      Основные характеристики загрязняющих веществ сточных вод включают:

      общее содержание нефтепродуктов;

      биохимическую потребность в кислороде (БПК);

      химическую потребность в кислороде (ХПК);

      4) содержание азота аммонийного, общее содержание азота;

      5) общее содержание взвешенных веществ;

      6) общее содержание ионов металлов;

      7) содержание общего органического углерода (ООУ);

      8) содержание фенолов;

      9) содержание фосфатов;

      10) содержание нитритов и нитратов;

      11) содержание общего железа;

      12) содержание сульфатов;

      13) содержание хлоридов;

      14) содержание СПАВ и других микрозагрязнителей;

      15) содержание бензола, толуола, этилбензола и о-ксилола (БТЭК).

      В таблице 1.17 приведена краткая информация о некоторых основных загрязнителях воды и их источниках на нефтеперерабатывающем заводе.

      Таблица 1.17. Основные загрязнители воды (параметры), выбрасываемые НПЗ и ГПЗ

№ п/п

Загрязнитель воды

Источник

1

2

3

1

Нефть, нефтепродукты

Установки дистилляции, гидроочистки, висбрекинга, каталитического крекинга, гидрокрекинга, отработанная щҰлочь, балластная вода, коммунальные стоки (дождевые)

2

Азот аммонийный
NH3 (NH4+)
 

Установки дистилляции, гидроочистки, висбрекинга, каталитического крекинга, гидрокрекинга, санитарные блоки

3

Фенолы

Установки дистилляции, гидроочистки, висбрекинга, каталитического крекинга, отработанная щҰлочь,
балластная вода

4

Органические химические вещества (БПК, ХПК, ООУ)

Установки дистилляции, гидроочистки, висбрекинга, каталитического крекинга, гидрокрекинга, отработанная щҰлочь, балластная вода, коммунальные стоки (дождевые), санитарные блоки

5

Взвешенные вещества

Установки дистилляции, висбрекинга, каталитического крекинга, отработанного каустика, балластная вода, санитарные блоки

6

Аминные соединения

Удаление CO2 на заводах СУГ

7

Хлориды (по Сl)

Электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), установки химводоочистки

8

Сульфаты (по SO4)

Электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), установки химводоочистки

9

Нитраты (по NO3)

Электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), установки химводоочистки

      По результатам анкетирования были обработаны данные по валовым сбросам нормируемых загрязняющих веществ для казахстанских НПЗ и ГПЗ. Получить данные по сбросам сточных вод по всем установкам, на которых они образуются, не представляется возможным по причине разного подхода НПЗ и ГПЗ к учету и технологическим возможностям. В этой связи, в настоящем справочнике будут рассматривать объемы и содержание загрязняющих веществ сточных вод, поступающих в окружающую среду с очистных сооружений НПЗ и ГПЗ.

      Фактические сбросы сточных вод установлены по 4 предприятиям (таблица 1.18). ТОО "КазГПЗ" не представлены сведения, так как отводимые сточные воды относятся к категории хозяйственно-бытовых сточных вод.

      Таблица 1.18. Общий объем водоотведения от предприятий, прошедших комплексный технологический аудит

№ п/п

Название предприятия

Водоотведение, м3/год

макс

мин

1

2

3

4

1

ТОО "КазГПЗ"

10935,23

8010,66

2

ТОО "ПНХЗ"

4733,30

4110,30

3

ТОО "ПКОК"

2336310,00

1751295,00

4

ТОО "КазаГПЗ"

-

-

5

ТОО "СП "CB"

93360,00

64851,00

6

Итого:

2445339,00

1828267,00

      Информация по валовым значениям загрязняющих веществ в сбросах НПЗ, категориям сточных вод и местам сброса приведена в таблице 1.19.

      Таблица 1.19. Валовые значения загрязняющих веществ в сбросах предприятий, прошедших комплексный технологический аудит в 2020 году

№ п/п

Категория сбрасываемых сточных вод

Место сброса (приемник сточных вод)

Наименование загрязняющих веществ

Сброс загрязняющего вещества, тонн в год

макс

мин

сред


1

2

3

4

5

6

7

1

ТОО "АНПЗ"

1.1

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Азот аммонийный

3230,44

17,43

1623,94

1.2

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Взвешенные вещества

7779,58

1,57

3890,58

1.3

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Нефтепродукты

4999830

6,734574

2499918

1.4

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Фенол

200,02

0,145

100,08

1.5

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

БПК5

49,29

12,91

31,10

1.6

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Нитраты (по NO3)

63,45

63,45

63,45

1.7

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Нитриты (по NO2)

2,34

2,34

2,34

1.8

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Сульфаты (по SO4)

2138,53

1192,92

1665,73

1.9

производственные + ливневые

Накопитель сточных вод

Хлориды (по Cl)

2525,28

1822,09

2173,68

2

ТОО "ПНХЗ"

2.1

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Нефтепродукты

2,83

2,11

2,47

2.2

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Азот аммонийный

90,81

29,74

60,28

2.3

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

БПК5

20,88

20,22

20,55

2.4

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Взвешенные вещества

18,35

15,52

16,94

2.5

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Нитраты (по NO3)

32,42

24,40

28,41

2.6

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Нитриты (по NO2)

0,8100

0,4800

0,6450

2.7

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

СПАВ

0,9200

0,5900

0,7550

2.8

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Фенол

0,0450

0,0270

0,0360

2.9

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Хлориды (по Cl)

268,10

158,30

213,20

2.10

нормативно-чистые

Накопитель сточных вод ТОО "ПНХЗ" Сарымсак"

Сульфаты (по SO4)

811,45

413,95

612,70

3

ТОО "ПКОП"

3.1

производственные + ливневые

Колодец К - 31

Взвешенные вещества

2,92

0,00100

1,46

3.2

производственные + ливневые

Колодец К - 31

Нефтепродукты

0,8780

0,00081

0,4394

4

ТОО "СП "CB"

4.1

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Азот аммонийный

0,1867

0,0570

0,1219

4.2

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

БПК5

0,5602

0,20

0,3801

4.3

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000м3/сут.

Взвешенные вещества

3,20

1,54

2,37

4.4

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Железо общее

0,0280

0,0194

0,0237

4.5

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Нефтепродукты

0,3734

0,0170

0,1952

4.6

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Нитраты (по NO3)

4,2012

0,1134

2,1573

4.7

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Сульфаты (по SO4)

140,04

43,28

91,66

4.8

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Фосфаты

0,32676

0,00778

0,16727

4.9

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

Хлориды (по Cl)

130,70

32,47

81,59

4.10

нормативно-чистые

Сброс сточных вод на рельеф местности (в пруд испаритель) осуществляется после биологических очистных сооружений производительностью 5000 м3/сут.

ХПК

8,40

3,47

5,94

      Информация об удельных значениях сбросов загрязняющих веществ, определенных как кг/т переработанного сырья, по предприятиям, прошедшим комплексный технологический аудит, представлена в таблице 1.20.

      Таблица 1.20. Удельные значения сбросов основных загрязняющих веществ от предприятий, прошедших комплексный технологический аудит в 2020 году

№ п/п

Количество
переработанного сырья, тонн в год

Наименование загрязняющего вещества

Сброс загрязняющего вещества, тонн в год

Удельное значение, кг/т переработанного сырья

Макс

Мин

макс

мин

сред

макс

мин

сред


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ТОО "АНПЗ"

1.1

3300000

3000000

Азот аммонийный

3230,44

17,43

1623,94

0,09792

0,000581

0,049237

1.2

3300000

3000000

Взвешенные вещества

7779,58

1,57

3890,58

0,23575

5,22E - 05

0,117899

1.3

3300000

3000000

Нефтепродукты

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

Нитраты (по NO3)

63,45

63,45

63,45

0,002115

0,001923

0,002019

1.7

3300000

3000000

Нитриты (по NO2)

2,34

2,34

2,34

0,000078

0,000071

7,45E - 05

1.8

3300000

3000000

Сульфаты (по SO4)

2138,53

1192,92

1665,73

0,064804

0,039764

0,052284

1.9

3300000

3000000

Хлориды (по Cl)

2525,28

1822,09

2173,68

0,076524

0,060736

0,068630

2

ТОО "ПНХЗ"

2.1

5340281

4589766

нефтепродукты

2,83

2,11

2,47

5,3E - 05

4,6E - 05

4,95E - 05

2.2

5340281

4589766

Азот аммонийный

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

Взвешенные вещества

18,35

15,52

16,94

0,000344

0,000338

0,000341

2.5

5340281

4589766

Нитраты (по NO3)

32,42

24,40

28,41

0,000607

0,000532

0,000569

2.6

5340281

4589766

Нитриты (по NO2)

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

Хлориды (по Cl)

268,10

158,30

213,20

0,005020

0,003449

0,004235

2.10

5340281

4589766

Сульфаты (по SO4)

811,45

413,95

612,70

0,015195

0,009019

0,012107

3

ТОО "ПКОП"

3.1

5400746

4493312

Взвешенные вещества

2,92

0,0010

1,46

5,41E - 05

2,23E - 08

2,7E - 05

3.2

5400746

4493312

нефтепродукты

0,8780

0,00081

0,4394

1,63E - 05

1,8E - 08

8,14E - 06

4

ТОО "СП "CB"

4.1

93000

64000

Азот аммонийный

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

Взвешенные вещества

3,2

1,54

2,37

0,003441

0,002406

0,002924

4.4

93000

64000

Железо общее

0,0280

0,0194

0,0237

3,03E - 05

3,01E - 05

3,02E - 05

4.5

93000

64000

Нефтепродукты

0,3734

0,0170

0,1952

0,000402

2,66E - 05

0,000214

4.6

93000

64000

Нитраты (по NO3)

4,2012

0,1134

2,1573

0,004517

0,000177

0,002347

4.7

93000

64000

Сульфаты (по SO4)

140,04

43,28

91,66

0,150581

0,067625

0,109103

4.8

93000

64000

Фосфаты

0,32676

0,00778

0,16727

0,000351

1,22E - 05

0,000182

4.9

93000

64000

Хлориды (по Cl)

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

      Валовый сброс загрязняющих веществ, определяемых минимум на двух НПЗ, прошедших комплексный технологический аудит, представлен в таблице 1.21.

      Таблица 1.21. Валовый сброс загрязняющих веществ со сточными водами НПЗ Республики Казахстан, прошедших комплексный технологический аудит в 2020 году

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества

Валовый сброс, тонн в год

1

2

3

1

Нефтепродукты (нефть)

4999834,08

2

Взвешенные вещества

7804,05

3

Азот аммонийный

3321,44

4

Сульфаты (по SO4)

3090,02

5

Хлориды (по Cl)

2924,08

6

Фенолы

200,07

7

БПК5

70,73

8

Нитраты (по NO3)

36,62

      Результаты комплексного технологического аудита показали, что к основным загрязняющим веществам, которые будут считаться маркерными веществами, можно отнести 5 веществ из общего числа, вносящих максимальный вклад в загрязнение гидросферы: нефтепродукты (нефть), взвешанные вещества, азот аммонийный, сульфаты и хлориды.

      Технологии очистки сточных вод НПЗ являются проверенными технологиями, и в настоящее время в мире акцент сместился на предотвращение и сокращение потоков загрязненных сточных вод на установки доочистки.

      Так, благодаря завершению работ по модернизации очистных сооружений на ТОО "ПКОП" была улучшена эффективность очистки производственных сточных вод по нефтепродуктам и взвешенным веществам с 76 % до 98 %, что снижает экологическую нагрузку за счет сокращения эмиссий в окружающую среду. Очищенная сточная вода используется в системе оборотного водоснабжения завода и соответствует нормативным требованиям.

      Модернизация очистных сооружений на ТОО "АНПЗ" поможет снизить водозабор из реки Урал за счет применения многоступенчатой системы очистки сточных вод, которая позволит удалять из стоков до 99 % загрязняющих веществ и, следовательно, многократно увеличить повторное использование воды, позволяющее вернуть в производство до 50 % очищенных стоков. Данный проект позволит прекратить эксплуатацию полей испарения, исключить воздействие на грунтовые воды, флору, фауну и атмосферный воздух города Атырау.

1.6.4. Образование и управление отходами

      Отходы НПЗ и ГПЗ обычно охватывают три категории материалов:

      1) шламы, как нефтяные (например, осадок на дне резервуаров), так и не нефтяные (например, из очистных сооружений);

      2) другие отходы НПЗ и ГПЗ, включающие различные жидкие, полужидкие или твердые отходы (например, загрязненная почва, отработанные катализаторы процессов конверсии, нефтесодержащие отходы, зола установок сжигания, отработанная щҰлочь, отработанная глина, отработанные химические вещества, кислый гудрон);

      3) отходы, не связанные с нефтегазопереработкой, например, бытовые отходы, отходы от сноса зданий и строительный мусор.

      На НПЗ и ГПЗ ведется регулярный учет видов, количества и происхождения образовавшихся, собранных, перевезенных, утилизированных или размещенных отходов, образовавшихся в процессе их деятельности. НПЗ и ГПЗ как объекты I категории разрабатывают программы управления отходами в соответствии с требованиями экологического законодательства.

      В таблице 1.22 приведена краткая информация об основных типах твердых отходов, образующихся на НПЗ и ГПЗ, и их источниках.

      Таблица 1.22. Основные типы отходов, образующиеся на НПЗ и ГПЗ

№ п/п

Тип отходов

Категория

Источник

1

2

3

4

1

Нефтесодержащие материалы

Нефтешламы

Осадок на дне резервуара, ил биоочистки,
шлам сепараторов, шлам очистки сточных вод, загрязненные почвы, шлам от обессоливания нефти

Твердые материалы

Загрязненные почвы, остатки нефтяного разлива, фильтр кислой глины, остатки смол, фильтровальные материалы, уплотнения, изоляция, активированный уголь

2

Не нефтяные материалы

Использованные катализаторы (за исключением драгоценных металлов)

Процессы каталитического крекинга;
каталитического риформинга;
гидроочистки различных дистиллятных нефтяных фракций;
гидрокрекинга средних и тяжелых дистиллятов;
каталитической гидродепарафинизации; десульфуризации

Другие материалы

Смолы, шламы подпиточной воды котла, влагопоглотители и абсорбенты, отходы десульфуризации дымовых газов

3

Баки и резервуары


Металл, стекло, пластик, краска

4

Радиоактивные отходы (если используются)

Катализаторы, лабораторные отходы

5

Продукты коррозии

НалҰт на свинцовых/несвинцовых трубах, ржавчина

6

Строительный мусор, отходы от сноса зданий

Металлический скрап, бетон, асфальт, строительный грунт, асбест, минеральные волокна, пластмасса/лесоматериал

7

Отработанные химические вещества

Химические вещества испытательной лаборатории, щҰлочь, кислота, присадки, углекислый натрий, растворители, MEA/DEA (моно-/диэтаноламин)

8

Пирофорные отложения

Отложения в баках, резервуарах, технологических установках

9

Смешанные отходы

Бытовые отходы, растительные отходы

10

Отработанные масла

Смазочные масла, нефтяная эмульсия, трансформаторные масла, восстановленные
масла, моторные масла, уловленный нефтепродукт

      Нефть или нефтепродукт, оставшиеся в шламе или других типах отходов, представляют собой потери нефти и нефтепродукта, и там, где это возможно, предпринимаются меры по извлечению такой нефти или нефтепродукта. Нефть и нефтепродукты, уловленные локальными нефтеловушками цехов или отдельных технологических установок, возвращаются в сырье или готовый продукт установок НПЗ. Часть нефти и нефтепродуктов с установок, отправленные как нефтешлам в специальные сборники и/или на очистные сооружения и факельное хозяйство, могут посредством применения специального оборудования и систем возвращаться в систему переработки завода.

      Утилизация отходов во многом зависит от их состава и места образования. Из-за высоких эксплуатационных затрат на утилизацию отходов большое внимание уделяется способам минимизации отходов.

      Тенденции образования отходов показывают, что образование нефтяного шлама уменьшается главным образом за счет хозяйственных мероприятий, в то время как образование илового осадка биоочистки увеличивается в результате роста использования биологической очистки сточных вод НПЗ и ГПЗ. Образование отработанного катализатора также возрастает за счет монтажа новых установок гидрокрекинга, установок гидроочистки и пылеуловителей на установках каталитического крекинга. Для всех этих категорий отходов возрастает доля привлечения подрядчиков для очистки и удаления за пределами площадки.

      В таблице 1.23 представлена информация по суммарному количеству твердых отходов НПЗ и ГПЗ.

      Таблица .. Количество твердых отходов, образующихся на казахстанских НПЗ и ГПЗ

№ п/п

Название завода

Объем образования, тонн в год

Объем размещения, тонн в год

Объем, подлежащий передаче, тонн в год

макс

мин

макс

мин

макс

мин

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ТОО "АНПЗ"

10943

10211

7443

7011

7443

7011

2

ТОО "ПНХЗ"

21597

17924

245

53

878

0

3

ТОО "ПКОП"

6231

5146

0

0

2268

1268

4

ТОО "СП "CB"

110

74

0

0

110

60

5

ТОО "КазГПЗ"

125

25

0

0

125

25

6

Итого:

39006

33380

7688

7064

10823

8364

      Из пяти заводов, представленных в таблице 1.23, собственные полигоны захоронения отходов имеют ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПНХЗ". Полигоны данных НПЗ предназначены для сбора и захоронения твердых опасных и не опасных промышленных отходов, образовавшихся в процессе эксплуатации ПНЗ. На полигоне захоронения отходов ТОО "АНПЗ" размещает использованный активированный уголь, разрушенные керамические шарики и иловый осадок биоочистки. На полигоне захоронения отходов ТОО "ПНХЗ" размещает: продукт очистки аппаратов, содержащий соединения железа, замазученный грунт, кек, некоторые использованные катализаторы, использованные адсорбенты, твердые бытовые и другие отходы. Остальные отходы ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПНХЗ" передают специализированным предприятиям для проведения операций по удалению или утилизации отходов.

      ТОО "ПКОК", ТОО "СП "CB" и ТОО "КазГПЗ" все образующиеся отходы передают специализированным предприятиям.

      Вывоз и транспортировка отходов осуществляются специализированными предприятиями в соответствии с договором на предоставление услуг с соблюдением требований, предъявляемых к транспортировке отходов, согласно их уровню опасности и физико-химическим свойствам.

1.6.5. Загрязнение почвы и подземных вод

      Большинство НПЗ и ГПЗ имеет территории, которые загрязнены историческими потерями нефтепродуктов. Текущая практика НПЗ и ГПЗ направлена на предотвращение разливов и утечек на поверхность земли. В прошлом осведомленность о потенциальных рисках загрязненных территорий была низкой. Двумя основными вопросами здесь являются предотвращение новых разливов, контроль и ликвидация последствий исторических загрязнений, которые еще не ликвидированы. В рамках настоящего справочника рекультивация почв не входит в область применения.

      Основными источниками загрязнения почвы и подземных вод нефтью и нефтепродуктами, как правило, являются транспортные и технологические трубопроводы, установки переработки, объекты хранения и слива-налива нефти, газа и продуктов переработки. Эти объекты обычно связаны с процессами переработки, хранения, слива-налива и транспортировкой самих углеводородов или углеводородсодержащей воды, на которых в результате аварийных ситуаций или нарушения условий нормального протекания технологических процессов возможен разлив жидких углеводородов на почву. Существует также возможность загрязнения другими веществами, такими как загрязненная вода, катализаторы и отходы.

      Имеющиеся на балансе НПЗ полигоны захоронения отходов являются потенциальными источниками загрязнения окружающей среды. В соответствии со статьями 112 и 114 Экологического кодекса в программе управления отходами НПЗ и ГПЗ устанавливают и обосновывают лимиты накопления и лимиты захоронения отходов для каждого конкретного полигона захоронения отходов, входящего в состав их объектов. Полигоны захоронения отходов, имеющиеся на ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПНХЗ", построены и оборудованы в соответствии с действующим законодательством. Если в ТОО "АНПЗ" полигон удален от территории завода на 8 км, то в ТОО "ПНХЗ" полигон находится на расстоянии 300 м от ограждения завода. Полигоны захоронения отходов разделены на соответствующие карты для размещения отходов в зависимости от их уровня опасности и физико-химических свойств.

      Карты полигона захоронения отходов ТОО "АНПЗ" оборудованы противофильтрационными асфальтобетонными экранами по дну и откосами. Противофильтрационный экран уложен на спланированное, протравленное, уплотненное основание и состоит из грунта толщиной 500 мм, протравленного на глубину 200 мм, мелкозернистого асфальтобетона толщиной 80 мм, горячего битума толщиной 4 мм. Сверху асфальтобетонный экран покрывается защитным слоем песка толщиной 10 мм.

      Для выгрузки автотранспорта имеется площадка, покрытая песчано-гравийной смесью толщиной 0,2 м. По периметру полигона автодорога усовершенствована капитальным покрытием, въездами на карты и кюветами, облицованными бетонными плитами.

      Полигон огорожен колючей проволокой с устройством металлических распашных ворот.

      Транспортировка твердых промышленных отходов на полигон производится на специально оборудованном автотранспорте.

      В ТОО "ПНХЗ" полигон захоронения отходов называется ведомственным накопителем твердых отходов (далее – накопитель) и расположен на месте песчаного карьера. Накопитель имеет форму прямоугольника, вытянутого с юго-запада на северо-восток. Накопитель обнесен кольцевой дамбой, за дамбой устроена полоса зеленых насаждений и имеется обводной канал для сбора чистых дождевых и талых вод. По периметру накопитель огражден колючей проволокой. Карты размещения отходов защищены противофильтрационными экранами (дно карты и откосы) и использован защитный слой (щебень, пропитанный битумом) в дорожном покрытии накопителя. Территория озеленения и части защитной дамбы имеет уклон в сторону обводного канала, поэтому выпавшие осадки собираются в обводном канале и испаряются. Вода из обводного канала может использоваться на технологические нужды в процессе эксплуатации накопителя (например, полив карт, дородного покрятия). Забор воды из канала осуществляется передвижным специализированным автотранспортом. Во избежание засорения канала его периодически очищают. Наряду с ведомственным накопителем твердых отходов на территории ТОО "ПНХЗ" расположены специальные площадки и накопители для временного складирования отходов производства и потребления.

      Иловые площадки предназначены для приема и временного складирования избыточного ила до вывоза на накопитель. Для предотвращения фильтрации и предохранения подземных вод от загрязнения основание площадки выполнено с противофильтрационным экраном из двух слоев полиэтиленовой пленки и защитным слоем грунта. Для сбора фильтрационных вод по периметру площадки имеется дренаж из перфорированных труб. Уловленный сток возвращается в промливневую канализацию завода.

      Площадка просушки и временного хранения кека находится на территории очистных сооружений. Для предотвращения фильтрации дренажных вод и загрязнения подземных вод основание площадки имеет глиняный экран и слой супеси. Хранение кека на площадке осуществляется временно, вывоз отхода с площадки осуществляется 2–3 раза в год.

      Шламонакопители, которые работают в режиме постоянной циркуляции нефтесодержаших стоков и являютcя звеном технологической схемы завода. Нефтешлам, образующйся в нефтеловушках, радиальных отстойниках и флотаторах перекачивается в шламонакопители (2 шт.). Шламонакопители представляют собой герметичные железобетонные резервуары размером 100×40 м каждый, оборудованные выпусками в дренажную сеть. Накопление нефтешламов производится в шламонакопителях и аварийных амбарах. Затем нефтешламы поступают в разделительные резервуары и далее – на установку по переработке нефтешламов.

      Для исключения и снижения влияния полигонов захоронения отходов на НПЗ проводится ряд мероприятий по охране атмосферного воздуха, водных ресурсов, почв и грунтов:

      исключение пыления отходов, складируемых на промплощадках завода (например, площадка просушки кека, иловые площадки) за счет уплотнения и хранения отходов во влажном состоянии (орошение водой);

      устройство гидроизолирующих, противофильтрационных экранов днища и откосов карт захоронения отходов;

      устройство ограждающих и разделительных дамб;

      устройство дренажной системы для отвода сточных вод;

      устройство водосборных лотков, водоотводной канавы, кольцевого канала на накопителе отходов;

      обустройство территории технологических установок и нахождения оборудования твҰрдым покрытием, системой лотковой и ливневой канализацией;

      пропитка дорог и лотков битумом, отсыпка щебнем;

      формирование полосы зелҰных насаждений вокруг водоотводной канавы, кольцевого канала;

      формирование сети наблюдательных скважин вокруг карт размещения отходов;

      регулярные режимные наблюдения за составом подземных вод по наблюдательным скважинам;

      проведение регулярных режимных наблюдений за составом почв в точках отбора;

      устройство проволочного ограждения полигона захоронения отходов, охранной вышки, освещения;

      предотвращение попадания на полигон захоронения отходов посторонних отходов;

      обеспечение раздельного складирования отходов с учҰтом их свойств и уровней опасности.

      На НПЗ проводится производственный контроль при обращении с отходами. В соответствии с программой экологического контроля в районе полигона захоронения отходов проводятся:

      1) мониторинг почв и растительного покрова;

      2) мониторинг подземных вод (для наблюдения возможного влияния полигона на состояние грунтовых вод);

      3) мониторинг атмосферного воздуха;

      4) контроль радиационного уровня.

      НПЗ, имеющие на балансе полигоны захоронения отходов, разрабатывают проекты их ликвидации и создают ликвидационный фонд, который создается для обеспечения финансовыми средствами процесса закрытия полигона захоронения отходов, рекультивации земель, ведения мониторинга воздействия на окружающую среду и контроля загрязнения после закрытия полигона.

1.6.6. Шум и вибрация

      Наряду с перечисленными в пунктах 1.6.2 – 1.6.5 воздействиями на окружающую среду деятельность предприятий переработки нефти и газа формирует такие физические факторы как шум и вибрацию. Шум и вибрация оказывают негативное воздействие в первую очередь на работников предприятия, население и представителей животного и растительного мира. Национальным законодательством с учетом документов Международной организации труда (МОТ), Всемирной организации здравоохранения (ВОЗ), Международной организации по стандартизации (ИСО) устанавливаются гигиенические нормативы по шуму, процедуры управления соответствующими профессиональными рисками на рабочем месте и регламенты медицинского обслуживания в зависимости от вида выполняемых работ. Предприятия переработки нефти и газа руководствуются в своей деятельности действующими гигиеническими нормативами к физическим факторам, оказывающим воздействие на человека и природную среду. Предприятиям переработки нефти и газа при эксплуатации действующего оборудования, проектировании и строительстве новых технологических установок следует стремиться к применению НДТ, способствующих снижению уровня производимого шума, или применению средств, позволяющих максимально снизить воздействие шума на человека и окружающую природныю среду:

      регулярно проводить оценку шума от действующего оборудования и технологических установок и разрабатывать план по снижению шума;

      поместить оборудование/технологическую операцию или весь процесс, производящий шум, выше установленных нормативов в отдельное помещение/сооружение/установку;

      использовать насыпи для экранирования источника шума;

      использовать шумозащитные стены;

      обеспечивать работников необходимыми средствами индивидуальной защиты от шума и сокращать до минимума время пребывания работников в помещениях с призводственным шумом.

1.6.7. Снижение воздействия на окружающую среду

      Основной целью настоящего справочника является предоставление предприятиям нефтегазоперерабатывающей отрасли информации по наилучшим доступным технологиям, направленным в первую очередь на снижение воздействия на окружающую среду и рациональное использование материально-энергетических ресурсов.

      Способы уменьшения вредного воздействия нефтегазоперерабатывающих предприятий на окружающую среду, снижения вредных выбросов продуктов сгорания топлива в атмосферу можно разделить на две группы:

      1) уменьшение, подавление, нейтрализация вредного воздействия загрязняющих факторов существующими технологиями;

      2) создание замкнутых технологических процессов, которые практически не воздействуют на окружающую среду.

      Актуальными направлениями снижения воздействия на окружающую среду при переработке нефти и газа являются разработка экологически чистых процессов (внедрение мало- и безотходных технологий и др.) и утилизация отходов, очистка газовых выбросов нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических производств, очистка сточных вод, мониторинг загрязнений окружающей среды нефтью и нефтепродуктами и др.

      Важными моментами являются внедрение высокотехнологичной наукоемкой продукции и замена устаревшей техники, т.к. применение устаревшей и отработавшей свой срок эксплуатации техники ведет к увеличению потребления электроэнергии и другим проблемам.

      Проектирование установок НПЗ и систем управления технологическим процессом должно включать положения о безопасном отключении с минимальными выбросами от соответствующей установки. Во время незапланированных сбоев в работе данные положения должны гарантировать прекращение подачи питания с последующим запрограммированным автоматическим включением насосов, систем сброса, систем продувки, факельных систем и другого оборудования. Примерами таких случаев являются отказы в работе коммунальных служб, поломка оборудования, пожар или взрыв. Чрезвычайные ситуации, приводящие к прямым разливам, происходящим в разных частях установки, которые не являются ни полностью изолированными, ни полностью автоматизированными, такие как разрыв трубопровода и днища резервуара, должны решаться согласно порядку действий в аварийных ситуациях. Такой порядок должен быть направлен на минимизацию и сдерживание разливов с последующей быстрой очисткой с тем, чтобы свести к минимуму воздействие на окружающую среду.

      Методология определения наилучших доступных техник

2.1. Детерминация, принципы подбора

      Детерминация техник в качестве наилучших доступных техник основывается на принципах и критериях в соответствии с требованиями Экологического кодекса.

      Методология определения техники в качестве наилучшей доступной основывается на подборе и сравнении альтернативных техник, принятых в качестве техник-кандидатов в наилучшие доступные, обеспечивающих исполнение целей предприятия и государственных уполномоченных органов в области охраны окружающей среды. Определение техник-кандидатов основывается на результатах комплексного технологического аудита и анализе международного опыта с учетом необходимости обоснованной адаптации к климатическим, экономическим, экологическим условиям и топливно-сырьевой базе Республики Казахстан, обуславливающим техническую и экономическую доступность наилучших доступных техник в области применения.

      Принципы подбора наилучших доступных техник основываются на соблюдении последовательности действий технических рабочих групп и заинтересованных сторон по учету и анализу критериев определения техник в качестве наилучших доступных:

      определение ключевых экологических проблем для отрасли с учетом маркерных загрязняющих веществ эмиссий;

      определение и инвентаризация техник-кандидатов, направленных на решение экологических проблем отрасли;

      анализ и сравнение техник-кандидатов в соответствии с критериями, приведенными в пункте 2.2 настоящего справочника по НДТ и на основании установления условий, при которых были достигнуты уровни экологической эффективности с выявлением перечня техник, удовлетворяющей критериям наилучших доступных техник;

      определение уровней наилучшей экологической результативности, обеспечиваемой наилучшей доступной техникой (включая технологические показатели, связанные с НДТ).

      При определении и инвентаризация техник-кандидатов, направленных на решение экологических проблем отрасли, составляется перечень техник-кандидатов из имеющихся в Республики Казахстан и в мировом сообществе. Далее список ранжируется по возможности применения на существующей и/ или на новой установке в условиях Республики Казахстан и указываются аргументированные доводы о возможности или невозможности их применения.

      При оценке, анализе и сравнении техник-кандидатов в наилучшие доступные техники соблюдается следующая последовательность действий:

      для установленных техник проводится оценка уровня воздействия на различные компоненты окружающей среды и уровней потребления различных ресурсов и материалов;

      оценка, при наличии необходимой информации, затрат на внедрение техник и содержание оборудования, возможные льготы и преимущества после внедрения техник, период внедрения;

      по результатам оценки из установленных техник основного технологического процесса выбираются техники:

      обеспечивающие предотвращение или снижение воздействия на компоненты окружающей среды;

      внедрение которых не приведет к существенному увеличению объемов выбросов других загрязняющих веществ, сбросов загрязненных сточных вод, образования отходов обезвреживания, потребления ресурсов, иных видов негативного воздействия на окружающую среду и увеличению риска для здоровья населения выше приемлемого или допустимого уровня;

      внедрение которых не приведет к чрезмерным материально-финансовым затратам (с учетом возможных льгот и преимуществ при внедрении);

      имеющие приемлемые сроки внедрения.

2.2. Критерии отнесения техник к наилучшей доступной технике.

      В соответствии с пунктом 3 статьи 113 Экологического кодекса критериями определения наилучших доступных техник являются:

      1) использование малоотходной технологии;

      2) использование менее опасных веществ;

      3) способствование восстановлению и рециклингу веществ, образующихся и используемых в технологическом процессе, а также отходов, насколько это применимо;

      4) сопоставимость процессов, устройств и операционных методов, успешно испытанных на промышленном уровне;

      5) технологические прорывы и изменения в научных знаниях;

      6) природа, влияние и объемы соответствующих эмиссий в окружающую среду;

      7) даты ввода в эксплуатацию для новых и действующих объектов;

      8) продолжительность сроков, необходимых для внедрения наилучшей доступной техники;

      9) уровень потребления и свойства сырья и ресурсов (включая воду), используемых в процессах, и энергоэффективность;

      10) необходимость предотвращения или сокращения до минимума общего уровня негативного воздействия эмиссий на окружающую среду и рисков для окружающей среды;

      11) необходимость предотвращения аварий и сведения до минимума негативных последствий для окружающей среды;

      12) информация, опубликованная международными организациями;

      13) промышленное внедрение на двух и более объектах в Республике Казахстан или за ее пределами.

      14) способствование переходу Республики Казахстан к "зеленой" экономике и низкоуглеродному развитию с учетом научно-технического развития и повышения уровня технической и (или) экономической доступности тех или иных техник.

      Обеспечением соблюдения принципов Экологического кодекса при определении техники в качестве НДТ является условие сочетания указанных критериев, выражаемое в соблюдении следующих условий для каждой техники, которая является кандидатом наилучшей доступной:

      1) наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду;

      2) экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации;

      3) применение ресурсо- и энергосберегающих методов;

      4) период внедрения техники;

      5) промышленное внедрение техники на двух и более объектах, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

      Наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду

      При установлении условия обеспечения техникой-кандидатом наименьшего уровня негативного воздействия на окружающую среду рассматривается два показателя:

      опасность используемых и (или) образующихся в технологических процессах веществ для атмосферы, почвы, водных систем, человека, других живых организмов и экосистем в целом;

      характер негативного воздействия и значения эмиссий загрязняющих веществ в составе выбросов и сбросов.

      При определении опасности используемых и (или) образующихся в технологических процессах веществ проводится инвентаризация эмиссий загрязняющих веществ в составе выбросов и сбросов, их объемов (масса), а также объемов и характеристик отходов. При оценке опасности используемых и (или) образующихся в ходе технологических процессов загрязняющих веществ устанавливаются маркерные загрязняющие вещества, выделяющиеся в атмосферу, поступающие в водные объекты, в промежуточные продукты и отходы.

      Выбор маркерных веществ основывается на установлении следующих характеристик:

      вещество характерно для рассматриваемого технологического процесса;

      вещество присутствует в эмиссиях постоянно и в значимых концентрациях;

      вещество оказывает значительное воздействие на окружающую среду;

      метод определения вещества является доступным, воспроизводимым и соответствует требованиям обеспечения единства измерений;

      количественным критерием для определения маркерных веществ является их наибольший совокупный вклад в общем объеме выбросов загрязняющих веществ.

      Экономическая эффективность внедрения и эксплуатации техники

      При установлении условия обеспечения экономической эффективности проводится оценка затрат на внедрение и эксплуатацию техники и оценка выгоды от ее внедрения путем применения метода анализа затрат и выгод. Если внедрение различных техник дает положительные результаты, то техникой с самой высокой результативностью считается та, которая дает наилучшее соотношение "цена/качество" и, соответственно, демонстрирует наилучшие экономические показатели среди рассматриваемых техник. Данный метод анализа требует более широкого охвата данных, где данные по выгодам/затратам сложно представить в денежной форме.

      Проведение анализа инкрементального денежного потока, возникающего в результате разницы денежных потоков "до" и "после" внедрения техники, позволяет провести экономический анализ, который наиболее знаком для большинства предприятий.

      Альтернативой методу анализа затрат и выгод служит анализ эффективности затрат, используемый для определения наиболее предпочтительных для достижения определенной экологической цели при самой низкой стоимости мероприятий. Ранжирование техник-кандидатов НДТ по мере возрастания их экономической эффективности позволяет исключить варианты, которые необоснованно и неоправданно дороги по сравнению с полученной экологической выгодой.

      Экономическая эффективность техники определяется согласно формуле:

      Экономическая эффективность = годовые затраты, тенге/сокращение эмиссий, тонн в год.

      Методология расчета затрат устанавливает алгоритм, позволяющий собрать и проанализировать данные о капитальных затратах и эксплуатационных издержках для сооружения, установки, технологии или процесса с учетом экономической эффективности внедрения и эксплуатации.

      Основные этапы оценки приведены на рисунке 2.1.

     


      Рисунок .. Этапы оценки экономической эффективности внедрения и эксплуатации техники

      В ходе выполнения экономического анализа внедрения НДТ рассматриваются:

      1) опыт предыдущего успешного использования в промышленном масштабе сопоставимых техник;

      2) информация об известных авариях, связанных с внедрением и эксплуатацией данной техники на производстве;

      3) географические факторы климата внедрения техник (расположение относительно источников энергии, ее доступность, логистические цепочки), а также технологические ограничения, связанные с региональными физико-географическими и геологическими условиями и наличием особо охраняемых природных территорий, памятников культуры и объектов рекреации.

      Для проведения оценки техники-кандидата определяется структура затрат с выделением капитальных затрат (на строительство сооружений, приобретение и монтаж оборудования) и эксплуатационных. В эксплуатационных затратах выделяются затраты на техническое обслуживание и ремонт, энергоносители, материалы и услуги, затраты на оплату труда.

      По итогам сбора информации о затратах проводится ее обработка для обеспечения дальнейшего объективного сравнения рассматриваемых альтернативных вариантов.

      Период внедрения техники.

      Для оценки времени внедрения техники используется период окупаемости определенной техники в сравнении с затратами, относящимися к обеспечению охраны окружающей среды. Проводится оценка скорости внедрения техники. При этом рекомендуется раздельно рассматривать скорости внедрения техник следующих временных масштабов:

      краткосрочный (от нескольких недель до месяцев);

      среднесрочный (от нескольких месяцев до года);

      долгосрочный (обычно составляет несколько лет).

      Выбор времени модернизации основывается на плановой замене существующего оборудования. Оценивая скорость (период) внедрения НДТ, рекомендуется также проанализировать предельные затраты на модернизацию. Для НДТ, которые требуют существенных инвестиционных капитальных затрат или значительных модификаций производственных процессов и инфраструктуры, представляется необходимым предусматривать более длительные периоды их внедрения.

      Применение ресурсо- и энергосберегающих методов.

      При анализе применения ресурсо- и энергосберегающих методов учитываются требования и положения существующих нормативно-правовых документов в области энерго- и ресурсосбережения. Целью анализа является установление техник, которые характеризуются (среди рассматриваемых) лучшими показателями энерго- и ресурсосбережения.

      Проводится сравнительный анализ техник по потреблению основных ресурсов, принимая во внимание:

      1) потребление энергии:

      общий уровень энергопотребления и для различных (основных, вспомогательных и обслуживающих) технологических процессов (с оценкой основных возможностей его снижения);

      вид и уровень использования топлива;

      2) потребление воды:

      технологические процессы, в которых используется вода;

      общий объем потребления и для технологических процессов (с оценкой возможностей его снижения или повторного использования);

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

      наличие систем повторного использования воды;

      3) объем потребления сырья и вспомогательных материалов (реагентов и т. п.) с оценкой возможностей их повторного использования.

      После сравнительного анализа определяется возможность регенерации и рециклинга веществ и рекуперации энергии, использующихся в технологическом процессе.

      В качестве основных показателей энергоэффективности и ресурсосбережения, применяемых для сравнительной оценки рассматриваемых техник, используются (при регламентированных условиях эксплуатации оборудования) показатели - удельные расходы электроэнергии, тепла, топлива, воды, различных материалов, т. е. фактические затраты того или иного ресурса (электроэнергии, тепла, воды, реагента и т. д.) на единицу продукции или оказываемой услуги, выражаемые, например, для электроэнергии в кВт-ч на 1 объема продукции или оказываемой услуги, для тепловой энергии - в Гкал/объем продукции или оказываемой услуги, для воды - в м3/объем продукции или оказываемой услуги и т. д.

      Ресурсосбережение (т. е. сбережение энергии и материалов) оценивается также с точки зрения возможности реализации соответствующих правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное (рациональное) использование и экономное расходование топливноэнергетических и других материальных ресурсов. Потенциал ресурсосбережения реализуется через конкретные энерго- и ресурсосберегающие мероприятия, которые можно разделить на организационно-технические, предполагающие повышение культуры производства, соблюдение номинальных режимов эксплуатации оборудования, обеспечение оптимального уровня загрузки агрегатов, ликвидацию прямых потерь топливно-энергетических ресурсов, своевременное выполнение наладочных и ремонтно-восстановительных работ, использование вторичных энергоресурсов (включая утилизацию низкопотенциального тепла вентиляционных выбросов, процессы регенерации и рекуперации энергии), оснащение приборами учета используемых энергетических и других ресурсов, и инвестиционные, связанные с своевременным замещением морально устаревших производственных мощностей (производственных узлов), внедрением современного энергоэффективного и энергосберегающего оборудования, модернизацией и автоматизацией существующих технологических процессов.

      Любое возможное преобразование технологического процесса и (или) используемого оборудования, влекущее за собой уменьшение удельного расхода энерго- и других ресурсов на единицу объема продукции или оказываемой услуги, особенно при снижении (или при существующем уровне выбросов и сбросов загрязняющих веществ), оценивается как повышение его энергоэффективности и ресурсосбережения (с учетом экономической эффективности и технологической надежности данного преобразования).

      Применяемые процессы: технологические, технические решения, используемые в настоящее время

      Нефть и природный газ представляют собой смеси различных углеводородов и небольшого количества примесей. Состав сырья для нефтегазоперерабатывающих заводов может значительно варьировать в зависимости от источника. Нефтегазоперерабатывающие заводы — это комплексные предприятия, где сочетание и последовательность процессов, как правило, очень специфичны для характеристик сырья (сырой нефти и природного газа) и продуктов, которые будут производиться. На нефтеперерабатывающем заводе продукция некоторых процессов может подаваться:

      обратно в этот же самый процесс;

      в новые процессы;

      возвращается в предыдущий процесс;

      смешивается с продуктами других процессов для получения готовой продукции.

      Все НПЗ различаются по своей конфигурации, интеграции процессов, исходному сырью, гибкости к исходному сырью, продукции, ассортименту продукции, масштабу установок, а также системам проектирования и управления. Кроме того, различия в стратегии руководства заводов, рыночной ситуации, местоположении, климатических условиях и возрасте НПЗ, историческом развитии, имеющейся инфраструктуре и экологическом регулировании являются одними из важных причин широкого спектра конфигураций, конструкций и режимов работы НПЗ. Указанные различия имеют влияние на вариативность экологических показателей НПЗ.

      Производство большого количества топлива, соответствующего мировым экологическим стандартам, на сегодняшний день является наиболее важной функцией нефтеперерабатывающих заводов и, как правило, определяет общую конфигурацию и режим работы. Тем не менее, некоторые нефтеперерабатывающие заводы также производят ценные нетопливные продукты, такие как исходное сырье для химической и нефтехимической промышленности. Примерами могут служить смешанное сырье для нафты для установки парового крекинга и другие продукты. Предприятия органической химии только начинают развиваться в Казахстане, поэтому линейка продуктов нефтехимической промышленности может расшириться. Другие специальные продукты НПЗ включают битум, смазочные масла, парафин и высококачественный кокс для промышленного использования. Некоторые нефтеперерабатывающие заводы могут быть модернизированы для производства этих продуктов.

      Переработка нефти в пригодные для использования нефтепродукты может быть разделена на две фазы и ряд вспомогательных операций.

      Первая фаза – это обессоливание нефти (раздел 3.1) и последующая перегонка на ее различные компоненты или "фракции" (раздел 3.2). Дальнейшая перегонка более легких компонентов и нафты осуществляется для извлечения метана и этана для использования в качестве топлива нефтепереработки, сжиженного газа (пропан и бутан), компонентов для смешивания бензина и исходного нефтехимического сырья. Это разделение легких продуктов производится на каждом нефтеперерабатывающем заводе.

      Вторая фаза переработки представляет собой комплекс, состоящий из трех последующих друг за другом процессов: "дробление" молекул, объединение их в более сложные молекулы и изменение фракционного состава нефтепродуктов. Указанные процессы изменяют структуру молекул углеводородов, либо "разбивая" их на более мелкие молекулы, с последующим соединением их в более крупные молекулы, либо преобразовывая их в молекулы с более сложным строением. Цель этих процессов состоит в том, чтобы преобразовать некоторые фракции, полученные в процессе переработки, в товарные нефтепродукты с помощью комбинации нисходящих процессов. Количество различных получаемых продуктов почти полностью определяется составом сырья. Если ассортимент продукции больше не соответствует требованиям рынка, для восстановления баланса можно добавить установки более глубокой переработки.

      Простейшей перерабатывающей установкой является термический крекинг (раздел 3.7), с помощью которого остаток подвергается воздействию таких высоких температур, что большие молекулы углеводородов в остатке преобразуются в более мелкие. Установки термического крекинга могут обрабатывать практически любое сырье, но производят относительно небольшое количество легких продуктов. Усовершенствованным типом термического крекинга является установка коксования (раздел 3.12), в которой весь остаток преобразуется в дистилляты и коксовый продукт. Для повышения глубины переработки и улучшения качества продукции был разработан ряд различных процессов каталитического крекинга, из которых наиболее распространенными являются жидкостный каталитический крекинг (раздел 3.9) и гидрокрекинг (раздел 3.4). На НПЗ внедрены процессы газификации остатков, которые позволяют НПЗ полностью удалять тяжелые остатки и превращать их в чистый газ для промежуточного использования, а также производить водород, пар и электроэнергию с помощью технологий комбинированного цикла.

      Вспомогательные операции – это операции, не связанные непосредственно с производством углеводородного топлива, но выполняющие вспомогательную роль. Они могут включать выработку энергии, очистку сточных вод, регенерацию серы, производство присадок, очистку отходящих газов, системы продувки, обработку и смешивание продуктов, хранение продуктов.

      Для формирования настоящей главы использовались данные, полученные в результате проведения комплексного технологического аудита, анализа технологических регламентов основных заводов и других, доступных для анализа официальных документов.

      В настоящей главе описываются технологические процессы (или их сочетания), используемые в настоящее время на предприятиях переработки нефти и газа в Республике Казахстан. Технологические процессы описаны кратко, при необходимости представлен химизм процесса. Особенностью заводов Казахстана является применение комплексных и комбинированных установок, на которых протекает несколько основных и вспомогательных процессов. Информация о комплексных и комбинированных установках представлена в разделе 3.24.

      При необходимости в описание процесса или установки включается принципиальная блок-схема (технологическая схема). В зависимости от особенностей учета технологический процесс или установка сопровождаются информацией о потреблении материально-энергетических ресурсов и эмиссиях в окружающую среду. В качестве материально-энергетических ресурсов рассматриваются:

      1) сырье;

      2) электрическая энергия;

      3) тепловая энергия;

      4) вода;

      5) топливо.

      Настоящая глава содержит данные о текущих выбросах и уровнях потребления на существующих установках на момент написания настоящего справочника (2020).

      Информация об основных воздействиях НПЗ и ГПЗ на окружающую среду в процессе деятельности представлена в разделе 1.6.

      Нефтеперерабатывающие заводы являются промышленными объектами, которые оперируют огромными количествами сырья и продуктов, а также являются интенсивными потребителями энергии и воды.

      Потребление энергии

      Нефтепереработка - одна из наиболее энергоемких отраслей производства.

      Энергия в основном расходуется на процессы подогрева сырья и продукции технологическими установками, а также на производство водяного пара. Для получения энергии используют как внутренние, так и внешние источники топлива в печах, объем которого может достигать до 200 МВт общих затрат тепловой энергии НПЗ и ГПЗ. Энергия может быть получена от некоторых процессов, таких, как каталитический крекинг, при выжигании кокса, дополнительно используются внешние источники энергии. Крупные НПЗ и ГПЗ в качестве топлива в первую очередь используют технологическое топливо. Дополнительно в качестве энергетических ресурсов используются: газ природный, тепловая энергия и электроэнергия. На рисунке 3.1 представлены виды потребляемых топливно-энергетических ресурсов и их соотношение для НПЗ и ГПЗ, прошедших комплексный технологический аудит.

     


      Рисунок .. Виды и соотношение потребляемых топливно-энергетических ресурсов на НПЗ и ГПЗ, прошедших комплексный технологический аудит

      Для илюстрации доли потребления каждого вида топливно-энергетических ресурсов на НПЗ и ГПЗ в таблице 3.1 представлены данные по НПЗ и ГПЗ, прошедших комплексный технологический аудит, за 2020 год.

      Как видно из таблицы 3.1, за исключением ТОО "СП "СВ", все основные заводы в технологических процессах в основном потребляют технологическое топливо, выделенное в процессе переработки нефти и газа, и оно составляет от 78 до 91 % от общего объема топливно-энергетических ресурсов. В состав технологического топлива входят: топливный газ НПЗ – от 50 до 81 %, топливо печное бытовое – от 0,04 до 17 %, кокс нефтяной и сланцевый до 7 %. В связи с недостаточным количеством собственных топливно-энергетических ресурсов заводы приобретают природный газ (от 13 до 89 %) и электроэнергию (от 6 до 20 %) у сторонних организаций. Таким образом, крупные НПЗ и ГПЗ в своих технологических процессах в основном потребляют газообразное топливо, что способствует снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

      Таблица .. Доля потребления каждого вида топливно-энергетического ресурса на основных НПЗ и ГПЗ

№ п/п

Название завода

Вид топливно-энергетического ресурса (ТЭР)

Объем, т.у.т.*

Доля от общего объема ТЭР, %


1

2

3

4

5

1

ТОО "АНПЗ"

Электроэнергия

100672,29

7,45

Тепловая энергия

255774,23

18,93

Топливо печное бытовое

38962,60

2,88

Газ природный

184713,35

13,67


Газы очищенные, включая этилен, пропилен, бутилен, бутадиен и газы нефтяные прочие

683741,23

50,61

Кокс нефтяной и сланцевый

87253,20

6,46

Всего

1351116,90

100

2

ТОО "КазГПЗ"

Электроэнергия

28495,27

19,62

Топливо печное бытовое, тонн

56,16

0,04

Газы очищенные, включая этилен, пропилен, бутилен, бутадиен и газы нефтяные прочие

116649,43

80,34

Всего

145200,86

100

3

ТОО "CП "СB"

Электроэнергия

3078,02

11,02

Газ природный

24862,85

88,98

Всего

27940,87


4

ТОО "ПКОП"

Электроэнергия

31170,27

6

Топливо печное бытовое, тонн

92753,58

15

Газ природный

86838,56

14

Газы очищенные, включая этилен, пропилен, бутилен, бутадиен и газы нефтяные прочие

392545,87

65

Всего

603308,28

100

5

ТОО "ПНХЗ"

Электроэнергия

55651,70

9

Тепловая энергия

118128,30

20

Топливо печное бытовое, тонн

99221,24

17

Газы очищенные, включая этилен, пропилен, бутилен, бутадиен и газы нефтяные прочие

314257,40

54

Всего

587258,64

100

      * данные представлены из отчета об экспертной оценке нефтеперерабатывающей отрасли на соответствие принципам наилучших доступных технологий за 2021 г.

      В процессе проведения комплексного технологического аудита проводилась оценка удельного потребления энергоресурсов НПЗ и ГПЗ. Удельное энергопотребление на крупных НПЗ РК представлено на рисунке 3.2.

     


      Рисунок .. Удельное энергопотребление на нефтеперерабатывающих предприятиях РК

      За 2020 год в ТОО "ПНХЗ" было переработано 5003570 тонн нефти при энергопотреблении 587258,8 т.у.т., соответственно, удельное потребление энергоресурсов на тонну переработанного сырья составило 0,1173 т.у.т./т.

      За 2020 год в ТОО "ПКОП" было переработано 4793702,9 тонн нефти при энергопотреблении 603308,3 т.у.т., соответственно, удельное потребление энергоресурсов на тонну переработанного сырья составило 0,1258 т.у.т./т.

      За 2020 год в ТОО "АНПЗ" было переработано 5016302 тонн нефти при энергопотреблении 628413 т.у.т., соответственно, удельное потребление энергоресурсов на тонну переработанного сырья составило 0,1252 т.у.т./т.

      Как видно из диаграммы на рисунке 3.2, удельное значение трех крупных нефтеперерабатывающих заводов находится на одном уровне, за исключением ТОО "СП "CB". Основными причинами такого резкого различия удельных значений являются разные технологические процессы и, соответственно, выпускаемая конечная продукция.

      По результатам комплексного технологического аудита установлено, что на обследуемых заводах отсутствует мониторинг ряда важных показателей энергоэффективности: индекса энергетической эффективности (ИЭЭ) и энергоемкости в пересчете на продукт (ЭЕ).

      По собранным в ходе аудита прямым или косвенным данным были рассчитаны показатели энергоэффективности (ИЭЭ и ЭЕ), по которым осуществляется сравнение промышленных предприятий в мире (рисунок 3.3).

     


      Рисунок .. Энергоемкость нефтеперерабатывающих предприятий в ЕС, России и РК

      Как видно из диаграммы на рисунке 3.3 уровень энергоемкости крупных НПЗ Казахстана выше, чем у передовых НПЗ в странах ЕС и России, то есть фактический уровень энергоемкости ТОО "АНПЗ", ТОО "ПКОП" и ТОО "ПНХЗ" превышает среднемировой уровень энергоемкости НПЗ. С другой стороны, было достоверно установлено, что НПЗ Казахстана по своему технологическому состоянию соответствуют требованиям по энергоэффективности, представленным в европейском и российском справочнике по НДТ. У НПЗ Казахстана имеется значительный потенциал по повышению энергоэффективности, что будет способствовать улучшению экономики производства и экологии.

      Потребление воды

      Вода является неотъемлемой частью всех производственных процессов переработки нефти и газа.

      Вода главным образом используется:

      на НПЗ для производства водорода и водяного пара, для участия в процессах дистилляции или крекинга углеводородов, для промывки, очистки, быстрого охлаждения или отгонки (паром) (установки деминерализации воды, используемые для производства водорода и в энергетических целях, являются самыми большими потребителями воды и основным источником сточных вод на НПЗ);

      в операциях очистки;

      для парогенерации в котлах;

      и для систем охлаждения.

      Количество используемой воды в первую очередь зависит от типа НПЗ и в особенности от используемых систем охлаждения: закрытой или открытой (прямоточной). Наибольшая часть воды на НПЗ (более чем 50 % в среднем) используется для охлаждения.

      В своей деятельности НПЗ и ГПЗ стремятся сокращать объемы водопотребления, повышать эффективность использования водных ресурсов, наращивать повторное и оборотное использование воды, повышать качество стоков и минимизировать воздействие на природные водные объекты. На трех основных НПЗ РК используется оборотное водоснабжение. Оборотная вода используется от 85 до 99 % от объема потребляемой воды на заводе, а от 1 до 9 % вода используется повторно. Вода, забираемая из городских систем водоснабжения для трех крупных НПЗ РК, составляет 1 – 5 % от общего объема потребляемой воды на заводе.

      На ТОО "СП "СВ" используется вода, поставляемая от ТОО "МАЭК-Казатомпром", и только около 12 % повторно используются очищенные сточные воды.

      В связи с передачей всех образуемых вод специализированной сторонней организации на очистку дальнейшее управление ТОО "КазГПЗ" по формированию баланса водопотребления и водоотведения не ведется.

      Текущие уровни эмиссий и потребления ресурсов в переработке природного и попутного газа.

      Приоритетные направления развития деятельности в области регулирования охраны атмосферного воздуха в переработке природного и попутного газа:

      внедрение НДТ в целях снижения уровня загрязнения атмосферного воздуха; осуществление мероприятий по улавливанию, утилизации, обезвреживанию выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сокращению или исключению таких выбросов;

      совершенствование системы учета выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и их источников;

      совершенствование системы производственного контроля за соблюдением установленных нормативов выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и нормативов качества атмосферного воздуха;

      обязательный учет экологических аспектов и оценка рисков при планировании деятельности, разработке и реализации инвестиционных проектов с определением величины уменьшения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и сроков, в которые будет осуществлено такое уменьшение, в соответствии с государственными целевыми программами охраны атмосферного воздуха и международными обязательствами Казахстана в данной области.

      Приоритетные направления развития деятельности в области обращения с отходами:

      переход на максимальное полезное использование образующихся отходов, их регенерация и рециклинг с целью дальнейшего применения в технологическом процессе;

      внедрение НДТ, обеспечивающих минимальное образование отходов в основных видах деятельности или являющихся полностью безотходными технологиями.

      Приоритетные направления развития деятельности в области водопользования:

      повышение энергетической эффективности за счет рационального водопользования, сокращения удельного потребления воды на производственные и хозяйственно-бытовые нужды, снижения водоемкости производства товарной продукции и потерь воды при ее транспортировке. В результате сокращения объемов водозабора и объемов воды, использующейся на производственные и иные нужды, пропорционально снижаются объемы водоотведения и количество загрязняющих веществ, поступающих в водные объекты, таким образом, сокращение масштабов водозабора и водоотведения позволяет сохранить устойчивость водных экосистем и их водного баланса. Снижение удельного потребления водных ресурсов в технологических процессах и сокращение потерь воды могут быть обеспечены путем разделения потоков питьевой и технической воды на промышленных площадках, отказа от использования питьевой воды для технических целей (только в исключительных случаях при невозможности использования других категорий воды), расширения использования систем оборотного и повторно-последовательного водоснабжения для максимального обеспечения технологических нужд, внедрения современных водосберегающих технологий и оборудования. Особую актуальность приобретает переход на бессточное водопользование.

      обеспечение установленных требований к качеству питьевой воды за счет модернизации действующей системы водоснабжения и внедрения современных технологий водоподготовки;

      минимизация негативного воздействия на водную среду за счет модернизации действующей системы водоотведения и внедрения наилучших доступных технологий очистки сточных вод. Основными направлениями, обеспечивающими снижение антропогенной нагрузки на водные объекты, являются сокращение поступления в водные объекты загрязняющих веществ в составе сточных вод путем строительства новых и реконструкции/ модернизации действующих очистных сооружений, соответствующих требованиям НДТ, организация сбора и очистки поверхностного стока с промышленных площадок, применение прудов-отстойников с высшей водной растительностью для естественной доочистки сточных вод, закачка в подземные горизонты сточных вод, нормативная очистка которых невозможна или экономически нецелесообразна.

      совершенствование системы экологического мониторинга;

      восстановление водных объектов в местах с неблагополучной водноэкологической обстановкой и осуществление мер по защите от техногенного загрязнения подземных вод, реализуемое, в том числе при ликвидации накопленного экологического ущерба;

      применение при очистке почвы и водной поверхности от углеводородных загрязнений препаратов, характеризующихся отсутствием вторичного негативного воздействия на окружающую среду, таких как биосорбенты;

      обеспечение опережающего инновационного развития научно-технической и технологической базы водохозяйственного комплекса на основе передовых мировых достижений и технологий.

      Исходя из разнообразия и множества влияющих факторов в процессах переработки нефти и газа, среди которых основными являются:

      эксплуатируемые технологические установки;

      технологическое оборудование;

      системы обвязки;

      технологические и температурные режимы;

      и иные, справочник по НДТ не рассматривает, количественные и удельные показатели потребления химических реагентов / реактивов. Данные нормативы установлены национальными и/или межгосударственными стандартами, а также могут быть установлены проектантами (лицензарами) технологических процессов и установок.

3.1. Процесс обезвоживания и обессоливания нефти

3.1.1. Общие сведения о процессе

      Процесс обезвоживания и обессоливания нефти применяется в целях удаления солей и воды из нефти перед подачей на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлива, нефтяного кокса, битумов и других продуктов.

      Для разрушения водонефтяных эмульсий используют введение деэмульгаторов, которые, адсорбируясь на границе раздела, диспергируют и пептизируют природные эмульгаторы, тем самым снижая структурно-механическую прочность бронирующих слоев.

      Наиболее широко в качестве деэмульгаторов используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) - коллоиды (анионактивные, катионактивные, неиногенные). Большое распространение получили неионогенные деэмульгаторы, из которых можно выделить водорастворимые (жидкие органические кислоты, алкилфенолы, органические спирты, блок-сополимеры этилен - и пропиленоксидов, деэмульгатор "Атырау"), нефтерастворимые (дипроксамин 157, оксафоры 1107 и 43, прохинор 2258, прогалит, диссольван 3359 и водонефтерастворимые).

      Для обессоливания нефти используют промывку пресной водой. При этом, как правило, подают до 1 % свежей пресной воды и 4 - 5 % рециркулирующей.

      Число ступеней обессоливания нефти (1, 2 или 3) определяется свойствами исходной эмульсии и содержанием в ней солей. Чем больше ступеней в процессе обессоливания, тем меньше промывной воды требуется.

3.1.1.1. Одноступенчатая схема обессоливания

      Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь, прокачивается через теплообменник и пароподогреватель в электродегидратор. Обессоленная нефть проходит через теплообменник, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку. На рисунке 3.4 представлена принципиальная технологическая схема одноступенчатого процесса обессоливания нефти.

     


      1 - теплообменники; 2 - подогреватели; 3 - отстойники термохимического обессоливания; 4 - электродегидратор 1 ступени; 5 - сборник обессоленной нефти

      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема одноступенчатого процесса обессоливания нефти

3.1.1.2. Двухступенчатая схема обессоливания

      Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом прокачивается через теплообменник и пароподогреватель в электродегидратор первой ступени. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8 - 10 раз). Из электродегидратора первой ступени нефть поступает в электродегидратор второй ступени для повторной обработки. Перед этим в нефть вновь подается вода (см. рисунок 3.5).

     


      Н - 1 - насос сырой нефти; Н - 2 - насос подачи воды; Н - 3 - насос подачи деэмульгатора; Т - 4, Т - 5, Т - 6 - теплообменники нагрева С - 1 - смесительные клапаны; Е - 18 - емкость отстоя дренажной воды; Э - электродегидраторы

      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема двухступенчатого процесса обессоливания нефти при противоточной заливке проточной воды

3.1.1.3. Трехступенчатая схема обессоливания

      Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменники и паровые подогреватели, после чего поступает в электродегидраторы I-ой ступени. Для увеличения эффективности процесса обессоливания и обезвоживания перед сырьевым насосом в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей - 1÷2 % раствор щелочи. Кроме этого, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора III ступени и закачивается в инжекторный смеситель.

      Нефть поступает вниз электродегидратора, выводится сверху через коллектор. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата.

      Из электродегидратора I ступени нефть направляется на II, а затем и на III ступень. При этом перед каждым электродегидратором в нефть вновь подается вода. Свежая вода подается только на III ступень (см. рисунок 3.6).

     


      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема трехступенчатого процесса обессоливания нефти при противоточной заливке проточной воды

      Продуктом установки ЭЛОУ является обессоленная и обезвоженная нефть (~98 % масс.), содержащая 3 – 4 мг/л солей и до 0,1 % масс. воды.

3.1.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Количество неорганических примесей в сырой нефти зависит от месторождения и процессов транспортировки сырой нефти от скважины до НПЗ.

      Вода, используемая в деминерализации нефти, часто представляет собой неочищенную или частично очищенную воду из других технологических водных источников НПЗ.

      Выбросы в воздух

      В процессах обессоливания не образуется каких-либо значительных выбросов в атмосферу. Возможны выбросы углеводородов в атмосферу от неорганизованных источников.

      Образующиеся отходы

      Количество образованного шлама в электрообессоливателе зависит от содержания твердых веществ в нефти, эффективности разделения и применяемого режима удаления шлама и частоты. Обычно очистку электрообессоливателя проводят один раз в год, извлекая 60 – 1500 тонн в год нефтяного шлама, зависящего от производительности и эффективности процесса сепарации твердых частиц. Образовавшийся шлам может содержать продукты коррозии, глину, песок, воду (5 – 10 %), эмульгированную нефть и асфальтосмолопарафиновые отложения (20 – 50 % масс.).

      Сточные воды

      В процессе используется 30 – 100 л/т технологических вод. Процесс электрообессоливания генерирует нефтяной шлам и высокотемпературный поток соленой сточной воды (наиболее загрязненной из процессов НПЗ), который обычно направляют на очистку сточных вод. Образовавшиеся сточные воды являются высоко загрязненными.

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      В пунктах 3.1.2.1 – 3.1.2.3 представлены данные на установке электрообессоливания (таблицы 3.2 - 3.5), полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Евразийского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан.

3.1.2.1. Двухступенчатая схема обессоливания

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов двухступенчатой схемы обессоливания

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

0,86

8,15

2

Потребление пара

Гкал/т

0,00017

0,02

3

Охлаждающая вода

куб. м/т

0,05

0,18

4

Теплофикационная вода

т.у.т./т

0,000012

0,000013

5

Оборотная вода

т.у.т./т

7,6 


7,6 


      Таблица .. Отходы установки двухступенчатой схемы обессоливания

№ п/п

Наименование отхода

Масса
образования отхода в референтном году, тонн в год

Наименование
способа утилизации
(вторичное использование)
или обезвреживания
отхода

1

2

3

4

1

Шлам очистки
трубопроводов и емкостей
от нефти

4,5 - 12

Переработка или передача на утилизацию
другой организации

2

Песок, загрязненный
нефтью или нефтепродуктами
(содержание нефти и
нефтепродуктов
15 % и более)

5

Переработка

3.1.2.3. Трехступенчатая схема обессоливания

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки трехступенчатой схемы обессоливания

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

0,85

2,7

2

Потребление пара

Гкал/т

0,00004

0,0016

3

Теплофикационная вода

т.у.т./т

0,00002

0,25

      Таблица .. Отходы установки трехступенчатой схемы обессоливания

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

1

Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти

4,43475

Передача на утилизацию
другой организации

2

Отходы минеральных, индустриальных масел

0,121

Вторичное использование

3.2. Первичная перегонка нефти

3.2.1. Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья

3.2.1.1. Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

      Первичная перегонка нефти – процесс разделения (ректификации) ее на фракции по температурам кипения - лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов.

      Для разделения нефти на ряд компонентов требуется выполнить несколько основных условий: необходимо нефть нагреть до температуры, обеспечивающей не только нагрев, но и испарение части нефти, т.е. произвести ее однократное испарение, утилизировать тепло выработанных продуктов, нагревая ими сырую нефть. С этой целью используются: трубчатые нагревательные печи, теплообменные аппараты и ректификационные колонны.

      Первичную перегонку нефти на установках атмосферной трубчатки осуществляют несколькими способами:

      Однократным испарением в трубчатой печи и разделением отгона в одной ректификационной колонне. Такая технологическая схема перегонки нефти, как правило, применима для нефтей с низким содержанием светлых нефтепродуктов и незначительным содержанием растворенного углеводородного газа, а также сероводорода.

      Двухкратным испарением и разделением в двух ректификационных колоннах - в колонне предварительного испарения с отделением легких бензиновых фракций и в основной колонне. При этом понижается общее давление в системе и давление в основной ректификационной колонне, в результате чего происходят более полное отделение светлых нефтепродуктов из нефти и более четкое разделение их в колонне. При работе по этой схеме требуется более высокая температура нагрева в печи по сравнению со схемой однократного испарения вследствие раздельного испарения легкокипящих и более тяжелых фракций.

      В основном на НПЗ Республики Казахстан применяется способ двухкратного испарения и разделения в двух ректификационных колоннах - в колонне предварительного испарения с отделением легких бензиновых фракций и в основной колонне. При этом понижаются общее давление в системе и давление в основной ректификационной колонне, в результате чего происходит более полное отделение светлых нефтепродуктов из нефти и более четкое разделение их в колонне. При работе по этой схеме требуется более высокая температура нагрева в печи по сравнению со схемой однократного испарения вследствие раздельного испарения легкокипящих и более тяжелых фракций.

      При перегонке нефти с помощью двукратного испарения по двухколонной схеме: первая колонна К - 1 служит для выделения газа и наиболее легких фракций, вторая колонна К - 2 является основной атмосферной колонной. В результате предварительного выделения из нефти бензиновых компонентов в змеевиках печи не создается большое давление, снижается нагрузка по парам основной атмосферной колонны. В атмосферной колонне, кроме верхнего и нижнего продукта (бензина, мазута) получаются три боковых погона - фракции: 140-180, 180-230, 230-350 °С.

      Каждый боковой погон, кроме тяжелого атмосферного газойля, направляется в свою отгонную колонну-стриппинг, где происходит испарение легких фракций. Таким образом, атмосферная колонна фактически представляет собой несколько простых колонн, объединенных в одну. Концентрационные части этих колонн расположены в одном корпусе, а отгонные части оформлены в самостоятельные колонны. Для снижения концентрации низкокипящих компонентов в мазуте, парциального давления в колонне и повышения четкости ректификации в нижнюю часть ректификационной колонны подается перегретый водяной пар. В его присутствии углеводороды нефти испаряются при более низкой температуре. На верх сложной колонны подается острое орошение. В сложных колоннах, острого орошения недостаточно для регулирования теплового режима и создания флегмы по всей высоте колонны, поэтому используют циркуляционные орошения.

      Существующие во 2 и 3 секции колонны циркуляционные орошения позволяют улучшить энергетические показатели процесса за счет использования тепла этих потоков. Циркуляционное орошение (ЦО) представляет собой поток флегмы, который отбирается с одной из тарелок, охлаждается в теплообменных аппаратах и возвращается в колонну на вышележащую тарелку. Изменяя количество и температуру потока циркуляционного орошения, регулируется тепловой режим колонны. Бензиновые фракции с верха колонн К - 1, К - 2 поступают на стабилизацию.

      С верха стабилизационной колонны К - 4 нестабильная головка направляется на газофракционирование, стабильный бензин – фракция 62-180 °С в смеси с частью фракции 140-180 °С используется как сырье установки гидроочистки нафты.

      Схема установки приведена на рисунке 3.7.

     


      Рисунок .. Схема установки двухколонной атмосферной трубчатки

      Последовательность прохождения нефтью теплообменников может быть и иной, чем показано на схеме.

      Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти, требуемого ассортимента их, а также четкости фракционирования.

      Основные продукты атмосферной перегонки нефтяного сырья.

      Основные фракции, выделяемые при первичной атмосферной перегонке нефти:

      Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от начала кипения (индивидуального для каждой нефти) до 150-205 °С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина). Бензиновая фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов С5 - С10.

      Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150- 180 °С до 270-280 °С. В этой фракции содержатся углеводороды С10 - С15 и используются в качестве авиационного, моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива) и др.

      Дизельная (газойлевая) фракция выше 320-350 °С.

      Мазут – остаток после отгона вышеперечисленных фракций с температурой кипения от 180-200 °С до 320-350 °С. В этой фракции содержатся углеводороды С14 - С20, используется в качестве дизельного топлива.

      Мазут может использоваться как котельное топливо или подвергаться дальнейшей переработке - либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга с целью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

3.2.1.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Потребление энергии

      Несмотря на высокий уровень тепловой интеграции и регенерации тепла, которая обычно применяется, установки дистилляции нефти являются одними из наиболее энергозатратных установок НПЗ, так как общий объем обрабатываемой сырой нефти должен быть нагрет до высокой температуры процесса – 350 °C. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферной трубчатки представлено в таблице 3.6.

Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферной трубчатки

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 6 000 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВт*ч/т

86,8

4,68

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,39

0,00001

4

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,028

0,00004

5

Охлаждающая вода

куб. м/т

0,08

0,005

6

Оборотная вода

т.у.т./т

0,00036

3*10 - 7

      Выбросы в воздух

      Потенциальные выбросы в воздух происходят от:

      отходящих от печей газов, продуктов сжигания топлива в печах для нагрева сырой нефти;

      клапанов понижения давления в верхних частях колонны;

      плохой изоляции верха колонн, включая барометрические конденсаторы;

      уплотнений на насосах, компрессорах и клапанах;

      отводов процесса декоксования из технологических печей;

      некоторых легких газов из конденсаторов на колонне вакуумной дистилляции. Если в вакуумной дистилляции используются барометрические конденсаторы, образуется значительное количество нефтезагрязненной сточной воды. Нефтезагрязненная сточная вода также образуется в ректификационной колонне. Выбросы неконденсированных соединений, содержащие углеводороды и H2S, из установленных конденсаторов вакуумного эжектора, составляют 50 – 200 кг/ч в зависимости от конструкции оборудования, типа нефти и производительности. В таблице 3.7 представлены выбросы установки атмосферной трубчатки, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан.

      Таблица .. Выбросы установки атмосферной трубчатки

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологи-ческие печи

6

65,011

35

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

3

63

33

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

2

516,785

359

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

4

39

21

      Технологические сточные воды

      Технологические сточные воды, образующиеся в установках атмосферной дистилляции, составляют 0,08 – 0,75 м3 на тонну переработанной сырой нефти. Они содержат нефть, H2S, взвешенные частицы, хлориды, меркаптаны, фенол, повышенный рН, аммоний и каустическую соду, используемую в защите от коррозии верхней части колонны. Сточная вода образуется в верхних частях конденсаторов, в ректификационной колонне. Рефлюксная емкость (конденсатор осушки газойля) производит 0,5 % воды на нефть плюс 1,5 % пара на сырье с содержанием H2S 10 – 200 мг/л и NH3 10 - 300 мг/л. Сульфидсодержащая вода обычно отправляется на отпарку.

      Сточные сульфидсодержащие воды образуются в установках вакуумной дистилляции от нагнетания технологического пара в печи и вакуумную колонну. Они содержат H2S, NH3 и растворенные углеводороды.

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Образующиеся отходы

      Шламы могут образовываться при очистке колонн. Количество зависит от режима удаления загрязнений и содержания твердых частиц и воды в переработанной нефти.

      В таблице 3.8 представлены данные по установке атмосферной трубчатки, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан.

      Таблица .. Отходы установки атмосферной трубчатки

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, тонн в год

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода


1

2

3

4

1

Отходы минеральных, индустриальных масел
 

0,0035 - 1,95

Вторичное
использование,
передача на
утилизацию
другой организации

2

Нефтешлам очистки трубопроводов и емкостей

5,4

Передача на утилизацию
другой организации

3

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами
(содержание нефти или нефтепродуктов
менее 15 %)
 

8,24 - 9,49

Передача на утилизацию
другой организации

4

Осадок механической
очистки нефтесодержащих сточных вод,
содержащий
нефтепродукты в
количестве 15 % и
более

20

Переработка

5

Масло индустриальное
отработанное

0,28 - 3,36

Вторичное использование

6

Раствор отработанной щелочи

83 - 264

Передача на утилизацию
другой организации

3.2.2. Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья

3.2.2.1. Общие сведения о процессе

      На установках АВТ проводится комплексная атмосферно-вакуумная перегонка нефти и мазута, получаемого на блоке АТ, с получением ряда ценных фракций и нефтепродуктов.

3.2.2.2. Атмосферно-вакуумные установки по перегонке нефти (газового конденсата), (АВТ)

      Принципиальная схема установки АВТ приведена на рисунке 3.8.

     


      I - нефть, II - углеводородный газ на газофракционирующую установку (ГФУ), III – "головка" стабилизации на ГФУ, IV - бензин, V - керосин, VI - дизельная фракция, VII - вакуум-дистиллят, VIII - гудрон, IX - сброс воды в канализацию, X - газы эжекции на утилизацию, XI - вода оборотная, XII - пар водяной

      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема установки АВТ

      Нефть проходит теплообменники Т - 1, 2, 3, 4, 5 и 6, где подогревается за счет тепла отводящих продуктов и поступает в отбензинивающую колонну К-1. В ней из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и собирается в рефлюксной емкости Е-1, откуда подается в стабилизатор К-4. В емкости Е-1 выделяется также газ, направляемый на компримирование (сжатие) и дальнейшую переработку.

      Параметры работы колонны К-1:

      температура верха, °С - 147;

      давление верха, МПа (абс.) - 0,37;

      температура куба, °С - 229.

      Нефть подается в среднюю часть колонны К-1, пары низкокипящих фракций устремляются вверх навстречу стекающей флегме. По высоте колонны через секции отгонной колонны отбираются дистилляты различного состава в строго определенных температурных интервалах. Из верхней части отводятся пары бензина, которые конденсируются и частично возвращаются в колонну в виде флегмы (рефлюкса).

      Полуотбензиненную нефть с низа колоны К-1 направляют через трубчатую печь П-1 (нагревая до 350 °С) в атмосферную колонну К-2. Часть полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное тепло, необходимое для ректификации.

      В колоне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. С верха К-2 в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике - конденсаторе ХК-2, а затем поступает в стабилизатор К-4. В качестве боковых погонов выводятся керосиновая и дизельная фракции, которые первоначально подаются в секции отпарной колонны К-3. В колонне К-3 из боковых погонов удаляются в присутствии водяного пара легкие фракции. Острый водяной пар подается в количестве 1 - 3 % для снижения температуры кипения и уменьшения коксообразования. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки.

      Параметры работы колонны К-2:

      температура верха, °С - 110/125;

      давление верха, МПа (абс.) - 0,16;

      температура куба, °С - 329/341.

      С низа К-2 выходит мазут, который дополнительно подогревают в печи П- 2 до 400-420 °С и направляют в колонну К-5, работающую под вакуумом, где он разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумные дистилляты и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники отводят с установки.

      Параметры работы колонны К-5:

      температура верха, °С - 89;

      остаточное давление верха, мм рт.ст. - 50;

      температура куба, °С - 340.

      В стабилизационной колонне получают с верха "головку" стабилизации - сжиженный углеводородный газ, а с низа - стабильный бензин, не содержащий углеводородов С3 - С4.

      Существуют два варианта переработки мазута: масляный и топливный. При масляном варианте получают несколько фракций масляных дистиллятов, которые направляются для получения широкого ассортимента минеральных масел. При топливном варианте получают одну или две фракции дистиллята (вакуумные газойли), которые служат сырьем для установок каталитического крекинга или гидрокрекинга.

      Основная продукция установки АВТ приведена в таблице 3.9.

      Таблица .. Основные продукты установки АВТ

№ п/п

Наименование

Направление использования

1

2

3

1

Прямогонная бензиновая фракция (нафта) НК - 150 °С

В блок вторичной перегонки бензина

2

Керосиновая фракция для технических целей

В товарный парк керосина

3

Дизельная фракция, вакуумный газойль

В товарный парк дизельного топлива.

4

Топливо печное бытовое

В парк дизельного топлива

5

Топливо нефтяное, мазут (котельное топливо)

В парк котельного топлива

6

Гудрон

На вторичные деструктивные процессы

7

Углеводородный газ

В топливную сеть или на ГФУ

      Материальный баланс установки АВТ зависит от перерабатываемого сырья и требуемого ассортимента и качества продуктов. Ориентировочный материальный баланс приведен в таблице 3.10.

      Таблица .. Ориентировочный материальный баланс установки АВТ

№ п/п

Наименование сырья, продукции

Количество,
% масс. на сырье


1

2

3

1

Сырье:

-

2

Нефть

100,00

3

Итого приход:

100,00

4

Продукция:


5

Углеводородный газ, в том числе:

0,06

6

в топливную сеть

0,043

7

на собственные нужды

0,017

8

Фракция НК -150 °С

13,03

9

Фракция 150 - 220 °С

7,76

10

Дизельная фракция, в т.ч.


11

фракция 220 - 320 °С

8,20

12

фракция 320 - 350 °С

1,11

13

Вакуумная дизельная фракция

10,26

14

Вакуумный газойль

23,25

15

Гудрон

35,86

16

Итого продукции:

99,53

17

Потери:


18

сдувка в заводские сети

0,17

19

потери через неплотности на открытых площадках

0,003

20

поступающие в системы водоотведения (по видам систем)

0,007

21

н/пр-ты из дренажных емкостей, факельных емкостей, сепаратора топливного газа

0,29

22

Итого потерь:

0,47

23

Итого расход:

100,00

3.2.2.3. Текущие уровни выбросов и потребления

      Современные технологии и аппаратурное оформление позволяют минимизировать воздействие установок атмосферно-вакуумной трубчатки на окружающую среду. Основным источником выбросов в атмосферу являются дымовые трубы нагревательных печей, а также факельные установки.

      Выбросы в атмосферу

      Источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при нормальной работе установки являются:

      дымовые трубы печей;

      неплотности оборудования, фланцев, арматуры, пробоотборных устройств, емкостное оборудование.

      Технологические сточные воды

      Стоки с установки электрообсесоливания, нейтрализованные кислые стоки, производственные стоки, дождевые стоки с застроенной территории, содержащие нефтепродукты и химические реагенты, направляются на очистные сооружения см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Отходы:

      коксовые массы отработанные, загрязненные минеральными маслами (удаляются паровоздушным выжигом кокса из змеевиков печей);

      шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти;

      отработанные масла, ртутные лампы, ветоши;

      бытовой мусор.

      Отходы направляются на нейтрализацию и утилизацию на специализированные предприятия.

      В таблицах 3.11 - 3.13 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, образующимся выбросам на установке атмосферно-вакуумной трубчатки, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки атмосферно-вакуумной трубчатки

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

12,2

3,34

2

Потребление пара

Гкал/т

0,039

0,0006

3

Охлаждающая вода

куб. м/т

6,9

0,6

4

Оборотная вода

т.у.т./т

0,015

0,013

5

Потребление топлива

т.у.т./т

0,03

0,00004

      Таблица .. Выбросы установки атмосферно-вакуумной трубчатки

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

0,151

70,949

35

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

0,93

436,48

218

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

3,34

18,27

10

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

5,73

21,21

13

      Таблица .. Отходы установки атмосферно-вакуумной трубчатки

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования
отхода в референтном году, т

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода


1

2

3

4

1

Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти

6 - 29,3

Передача на утилизацию другой организации

2

Отходы минеральных, индустриальных масел

0,12

Вторичное использование

3

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктам и (содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)

0,41 - 5

Переработка

3.3. Процесс вакуумной перегонки

3.3.1. Общие сведения о процессе

      Основное назначение установки вакуумной перегонки мазута - получение легкого и тяжелого вакуумного газойля широкого фракционного состава (350- 520 °С), затемненной фракции, гудрон (при работе по топливному варианту). При переработке нефти по масляному варианту на блоках вакуумной перегонки получают несколько масляных фракций и гудрон.

      Вакуумный газойль используется как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистиллятного крекинг - остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.

3.3.2. Вакуумные установки по перегонке мазута (ВТ) с технологией получения вакуума за счет водяного пара

      Наибольшее распространение в промышленности получили установки вакуумной перегонки, в которых разряжение создается за счет использования паровых эжекторов. Принципиальная схема такой установки приведена на рисунке 3.9.

     


      Рисунок .. Принципиальная схема установки ВТ с паровой эжекцией

      Сырье, нагнетаемое насосом 11, перед входом в вакуумную колонну 2 нагревается в теплообменниках 10 и 9 и в змеевике печи 1. Получаемые в колонне 2 верхняя и промежуточная фракции собираются, соответственно, в вакуумных приемниках 5 и 4. Верхняя фракция охлаждается в аппаратах 10 и 14 и насосом 13 направляется в сборник орошения 8. Отсюда насосом 12 часть этой фракции подается на верхнюю тарелку колонны (орошение), а остальное ее количество откачивается с установки в резервуар. Промежуточная фракция из приемника 4 охлаждается в холодильнике 16 и насосом 15 выводится с установки.

      Нижняя (остаточная) фракция забирается с низа колонны 2 насосом 3, прокачивается через аппараты 9 и 17 и также отводится с установки.

      Вакуум на установке создается двухступенчатым пароструйным эжектором 7 с межступенчатым конденсатором. К двухступенчатому эжектору подведен рабочий водяной пар абсолютным давлением 0,8 - 1,0 МПа.

      Технологический режим:

      Температура сырья, °С:

      после теплообменника 10 120 - 130

      после теплообменника 9 195 - 205

      при входе в колонну 2 345 - 350

      Остаточное давление (верх колонны), кПа 8 - 10

      Давление сырья перед входом в змеевик печи, МПа 0,75 - 0,8

      Продукты, получаемые при вакуумной перегонке мазута, приведены в таблице 3.14.

      Таблица .. Продукты вакуумной перегонки мазута на ВТ топливного профиля

№ п/п

Наименование

Фракции

Выход в % масс.
на нефть

Использование полученного продукта

1

2

3

4

5

1

Газойлевая фракция

150 - 280

0,5 - 0,8

Компонент дизельного топлива

2

Легкий вакуумный
газойль

250 - 380

2 - 4

Компонент дизельного, котельного и газотурбинного топлива

3

Вакуумный газойль (или утяжеленный вакуумный газойль)

300 - 500
(350 - 550)

20 - 25
(25 - 32)

На гидроочистку и каталитический крекинг с получением ценных моторных топлив

4

Гудрон

Выше 500 (550)

12 - 15
(10 - 12)

На коксование или висбкрекинг. На получение битума, как компонент котельного топлива

3.3.3. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.15 - 3.17 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов и выбросы по процессу вакуумной перегонки мазута, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетированием НПЗ Республики Казахстан (в частности, ТОО "ПКОП" и ТОО "ПНХЗ" установка вакуумной перегонки мазута).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки вакуумной перегонки мазута

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

2 000 000

400 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВт*ч/т

13,449

5,515

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,0439

0,021

4

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,015*

0,014*

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки вакуумной перегонки мазута

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

19,951

63,315

41,633

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

1

3,17

2,085

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

0,59

8,79

4,69

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

0,06

29,88

14,97

      Таблица .. Отходы установки вакуумной перегонки мазута

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешлам

415905

1474379

72,3

114,4

72,3

114,4

3.4. Гидрогенизационные процессы

3.4.1. Общие сведения о процессах

      Гидрогенизационные процессы занимают важное место среди процессов переработки нефти и уже давно являются неотъемлемой частью современных нефтеперерабатывающих заводов. Их используют для получения стабильных высокооктановых бензинов, улучшения качества дизельных и котельных топлив, а также смазочных масел. Развитие гидрогенизационных процессов объясняется повышением требований к качеству товарных нефтепродуктов, значительным снижением стоимости производства водорода и созданием высокоэффективных катализаторов.

      В технической литературе название "гидрогенизационные" применяется для различных процессов, таких, как гидроочистка, гидрооблагораживание, гидрообессеривание, гидродепарафинизация, гидроизомеризация, гидродеароматизация, гидрирование, гидрокрекинг, гидроконверсия, гидродеметаллизация и т.д.

      В действительности все вышеперечисленные процессы можно разделить на две группы - гидроочистка и гидрокрекинг.

      Гидроочистка – гидрогенизационный процесс, способствующий очистке нефтяных фракций или остатков от вредных примесей - от серы, азота, кислорода, непредельных и полициклических ароматических углеводородов, тяжелых металлов.

      Гидрокрекинг – гидрогенизационный процесс, способствующий не только очистке нефтяных фракций от вредных примесей, но и расщеплению, деструкции углеводородов. Но при гидроочистке деструкция углеводородов также происходит в небольших количествах. Условно, если деструкция (конверсия) исходного сырья составляет менее 10 % (мас.), то такой гидрогенизационный процесс называется гидроочисткой. Если конверсия составляет 10 – 50 % (мас.), то такой процесс называется легким гидрокрекингом, если более 50 % (мас.) - глубоким гидрокрекингом.

      Процесс гидрокрекинга не применяется на НПЗ Республики Казахстан.

      Физико-химический процесс гидроочистки НГС относится, как уже было сказано ранее, к числу термогидрокаталитических. Он предназначен, главным образом, для снижения в дистиллятах и остатках концентрации сернистых, олефиновых и, частично, азотистых и кислородсодержащих соединений. Это обусловлено постоянным ростом в нефтепереработке удельного веса сернистых и парафинистых перерабатываемых нефтей с высоким содержанием гетероэлементов с одновременным ужесточением требований стандартов к содержанию сернистых соединений в топливах.

      Вместе с тем процесс гидроочистки используют сегодня как на стадии подготовки сырья (например, для физико-химических процессов каталитического крекинга или риформинга), так и на стадии производства товарной продукции (например, для дистиллятов большинства термических процессов) в составе современных технологических комплексов.

      Таблица .. Исходное cырье, желаемые продукты и технологические задачи гидроочистки

№ п/п

Исходное сырье

Желаемые продукты

Для удаления:

1

2

3

4

1

СУГ

Чистый СУГ

S, олефины

2

Нафты

Сырье установки каталитического риформинга
(S: 0,05 - 0,5 % мас./мас.)

S (<0,5 м.д.), N, олефины

3

СУГ, нафты

Низкое содержание диена

Диены (25 - 1 м.д.) в продукте

4

Нафта после каталитического крекинга

Компонент для смешивания бензина

S

5

Атмосферные газойли

Этиленовое сырье (LVOC)

S, ароматические вещества

Реактивное топливо

S, ароматические вещества

Дизель

S, ароматические вещества и
n-парафины

6

Вакуумные газойли

Этиленовое сырье

Ароматические нефтепродукты

Керосин/реактивное топливо
(S: 0,05 - 1,8 % мас./мас.)

S, ароматические вещества

Дизельное топливо (S: 0,05 - 1,8 % мас./мас.)

S, ароматические вещества

Сырье ФКК

S, N, металлы

Мазут с низким содержанием серы

S

Базовый запас смазочного масла

Ароматические нефтепродукты

7

Атмосферный осадок

Исходное сырье ФКК

S, N, CCR* и металлы

Мазут с низким содержанием серы

S

Коксовое сырье

S, CCR и металлы

Сырье RCC

CCR и металлы

      * CCR=углеродный остаток Конрадсона.

      Промышленные установки гидроочистки нефтяного сырья включают следующие блоки:

      1) подготовки сырья;

      2) реакторный;

      3) сепарации газопродуктовой смеси с выделением ВСГ;

      4) очистки циркулирующего ВСГ и углеводородного газа от сероводорода;

      5) компрессорный;

      6) стабилизации гидрогенизата.

      Установки имеют много общего по аппаратурному оформлению и схемам реакторных блоков, различаются же - по мощностям (расходам), размерам аппаратов, параметрам технологического режима и схемам секций сепарации и стабилизации гидрогенизатов. На рисунке 3.10 приведена блок-схема установки гидроочистки.

     


      Рисунок .. Блок-схема установки гидроочистки

      Выбросы в воздух

      Выбросы в воздух от процессов гидроочистки могут происходить от технологических печей, продувок, неорганизованных выбросов и регенерации катализаторов (CO2, CO, NOX, SOX). Поток отходящего газа может быть обогащен сероводородом и топливным газом. Топливный газ и сероводород обычно отправляются на установку очистки сернистого газа и установку восстановления серы. Соединения углеводородов и серы могут в результате утечек поступать в воздух от клапанов снижения давления; утечек из фланцев, уплотнений на насосах, компрессорах и клапанах, частично на трубопроводах сернистого газа и серосодержащей воды; вентилирования в течение процедур регенерации и замены катализатора или в течение операций очистки.

      Сточные воды

      Гидроочистка и гидропроцессинг генерируют поток сточных вод 30 - 55 л/т. Сточные воды содержат H2S, NH3, высокие значения рН, фенолы, углеводороды, взвешенные частицы, БПК и ХПК, и должны направляться на отпаривание серосодержащей воды. Потенциальные сбросы в воду включают HCl и соединения серы от утечек, особенно из трубопроводов серосодержащей воды. Твердые отложения (NH4)2SO4 и (NH4)Cl образуются в холодильниках и удаляются посредством промывки водой.

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Отходы

      Каталитическая пыль образуется при периодической замене катализатора (силикат алюминия и металлы Co/Mo и Ni/Mo) в количестве 50 - 200 тонн в год для НПЗ производительностью 5 млн тонн в год. Для технологических установок, использующих катализаторы с ценными металлами, они направляются для регенерации сторонним организациям. Могут образовываться отходы цеолитов, которые иногда используются для осушки некоторых потоков (например, гидродесульфуризация дистиллята).

3.4.2. Гидроочистка бензина каталитического крекинга

3.4.2.1. Общие сведения о процессе

      Гидроочистка бензинов вторичных процессов осложнена значительным содержанием напредельных углеводородов. Стоит отметить, что условия протекания реакций гидроочистки - превращения гетероорганических соединений - и реакций гидрирования диенов различны. Для каждой из этих реакций предпочтительны свои специфические катализаторы, и существует оптимальный диапазон значений параметров технологического режима.

      Известны два типа технологий процесса гидрирования бензинов вторичного происхождения: технология гидрирования бензинов термических процессов и технология гидрирования бензинов каталитического крекинга. Главное различие между ними - обязательное сохранение высокого октанового числа у бензина каталитического крекинга. Октановое число бензинов каталитического крекинга составляет ~92÷94 пункта по исследовательскому методу, и при гидрировании важно как можно меньше его снизить, сохранив глубину гидроочистки. Поэтому для бензинов каталитического крекинга разработан специальный процесс, получивший название гидроочистки бензина каталитического крекинга, который основан на селективном гидрировании алкенов в его тяжелой части.

      Переработку сырья проводят на неподвижном двуслойном катализаторе (рисунок 3.11). Весь бензин каталитического крекинга (легкий и тяжелый) после нагрева в теплообменнике 1 и печи 2 направляется в реактор 3, где происходят неглубокая гидроочистка и селективное гидрирование диенов в жидкой фазе при давлении 2 МПа и температуре 205 °C.

     


      1, 5 - теплообменники; 2, 6 - печи; 3 - реактор; 4 - разделительная колонна;

      7 - реактор глубокой гидроочистки; 8 - стабилизационная колонна;
I - бензин каталитического крекинга; II - водород; III - легкий гидрогенизат бензина каталитического крекинга; IV - газ; V - тяжелый гидрогенизат бензина каталитического крекинга

      Рисунок .. Технологическая схема процесса гидроочистки бензина каталитического крекинга

      После реактора 3 гидрогенизат бензина каталитического крекинга направляется в разделительную колонну 4, где гидрогенизат делится на тяжелый и легкий. Легкий гидрогенизат бензина каталитического крекинга выводится с установки, а тяжелый гидрогенизат, снова нагреваясь в теплообменнике 5 и печи 6, подается в реактор глубокой гидроочистки 7, после чего в стабилизационной колонне 8 избавляется от газа. В реакторе 7 происходят глубокая гидроочистка и насыщение олефинов, хотя степень насыщения олефинов ограничена.

      При использовании одного реактора происходит значительное падение октанового числа бензина.

      Процесс обладает следующими преимуществами:

      долгий срок службы катализатора и большая длина пробега;

      используются простые бесполочные реакторы, что обеспечивает безопасную загрузку и выгрузку катализатора;

      очень высокая степень обессеривания (98 %);

      достигаются необходимые требования к содержанию серы в товарном бензине (<30 ppm);

      слабое гидрирование диенов;

      отсутствие гидрирования ароматических углеводородов;

      отсутствуют реакции крекинга;

      малое потребление водорода;

      падение октанового числа на 1 - 2 пункта.

3.4.2.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.19 - 3.21 представлены данные по процессу гидроочистки бензина каталитического крекинга, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетированием НПЗ Республики Казахстан (в частности, ТОО "АНПЗ" - установка селективного гидрирования нафты "Prime G+" и ТОО "ПКОП" - установка гидроочистки бензина каталитического крекинга (секция 1100)).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов в процессе гидроочистки бензина каталитического крекинга

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 1200 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

6,4

5,9

3

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

0,01

0,0016

4

Удельное потребление топлива:

т.у.т./т

0,024*

0,024*

5

жидкое топливо

тонн в год

5300

5263,2

6

газообразное топливо

тонн в год

4200

4079

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы в процессе гидроочистки бензина каталитического крекинга

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)


1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

3,00

4,00

3,5

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

16,00

25

20,5

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

0

2

1

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

4,00

93

48,5

      Таблица .. Отходы от процесса гидроочистки бензина каталитического крекинга

№ п/п

Наименование отхода

Объем образования отходов, тонн в год

Периодичность образования

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

5

1

Использованные катализаторы

479,88

5 лет

Передача сторонним организациям для переработки

2

Изношенные средства защиты и спецодежда

0,128

постоянно

3

Твердо-бытовые отходы

2400 – 3000

постоянно

3.4.3. Гидроочистка бензиновых фракций (нафты)

3.4.3.1. Общие сведения о процессе

      На рисунке 3.12 представлена принципиальная технология гидроочистки бензиновых фракций (нафты) на стадии подготовки сырья для установки риформинга.

      В блоке осуществляются следующие процессы: гидроочистка сырья от серы, отпарка сероводорода и воды из гидрогенизата, очистка циркуляционного и углеводородного газа из гидрогенизата, очистка циркуляционного и углеводородного газа от сероводорода, регенерация раствора моноэтаноламина (МЭА).

      Сырье из резервуарного парка через фильтр поступает на прием насоса, которым подается на смешение с циркуляционным водородсодержащим газом блока гидроочистки. Газосырьевая смесь (сырье и циркуляционный водородсодержащий газ) проходит межтрубное пространство теплообменника 3, поступает в двухпоточный змеевик конвекционной камеры печи 2, где происходит ее предварительный нагрев за счет тепла уходящих дымовых газов. Далее двумя потоками газосырьевая смесь поступает в камеру радиации печи 2, где нагревается до температуры не выше 360. Нагретая в печи газосырьевая смесь поступает в первый реактор гидроочистки 1, а затем последовательно во второй реактор. В качестве топлива для печи 2 используется топливный газ НПЗ, жидкое технологическое топливо (мазут) используется только как резервное.

      Из реактора 1 газопродуктовая смесь с температурой не выше 400 °С в качестве теплоносителя поступает в трубное пространство подогревателя (рибойлера) 7 отпарной колонны 6 и далее проходит в трубное пространство теплообменника 3 и далее через систему холодильников 4 с температурой не выше 40 °С, поступает в сепаратор 5. Существует возможность последовательного и параллельного подключения системы водяных холодильников, а также схема их байпасирования.

     


      1 - реактор; 2-секционная печь; 3 - теплообменник; 4 - холодильник; 5 - сепаратор; 6 - отпарная колонна; 7 - рибойлер; 8 - емкость для регенерированного раствора МЭА; 9 - насос; 10 - отгонная колонна; 11 - дегазатор; 12 - абсорбер для очистки газов; 13 - компрессор;
I - сырье (прямогонный бензин - нафта); II - водородсодержащий газ; III - гидроочищенный бензин; IV - сероводород; V - водородсодержащий газ в заводскую сеть; VI - углеводородный газ

      Рисунок .. Технологическая схема блока гидроочистки

      В сепараторе 5 происходит разделение продуктов реакции на водородсодержащий газ и жидкую фазу (нестабильный гидрогенизат). Водородосодержащий газ из сепаратора 5 направляется в приемный сепаратор, затем на прием компрессоров 13 блока гидроочистки, и после сжатия основное его количество идет на смешение с сырьем через абсорбер 12 (с кратностью циркуляции не менее 500 Нм/м сырья и концентрацией водорода не менее 70 % об.), а избыток сбрасывается с установки. Дренирование жидкой фазы из 12 осуществляется в колонну 10.

      Жидкая фаза абсорбера 12 – нестабильный гидрогенизат - проходит трубное пространство теплообменника, где подогревается за счет тепла стабильного гидрогенизата - нижнего продукта колонны 10, а затем подается на 23-ю тарелку отпарной колонны 6. Для регулирования температуры входа в колонну 6 предусмотрено байпасирование потока стабильного гидрогенизата помимо теплообменника 7. Существует схема дренажа отстоявшейся в отстойнике сепаратора 5 воды с растворенными в ней хлоридами, сероводородом и аммиаком в специальную емкость. Откуда затем она дренируется в промканализацию.

      В отпарной колонне 6 из нестабильного гидрогенизата отпариваются легкие углеводороды, сероводород, аммиак и влага. Верхний продукт колонны 6 проходит конденсатор-холодильник воздушного охлаждения, водяной холодильник и поступает в сепаратор 5. Температурный режим колонны поддерживают с помощью подогревателя, обогреваемого водяным паром. Верхние продукты колонны (сероводород и пары воды) охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и разделяются в сепараторе на сероводород и воду. Вода возвращается в колонну на орошение. Сероводород используется для получения серной кислоты или серы. Выведенный из колонны регенерированный раствор МЭА после охлаждения в теплообменнике и холодильнике вновь возвращается в цикл.

      Легкий бензин возвращается в колонну на орошение. Сероводородная вода периодически сбрасывается в сепаратор насыщенного раствора МЭА, а углеводородный газ, содержащий сероводород, направляется на очистку 15 %-м раствором МЭА. Насыщенный сероводородом раствор МЭА из абсорберов очистки подвергается дегазации, нагревается в теплообменнике и поступает в отгонную колонну.

      Гидрогенизат, освобожденный от сероводорода, аммиака, растворенных газов и воды, из 6 поступает в межтрубное пространство рибойлера 7, где происходит его подогрев за счет тепла газопродуктовой смеси, вышедшей из реактора 1. Паровая фаза из рибойлера 7 возвращается в виде горячей струи в колонну 6 под нижнюю тарелку. Стабильный гидрогенизат направляется через фильтры в блок риформинга.

      Режим работы отпарной колонны зависит от качества перерабатываемого сырья: для более легких фракций - при температуре 100 °С (верх) и 200 °С (низ), а для более тяжелых - при 120 °С (верх) и 230 °С (низ).

3.4.3.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.22 - 3.24 представлены данные по процессу гидроочистки бензиновых фракций (нафты), полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" – КУГБД секция U - 11, ТОО "ПКОП" - комбинированная установка ЛК - 6у (секция 200), ТОО "ПНХЗ" - комбинированная установка ЛК - 6у (секция 200/1)).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов гидроочистки бензиновых фракций (нафты)

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 1 050 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

28,282

12,311

3

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

0,079

0,011

4

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,031*

0,019*

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы в процессах гидроочистки бензиновых фракций (нафты)

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
отходов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

17,4

18,2

17,8

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

2,361

2,736

2,5485

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

415,989

448,713

432,351

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

21,846

22,516

22,181

      Таблица .. Отходы от процессов гидроочистки бензиновых фракций (нафты)

№ п/п

Наименование отхода

Ед. измерения

Объем образования отходов

Примечание

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

5

6

1

Использованные катализаторы

тонн в год

10 – 70,2

По рекомендациям завода изготовителя частота замены
4–10 лет

Передача сторонним организациям для переработки

2

Отработанные адсорбенты

тонн в год

24,2

По рекомендациям завода изготовителя частота замены
4–10 лет

На полигон

3

Отработанные цеолиты

тонн в год

18,74

По рекомендациям завода изготовителя частота замены
4–10 лет

3.4.4. Гидроочистка керосиновых фракций

3.4.4.1. Общие сведения о процессе

      Процесс предназначен для улучшения эксплуатационных свойств керосинов за счет снижения содержания в них сернистых, олефиновых соединений и других примесей. При этом повышается термическая стабильность керосинов, улучшаются характеристики их сгорания, стабильность цвета при хранении.

      Совершенно очевидна необходимость удовлетворения всех требуемых эксплуатационных характеристик керосинов, обеспечивающих бесперебойную работу авиационных и реактивных двигателей. К числу важнейших из них относятся: теплота сгорания; плотность, термическая стабильность, противоизносные и низкотемпературные свойства, нагарообразование и др.

      В зависимости от вида получаемого товарного топлива процессу гидроочистки керосинов подвергают фракции с различными пределами кипения: 130-230 °С, 140-240 °С, 160-240 °С, 170-280 °С, 195-315 °С. Наиболее массовое сырье - это фракции прямой перегонки нефтей 130-240 °С.

      Принято, что исходная керосиновая фракция, направляемая на гидроочистку, должна соответствовать ГОСТу на товарную продукцию, за исключением следующих показателей, которые изменяются в процессе гидроочистки: содержание общей и меркаптановой серы, термическая стабильность, иодное число, содержание фактических смол.

      Сырье должно храниться в резервуарах под "подушкой" инертного газа или непосредственно "с ходу" подаваться на установку.

      Гидроочистку керосина проводят на АКМ (алюмокобольтмолибденовый) или АНМ (алюмоникельмолибденовый) катализаторе при следующих параметрах:

Давление, МПа

2,5 - 4,0

Температура, °С


начало цикла

280

конец цикла

340

Объемная скорость подачи сырья, ч - 1

2,5 - 3,0

Кратность циркуляции водородосодержащего газа, м3 -м3 сырья

200 – 300

Парциальное давление водорода в реакторе, МПа

1,8.

      Основной продукт процесса гидроочистки – гидроочищенная керосиновая фракция. Выход отгона зависит от температуры вспышки исходного сырья и режима процесса. При соблюдении требований к сырью и нормальном ведении процесса выход отгона составляет 1,5 % мас. на сырье. Если исходное сырье имеет высокую температуру вспышки (низкое содержание фракций, выкипающих до 150 °С), то в процессе гидроочистки отгон составит не выше 0,5 % мас. В этом случае ухудшаются условия отпарки сероводорода из гидрогенизата.

      Побочными продуктами гидроочистки являются также углеводородные газы из стабилизационной колонны и сепаратора низкого давления, сероводород и отдуваемый водородосодержащий газ.

      Выход сероводорода, содержащего до 2 % (об.) углеводородов, зависит в основном от содержания сернистых компонентов в исходном сырье.

      Концентрация водорода в отдуваемом водородсодержащем газе составляет 70÷75 % (об). Такой газ целесообразно использовать в качестве свежего водородосодержащего газа на установках гидроочистки дизельных топлив и масел.

      Предельное содержание коксовых и серосодержащих отложений на катализаторе перед его регенерацией в процессе гидроочистки керосина составляет ~8÷9 и 0,5÷1,0 % (мас.) соответственно.

      Принципиальная схема установки гидроочистки керосина практически идентична описанной выше схеме гидроочистки бензиновых фракций.

3.4.4.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.25 - 3.27 представлены данные по процессу гидроочистки керосиновых фракций, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетированием НПЗ Республики Казахстан (в частности, ТОО "АНПЗ" – КУГБД секция U - 11, ТОО "ПКОП" - комбинированная установка ЛК - 6у (секция 300/1 и 300/2), ТОО "ПНХЗ" - комбинированная установка ЛК - 6у (секция 300/2).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов гидроочистки керосиновых фракций

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

89 589

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

24

10,258

3

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

0,0849

0,0634

4

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,025*

0,012*

5

Вода оборотная

м3/т. сырья

9,320

3,2

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы в процессах гидроочистки керосиновых фракций

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)


1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

50,2

53,4

51,8

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

2,68

2,43

2,555

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

61,321

36,72

49,02

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

35,4

30,9

33,15

      Таблица .. Отходы от процессов гидроочистки керосиновых фракций

№ п/п

Наименование отхода

Ед.изм.

Объем образования отходов,

Примечание

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

5

6

1

Использованные катализаторы

тонн в год

4 - 5,2

По рекомендациям завода изготовителя частота замены 4 - 10 лет

Направляется на завод-изготовитель для извлечения ценных компонентов или на полигон

3.4.5. Гидроочистка дизельных фракций (газойля)

3.4.5.1. Общие сведения о процессе

      Удаление сернистых соединений из дизельных фракций (газойля) существенно сложнее, чем из бензиновых, т.к. они менее реакционноспособны. В связи с необходимостью получения сверхнизких по содержанию серы дизельных топлив целесообразно соединять в одном процессе гидроочистку и гидрирование дизельных фракций (газойля). Процесс гидроочистки предназначен для очистки дизельных фракций (газойля) от гетероатомных соединений, прежде всего сернистых, до уровня, определяемого современными экологическими требованиями.

      Типичным сырьем процесса гидроочистки дизельных топлив служат прямогонные дизельные фракции, выкипающие в пределах 180–330 °С, 180– 360 °С и 240 – 360 °С.

      В сырье, поступающем на установку гидроочистки, содержание влаги не должно превышать 0,02 – 0,03 % мас. Повышенное содержание влаги влияет на прочность катализатора, усиливает интенсивность коррозии, нарушает нормальный режим стабилизационной колонны.

      Сырье не должно содержать механических примесей, так как, попадая в реактор, они скапливаются на катализаторе, снижая тем самым эффективность его работы.

      Основным способом обеспечения сверхнизкого содержания серы в дизельных топливах на уровне 10 ppm считается сверхглубокая жесткая гидроочистка, проводимая при высоких давлениях (до 9,0 – 10,0 МПа), температурах в диапазоне 315-360 °С, при высоком расходе водорода и низких объемных скоростях движения нефтепродуктов на алюмо-кобальт-молибденовых или алюмоникельмолибденовых катализаторах.

      На рисунке 3.13 представлена технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива.

     


      1 - печь; 2 - реактор; 3, 6, 16 - сепараторы; 4 - стабилизационная колонна; 5, 7 - насосы; 8, 9, 10 - аппараты воздушного охлаждения; 11, 12, 13, 14 - теплообменники; 15 - холодильник;
I - Сырье; II - Водородсодержащий газ; III - Гидрогенизат; IV - Очищенная дизельная фракция; V - Газ; VI - Бензин; VII - пар; VIII - Водородсодержащий газ на очистку

      Рисунок .. Принципиальная схема установки гидроочистки дизельного топлива

      Дизельное топливо (сырье) подается насосом 5 на смешение с водородсодержащим газом. Смесь газа и сырья нагревается в межтрубном пространстве теплообменников 13, 11 и в печи 1 до температуры реакции, далее поступает в реактор гидроочистки 2, где происходят разложение серо-, азот- и кислородсодержащих соединений, а также гидрирование непредельных и отчасти ароматических углеводородов.

      Смесь ВСГ и продуктов гидрирования отдает свою теплоту газосырьевой смеси, проходя через трубное пространство теплообменников 11, 12 и 13, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения 8, холодильнике 15 и поступает в сепаратор высокого давления 3, где циркулирующий ВСГ отделяют от жидкого гидроочищенного продукта. Из сепаратора 3 ВСГ направляют на очистку от сероводорода в абсорбер (на схеме не показан), где сероводород поглощают раствором моноэтаноламина. Очищенный газ поступает на прием компрессора и возвращается в систему циркуляции водорода. Если в результате реакции содержание водорода в циркулирующем газе резко снижается, то часть этого газа отдувают после абсорбера.

      В жидком гидрогенизате после сепаратора 3 содержатся растворенные водород, метан, этан, пропан и бутан. Для их выделения гидрогенизат направляют в сепаратор низкого давления 16, где выделяют часть растворенного газа. С целью окончательной стабилизации гидрогенизат под собственным давлением через теплообменник направляют в стабилизационную колонну 4. С верха колонны 4 пары бензина и газа попадают в конденсатор-холодильник 9, откуда сконденсированный газ и бензин направляют в сепаратор 6 на разделение. Газ из сепараторов 6 и 16 поступает в абсорбер для отмывки от сероводорода раствором моноэтаноламина. Бензин из сепаратора 6 также подают на отмывку от сероводорода раствором щелочи или отдувку углеводородным газом, после чего выводят с установки. Бензин гидроочистки дизельного топлива имеет низкое октановое число. Стабилизированное гидроочищенное дизельное топливо охлаждают в теплообменнике 14 и аппарате воздушного охлаждения 10, затем откачивают с установки.

      Далее представлены данные по процессу гидроочистки дизельных фракций (газойля), полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан (в частности, ТОО "АНПЗ" – КУГБД, ТОО "ПКОП" - комбинированная установка ЛК - 6у (секция 300/1 и 300/2), ТОО "ПНХЗ" - комбинированная установка ЛК - 6у (секция 300/1).

3.4.5.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.28–3.30 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ и отходам по процессу гидроочистки дизельных фракций (газойля).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов по процессу гидроочистки дизельных фракций (газойля)

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

До 1 884100

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

33,15

15,927

3

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

0,0849

2,9

4

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,016*

0,012*

5

Вода

м3/т. сырья

0,21

0,05

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы в процессах гидроочистки дизельных фракций (газойля)

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

55,218

59,343

57,2805

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

3,23

3,12

3,175

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

436,721

461,513

449,117

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

34,619

37,48

36,0495

      Таблица .. Отходы от процессов гидроочистки дизельных фракций (газойля)

№ п/п

Наименование отхода

Ед.изм.

Объем образования отходов,

Примечание

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

5

6

1

Использованные катализаторы

тонн в год

300 – 350

По рекомендациям завода изготовителя частота замены один раз в 3 - 4 года.

Использованные катализаторы возвращаются поставщику катализаторов

2

Фильтрующие элементы

тонн в год

0,1 - 0,2

-

На полигон

3.4.6. Гидроочистка вакуумного газойля

3.4.6.1. Общие сведения о процессе

      Вакуумные дистилляты (350-500 °С) являются традиционным сырьем для процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга и производства базовых масел. Качество вакуумных газойлей определяется глубиной отбора и четкостью ректификации мазута.

      Гидроочистка вакуумного газойля 350-500 °С не представляет значительных трудностей и проводится в условиях и на оборудовании, аналогичных применяемым для гидроочистки дизельного топлива.

      Гидроочистка вакуумных дистиллятов предназначена, прежде всего, для снижения содержания серы в дистиллятах для каталитического крекинга и для получения базовых масел. Увеличение давления в процессе до 9 - 11 МПа приводит к снижению содержания серы в гидрогенизате до 0,02 - 0,03 % (мас.). С учетом современных требований к топливу по содержанию серы новые установки каталитического крекинга обязательно должны строиться с установками гидроочистки вакуумного газойля. Если на старых установках каталитического крекинга отсутствуют установки гидроочистки сырья, то необходимо обессеривать продукты, вводя установки гидроочистки бензина и легкого газойля каталитического крекинга. Кроме того, гидроочистка вакуумного газойля способствует увеличению выхода продуктов каталитического крекинга, повышению конверсии сырья; увеличению выхода бензина; снижению выхода тяжелого каталитического газойля и коксообразованию на катализаторе.

      Гидроочистку вакуумного газойля проводят при давлении

4 - 5 МПа, температуре 360–410 °С и объемной скорости подачи сырья 1 - 1,5 

.

      На рисунке 3.14 представлена принципиальная схема гидроочистки вакуумного газойля.

     


      1 - печь; 2 - реактор; 3 - сепаратор высокого давления; 4 - колонна стабилизации; 5 - сепаратор низкого давления; 6 - сепаратор разделения бензина от газа; 7 - секция очистки газа; 8, 9, 10 - насосы; 11, 12 - аппараты воздушного охлаждения; 13, 14 - теплообменники; 15, 16 - холодильники;
I - Сырье; II - Водородсодержащий газ; III - Циркулирующий очищенный водородсодержащий газ; IV - Газы отдува; V - Сероводород; VI - Газ стабилизации; VII - Бензин; VIII - Очищенный вакуумный газойль

      Рисунок .. Принципиальная схема гидроочистки вакуумного газойля

      Вакуумный газойль (сырье) подается сырьевым насосом 8 на смешение с водородсодержащим газом. Смесь газа и сырья нагревается в межтрубном пространстве теплообменников 13 и 14 и в печи 1 до температуры 360-380 °C, далее поступает в реактор гидроочистки 2, где происходят разложение серо-, азот- и кислородсодержащих соединений, а также гидрирование непредельных и отчасти ароматических углеводородов.

      Смесь водородсодержащего газа и продуктов гидрирования с низа реактора 2 поступает в сепаратор высокого давления 3, где циркулирующий газ отделяется от жидкого гидроочищенного продукта. Уходящий из сепаратора 3 водородсодержащий газ охлаждается в теплообменнике 13, аппарате воздушного охлаждения 11, холодильнике 16 и направляется в сепаратор низкого давления 5 и далее - в секцию очистки от сероводорода 7, где сероводород поглощается раствором моноэтаноламина. Очищенный газ поступает на прием компрессора и возвращается в систему циркуляции водорода. Сероводород выводится с установки на производство серы или серной кислоты.

      С целью окончательной стабилизации гидрогенизат под собственным давлением через блок теплообменников направляется в стабилизационную колонну 4.

      С верха колонны 4 пары бензина и газ попадают в аппарат воздушного охлаждения 12, откуда сконденсированный газ и бензин направляются в сепаратор 6 на разделение. Газ из сепаратора 6 поступает в секцию очистки газа от сероводорода раствором моноэтаноламина. Бензин из сепаратора 6 выводится с установки. Бензин гидроочистки вакуумного газойля имеет низкое октановое число. Если необходимо получать стабилизированное гидроочищенное дизельное топливо, то оно выводится из стабилизационной колонны 4 через отпарную колонну (на схеме не показано), охлаждается в теплообменнике и холодильнике, после чего откачивается с установки. Водородсодержащий газ частично удаляют с установки в смеси с углеводородными газами.

      Дизельную фракцию используют как компонент товарного дизельного топлива, получаемый бензиновый отгон - побочный продукт с низким октановым числом. Если дизельную фракцию не выводят с установки, то она входит в состав гидрогенизата.

3.4.6.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.31 - 3.33 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ и отходам по процессу гидроочистки вакуумного газойля, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан (в частности, ТОО "АНПЗ" – КГПН: установки гидроочистки газойля "Prime D").

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов гидроочистки вакуумного газойля

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год


1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 477 100

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

34,1

21,8

3

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

0,01

0,002

4

Удельное потребление топлива

т.у.т./т

0,024*

0,018*

5

Вода

м3/т. сырья

2,8

2

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы в процессах гидроочистки вакуумного газойля

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)


1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

Нет данных

Нет данных

Нет данных

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

Нет данных

Нет данных

Нет данных

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

Нет данных

Нет данных

Нет данных

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

Нет данных

Нет данных

Нет данных

      Таблица .. Отходы от процессов гидроочистки дизельных фракций

№ п/п

Наименование отхода

Объем образования отходов

Примечание

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

5

1

Использованные катализаторы

182,718 тонн

По рекомендациям завода изготовителя через 3 года проводится одно освежение
Срок службы – 6 - 8 лет

Использованные катализаторы возвращаются поставщику катализаторов

2

Защитные агенты

На полигон

3.5. Каталитический риформинг

3.5.1. Общие сведения о процессе

      Каталитический риформинг бензинов является важнейшим процессом современной нефтепереработки и нефтехимии. Представляет собой процесс превращения низкооктанового прямогонного бензина (нафты) атмосферной перегонки с помощью селективного катализатора и в присутствии водорода в высокооктановый бензин; ароматические углеводороды - сырье для нефтехимического синтеза; водородосодержащий газ - технический водород, используемый в гидрогенизационных процессах нефтепереработки. Установки каталитического риформинга имеются практически на всех отечественных и зарубежных нефтеперерабатывающих заводах.

      В промышленности в настоящее время используют два варианта риформинга. Первый вариант (топливный) – производство высокооктанового компонента бензина, второй вариант (нефтехимический) – получение ароматических углеводородов. Оба варианта имеют практически одинаковую технологическую схему и отличаются только мощностью, размерами аппаратов, фракционным составом сырья и параметрами ведения технологического процесса. Для нефтехимического варианта технологии дополнительно устанавливается блок экстракции и ректификации, необходимый для покомпонентного разделения ароматических углеводородов или их узких фракций. Основными показателями, определяющими качество и пригодность сырья для процесса риформинга, являются углеводородный и фракционный составы. Для каталитического риформинга применяют в основном прямогонные бензиновые фракции (нафта). Риформинг бензиновых фракций вторичного происхождения (например, термического крекинга, коксования, пиролиза) возможен только в смеси с прямогонным сырьем после предварительной глубокой гидроочистки. Фракционный состав сырья каталитического риформинга определяется целевым назначением процесса. Если целью каталитического риформинга является получение катализатов для производства высокооктановых бензинов, оптимальным сырьем для этого служат фракции, выкипающие в пределах 85-180 °C. При производстве высокооктановых бензинов, особенно с октановым числом 95 – 100, каталитическому риформингу подвергается сырье утяжеленного фракционного состава с температурой начала кипения 105 °C. Сырьем процесса риформинга для получения бензола и толуола служит узкая бензиновая фракция, выкипающая в пределах 85-105 °C. Для получения суммарных ксилолов используют узкую фракцию, выкипающую в температурных пределах 105-127 °C.

      Основные технологические параметры, в значительной степени определяющие процесс каталитического риформинга и характеристики получаемых продуктов: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа. Однако в эксплуатационных условиях основным регулируемым параметром является температура на входе в реактор. Давление, скорость подачи сырья и кратность циркулирующего газа обычно поддерживают постоянными, оптимальными для переработки данного сырья. Распределение загрузки катализатора между реакторами зависит от химического состава углеводородного сырья и активности катализатора. Температура промышленных процессов риформинга обычно находится в интервале 450-530 °C. С повышением температуры ускоряются все основные реакции, как целевые, так и побочные (реакции крекинга и коксообразования). Объемная скорость подачи сырья определяет удельную нагрузку реакционного объема по сырью и характеризует длительность контакта реагирующих промежуточных продуктов риформинга с катализатором и составляет обычно 1 – 2 ч. Оптимальные значения рабочих давлений промышленных процессов риформирования бензиновых фракций на алюмоплатиновых катализаторах составляют:

      2,0-3,0 МПа – для процессов, направленных на получение индивидуальных ароматических углеводородов;

      4,0 МПа (в последнем реакторе) – для процессов, целевым продуктом которых является высокооктановый компонент бензина.

      Применение в последние годы стабильных полиметаллических катализаторов позволило на вновь проектируемых установках с неподвижным слоем катализатора снизить давление до 1,5–2,0 МПа, а на установках с движущимся слоем катализатора до 0,7 - 1,5 МПа.

      Кратность циркуляции ВСГ в промышленных процессах находится в пределах 900–1500 м3 газа на 1 м3 сырья и зависит также от концентрации водорода в ВСГ. Таким образом, практически целесообразную кратность циркуляции ВСГ устанавливают с учетом качества сырья, активности катализатора, глубины процесса и экономических соображений.

      Катализаторы риформинга являются бифункциональными (металлические и кислотные свойства), на которых протекает весь комплекс реакций (гидрирование, дегидрирование, изомеризации, дегидроциклизации и др.). Металлические свойства обеспечивает активные металлы и их кластеры (Pt, Pt-Re-Re-Pt, Pt-Ir-Ir-Pt). Кислотные свойства определяет носитель (гамма оксид алюминия), промотированый хлором. Для таких контактов характерна высокая стабильность в условиях реакционного периода, что, в конечном счете, обеспечивает возможность получения более высоких выходов как высокооктановых бензинов риформинга, так и ароматических углеводородов.

      К биметаллическим катализаторам относят платино-рениевые и платиноиридиевые, содержащие 0,3...0,4 % мас. платины и примерно столько же Re и Ir.

      Различают сбалансированные (равное соотношение металлов, % масс.) и несбалансированные по Pt и Re. Для первой группы характерны высокая степень превращения в реакциях ароматизации парафиновых углеводородов, а для второй – низкая степень превращения парафинов в реакциях дегидроциклизации, и повышение октанового числа происходит в основном в реакциях изомеризации парафиновых углеводородов.

      Рений или иридий образуют с платиной биметаллический сплав, точнее кластер, типа Pt-Re-Re-Pt, который препятствует рекристаллизации –укрупнению кристаллов платины при длительной эксплуатации процесса. Такие катализаторы характеризуются, кроме высокой термостойкости, еще одним важным достоинством – повышенной активностью по отношению к диссоциации молекулярного водорода и миграции атомарного водорода. В результате отложение кокса происходит на более удаленных от металла центрах, что способствует сохранению активности при высокой закоксованности (до 20 % мас. кокса на катализаторе). Из биметаллических катализаторов платино-иридиевый превосходит по стабильности и активности в реакциях дегидроциклизации парафинов не только монометаллический, но и платино-рениевый контакт. Применение биметаллических катализаторов позволило снизить давление риформинга (от 3,5 до 2...1,5 МПа) и увеличить выход бензина с октановым числом (О.Ч.) по исследовательскому методу (И.М.) до 95 пунктов примерно на 6 %.

      Полиметаллические кластерные контакты обладают стабильностью биметаллических, но характеризуются повышенной активностью, лучшей селективностью и обеспечивают более высокий выход риформата. Срок их службы составляет 6 - 7 лет.

      Совершенствование катализаторов продолжается в основном в направлении увеличения выхода стабильного риформата и водорода, а также удлинения межрегенерационного цикла. Перспективным направлением, являющимся значимым для отечественных разработчиков катализаторных систем ввиду ужесточения экологических требований к товарным бензинам (снижение доли ароматических углеводородов в целом и бензола), является разработка высокоселективных катализаторов к реакциям изомеризации парафинов и/или их циклизации в циклопентан (ОЧИ 101 пункт), метилциклопентан (ОЧИ 91 пункт).

3.5.2. Установка каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора

      Установки этого типа в настоящее время получили наибольшее распространение среди процессов каталитического риформинга бензинов. Они рассчитаны на непрерывную работу без регенерации в течение 1 года и более. Окислительная регенерация катализатора производится одновременно во всех реакторах. Сырье установок подвергается предварительной глубокой гидроочистке от сернистых, а в случае переработки бензинов вторичных процессов - гидроочистке от азотистых и других соединений, гидрированию непредельных.

      Установки каталитического риформинга всех типов включают следующие блоки: гидроочистки сырья, очистки водородсодержащего газа, реакторный блок, блоки сепарации газа и стабилизации катализата.

      Схема установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора приведена на рисунке 3.15.

     


      1, 11, 17, 18 - насосы; 2, 13, 19 - теплообменники; 3 - многосекционная печь; 4, 5, 6 -реакторы; 7, 15, 20 - холодильники; 8, 9 - сепараторы; 10, 14 - колонны, 12 - печь; 16 - емкость; 21 - компрессор;
I - гидроочищенный низкооктановый бензин; II - водородсодержащий газ; III - сухой углеводородный газ; IV - стабильная головка; V - стабильный бензин

      Рисунок .. Технологическая схема установки риформинга со стационарным катализатором

3.5.3. Установка каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора

      В процессе платформинга с движущимся слоем катализатора, циркулирующим между реактором и регенератором, Реактора могут иметь как вертикальное, так и горизонтальное расположение. На рисунке 3.16 приведена технологическая схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора с вертикальным расположением реакторов, которая получила название CCR-риформинг (continuous catalytic reforming).

      Она наиболее экономична в случае, когда рабочее давление снижается с одновременным повышением глубины превращения сырья.

     


      1, 2, 3 - реакторы; 4 - регенератор; 5, 6 - сепараторы высокого и низкого давления; 7 - стабилизационная колонна; 8 - многосекционная печь; 9, 10, 11, 12 - насосы; 13, 14 - теплообменники; 15, 16 - холодильники; 17 - сепаратор; 18 - печь; 19, 20 - компрессоры; 21 - аппарат воздушного охлаждения;
I - сырье (бензин 85 - 180); II - катализатор на регенерацию; III - регенерированный катализатор; IV - газосырьевая смесь; V - газопродуктовая смесь; VI - циркулирующий водородсодержащий газ; VII - избыточный водородсодержащий газ; VIII - сухой газ; IX - головная фракция стабилизации; X - стабильный риформат

      Рисунок .. Технологическая схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора (CCR-риформинг)

      На рисунке 3.17 приведена технологическая схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора с горизонтальным расположением реакторов (дуалформинг).

     


      1 - действующие реакторы; 2 - действующие печи, 3 - новый реактор;

      4 - регенератор; 5 - сырьевой насос; 6 - новая печь; 7 - новый теплообменник сырье/продукт; 8 - рециркуляционный компрессор; 9 - воздушный холодильник; 10 - сепаратор

      I - сырье; II - водородсодержащий газ; III - нестабилизированный катализат

      Риформинг с движущимся слоем катализатора обеспечивает постоянно высокие выход бензина и значение октанового числа (до 105), а также максимальный выход водорода при малой жесткости процесса

      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема процесса дуалформинг

3.5.4. Установки каталитического риформинга для получения ароматических углеводородов

      Прямогонные бензиновые фракции 62-105 °С (нафта) являются сырьем для получения бензола и толуола, а бензиновые фракции 105-140 °С для ксилолов и этилбензола. Процесс проводится на установках, как с неподвижным слоем катализатора, так и с движущимся, но в более жестком режиме. Поскольку ароматизация углеводородов С6 - С7 происходит труднее, чем тяжелой части сырья, ужесточение режима достигается снижением давления и повышением температуры до 540 °С. Кроме того, имеется дополнительный реактор для гидрирования присутствующих в катализате непредельных углеводородов. Гидрирование проходит на алюмоплатиновом катализаторе, содержащем 0,1 % платины. После стабилизации риформат поступает на блок экстракции и ректификации. В качестве растворителей применяют ди- и триэтиленгликоли, сульфолан, диметилсульфид, N-метилпирроллидон. Наиболее эффективными являются ди-, три- и тетраэтиленгликоли (см. рисунок 3.18).

     


      1, 2, 5, 7, 9 - колонны; 3, 6, 8, 10, 15, 18, 21, 32 - холодильники; 4, 16, 19, 22, 27 - емкости; 11, 17, 20, 23, 24, 25, 28 - 31 - насосы; 12, 14 - теплообменники; 13 - пароподогреватель; 26 - кипятильник;
I - сырье; II - ДЭГ; III - бензол; IV - рафинат; V - толуол; VI - ксилольная фракция; VII - вода

      Рисунок .. Технологическая схема установки экстракции аренов из катализата фракции 62-105 °С диэтиленгликолем (ДЭГ)

      Материальный баланс установки экстракции (в % на катализат риформинга) приведен ниже:


фракция 62 - 105

фракция 62 - 85

Поступило:
Сырье

100,0

100,0

Получено:
Бензол

10,9

26,2

Толуол

16,5

3,5

Ксилол и этилбензол

4,5

-

Рафинат

66,6

68,5

Потери

1,5

1,8

Итого:

100,0

100,0

      Возросшая потребность в полимерных материалах требует увеличения объема производства индивидуальных ароматических углеводородов. Для этого на нефтеперерабатывающих заводах создаются специальные производства аренов. В их состав входят следующие секции:

      1) секция риформинга бензиновой фракции 85-140 °С;

      2) секция экстракции бензола и толуола;

      3) секция деалкилирования толуола с получением бензола 85-90 % чистоты; деалкилирование проходит при температуре 666-755 °С, давлении 3 МПа, степень превращения сырья 93 %;

      4) секция получения бензола и ксилолов путем реакции трансалкилирования; процесс протекает в среде циркулирующего водорода на платиновом катализаторе при температуре 500 °С, давлении 3 МПа;

      5) секция выделения п-ксилолов из смеси суммарных ксилолов (процесс "парекс") путем адсорбции на цеолитах. В качестве десорбента применяется п- диэтилбензол чистотой 99 %. Температура адсорбции 170 °С, давление 2 Мпа;

      6) изомеризация смеси этилбензола и м-ксилола с получением о- и п- ксилолов на платиновом катализаторе в среде циркулирующего водородсодержащего газа с получением о- и п-ксилолов при температуре 400- 445 °С и давлении 1,4 - 2,4 МПа;

      7) фракционирование аренов.

      Обобщенный материальный баланс всех секций ароматических углеводородов, % (мас.) представлен ниже:

Поступило:


Получено:


Сырье (фракция 85-140 °С)

100,0

Топливный газ

15,7

Водородсодержащий газ


2,0


Нестабильная головка


5,9


Бензол


14,2


о-Ксилол


18,5


п-Ксилол


18,5


Ароматические углеводороды


1,1


С3 и выше


1,1


Рафинат


23,1


Потери


1,0


Итого:


100,0


3.5.5. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.34-3.36 представлены данные по уровням потребления энергоресурсов, образующимся выбросам и отходам по процессу каталитического риформинга, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки каталитического риформинга

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год


1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 2 000 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

147,3

12.1

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,181

0,0004

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,17*

0,0002

5

Охлаждающая вода

куб. м/т

53,9

7,9

6

Техническая вода

куб. м/т

55,6

0,0075

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки каталитического риформинга

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник образования выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид

Технологические печи

2

69,321

35,66

2

Азота (IV) диоксид

1,385

77

39,19

3

Сера (IV) диоксид)

0

688,421

344,21

4

Углерод оксид

1

53

27

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки каталитического риформинга

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Отработанные адсорбенты, фильтрационные материалы, обтирочные ткани

600000

1100000

184,2

264,5124

184,2

264,5124

3.6. Изомеризация

3.6.1. Общие сведения о процессе

      Процесс изомеризации является одним из самых рентабельных способов получения высокооктановых и экологически чистых компонентов бензина. Он широко применяется в нефтепереработке для повышения октанового числа путем перегруппировки молекулярной структуры нормальных парафинов С5 - С6 в их изомеры с более высоким октановым числом.

      Изомеризат – ценнейший компонент товарного автобензина, так как не содержит бензола, ароматических углеводородов, сернистых соединений, олефиновых углеводородов, имеет высокое ОЧ по исследовательскому и моторному методу. Изомеризат характеризуется минимальной разницей (2 - 3 пункта) между октановыми числами по исследовательскому и моторному методам, поскольку изопарафины в отличие от ароматических и непредельных углеводородов имеют почти одинаковое октановое число по каждому из этих методов.

      Современная установка изомеризации легких бензиновых фракций С5 - С6 состоит из нескольких основных блоков: блока гидроочистки сырья, блока реакторов изомеризации с высокоактивным цеолитным или аморфным катализатором, блока стабилизации изомеризата, блоков выделения и рециркуляции низкооктановых углеводородов нормального строения, как непрореагировавших, так и содержащихся в исходном сырье.

      Сырьем установок изомеризации могут быть легкий прямогонный бензин (нафта; начало кипения - 62 °С), бензин-рафинат (после экстракции аренов) и непосредственно фракция С5 - С6.

      Существует несколько схем процесса изомеризации, основанных на трех технологиях катализатора изомеризации, которые могут быть дополнительно разработаны для работы с рециркуляцией водорода или без нее, а также с рециркуляцией углеводородов или без нее. В общем их можно разделить на две категории: "однократные углеводороды" или "вторичные углеводороды".

      В конструкциях однократной изомеризации в установке изомеризации обрабатывается только свежее сырье. Октановое число, которое может быть достигнуто, составляет только около 77 - 80 RON при использовании катализатора на основе цеолита и 82 - 85 RON при использовании катализатора на основе хлорида. Можно ожидать конверсии в 80 %.

      В конструкциях изомеризации рециркуляции углеводородов неконвертированные парафины с более низким октановым числом перерабатываются для дальнейшей конверсии. В зависимости от варианта рециркуляции рециркуляция может осуществляться с использованием обычных парафинов или метилгексанов и н-гексана. Полученное октановое число может достигать 92 RON в зависимости от состава сырья, конфигурации и используемого катализатора. Выход в изомерате составляет около 95 - 98 % в зависимости от заданного октанового числа конечного потока.

      В настоящее время используются три совершенно разных типа катализаторов изомеризации:

      промотированный хлодридом;

      цеолитный;

      катализаторы на основе сульфатированного диоксида циркония.

      Цеолитный катализатор работает при значительно более высоких температурах (250 - 280 °C и 15-25 бар) и более устойчив к загрязнителям, хотя полученные октановые числа ниже. Цеолитный катализатор используется в основном в тех случаях, когда продукт изомерата с более высоким октановым числом не оправдывает дополнительных капитальных затрат, необходимых для снижения загрязняющих веществ в сырье для хлоридно-глиноземного катализатора, или лучше подходит для установки дооснащения.

      Высокоактивный катализатор, промотированный хлоридом работают при относительно низкой температуре (130-180 °C и 30 бар) и дают самое высокое октановое число. Этот тип катализатора требует добавления небольших количеств органических хлоридов, которые превращаются в хлористый водород в реакторе для поддержания высокой активности. В таком реакторе сырье должно быть свободным от источников кислорода, включая воду, чтобы избежать проблем дезактивации и коррозии. Кроме того, этот катализатор очень чувствителен к сере, поэтому требуется глубокая десульфурация сырья до менее чем 0,5 промилле. Более низкие температуры реакции предпочтительнее более высоких температур, поскольку равновесное превращение в желаемые изомеры усиливается при более низких температурах.

      После изомеризации легкие фракции фракционируются из потока продукта, выходящего из реактора, и затем направляются в топливный газ НПЗ или в установку утилизации легких фракций. В установке для однократной изомеризации углеводородов нижний поток стабилизатора после охлаждения продукта направляется в бензиновый пул. В конструкции изомеризации рециркуляции углеводородов нижний поток из стабилизатора подается в разделительную установку, которая представляет собой либо колонну деизогексанизатора, либо адсорбционную систему.

      В колонне деизогексанизатора может быть произведено разделение между диметилбутанами с более высоким октановым числом и метилпентанами с более низким октановым числом. Диметилбутаны и низкокипящие компоненты C5 (продукт изомерата) отбираются сверху из колонны и направляются в бензиновый пул. Метилпентаны и обычный гексан отбираются в качестве боковой фракции с низа колонны и рециркулируются в реактор изомеризации. Нижний поток из деизогексанизатора представляет собой небольшое количество тяжелого побочного продукта, который направляется вместе с продуктом изомеризата в бензиновый пул или на установку каталитического риформинга, если нефтеперерабатывающий завод извлекает бензол в качестве химического сырья. Принцип адсорбции заключается в том, что непревращенные обычные парафины адсорбируются на молекулярном сите, в то время как изопарафины проходят через адсорбент. Десорбция происходит с помощью нагретого водородосодержащего газа из сепаратора или смеси бутана. Десорбент отделяют от чистого водородосодержащего потока рециркуляции в емкости сепаратора и возвращают в реактор изомеризации для дальнейшей конверсии.

      Товарными продуктами изомеризации С5 -С6 являются изопентановая и изогексановая фракции. Октановое число изопентановой фракции равно 89 (по моторному методу), а изогексановой, содержащей не более 1 % n-гексана, октановое число равно 78. Кроме того, на установке выделяют бутановую и гексановую фракции, а также углеводородный газ.

      Различают низкотемпературную, среднетемпературную и высокотемпературную изомеризацию.

3.6.2. Низкотемпературная изомеризация на хлорированных (фторированных) алюмоплатиновых катализаторах

      Процесс специально предназначен для каталитической изомеризации пентанов, гексанов и их смесей. Реакции протекают в присутствии водорода в неподвижном слое катализатора при рабочих условиях, способствующих изомеризации и препятствующих гидрокрекингу. Рабочие условия далеки от жестких, о чем свидетельствуют умеренное рабочее давление, низкая температура и низкое парциальное давление водорода. Области применения процесса включают повышение ОЧ и гидрирование бензола.

      На рисунке 3.19 представлена технологическая схема процесса.

     


      Рисунок .. Технологическая схема процесса.

      Легкие бензиновые фракции поступают в один из двух аппаратов установки осушки. Аппараты заполнены осушителями на молекулярных ситах, которые поглощают влагу и тем самым защищают катализатор. После смешения с добавочным водородом сырье подогревается сначала путем теплообмена с продуктом реактора, а затем в подогревателе прямого нагрева, после чего поступает в реакторы. Обычно применяются два последовательно соединенных реактора.

      Перед поступлением в стабилизационную колонну поток реактора охлаждается. Количество подаваемого водорода лишь незначительно превышает его химический расход. Добавочный водород, который может быть любой приемлемой чистоты, обычно поступает с установки каталитического риформинга. Для удаления HCI, образующегося из органических хлоридов, которые добавляются для поддержания активности катализатора, газообразный верхний продукт стабилизационной колонны отмывается раствором щелочи. После очистки газ поступает в систему топливного газа. Стабилизированный, изомеризованный жидкий нижний продукт колонны используется как компонент бензина.

3.6.3. Среднетемпературная изомеризация на цеолитных катализаторах

      Сырье

      Важное значение имеет состав сырья, поскольку он определяет рабочие условия процесса изомеризации. Так как бутаны не подвержены изомеризации на цеолитсодержащих катализаторах, идеальное сырье имеет низкое содержание бутанов, что позволяет уменьшить производительность установки. Парафины С7+ крекируются и гидрируются в пропан и бутаны, что вызывает нежелательное снижение выхода целевого продукта. Для эффективной работы установки, что подразумевает высокий выход изомеризата, и предотвращения преждевременного закоксовывания катализатора содержание С7+ в сырье не должно превышать 5 %. Соотношение н-С5/ИЗО-С5 должно быть как можно выше. Это способствует увеличению прироста целевого продукта.

      Катализаторы

      Цеолитный катализатор представляет собой платину, нанесенную на цеолит (морденит). Этот катализатор не требует использования галогена в качестве активатора или промотора. Катализатор работает при 250-270 °С и рабочем давлении 1,8 - 3,5 МПа (избыт.). На цеолитных катализаторах изомеризации получается продукт с более низким октановым числом, чем на хлорированном катализаторе на основе окиси алюминия. Однако как и все цеолитные катализаторы, они обладают повышенной устойчивостью к воздействию серы, воды, азота и легко восстанавливаются после проведения регенерации. Продолжительность межрегенерационного пробега 2 - 3 года.

      Сырье подвергают гидроочистке до содержания серы 0,001 %. Схема установки среднетемпературной изомеризации бензиновой фракции начала кипения 62 °С представлена на рисунке 3.20.

     


      1, 8 - насосы; 2, 9 - теплообменники; 3 - печь; 4 - реактор;

      5 - стабилизационная колонна; 6 - сепаратор; 7 - компрессор; 10 - емкость; 11 - аппарат воздушного охлаждения; 12, 13 - холодильники; 14 - кипятильник;
I - Бензиновая фракция нк - 62 ; II - водород; III - отходящие газы; IV - изомеризат

      Рисунок .. Схема среднетемпературной изомеризации бензиновой фракции начало кипения 62 °С на цеолитном катализаторе

      Бензиновую фракцию начала кипения 62 °С насосом 1 подают на смешение с водородом, нагревают в теплообменнике 2 и печи 3 до температуры реакции (230-280 °С) и подают в реактор 4.

      Продукты реакции охлаждают в теплообменнике 2 и аппарате воздушного охлаждения 11, подают в сепаратор 6, где отделяют водородсодержащий газ. Изомеризат направляют в стабилизационную колонну 5, откуда после стабилизации и охлаждения в аппаратах 9 и 12 выводят с установки. Если необходимо получать отдельно изопентан и изогексан, то его подают на блок ректификации (см. п. 1.4 - высокотемпературная изомеризация). Этот блок предназначен также для возвращения непрореагировавших n-пентана и n - гексана в сырье. С верха колонны 5 выводят отходящие легкие углеводороды, часть которых после конденсации и охлаждения возвращают насосом 8 в колонну 5 в качестве орошения. Среднетемпературная изомеризация сдает свои позиции в пользу низкотемпературной из-за большей энергоемкости и худшего качества изомеризата.

3.6.4. Высокотемпературная изомеризация на алюмоплатиновых катализаторах, промотированных хлором (фтором)

      Для процесса высокотемпературной изомеризации характерны невысокие выход изомеризата и октановое число продукта, что резко сужает его применение в промышленности. В настоящее время эта технология практически не применяется.

      Основные параметры процесса высокотемпературной изомеризации парафиновых углеводородов С5 и С6 представлены в таблице 3.37.

      Таблица .. Основные параметры процесса высокотемпературной изомеризации парафиновых углеводородов С5 и С6

№ п/п

Показатель

Значение

1

2

3

1

Температура, °С

380 - 450

2

Давление, МПа

3 - 4

3

Выход изомеризата, % (об.)

91

4

Октановое число (по исследовательскому методу) за проход

74 - 76

      Описание технологической схемы

      Схема установки высокотемпературной изомеризации представлена на рисунке 3.21.

     


      1, 22, 28, 31 - теплообменники; 2, 21, 24, 25, 27 - холодильники; 3 - изопентановая колонна; 4 - бутановая колонна; 5 - пентановая колонна; 6 - изогексановая колонна; 7 - печь; 8 - реактор; 9 - сепаратор; 10 - адсорбер; 11 - стабилизационная колонна; 12 - компрессор; 13, 14, 15, 29, 30 - емкости; 16, 17, 18, 19, 20, 26 - аппараты воздушного охлаждения;
I - сырье; II - свежий водородсодержащий газ; III - углеводородный газ; IV - изогексан; V - изопентан; VI - бутаны; VII - стабильный изомеризат

      Рисунок .. Схема установки высокотемпературной изомеризации

      Сырье нагревают в теплообменнике 2, подают в изопентановую колонну 3, где смесь свежего сырья и стабильного изомеризата разделяют на смесь бутана с изопентаном (выходит с верха колонны) и смесь n-пентана с гексанами (выходит с низа колонны). В бутановой колонне 4 отделяют целевой изопентан от бутанов. С низа колонны 4 целевую изопентановую фракцию откачивают насосом через теплообменник 22 и холодильник 24 в емкость. Головной погон (бутаны после конденсации в аппарате воздушного охлаждения 17) частично подают на орошение, а балансовое количество отводят с установки. Смесь n- пентана и гексанов с низа колонны 3 проходит через теплообменник 28 и поступает в колонну 5, где n-пентан отделяют от гексанов.

      Далее смесь гексанов с низа пентановой колонны 5 подают в изогексановую колонну 6, где изогексан выделяют с верха колонны, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 19, отделяют от примесей в емкости 14, частично для орошения возвращают в колонну 6, а балансовое количество выводят с установки.

      Фракции n-пентана и n-гексана смешивают с ВСГ от компрессора 12, подогревают в теплообменнике 1 и в печи 7 и подают в реактор 8, заполненный катализатором. В начале пробега температура в реакторе 380 °С, а в конце, вследствие некоторой дезактивации катализатора, она поднимается до 430 - 450 °С.

      Газопродуктовую смесь, вышедшую из реактора, охлаждают в теплообменнике 1 и в холодильниках 26 и 23, после чего направляют в сепаратор 9. Из аппарата 9 выводят циркулирующий ВСГ, который смешивают со свежим газом, подвергают осушке цеолитами в адсорбере 10, а затем возвращают во всасывающую линию компрессора 12. Сжатый водородсодержащий газ смешивают с сырьем.

      Нестабильный изомеризат из сепаратора 9 направляют через теплообменник 32 в стабилизационную колонну 11, в верх которой уходят углеводороды С3 - С4, а вниз - стабильный изомеризат, который подают на смешение с сырьем и далее в колонну 3. Периодически, один раз в 5-6 месяцев, катализатор подвергают окислительной регенерации.

      В зависимости от углеводородного состава бензиновой фракции начало кипения 62 °С октановое число изомеризата будет колебаться от 80 до 90 по моторному методу. ОЧ (м.м.) изопентана (2 -метилбутана) равно 90,3, n-гексан имеет ОЧ (м.м.) всего 26, а его изомеры характеризуются ОЧ (м.м.):

      Метилпентан - 73,5;

      Метилпентан - 74,5;

      Диметилбутан - 93,4;

      Диметилбутан - 94,3.

      Материальный баланс

      В таблице 3.38 представлен материальный баланс установки высокотемпературной изомеризации.

      Таблица .. Материальный баланс установки высокотемпературной изомеризации

№ п/п

Показатель

% мас.

1

2

3

1

Поступило:


2

Фракция н.к. - 62

100

3

Водородсодержащий газ

0,8

4

в том числе водород

0,22

5

Всего:

100,8

6

Получено:


7

Углеводородный газ

1,6

8

Сжиженный газ

16,8

9

Изомеризат (компонент автомобильного бензина)

82,4

10

В том числе:


11

изопентановая фракция

53,4

12

изогексановая фракция

22,1

13

гексановая фракция

6,9

14

Всего

100,8

3.6.5. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.39-3.41 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, образовавшимся выбросам, сточным водам и отходам по процессу изомеризации, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки изомеризации

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 600 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

30

13,691

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,6

0,3

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,2*

0,1*

5

Оборотная вода

м3/год

350

50

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки изомеризации

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

2

4

3

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

10

26

18

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

0

0

0

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

41

60

50

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки изомеризации

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Отработанный адсорбент (очиститель газа)

100 000

600 000

6,6177

8,0883

6,6177

8,0883

2

Отработанный адсорбент (молекулярные сита)

100 000

600 000

22,0032

26,8928

22,0032

26,8928

3

Отработанный утилизируемый катализатор (процесса Penex)

100 000

600 000

95,895

117,205

95,895

117,205

4

Отработанный катализатор (метанирования)

100 000

600 000

3,663

4,477

3,663

4,477

5

Остатки упаковочных материалов

100 000

600 000

4,5

5,5

4,5

5,5

6

Отработанная керамическая насадка
(Шары керамические)

100 000

600 000

16,2

19,8

16,2

19,8

7

Отходы резинотехнических изделий

100 000

600 000

11,25

13,75

11,25

13,75

3.7. Висбрекинг и другие термические технологические процессы

3.7.1. Общие сведения о процессе

      Назначение. Процесс в основном используют для снижения вязкости тяжелых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива. Он проводится при давлении 1 - 5 МПа и температуре 430 - 500 °С.

      Висбрекинг может проводиться также и для получения газойля – сырья для процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга.

      Таким образом, учитывая рост объемов переработки тяжелых нефтей и нефтяных остатков, висбрекинг предоставляет возможность экономичного превращения сырья в дополнительное количество дистиллятов.

      Существуют две принципиальные разновидности процесса висбрекинга - печной висбрекинг, который проводится в нагревательно-реакционной печи при температуре 480-500 °С и времени пребывания сырья в зоне реакции 1,5 - 2,0 минут, и висбрекинг с выносной реакционной камерой (сокинг-камерой), который осуществляется при температуре 430-450 °С и времени реакции 10- 15 минут. Технология висбрекинга с выносной реакционной камерой имеет преимущества по сравнению с печным висбрекингом: большая продолжительность межремонтного пробега, меньшее потребление топлива и электроэнергии, меньшие капитальные затраты, более высокая управляемость процесса при эксплуатации за счет возможности регулирования двух переменных - давления в сокинг-камере и температуры в печи.

      Конверсия сырья в процессе невысокая (14 - 30 % от исходного сырья), отбор светлых нефтепродуктов из гудрона не превышает 5 - 20 %, а из мазута - 16 - 22 %. Тем не менее, этот процесс вносит определенный вклад в углубление переработки нефти.

      Сырье и продукты. Сырьем обычно является гудрон (> 500 °С), тяжелые нефтяные остатки, вязкость которых при 80 °С составляет сотни сантистоксов (сСт), но может превышать 1000. Газы и бензин висбрекинга обладают теми же свойствами, что газы и бензин термического крекинга. Легкий газойль (если выводится) также обладает свойствами легкого газойля термического крекинга. Остаток вместе с легким газойлем используется как котельное топливо, его вязкость соответствует вязкости товарного котельного топлива (не более 7 - 11 сСт при 80 °С). В некоторых случаях остаток разделяют в вакуумном испарителе на легкий, тяжелый и вакуумированный крекинг-остаток. В этом случае примерно две трети газойлей висбрекинга смешивают с отпаренным в вакууме остатком висбрекинга, чтобы получаемое топливо соответствовало требованиям европейских спецификаций. При этом следует отметить, что процесс висбрекинга снижает вязкость гудрона в десятки раз. Однако следует отметить, что гудроны сернистых нефтей в результате висбрекинга дают котельные топлива с не меньшим содержанием серы, чем в исходном гудроне. Сжигание такого топлива без смешения его с менее сернистым недопустимо, т.к. сопровождается отравлением атмосферы сернистым ангидридом.

      На рисунке 3.22 представлена схема установки висбрекинга гудрона с выносной камерой (сокинг - камерой).

     


      1 - печь; 2 - выносная камера; 3 - ректификационная колонна; 4 - сепаратор; 5 - отпарная колонна; 6 - насос; 7 - холодильник; I - Сырье; II - Пар; III - Газ; IV - Бензин; V - Легкий газойль; VI - Остаток; VII - вода

      Рисунок .. Технологическая схема установки висбрекинга с выносной камерой

      Подогретое остаточное сырье подается в печь 1, где нагревается до температуры 430-500 °С и далее поступает в выносную камеру 2. Продукты крекинга направляются во фракционирующую колонну 3, работающую при атмосферном давлении. Далее после разделения в сепараторе 4 получают газ и бензин, после отпарной колонны 5 - легкий газойль и остаток, который можно использовать в качестве котельного топлива. Бензин и легкий газойль после облагораживания используют в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Имеются схемы получения вакуумного газойля после вакуумной колонны (на рисунке 3.22 вакуумная колонна не показана).

      Материальный баланс. Ниже приведен материальный баланс висбрекинга гудрона с получением легкого газойля (I) и без получения легкого газойля (II):


I

II

Приход, % мас.



Гудрон

100,0

100,0

Всего

100,0

100,0

Получено, % мас.



Углеводородный газ

2,3

2,3

Нафта С5 -С6

1,4

3,0

Бензин (С7 - 185 °С)

4,7

6,7

Легкий газойль (185-371 °С)

10,7

-

Остаток

80,9

88,0

Всего

100,0

100,0

      Процесс висбрекинга является одним из востребованных в мире процессов, так как позволяет превратить гудрон в топочный мазут заданной вязкости, и этим снижается использование дизельных фракций в качестве разбавителя гудрона.

      Для улучшения показателей процесса в сырье вводят различные поверхностно-активные добавки, снижающие образование и осаждение кокса в змеевиках печи и остаточном продукте, пенообразование в колонне и коррозию в холодильном оборудовании.

3.7.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Выбросы в атмосферу

      Выбросы в атмосферу от висбрекинга включают выбросы от сжигания топлива в печах, вентиляционные газы и неорганизованные выбросы. Во фракционирующей колонне образуются кислые водные стоки.

      Полученный газ содержит H2S и должен быть подвергнут дальнейшей обработке. Сероводород и меркаптаны выделяются из потока кислых вод из обратных холодильников. Углеводороды выпускаются из сбросов давления в сосудах с обратным холодильником, при хранении и погрузочно-разгрузочных операциях, разливах и сбросах сточных вод. Выбросы твердых частиц происходят во время операций по очистке печи примерно два раза в год.

      Технологические сточные воды

      Верхний газ фракционирующей колонны частично конденсируют и накапливают в верхней емкости для разделения на три фазы: поток углеводородного газа, поток жидких углеводородов и поток кислых вод. Поток кислой воды следует направлять в очиститель кислых стоков.

      В таблицах 3.42 - 3.44 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, образовавшимся выбросам, сточным водам и отходам по процессу висбрекинга, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского Союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности, ТОО "ПКОП" – установка легкого термического крекинга гудрона (висбрекинга)).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки висбрекинг

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

733334

256916

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

5,515

8,134

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,0305

0,0439

4

Удельное потребление топлива

т/ч

1,3

1,9

5

Охлаждающая вода

т/ч

4

8

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки висбрекинг

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологи
ческие печи

57,32

145,17

101

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

2,87

7,26

10

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

0,73

28,59

29

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

1,54

45,79

47

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки висбрекинг

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешламы

256916

733334

61,1

96,8

61,1

96,8

3.8. Этерификация

      Химические вещества (в основном спирты и эфиры) добавляются в моторные топлива либо для повышения, либо соблюдения экологических требований. С 1970 -х годов в бензин стали добавлять спирты (метанол и этанол) и эфиры для повышения октанового числа, снижения образования монооксида углерода и уменьшения атмосферного озона из-за более низкой реакционной способности образующихся в результате выбросов ЛОС. Повышение октанового числа стало одним из факторов поэтапного отказа от свинца в качестве добавки к топливу, как того требует программа Auto-Oil I. В результате в настоящее время в бензин добавляется ряд различных эфиров, которые лучше отвечают как новым требованиям к кислороду, так и предельным значениям давления паров. Наиболее распространенными эфирами, используемыми в качестве добавок, являются метил-третичный бутиловый эфир (МТБЭ), этил-третичный бутиловый эфир (ЭТБЭ) и третичный амилметиловый эфир (ТАМЕ). Некоторые НПЗ производят собственные запасы этих эфиров.

      Производство МТБЭ

      На рисунке 3.23 показан пример упрощенной технологической схемы установки МТБЭ. Поток подачи охлаждается перед входом в верхнюю часть первичного реактора. Катализатор смолы в первичном реакторе представляет собой неподвижный слой мелких шариков. Реагенты стекают вниз через слой катализатора и выходят из нижней части реактора. Сточные воды из первичного реактора содержат эфир, метанол и непрореагировавший изоолефин и, как правило, некоторые парафины из исходного сырья. Значительное количество сточных вод охлаждается и рециркулируется для регулирования температуры реактора. Чистый сток поступает в ректификатор с секцией, содержащей катализатор, или во второй реактор. Эфир выводится в качестве нижнего продукта, и непрореагировавшие пары спирта и пары изоолефинов поступают в реакцию катализатора для превращения в эфир. В процессе обычно образуются поток эфира и относительно небольшой поток непрореагировавших углеводородов и метанола. Метанол экстрагируют при промывке водой, и полученную смесь метанола с водой перегоняют для извлечения метанола для рециркуляции. Избыток метанола и непрореагировавшие углеводороды отбираются в качестве чистого продукта с верха колонны и подаются в колонну для извлечения метанола. В этой колонне избыток метанола извлекается при контакте с водой. Полученную смесь метанола и воды перегоняют для извлечения метанола, который затем рециркулируют в первичную реакцию.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема процесса производства МТБЭ

      Процесс производства ЭТБЭ

      Установка МТБЭ способна производить ЭТБЭ с незначительными модификациями и устранением узких мест (увеличение производительности колонны и охладителя, повышение нижней температуры в каталитической колонне, изменение верхней и нижней температуры в колонне этанола/воды).

3.8.1. Установка этерификации легкой нафты каталитического крекинга ТАМЭ

      Процесс производства ТАМЭ

      В этом процессе изоамилены С5 отделяются от потока легких фракций каталитического крекинга (LCCS) из установки FCC и подвергаются каталитической реакции с метанолом в присутствии водорода с образованием ТАМЭ (трет-амил-метиловый эфир). Основными этапами производства ТАМЭ являются удаление пентана, улавливание, реакция и очистка. На рисунке 3.25 представлена упрощенная схема производства ТАМЭ.

      Удаление С5 достигается дистилляцией (депентанизацией) сырья LCCS. Верхние погоны конденсируются, а углеводороды возвращаются в виде флегмы, а газы направляются в систему дымовых газов нефтеперерабатывающего завода. Боковой поток АС5 выводится из колонны в качестве сырья для установки ТАМЭ. Жидкости из нижней части колонны (С6+) направляют на повторное смешивание с конечным продуктом из установки ТАМЭ.

      Затем поток С5S очищают для удаления каталитических ядов, пропуская его через ионообменную смолу для удаления основных соединений азота, например, аммиака, и любых металлических загрязнений. Подача водорода также очищается для удаления любых кислотных компонентов. Сырье, содержащее впрыснутый метанол и водород, подается в секцию реактора. Водород используется для превращения диенов в моноолефины и предотвращения образования смол во время реакции. Это происходит на ионообменной смоле, пропитанной палладием, и изоамилены превращаются в ТАМЭ.

      Поток продукта ТАМЭ очищают фракционной перегонкой, промывкой и фазовым разделением. Верхний погон фракционирующей колонны проходит в орошающий барабан с газовой фазой низкокипящих углеводородов (С1, С2, С4 и т.д.) вместе с непрореагировавшим водородом перед сбросом в топливный газ НПЗ или в факел.

      Остаточный продукт бензина ТАМЭ с небольшим количеством метанола охлаждают и смешивают с оборотной водой из установки для извлечения метанола, затем направляют в отстойник для разделения фаз. Бензиновая фракция ТАМЭ из этого продукта смешивается с потоком С6+ кубового остатка депентанизатора и направляется на хранение. Фракция метанол/вода рециркулирует в загрузочный барабан установки для регенерации метанола.

      Метанол регенерируется путем перегонки в общем перегонном кубе, при этом метанол из головного погона конденсируется и передается в буферное хранилище для рециркуляции на завод ТАМЭ или для других целей. Донные остатки в основном представляют собой воду с некоторыми загрязнителями и обычно рециркулируют с продувкой до очистки сточных вод, чтобы избежать накопления муравьиной кислоты (см. рисунок 3.24).

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема производства ТАМЭ.

      Назначение секции этерификации легкой нафты каталитического крекинга ТАМЭ заключается в превращении в ТАМЭ большинства изоамиленов, содержащихся во фракции LCCS (в основном, фракция С5) из секции "Prime G+" (секция 0700), путем присоединения метанола на катионообменных смолах.

      Основные свойства ТАМЭ:

ИОЧ среднее

114

МОЧ среднее

98

Кислород, мас. %

15,7

ДНП смеси, бар

0,25

Растворимость в воде, масс.%

1,1

3.8.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Реакция этерификации является экзотермической, поэтому охлаждение до надлежащей температуры реакции имеет решающее значение для достижения оптимальной эффективности преобразования. Метанол необходим для производства эфиров.

      Выбросы в атмосферу

      Возможные выбросы углеводородов в воздух происходят из-за сбросов давления на сосудах, барабане верхнего погона колонны депентанизатора и орошении ректификационной колонны, установке метанола, пароотводных каналах на поглотителях и катализаторе реактора.

      Сточные воды

      Потенциальные выбросы углеводородов, метанола и простых эфиров в воду происходят из-за разливов и утечки воды три рекуперации метанола. Некоторые компоненты, которые могут быть обнаружены в этой сточной воде, - это метанол (этанол), простые эфиры и муравьиная кислота (уксусная кислота).

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Образование твердых отходов

      Образующиеся отходы представляют собой использованный катализатор/смолу без возможности регенерации. Каждые два года катализатор следует менять и пропаривать до факела перед утилизацией. Катализатор рециркулируют для восстановления содержания в нем палладия. Некоторые усилия по переработке смолы не увенчались успехом.

      В таблицах 3.45 и 3.46 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов и образовавшимся отходам процессу этерификации, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан (в частности, ТОО "АНПЗ" - установка этерификации легкой нафты каталитического крекинга ТАМЕ). Выбросы от установки этерификации могут быть только от неорганизованных источников.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов в процессе этерификации

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 350000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

20

10,62

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,8

0,32

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,62*

0,47

5

Охлаждающая вода

т/ч

360,7

273,1

6

Техническая вода

т/ч

9,84

7,74

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Отходы от процесса этерификации

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Используемый катализатор

200000

350000

6,938

288,6

6,938

288,6

2

Железистый шлак и остаток ртути

200000

350000

0,01

0,03

0,01

0,03

3.9. Каталитический крекинг

3.9.1. Общие сведения о процессе

      Каталитический крекинг является важнейшим крупнотоннажным процессом переработки нефти. Мировая мощность построенных установок крекинга составляет более 770 млн тонн в год. Сырьем процесса служат прямогонный и гидроочищенный вакуумный дистиллят (фр. 350-550 °С), а также мазут, как в смеси с более легким сырьем, так и отдельно.

      Основными продуктами процесса являются:

      1) пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции с содержанием олефинов более 60 % масс - сырье для нефтехимического синтеза и производства пластмасс;

      2) бензиновая фракция (НК-220 °С) – высокооктановый компонент автобензинов (октановое число свыше 92 п. по ИМ);

      3) легкий газойль (фракция 220-270 °С) – компонент дизельного топлива, флотореагент;

      4) тяжелый газойль (фракция 270-420 °С) – сырье для производства нефтяного кокса и технического углерода.

      В настоящее время во всем мире работает ряд различных установок каталитического крекинга, включая реакторы с неподвижным слоем, реакторы с подвижным слоем, реакторы с псевдоожиженным слоем и прямоточные установки. Реакторы с псевдоожиженным и подвижным слоем на сегодняшний день являются наиболее распространенным типом установок на НПЗ.

      Несмотря на разнообразие используемых установок, общая схема процесса для них практически не отличается. Основные отличия состоят в конструкции реакторнорегенераторного блока.

      Установки ФКК на сегодняшний день являются наиболее распространенными в мире.

      Установка ФКК состоит из трех отдельных секций: реакторно-регенераторный блок с воздушным компрессором и котлом-утилизатором, основная ректификационная колонна с компрессором жирного газа и газофракционирующая установка непредельных газов. Упрощенная схема показана на рисунке 3.25.

      В процессе установки ФКК нефть и нефтяные пары, предварительно нагретые до 250-425 °C, в прямоточном реакторе вступают в контакт с горячим катализатором при температуре 680-730 °C. Для усиления испарения и последующего крекинга сырье распыляют паром. Процесс крекинга происходит при температуре 500-540 °C и давлении 1,5 - 2,0 кгс/см2. Большинство катализаторов, используемых в каталитическом крекинге, содержит цеолиты с металлами и редкоземельными элементами на алюмооксидной матрице и бентонитовой глине. Мелкозернистый гранулированный катализатор хорошо смешивается с испаренным сырьем. Псевдосжиженный слой катализатора и вступившие в реакцию пары углеводородов механически разделяются в (двухступенчатых) циклонах. Любые углеводороды, оставшиеся на катализаторе, удаляются отгонкой паром. Количество катализатора, рассеянного в виде мелкой пыли в циклонах реактора и регенератора, уравновешивается добавлением свежего катализатора.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема флюид каталитического крекинга

      Каталитический крекинг остаточного сырья (RCC) происходит также как и процесс флюид каталитического крекинга. Из-за повышенного отложения кокса на катализаторе в результате переработки более тяжелых фракций сырья для сохранения температурного равновесия вокруг регенератора необходимо применять дополнительные меры, чтобы охладить катализатор. Поскольку тяжелые фракции сырья обычно имеет повышенное содержание металлов, особенно Ni и V, это снижает активность катализатора. Поэтому его необходимо непрерывно извлекать и заменять новым. Увеличенная частота замены катализатора приводит к его быстрому уносу из-за мелких частиц, присутствующих в свежем катализаторе, а также пыли, образующейся при стирании. В результате этого увеличиваются выбросы взвешенных веществ из регенератора. Это следует учитывать при выборе метода борьбы с твердыми частицами, присутствующими в дымовых газах.

3.9.2. Сущность процесса каталитического крекинга и фракционирования продуктов

      Сущность процесса каталитического крекинга основана на расщеплении высокомолекулярных компонентов вакуумного газойля на более мелкие молекулы в присутствии микросферического цеолитсодержащего катализатора при высокой температуре.

      Постадийно процесс каталитического крекинга может быть представлен следующим образом:

      поступление сырья к поверхности катализатора;

      диффузия сырья в поры катализатора;

      хемосорбция на активных центрах катализатора;

      химическая реакция на поверхности катализатора;

      десорбция продуктов крекинга и не прореагировавшей части сырья с поверхности катализатора и частично из внутренних пор за счет отпарки водяным паром;

      вывод продуктов реакции на последующую ректификацию.

      Реакции каталитического крекинга подразделяют на первичные, относящиеся к превращению молекул исходного сырья, и вторичные, в которых участвуют продукты реакции. К наиболее важным первичным и вторичным реакциям, протекающим при каталитическом крекинге, относятся следующие:

      Крекинг парафинов с образованием алифатических углеводородов меньшей молекулярной массы:

      Олефин + Парафин

      Парафин → - Олефин + Олефин + Парафин

      Олефин + Олефин + Н2

      Крекинг нафтенов с образованием олефинов:

      Нафтен → Олефин + Олефин

      Нафтен → Циклогексан + Олефин.


      Деалкилирование алкилароматических углеводородов:

      Алкилароматический углеводород → Ароматический углеводород + Олефин

      Расщепление боковых цепей алкилароматических углеводородов:

      Алкилароматический углеводород → Ароматический с боковой олефиновой цепью + Парафин

      Крекинг олефинов с образованием олефинов меньшей молекулярной массы:

      Олефин → Олефин + Олефин

      Изомеризация:

      Олефин → Изоолефин

      Парафин →Изопарафин

      n-Ксилол → о-Ксилол + m-Ксилол


      Перераспределение алкильной группы между двумя ароматическими углеводородами:


      С6Н4(СН3)2 + C6H6 → 2С6Н5(СН3)


      Диспропорционирование олефинов с низкой молекулярной массой:


      2 Н2С=СНСН2СН3 → Н2С=СНСН3 + Н2С=СНСН2СН2СН3


      Перераспределение водорода:

      Нафтен + Олефин → Ароматический углеводород + Парафин

      Олефин → 2 Парафина + Диен

      Олефин → Парафин + Ароматический углеводород

      Циклоолефин → Нафтен + Ароматический углеводород

      Ароматический углеводород → [Предшественник кокса] + Олефин → Кокс + Парафин


      Полимеризация, конденсация и коксообразование:


     


      Гидрирование сернистых соединений:

      меркаптанов:


      СН3 – CH2 – CH2 – CH2 – CH2 – SH + Н2 → СН3 – CH2 – CH2 – CH2

      – СН3 + H2S


      дисульфидов:


      C3H7 - SS – C3H7 + H2 → 2C3H6 + 2H2S


      тиофенов


      C4H4S + 4H2→ C4H10+ H2S


      В зависимости от условий крекинга (качество сырья, катализатор, температура, давление, время контакта и др.) соотношение скоростей протекания перечисленных реакций меняется, что и отражается на конверсии сырья, выходе и качестве целевых и побочных продуктов. Получаемые продукты каталитического крекинга по своему химическому составу имеют следующие особенности:

      бензин содержит много изопарафинов и ароматических углеводородов;

      газ имеет высокую концентрацию изобутана и олефинов;

      газойлевые фракции богаты полициклическими и ароматическими углеводородами.

      Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга, являются:

      качество сырья;

      свойства катализатора;

      температура процесса;

      давление;

      кратность циркуляции катализатора;

      объемная скорость.

      Качество сырья

      Тяжелое сырье дает больший выход бензина и меньший выход газа, сырье с большим содержанием ароматики дает наибольший выход кокса и наименьший выход бензина. Лучший выход бензина и наименьший выход кокса дает нафтеновое сырье.

      Свойства катализатора

      Для обеспечения максимального выхода целевых продуктов и достижения высоких технико-экономических показателей катализатор крекинга имеют следующие основные свойства:

      высокую активность, определяющую глубину превращения исходного сырья при равных прочих условиях;

      высокую избирательность, которая оценивается способностью катализатора ускорять реакции в требуемом направлении, снижать скорость побочных реакций;

      стабильность, когда катализатор должен быть стойким к стиранию, растрескиванию и давлению вышележащих слоев, а также не должен изнашивать аппаратуру;

      регенерируемость, способность быстро и многократно восстанавливать свою активность и избирательность при окислительной регенерации без нарушения поровой структуры и разрушения частиц.

      Температура процесса

      Каталитический крекинг обычно проводят в интервале температур 500÷540 °С.

      С ростом температуры в рабочей зоне увеличиваются общая глубина превращения сырья, выход сухого газа, выход фракции С3 -С4, количество пропилена и бутилена и в сравнительно небольшой степени повышается выход стабильного бензина. Повышение температуры в реакторе также увеличивает глубину превращения и выход кокса.

      Увеличение подогрева сырья повышает температуру в регенераторе и уменьшает отложение кокса на отработанном катализаторе. Увеличение рециркуляции шлама повышает содержание кокса на катализаторе и количество тепла, выделяемого в регенераторе.

      Давление

      Процесс обычно ведут под давлением 0,15 - 0,17 МПа (1,5 - 1,7 кгс/см2). С повышением давления содержание олефиновых углеводородов в бензине уменьшается, одновременно снижается октановое число бензина. С понижением давления увеличиваются выход газов и концентрация в них непредельных углеводородов.

      Кратность циркуляции катализатора

      Кратность циркуляции катализатора равна отношению количества тонн циркулирующего катализатора в час к количеству сырья, подаваемого в реактор.

      При постоянном количестве и качестве сырья, вносимого в реактор, и нормальных рабочих условиях процесса с ростом кратности циркуляции катализатора глубина превращения сырья, процент отложения кокса на катализаторе увеличивается.

      Объемная скорость

      Объемная скорость (ч - 1) — это отношение количества подаваемого сырья в час к количеству катализатора в зоне крекинга реактора. Время пребывания углеводородного сырья в рабочей зоне реактора уменьшается с повышением объемной скорости. С понижением объемной скорости время контакта углеводородных паров с катализатором увеличивается, что приводит к более глубокому их превращению.

     


      Рисунок .. Блок схема секции каталитического крекинга и фракционирования продуктов

      Переработка сырья с высокой объемной скоростью (при сохранении неизменных прочих условий процесса) дает больший абсолютный выход бензина, чем крекинг с малой объемной скоростью. Относительный выход (в % вес. на сырье) бензина с ростом объемной скорости снижается. С уменьшением объемной скорости, особенно в области малых численных ее значений, увеличиваются выход кокса и плотность каталитического газойля.

      Сущность процесса регенерации катализатора состоит в окислительном отжиге кокса с поверхности катализатора при температуре 650-700 °С. Для равномерного выжига кокса процесс осуществляется в псевдоожиженном слое, поддерживаемом потоком воздуха.

      Общая блок-схема секции представлена на рисунке 3.26. Поскольку реактор и регенератор каталитического крекинга конструктивно исполнены одним блоком, будет дано единое описание подпроцессов каталитического крекинга и регенерации катализатора.

3.9.3. Каталитический крекинг и регенерация катализатора в псевдоожиженном слое

      Крекинг данного типа представлен на отечественных заводах установками типа 43-102. Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установки такого типа приведена на рисунке 3.27. Сырье I после нагрева в печи до 470-490 °С поступает в реактор 1, где происходит реакция каталитического крекинга. Из зоны крекинга катализатор поступает в зону отпарки в нижней части реактора, где отпаривающим агентом выступает пар III.

     


      1 - реактор, 2 - напорные стояки катализатора, 3 - регенератор, 4 - сепаратор, 5 - паросборник, 6 - насос, 7 - печь, 8 - воздуходувка, 9, 10 - бункеры-сепараторы,

      11, 12 - дозаторы пневмотранспорта.
I - сырье, II - продукты крекинга, III - водяной пар, IV - вода,

      V - воздух, VI - дымовые газы, VII - водяной пар

      Рисунок .. Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установок с движущимся шариковым катализатором

      Продукты реакции II поступают на фракционирование, а катализатор - в бункер отработанного катализатора 12. Закоксованный катализатор поднимается по стояку 2 в бункер 10, а оттуда - в регенератор 3. В регенераторе при температуре 680-700 °С происходит выжиг кокса воздухом с поверхности катализатора, в нижней части регенератора температура снижается до 580- 600 °С за счет охлаждающих змеевиков. Снятое тепло при этом используется для генерации пара. Регенерированный катализатор по трубопроводу поступает в бункер 11, откуда возвращается в распределительное устройство реактора 9. Для сохранения постоянного фракционного состава катализатора часть циркулирующего катализатора отдувается в сепараторе.

      Технологический режим и примерный материальный баланс крекинга вакуумного газойля для установки с движущимся слоем катализатора приведены ниже:

Температура,:


нагрева сырья

470 - 490

в реакторе

450 - 490

в регенераторе

680 - 700

Давление, кгс/см2:


в реакторе

1,7

в регенераторе

1,2

Кратность циркуляции катализатора, т/т сырья

1,8 - 2,5

Время контакта катализатора с сырьем, с

1200

Выход продуктов, % мас.:


сухой газ,

1,5 - 2,0

жирный газ (С3-С4)

6,5 - 9,5

бензин (С5 - 195 °С)

35 - 38

легкий газойль (195-350 °С)

23 - 27

тяжелый газойль (> 350 °C)

20 - 24

кокс

2,5 - 3,5

      Большим недостатком установок с гранулированным катализатором явилась недостаточно большая мощность по сырью - фактически она составляла не выше 4000-5000 тонн в сутки из-за большого расхода транспортирующего агента (не менее 1 кг на 20 кг катализатора). Также длительное пребывание катализатора в зоне реакции (15-20 мин.) приводит к недостаточно эффективному его использованию. По этой причине новых установок такого типа больше не строится, а старые по мере возможности выводятся из эксплуатации.

3.9.4. Каталитический крекинг в лифт-реакторе на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе

      Открытие каталитической активности цеолитов и разработка промышленных цеолитсодержащих синтетических катализаторов крекинга привели к существенному изменению конструкции реакторного блока. Для наиболее полного использования активности цеолитсодержащих катализаторов процесс проводят в прямоточном лифтреакторе при повышенной температуре, высокой кратности циркуляции катализатора и времени контакта катализатора с сырьем порядка 3-5 с.

      Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установок с лифтреактором и циркулирующим микросферическим катализатором приведена на рисунке 3.28. Сырье I проходит через теплообменник 2 и печь 1, где нагревается до 310-350 °С, после чего через форсунки поступает в низ прямоточного реактора. В реакторе сырье смешивается с катализатором, поступающим из регенератора, и поднимается в полусквозном потоке вверх по реактору 12, где протекает реакция каталитического крекинга. В низ реактора подается водяной пар для разгона катализатора, пар также подается в сырьевые форсунки для более тонкого распыла сырья. Предусмотрена подача шлама с низа основной ректификационной колонны в реактор.

      Газокатализаторный поток из реактора поступает в сепаратор 9. Пары продуктов отделяются от катализатора сначала в сепарирующем устройстве, затем в высокоэффективных циклонах на выходе из сепаратора. Отработанный катализатор поступает в десорбер 10, где потоком пара с катализатора удаляются адсорбированные тяжелые углеводороды. Закоксованный катализатор VIII из десорбера поступает в регенератор 11, где в псевдоожиженном слое потоком воздуха III, подаваемого воздуходувкой 4, происходит его регенерация. Регенерированный катализатор XI поступает обратно в реактор, а дымовые газы регенерации VII сначала отделяются от катализатора в высокоэффективных циклонах 13, затем проходят через котел-утилизатор 8, где часть тепла используется для генерации пара, после чего происходит доочистка от катализаторной пыли в электрофильтре 7. Очищенные дымовые газы V выбрасываются в атмосферу. Уловленный катализатор поступает в бункер 5, куда также загружается свежий катализатор VI, предназначенный для компенсации потерь микросферического катализатора с продуктами реакции и дымовыми газами.

     


      1 - трубчатая печь; 2 - теплообменник; 3 - насос; 4 - подогреватель воздуха; 5 - бункер для катализатора; 6, 13 - циклоны; 7 - электрофильтр; 8 - котел-утилизатор; 9 - сепарационная зона реактора; 10 - отпарная зона реактора; 11 - регенератор с кипящим слоем; 12 - лифт-реактор; 13 - емкость;
I - сырье; II - топливо на нагрев воздуха; III - воздух; IV - свежий катализатор на догрузку системы; V - очищенные дымовые газы; VI - катализаторная пыль; VII - дымовые газы; VIII - закоксованный катализатор; IX - продукты реакции; X - водяной пар; XI - регенерированный катализатор; XII – шлам

      Рисунок .. Принципиальная схема реакторно-регенераторного блока установок с лифт-реактором

      Технологический режим и примерный материальный баланс крекинга вакуумного газойля для установки с лифт-реактором приведены ниже:

      Температура:

      в реакторе 515 - 530

      в регенераторе 650 - 700

      Давление, кгс/см2:

      в реакторе 1,3 - 1,8

      в регенераторе 1,4 - 2,4

      Кратность циркуляции катализатора, т/т сырья 5 - 8

      Время контакта катализатора с сырьем, с 2,5 - 3,5

      Выход продуктов, % мас.:

      сухой газ, 2,5 - 3,2 

      жирный газ (С3 -С4) 16,0 - 16,8 

      бензин (С5 - 195 ) 48 - 50

      легкий газойль (195 - 270) 6,5 - 7,5

      тяжелый газойль (270 - 420) 13,5 - 14,5 

      остаток (> 420 °C) 5,0 - 5,5

      кокс 5,5

     


      а) - Г - 43 - 107М: 1 - прямоточный реактор; 2 - паровые форсунки; 3 - сырьевые форсунки; 4 - шламовые форсунки; 5 - парораспределительное устройство; 6 - каскадные тарелки; 7 - отпарная секция; 8 - сепарационная камера; 9 - одноступенчатые циклоны; 10 - двухступенчатые циклоны; 11 - регенератор; 12 - трубчатый воздухораспределитель.
б) - 1А/1М после реконструкции: 1 - сырьевая форсунка; 2 - прямоточный реактор; 3 - шламовая форсунка; 4 - парораспределительное устройство; 5 - двухступенчатая отпарная секция; 6 - инерционный сепаратор; 7 - одноступенчатые циклоны; 8 - транспортная линия регенератора; 9 - воздухораспределительное устройство; 10 - узел распределения отработанного катализатора; 11 - двухступенчатые циклоны.
в) - ГК - 3 после реконструкции: 1 - прямоточный реактор;

      2 - сырьевые форсунки; 3 - шламовые форсунки; 4 - циклон грубой очистки; 5 - система охлаждения продуктов крекинга; 6 - двухступенчатая отпарная секция; 7 - парораспределительное устройство; 8 - одноступенчатые циклоны; 9 - транспортная линия; 10 - узел распределения отработанного катализатора; 11 - воздухораспределительное устройство; 12 - двухступенчатые циклоны; 13 - напорная камера; 14 - напорный стояк; 15 - шиберная задвижка; 16 - J-образный переток

      Рисунок .. Конструкция реакторных блоков установок с микросферическим катализатором рекинга

      Конкретная конструкция реактора и регенератора отличается по установкам (рисунок 3.29). Типовым для новых установок является реакторный блок типа Г - 43 - 107М (рисунок 3.30, а), отличающийся разновысотным расположением регенератора и реактора, соосным расположением сепаратора и лифт-реактора, а также наклонными напорными стояками, которые позволяют катализатору поступать из одного аппарата в другой самотеком под действием перепада давления. Устаревшие типы установок (1А/1М и ГК-3) модернизированы в зависимости от их исходной конструкции. В обоих случаях старый реактор переделан в сепаратор, а новый прямоточный лифт-реактор либо смонтирован взамен транспортной линии катализатора (1А/1М), либо сделан выносным (ГК-3).

3.9.5. Фракционирование продуктов крекинга

      Разделение продуктов крекинга осуществляется в основной фракционирующей колонне. Пары продуктов крекинга из реактора по трансферной линии поступают в промывочно-сепарационную секцию основной фракционирующей колонны, оборудованную в нижней части ситчатыми двухпоточными тарелками. На тарелках происходит контакт перегретых и загрязненных катализатором паров, поступающих из реактора с жидкостью в колонне. При контакте паров с жидкостью происходят охлаждение паров для прекращения реакции крекинга, отмывка их от катализаторной пыли и частичная конденсация высококипящих углеводородов. Отмытые от катализаторной пыли и охлажденные до температуры насыщения пары поступают в концентрационную секцию колонны на разделение.

      Тяжелый газойль в смеси с катализаторной пылью с низа колонны подается в шламоотстойник, в котором происходит отстаивание катализатора. С низа шламоотстойника шлам направляется в прямоточный реактор каталитического крекинга. Отстоявшийся от катализаторной пыли тяжелый газойль в постоянном количестве возвращается в основную колонну, а балансовый избыток выводится с установки после охлаждения в теплообменнике. Предусмотрена возможность осуществления рециркуляции тяжелого газойля в качестве сырья крекинга.

      Фракция легкого газойля из колонны боковым погоном выводится в отпарную колонну (стриппинг). В стриппинге происходит отпарка легких фракций бензина из легкого газойля перегретым водяным паром. Пары из стриппинга возвращаются в колонну. Из куба стриппинга легкий газойль откачивается в теплообменники для охлаждения и далее выводится с установки.

      Пары с верха основной колонны (углеводородный газ, нестабильный бензин, водяной пар) поступают в конденсаторы-холодильники и далее в рефлюксную емкость, где происходит разделение на нестабильный бензин, жирный газ и воду. Нестабильный бензин из емкости частично возвращается в колонну в качестве острого орошения для регулирования температуры верха, а балансовый избыток направляется в секцию абсорбции, газоразделения и сероочистки. Загрязненный технологический конденсат из отстойника емкости откачивается на очистку от растворенного сероводорода и аммиака в узел очистки технологического конденсата. Жирный газ из емкости направляется на очистку от H2S и CO2 в секцию абсорбции, газоразделения и сероочистки.

3.9.6. Секция абсорбции, газоразделения и сероочистки

      Секция предназначена для разделения газа крекинга на фракции, а также очистки газа и бензина от серы. Не на всех предприятиях осуществляются демеркаптанизация легкого бензина крекинга и гидроочистка тяжелого бензина крекинга. Общая блок-схема секции приведена на рисунке 3.30.

     


      Рисунок .. Блок схема секции абсорбции, газоразделения и сероочистки

      Стабилизация бензина крекинга состоит в удалении из него углеводородов, выкипающих до 70 °C. На первой стадии осуществляется удаление из него сухого газа - углеводородов С1-С2 - достигаемое путем абсорбции более тяжелых компонентов стабильным бензином крекинга в специальном аппарате - фракционирующем абсорбере. Разделение углеводородов С1 -С2 и более тяжелых возможно вследствие их разной растворимости; так, растворимость пропана в бензине крекинга примерно в 20 - 30 раз выше, чем этана.

      Нестабильный бензин крекинга после выделения в основной фракционирующей колонне поступает во фракционирующий абсорбер. Туда же подается жирный газ крекинга после проведения его очистки от сероводорода раствором амина. Абсорбентом в колонне служит стабильный бензин. С низа абсорбера выводится нестабильный бензин в стабилизационную колонну, где он разделяется на две фракции – начало кипения 70 °C и 70-220 °C.

      С верха абсорбера выводится сухой газ, который далее подается во второй абсорбер для улавливания унесенных углеводородов С3 - С6. Абсорбентом во втором абсорбере служит легкий газойль. Очищенный от тяжелых углеводородов сухой газ доочищается от сероводорода раствором амина и поступает в топливную сеть завода, а также на горелки печей установки каталитического крекинга. Насыщенный абсорбент с низа абсорбера возвращается в основную ректификационную колонну секции каталитического крекинга.

      Примерный технологический режим работы абсорберов и колонны стабилизации приведен в таблице 3.47.

      Таблица .. Технологический режим работы фракционирующих абсорберов выделения сухого газа и колонны стабилизации бензина

№ п/п

Параметр

Фракционирующий
абсорбер

Повторный
абсорбер

Колонна
стабилизации

1

2

3

4

5

1

Температура верха,

45

45

100

2

Температура низа,

80 - 115

50

195 - 230

3

Давление верха, атм.

9,0 - 11,5

8,5 - 11,0

7,8 - 10,0

4

Давление низа, атм.

10,0 - 12,0

9,0 - 11,0

7,8 - 11,0

      3.9.7. Демеркаптанизация легкого бензина

      Технология процесса очистки фракции "начало кипения 70 оС" направлена на максимальное извлечение из сырья меркаптанов и остаточного количества сероводорода с целью получения при дальнейшем фракционировании углеводородных фракций (ППФ, ББФ, легкого бензина), пригодных для использования в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов товарного бензина.

      Процесс очистки включает в себя:

      1) приготовление катализаторного комплекса (КТК), представляющего собой 15 %-ый водный раствор гидроксида натрия, также содержит 0,1 % катализатора окисления сульфидов;

      2) стадию демеркаптанизации сырья, состоящую из следующих процессов:

      экстракция меркаптанов раствором КТК;

      водная промывка очищенного продукта;

      регенерация раствора КТК;

      отделение дисульфидов от раствора КТК.

      Экстракция сероводорода и меркаптанов происходит по следующим реакциям:


      RSH + NaOH ↔ RSNa + H2O

      H2S + 2NaOH → Na2S + 2H2O


      Регенерация раствора КТК в присутствии катализатора происходит по следующим реакциям:


      3Na2S + 4О2 + H2O (Kat) → Na2SO4+ Na2S2O3+ 2NaOH

      2RSNa + 0,5O2 + H2O (Kat) → RSSR + 2NaOH


      Фракция "начало кипения 70 оС", содержащая меркаптаны и остаточное количество сероводорода после аминовой очистки, подается в куб экстрактора меркаптанов. Циркулирующий раствор КТК из сепаратора дисульфидов подается на верхнюю первую тарелку экстрактора. Давление экстракции составляет 18 атм., температура – 40-50 °C.

      Очищенная фракция "начало кипения 70 оС" с верха экстрактора направляется в сепаратор щелочи, где происходит ее отделение от унесенных капель раствора КТК. Раствор КТК с низа сепаратора выводится в дегазатор, а фракция "начало кипения 70 оС" с верха сепаратора направляется на стадию водной промывки от следов раствора КТК в колонну водной промывки. Колонна работает при 17 - 19 атм. и температуре 30 - 40. Очищенная и отмытая фракция "начало кипения 70 оС" с верха колонны направляется в колонну выделения фракций С3 и С4.

      Раствор КТК, насыщенный сульфидами и меркаптидами натрия, из дегазатора подается в куб регенератора, который представляет собой насадочную прямоточную колонну, реакционная зона которой заполнена массообменной насадкой, в качестве которой используются стальные кольца Палля размером 50×50×1. Температура нагрева раствора КТК на входе в регенератор регламентируется 50(±2), т.к. уменьшение температуры ниже 45 ведет к снижению скорости регенерации, а увеличение температуры раствора КТК выше 60 – к дезактивации катализатора окисления.

      В куб регенератора под опорную решетку через распределительное устройство для окисления сульфидов и меркаптидов подается технологический воздух от компрессора с давлением не менее 6 атм. Отработанный воздух и унесенный регенерированный КТК с дисульфидами из регенератора поступают в сепаратор воздуха, где происходит разделение отработанного воздуха и раствора КТК, содержащего дисульфиды. Отработанный воздух направляется к горелкам печи, а регенерированный раствор КТК с дисульфидами поступает в сепаратор дисульфидов, где за счет гравитационного отстоя дисульфиды отделяются от раствора КТК.

      Бензин крекинга и растворенные в нем дисульфиды с верха сепаратора дисульфидов перетекают в емкость дисульфидов, а оттуда периодически, по мере накопления откачиваются на блок гидроочистки тяжелого бензина крекинга. Регенерированный раствор КТК с низа сепаратора дисульфидов подается обратно в экстрактор меркаптанов. По мере разбавления раствора КТК (за счет образования реакционной воды и солей) до концентрации активной щелочи порядка 6 % мас. часть его периодически, без прекращения циркуляции откачивается в дренажную емкость. Балансовое количество раствора КТК восполняют путем подкачки концентрированного раствора КТК.

3.9.8. Фракционирование легкого бензина

      Очищенная фракция "начало кипения 70 оС" поступает с верха колонны экстракции меркаптанов в колонну выделения фракции С3 -С4. Дегазированный легкий бензин из куба колонны охлаждается в теплообменниках и водяных холодильниках, после чего откачивается в товарный цех. С верха колонны пары углеводородов (фракция C3 -C4) поступают в аппараты воздушного охлаждения, после в рефлюксную емкость. Часть фракции C3 -C4 из рефлюксной емкости подается на орошение верха колонны, а балансовый избыток поступает в пропановую колонну.

      В пропановой колонне происходит разделение углеводородов фракции С3 - С4 на пропан-пропиленовую (фракция С3) и бутан-бутиленовую фракции (С4). С верха пропановой колонны пары пропан-пропиленовой фракции поступают в конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения, потом в водяные холодильники, затем в рефлюксную емкость. Часть фракции C3 из рефлюксной емкости подается на орошение верха колонны, а балансовый избыток откачивается в товарный парк.

      Бутан-бутиленовая фракция с куба пропановой колонны, последовательно охлаждаясь в теплообменниках, в холодильниках водяного и воздушного охлаждения, выводится на товарный склад или на установки получения МТБЭ и алкилирования (при наличии на заводе).

      Примерный технологический режим работы колонн приведен в таблице 3.48.

      Таблица .. Технологический режим работы колонны стабилизации легкого бензина и пропановой колонны

№ п/п

Параметр

Колонна стабилизации

Пропановая колонна

1

2

3

4

1

Температура верха.

55 - 65

40 - 50

2

Температура низа,

120 - 128

95 - 105

3

Давление верха, атм.

8,9 - 9,8

15,0 - 17,3

4

Давление низа, атм.

8,9 - 9,8

15,3 - 18,6

      Водный конденсат из рефлюксных емкостей колонн отводится в узел очистки технологического конденсата.

3.9.9. Очистка углеводородных потоков от сероводорода раствором моноэтаноламина

      Очистка газов и фракции "начало кипения 70 оС" 15 % раствором моноэтаноламина основана на процессе хемосорбции (абсорбция с протеканием химических реакций).

      Основные реакции можно представить следующими уравнениями:

      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.

      Присутствие гидроксильной группы снижает давление насыщенных паров и повышает растворимость соединения в воде, а присутствие аминогруппы придает водным растворам щелочность, необходимую для абсорбции кислых газов.

      Как видно из уравнений процесс ведет к образованию химических соединений. Однако эти соединения все же имеют при нормальных условиях заметное давление насыщенных паров, так что состав равновесного раствора меняется в зависимости от парциального давления кислых газов. При повышении температуры давление паров этих соединений быстро растет, нагревом раствора можно десорбировать из него кислые газы (на этом принципе основан процесс регенерации раствора моноэтаноламина).

      Реакции абсорбции (поглощения) H2S и CO2 идут с выделением тепла:

      на 1 кг поглощенного H2S выделяется ~ 300 ккал;

      на 1 кг поглощенного CO2 выделяется ~ 400 ккал.

      Физическая сущность процесса абсорбции заключается в молекулярной и конвективной диффузии вещества из газовой фазы в жидкую вследствие разности парциальных давлений извлекаемого компонента в контактирующих фазах. Различие парциальных давлений компонентов во встречных фазах обеспечивается противоточным движением газа и жидкости. Когда парциальное давление компонента в газе становится меньше, чем в жидкости, начинается выделение его из жидкости, т.е. диффузия вещества из жидкой фазы в газовую. Такой процесс называется десорбцией.

      Неочищенный газ направляется на сероочистку в абсорбер. В абсорбере установлена насадка фирмы "Зульцер", обеспечивающая равномерное распределение и контакт жидкой фазы с газовой. В верхней части абсорбера смонтирован сетчатый каплеотбойник для улавливания жидкости, уносимой с потоком газа.

      Абсорбер работает при давлении 1,6 атм. и температуре 40 оС. Абсорбентом является 15 % раствор моноэтаноламина в воде.

      Газ поступает в нижнюю часть под насадку, а регенерированный раствор МЭА подается над слоем насадки в верхней части абсорбера. В результате абсорбции из газа извлекаются сероводород и углекислота. Для отмывки газа от унесенного моноэтаноламина в верхнюю часть колонны подается химобессоленная вода.

      Сероочищенный газ из абсорбера направляется на дальнейшую переработку. Насыщенный раствор МЭА и сконденсированные тяжелые углеводороды с куба абсорбера откачиваются в емкость. В емкости от насыщенного раствора МЭА отделяются сконденсированные углеводороды и собираются в отсеке за перегородкой. Углеводороды из емкости откачиваются в газосепаратор.

      Узел регенерации МЭА может быть выполнен в составе установки каталитического крекинга, регенерация может также осуществляться централизованно на общезаводском узле. Отстоявшийся насыщенный раствор МЭА подается на регенерацию в регенератор через теплообменник. В регенераторе от насыщенного раствора МЭА отпариваются кислые газы: сероводород и СО2. Тепло в регенератор подводится через термосифонный рибойлер водяным паром.

      Смесь сероводорода, СО2 и уносимого водяного пара с верха регенератора направляется в воздушный холодильник, где охлаждается, а водяные пары частично конденсируются. Парожидкостная смесь после холодильника поступает в газосепаратор, где происходит отделение газовой фазы от жидкой. Жидкая фаза газосепаратора – кислый водный конденсат – подается на верхнюю насадку регенератора в качестве орошения для сокращения количества подпитки химочищенной водой раствора МЭА и стоков, направляемых на очистку. Избыток конденсата из газосепаратора выводится в узел очистки технологического конденсата.

      Газовая фаза газосепаратора – смесь сероводорода, СО2 с некоторым количеством унесенных водяных паров направляется по трубопроводу на установку переработки серы НПЗ.

      Параметры технологического режима узла аминовой очистки:

      Абсорбер:

      температура, 40

      давление, атм. 1,6

      Колонна регенерации:

      температура верха, 95 - 110

      температура низа, 120 - 130

      давление, атм. 1,0 - 1,8

3.9.10. Узел очистки технологического конденсата

      Метод очистки загрязненного технологического конденсата основан на последовательном отделении от технологического конденсата сероводорода и аммиака в ректификационных колоннах с доочисткой аммиака от сероводорода в скруббере (2-колонная схема). Метод обеспечивает глубокую очистку конденсата от указанных газов и позволяет достичь требуемых показателей по остаточному содержанию сульфидной серы и аммонийного азота в очищенном технологическом конденсате. Кроме того, данная схема позволяет непосредственно выделять сероводород и аммиак отдельными высококонцентрированными газовыми потоками. При этом чистота получаемого сероводорода соответствует требованиям, предъявляемым к сырью установок производства серы.

      Процесс 2-колонной очистки является непрерывным и состоит из трех стадий:

      1) отпарка сероводорода из технологического конденсата в первой ректификационной колонне;

      2) отпарка аммиака и остатков сероводорода от технологического конденсата во второй ректификационной колонне;

      3) очистка аммиаксодержащего газа от сероводорода в насадочном скруббере.

      Загрязненный технологический конденсат подается в первую колонну двумя потоками – верхним холодным и нижним, нагретым до температуры начала кипения воды.

      В данной колонне в качестве головного продукта получается практически чистый сероводород, а в качестве остатка – вода, обогащенная аммиаком с остаточным содержанием сероводорода, которая поступает во вторую колонну для удаления из нее аммиака вместе с остаточным сероводородом. Аммиак с остаточным сероводородом получают с верха второй колонны, а с нижней части – очищенный технологический конденсат.

      Очистку аммиака от сероводорода проводят в скруббере. Для этого головной продукт второй колонны – аммиак с примесью сероводорода – промывают холодным потоком очищенного конденсата в нижней насадочной секции скруббера. В результате чего остаточный сероводород реагирует с аммиаком с образованием хорошо растворимого в воде гидросульфида аммония. Получаемый раствор возвращается в первую колонну, а аммиак поступает на верхнюю насадочную секцию скруббера. Так как реакция растворения аммиака сопровождается выделением тепла, то для охлаждения аммиака и конденсации избыточных паров воды в верхней части скруббера организовано циркуляционное орошение. Очищенный и охлажденный аммиак с верха скруббера подается на утилизацию, горелку печи или факел.

3.9.11. Текущие уровни выбросов и потребления

      Потребление энергетических ресурсов

      Практически все тепло, необходимое для установок кататилического крекинга, вырабатывается в регенераторе. Катализаторы, потребляемые и выбрасываемые в атмосферу в виде выбросов, зависят от типа обрабатываемого продукта и могут состоять из диоксида кремния-оксида алюминия с содержанием редкоземельных и/или драгоценных металлов или, более типично, состоять из цеолитов, заменяемых на редкоземельные элементы, на алюмооксидных матрицах и глинах.

      Выбросы в атмосферу

      В составе НПЗ одним из источников с наибольшим потенциалом атмосферных выбросов является установка каталитического крекинга. Выбросы в воздух в основном выделяются из регенератора и представляют собой СО, СО2, NOХ, SO2, твердые частицы (в основном катализаторная пыль, включая тяжелые металлы). Состав выбросов установок каталитического крекинга изменчив в зависимости от используемого сырья (содержание азота, серы, металлов) и регенератора, а также от условий эксплуатации котла-утилизатора.

      Выбросы из установки FCC могут со временем увеличиваться, поскольку качество реакции катализатора с воздухом в регенераторе ухудшается в результате истирания.

      Например, внутреннее механическое повреждение или износ / эрозия оборудования могут значительно увеличить все выбросы CO, NOХ, SO2 и взвешенных частиц.

      Выбросы сточных вод

      Объем сточных вод, образующийся в процессе каталитического крекинга, составляет приблизительно 60 - 90 л сточной воды на тонну исходного сырья. Сточные воды обычно образуются из стоков кислой воды и разливов от ректификационной колонны, содержащей нефтепродукты (нефть), ХПК, взвешенные твердые частицы, соединения серы (H2S), фенолы, цианиды и аммиак.

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Твердые отходы

      Возможны выбросы в почву от катализатора в виде мелких частиц, оборудования, улавливающего твердые частицы и периодического сброса отработанного катализатора. Твердые остатки обогащены фракциями тяжелого рециклового и осветленного масел.

      В таблицах 3.49 - 3.51 представлены данные по процессу производства серы, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан (в частности ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПКОП" - установка производства серы).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки каталитического крекинга

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

R2R установка (в псевдосжиженном катализаторе)

RFCC (установка остаточного сырья)

макс

мин

макс

мин


1

2

3

4

5

6

7

1

Переработка сырья

тонн в год

до 2388540

до 2000000

2

Удельное потребление топлива

МДж/т

2000

120

2000

120

3

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

50

8

60

2

4

Удельное потребление пара

кг/т

90

30

300

50

5

Производство пара

кг/т

60

40

170

100

6

Охлаждающая вода DТ=17 оС

м3/т

20

5

20

10

7

Потребление катализатора

тонн в год

2,5

0,4

4

2

      Таблица .. Выбросы с установок каталитического крекинга FCC и RCC с движущимся слоем катализатора

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Концентрация загрязняющего вещества выбросов (мг/Нм3)

Технологические печи R2R

Технологические печи RFCC

мин

макс

сред

мин

макс

сред

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Азот (II) оксид

0,108

6,227

3

39,93

46,43

43

2

Азота (IV) диоксид

0,09

38,32

19

5,12

5,95

5

3

Сера (IV) диоксид

13,94

53,22

33

223,72

241,32

232

4

Углерод оксид

81,34

97,57

89

37,95

44,13

41

      Таблица .. Твердые отходы, образующиеся в процессе каталитического крекинга

№ п/п

Наименование отхода

Объем образования отходов, тонн в год

Примечание

Наименование способа
утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода


1

2

3

4

5

RFCC (установка остаточного сырья)

1

Отработанный катализатор из регенератора

512,8 кг/ч

1 раз в год в период капитального ремонта

Направляется на полигон для захоронения отходов, если надлежащим образом обработан и не является опасным

2

Отработанный катализаториз скруббера влажного газа

381 кг/ч

Периодически

Направляется на полигон для захоронения отходов, если надлежащим образом обработан и не является опасным

3

ТБО

2,625

постоянно

Передача сторонним организациям для переработки

4

Изношенные средства защиты и спецодежда

0,140

постоянно

Передача сторонним организациям для переработки

R2R установка (в псевдосжиженном катализаторе)

5

Ртутные лампы,
люминесцентные
ртутьсодеращие трубки, отработанные и брак

0.047

Периодически по истечении срока службы

Передача сторонним организациям с целью демеркуризации

6

Катализатор

4958

Периодически по истечении срока службы

-

7

Масленые отработанные

6.264

Периодически по истечении срока службы

-

8

Мусор от бытовых помещений организаций, несортированный (исключая крупногабаритный (ТБО)

25.194

Периодически

-

9

Обтирочный материал, загрязненный маслами

0,438

Периодически

Передача сторонним организациям для переработки

3.10. Олигомеризация (полимеризация)

      Олигомеризация – это процесс превращения пропена и бутена в высокооктановые компоненты бензина.

      Целевыми продуктами секции олигомеризации являются полимер-бензин и полимер-керосин, образующиеся из олефинов очищенного СУГ.

      В процессе на катализатор происходит нижеследующее преобразование:

      С3-олефин + С3-олефин →С6 - (димер)

      С4-олефин + С4-олефин →С8 - (димер)

      С3-олефин + С4-олефин →С7 - (димер)

      Дальше реакция продолжается, и удлиняет углеродную цепочку:

      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)

      В процессе данных реакций образуются соединения, т.е. олефины С6 - С10, которые являются компонентами полимер-бензина и полимер-керосина.

      В секции олигомеризации в 3 последовательных реакторах с стационарным слоем катализатора происходит реакция олигомеризации. Первый реактор и 2 одинаковых реактора работают попеременно. Реакция олигомеризации происходит при давлении около 60 кгс/см2 и температуре 120- 170 ℃. Отвод остаточного тепла в процессе реакции осуществляется с помощью межступенчатого воздушного холодильника. Продукт реакции входит в колонну фракционирования. В первой ректификационной колонне выделяются олигомеры и малое количество непрореагировавших олефинов. Во второй колонне олигомеры разделяются на полимер-бензин и полимер-керосин. Конверсия и превращение олефина зависит от температуры в реакторе. Коэффициент конверсии олефина составляет 92 % - 97 % в зависимости от сырья и требований к продукции.

      Упрощенная схема технологического процесса установки олигомеризации представлена на рисунке 3.31.

     


      Рисунок .. Упрощенная схема установки олигомеризации

      Текущие уровни выбросов и потребления

      Данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросов загрязняющих веществ и отходам по процессу олигомеризации получены по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" – установка олигомеризации бутенов "OLIGOMERISATION").

      В таблице 3.52 представлена информация по потреблению энергетических ресурсов по процессу олигомеризации.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов в процессе олигомеризации

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 440 200

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

20

10,62

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,8

0,32

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,62*

0,47

5

Охлаждающая вода

т/ч

360,7

273,1

6

Техническая вода

т/ч

9,84

7,74

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Источником отработанного газа установки олигомеризации в основном является газ, сбрасываемый на факел через предохранительный клапан.

      Объем выброса составляет 122090 кг/ч (режим выброса – прерывистый).

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      В таблице 3.53 представлена информация по отходам, образующимся в процессе олигомеризации.

      Таблица .. Отходы, образующиеся в процессе олигомеризации

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Использованный катализатор

400 000

450 000

6,938

288,6

6,938

288,6

      Использованный катализатор направляется на временное хранение в упаковках изготовителя в специальный склад, затем передается поставщику катализаторов или сторонним организациям для переработки.

      Материал для поглощения грязи и фильтрующий материал, отработанная опорная поверхность катализатора (инертный керамический шар) направляются на полигон промышленных отходов.

3.11. Процессы адсорбции

3.11.1. Установки короткоцикловой адсорбции водорода (КЦА)

      В технологии короткоцикловой адсорбции (КЦА) применяется принцип физического связывания примесей, содержащихся в обогащенных водородом газах, с помощью индивидуально подобранных адсорбирующих материалов. Поскольку силы связывания для таких примесей зависят от давления, КЦА работает в чередующемся цикле адсорбции при высоких давлениях и десорбции при низких давлениях. Для достижения непрерывного потока продукта водорода по меньшей мере один адсорбер работает, а остальные находятся на разных стадиях регенерации.

      Работа установки КЦА стала широко популярной в химической и нефтеперерабатывающей промышленности благодаря своей универсальности и способности адаптироваться к конкретным применениям. Например, отходящий газ нефтепереработки может быть очищен в системе КЦА, что позволяет нефтеперерабатывающим заводам извлекать чистый водород из потоков, содержащих легкие углеводороды. Извлечение чистого водорода из потока отходящего газа более ценно, чем отправка газа в топливо для нужд производства, поскольку производство водорода является затратным процессом. Основным преимуществом КЦА в этой области является его способность адсорбировать такие соединения, как сероводород, углеводороды, оксиды углерода и воду. Кроме того перепад давления в слое адсорбента КЦА незначителен по сравнению с мембранными системами. Строительство КЦА в составе установки производства водорода может быть вызвано компенсацией дефицита чистого водорода на НПЗ, необходимого для новых установок гидроочистки, изомеризации, риформинга, гидрокрекинга.

      Установка КЦА работает по принципу, согласно которому при повышенном парциальном давлении адсорбенты могут удерживать больший объем газообразных компонентов, некоторые из которых сильнее, чем другие. Сила адсорбции обычно увеличивается с молекулярной массой каждого компонента, и водород обладает самой слабой силой адсорбции этих компонентов. Это позволяет адсорбировать более тяжелые компоненты в то время как очищенный водород проходит через адсорбент.

      Установка состоит из следующих блоков:

      1) блок подготовки сырьевого ВСГ;

      2) блок адсорбционной очистки водорода;

      3) блок компримирования ДУГ.

      Сырье

      Сырьем установки КЦА является водородсодержащий газ (ВСГ), поступающий с установок НПЗ.

      Получаемая продукция

      Основным продуктом установки КЦА является продуктовый водород (чистый водород) с чистотой содержания водорода не менее 99,9 % (об.%).

      Адсорбент

      Адсорбент для промышленной установки КЦА представляет собой твердые частицы с относительно большой удельной поверхностью, состоящие из активированного оксида алюминия, активированного угля, силикагеля и молекулярного сита. В связи с тем, что каждый адсорбент имеет различное распределение пористости, удельную поверхность и свойства, абсорбенты имеют различную адсорбционную способность к компонентам смешанного газа.

      В связи с тем, что почти все адсорбенты обладают высокой гидрофильностью, особенно молекулярное сито 5A, в процессе хранения и транспортировки следует обращать внимание и принимать меры по обеспечению гидроизоляции и целостности упаковки. Если в адсорбент (молекулярное сито 5A) попала влага, то перед загрузкой необходимо провести меры по его активации.

      Отработанные адсорбенты обычно подвергаются глубокому захоронению или обработке для дальнейшей утилизации. Перед выгрузкой адсорбентов необходимо продуть аппарат азотом для обеспечения отсутствия токсичных или взрывоопасных газов в адсорбере.

      Срок службы используемого адсорбирующего материала в адсорберах при нормальных условиях эксплуатации установки составляет более 10 лет.

      Описание технологического процесса и схемы производственного объекта

      Установка КЦА при переменном давлении является модульной установкой, состоящей из 10 адсорберов и используется для окончательной очистки водорода от примесей. Система адсорбции позволяет адсорбировать газообразные примеси, такие как CO, CO2, углеводороды С1 - С5 при высоком давлении и десорбировать их при низком давлении. Технологический процесс заключается в повторении указанных выше операций без дополнительного нагрева или съема тепла. Полный цикл работы КЦА состоит из нескольких отдельных этапов, а именно адсорбции, сброса давления, продувки и повышения давления. Вначале смесь ВСГ проходит через слой адсорбента. Примеси адсорбируются, а очищенный водород проходит сквозь слой адсорбента. Как только происходит достаточное насыщение слоя адсорбента, начинается десорбция при прямоточном сбросе давления. ДУГ может быть использован впоследствии для повышения давления в соседнем адсорбере или продувки. Дальнейший сброс давления выполняется противоточно. Чтобы увеличить скорость десорбции, адсорбционный аппарат подвергается продувке. На окончательном этапе в аппарате снова устанавливается давление адсорбции. Для достижения непрерывности потока продукта используется система из нескольких параллельных слоев адсорбента. Производительность и степень извлечения водорода определяются типом и составом сырьевого газа.

3.11.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.54 - 3.56 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросов загрязняющих веществ, сточных вод и отходов по процессу короткоцикловой адсорбции водорода, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан (в частности ТОО "ПНХЗ" и ТОО "ПКОП" - установка короткоцикловой адсорбции водорода).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки короткоцикловой адсорбции водорода

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

850000

136640

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

41,05

35,79

3

Удельное потребление тепловой энергии

т/т

0,585

0,0038

4

Удельное потребление топлива

т/т

1,187*

0,773*

5

Оборотная вода

т/т

25,32

5,11

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки короткоцикловой адсорбции водорода

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид

Технологические печи

Нет данных

Нет данных

Нет данных

2

Азота (IV) диоксид

Нет данных

Нет данных

Нет данных

3

Сера (IV) диоксид

Нет данных

Нет данных

Нет данных

4

Углерод оксид

Нет данных

Нет данных

Нет данных

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки короткоцикловой адсорбции водорода

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Отработанный адсорбент

209792

136640

2

66,85

2

66,85

3.12. Процессы коксования

3.12.1. Установка замедленного коксования

3.12.1.1. Общие сведения о процессе

      Замедленное коксование в настоящее время наиболее распространено на НПЗ. Основное количество кокса производится на этих установках. При замедленном (полунепрерывном) коксовании из гудрона малосернистой нефти получают до 25 % (мас.) электродного кокса, а из дистиллятного крекинг-остатка – около 38 % (мас.) игольчатого кокса. Отличительная черта процесса: сырье нагревается в печи до 500 °C, направляется в необогреваемую камеру, где находится длительное время и за счет аккумулированной им теплоты коксуется. С верха камеры удаляют потоки легких дистиллятов. После заполнения камеры коксом на 70-90 % поток сырья переключают на другую камеру, а из отключенной камеры отгружают кокс.

      Преимущества процесса замедленного коксования:

      1) полное превращение остаточного сырья и ликвидация производства остаточного котельного топлива;

      2) технологическая гибкость, позволяющая перерабатывать любые виды сырья с высоким содержанием асфальтенов, коксового остатка, металлов и одновременно получать продукты, отвечающие соответствующим спецификациям, и которые достаточно легко включить в технологическую схему переработки нефти на НПЗ для получения экологически чистых моторных топлив;

      3) практически 100 % деметаллизация;

      4) умеренные капитальные вложения и эксплуатационные расходы на техобслуживание;

      5) процесс хорошо освоен.

      В настоящее время в Республике Казахстан по технологии замедленного коксования эксплуатируются 2 установки.

      Таблица .. Перечень установок замедленного коксования на НПЗ РК

№ п/п

Предприятие

Мощность по сырью, тысяч тонн в год

Ввод в
эксплуатацию

Кол-во
установок

Проектная

Достигнутая

1

2

3

4

5

6

1

ТОО "АНПЗ"

600

1000

1980 г.

1

2

ТОО "ПНХЗ"

600

925

1987 г.

1

      Сырье и общие требования к нему

      В качестве сырья процесса замедленного коксования традиционно (в большинстве случаев) используются тяжелые нефтяные остатки первичной переработки нефти (гудроны), остатки от производства масел (асфальты, остаточные экстракты), тяжелые остатки термокаталитических процессов (крекинг-остатки, тяжелые газойли каталитического крекинга, тяжелые смолы пиролиза). За рубежом в качестве сырья часто используются остатки сланцепереработки, каменноугольные смолы, остатки апгрейдинга тяжелых нефтей и битуминозных песков и т.д.

      К основным показателям качества исходного сырья коксования относятся: плотность, коксуемость по Конрадсону, содержание серы, азота, металлоорганических соединений, фракционный и групповой составы, зольность, вязкость и т.д.

      Типичные физико-химические показатели качества сырья, используемого для производства различных видов кокса, приведены в таблице 3.58.

      Таблица .. Характеристика нефтяных остатков, используемых для производства различных видов кокса

№ п/п

Наименование
показателей

Типичные показатели качества сырья для производства кокса

Для
алюминиевой
промышленности

КНПС
(изотропного)

Игольчатого
(декантойль)

Топливного
(добавка
коксующая)

1

2

3

4

5

6

1

Плотность при 20, г/см3

0,9818

1,1767

1,0652

1,0342

2

Массовая доля серы, %

1,20

0,23

0,56

3,34

3

Коксуемость, % масс.

11,5

21,1

5,7

17,5

4

Групповой углеводородный состав, % мас.:





парафино-нафтеновые

20,6


10,7

7,6

ароматические, в т.ч.:

62,2

64,9

84,4

55,2

легкие

15,2

-

0,7

6,0

средние

10,5

-

14,8

5,4

тяжелые

36,5

64,9

68,9

43,8

смолы

15,4

18,1

4,9

27,6

асфальтены

1,8 -

11,4

отс.

9,4

карбоиды


5,6

отс.

0,2

5

Содержание металлов, ppm (V/Ni)

40/15


5/1

230/100

      Продукты

      Углеводородный газ после сероочистки используется в качестве технологического топлива или подвергается газофракционированию с получением сухого газа, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций для нефтехимии.

      Бензиновая фракция характеризуется низкой октановой характеристикой, химической нестабильностью вследствие высокого содержания непредельных углеводородов и серы, подвергается сероочистке и служит в качестве компонента сырья установок каталитического риформинга.

      Легкий газойль коксования, который подвергается гидроочистке в смеси с прямогонными дизельными фракциями с получением высококачественного дизельного топлива.

      Тяжелый газойль коксования, используемый в качестве компонента сырья процесса гидрокрекинга с получением дизельного топлива или полуфабриката для дальнейших процессов переработки нефтепродуктов.

      Типичные свойства жидких продуктов коксования приведены в таблице 3.59.

      Таблица .. Типичные свойства жидких продуктов коксования

№ п/п

Показатели качества

Бензин

Легкий
газойль

Тяжелый
газойль

1

2

3

4

5

1

Плотность при 20 °С, г/см3

0,72 - 0,76

0,83 - 0,89

0,91 - 0,98

2

Массовая доля серы, %

0,1 - 0,7

0,3 - 2,0

0,7 - 3,0

3

Йодное число, г h/100r.

80 - 120

50 - 70

-

4

Коксуемость, % масс.

-

-

0,15 - 2,0

5

Фракционный состав:
температура начала кипения,
температура конца кипения,
50 % об. выкипает при температуре,

35 - 50
170 - 190
115 - 125

190 - 200
340 - 360
270 - 300

280 - 340
460 - 520
380 - 420

6

Кинематическая вязкость, сСт:




при 20 °С


4,5 - 7,0


при 50 °С


2,0 - 3,0


при 80 °С



5 - 10

7

Температура вспышки, °С


70 - 90

>200

8

Групповой углеводородный состав, % масс.:




парафиновые

50 - 60


}30 - 60

олефиновые

19 - 20


нафтеновые

14 - 15



ароматические

8 - 10


30 - 60

смолы



10 - 20


Коксуемость 10 % остатка, % масс.

-

0,1 - 0,4

-


Цетановый индекс

-

30 - 35

-

      В таблице 3.60 приведены основные требования к качеству нефтяных коксов, используемых в производстве алюминия (КЗА), графитированных электродов для электросталеплавления (КЗГ) и конструкционных материалов (КНПС) в соответствии с ГОСТ 22898 - 78. В настоящее время в Российской Федерации полностью отсутствует производство специальных видов кокса – анизотропного (игольчатого) с содержанием серы менее 1,0 % (0,5 %) и изотропного кокса типа КНПС.

      Таблица .. Нормативные требования к нефтяным коксам

№ п/п

Наименование показателей

Коксы

КЗА

КЗГ

КНПС

1

2

3

4

5

1

Массовая доля летучих веществ, %, не более

9,0

9,0

6,0

2

Зольность, %, не более

0,4 - 0,6

0,6

0,15 - 0,30

3

Массовая доля серы, %, не более

1,2 - 1,5

1,0

0,2 - 0,4

4

Действительная плотность после прокаливания при 1300 °С, в течение 5 ч, г/см3

2,08 - 2,13

2,08 - 2,13

2,04 - 2,08

5

Массовая доля, %, не более:




кремния



0,04 - 0,08

железа



0,05 - 0,08

ванадия



0,01

      Возможно получение не только стандартного кокса, но и нефтяной коксующей добавки. Коксующая добавка – это кокс с высоким содержанием летучих веществ 15 - 25 %, против 11 % для кокса алюминиевой промышленности. Коксующая добавка представляет собой продукт замедленного полукоксования тяжелых нефтяных остатков, получаемый в более "мягком" температурном режиме по сравнению с температурным режимом коксования.

      НКД эффективна при производстве различного доменного кокса, крупного литейного кокса и специального кокса для цветной металлургии, обладает широким температурным интервалом пластичности, который перекрывает суммарный температурный интервал пластичности всех коксующихся углей, входящих в угольные шихты для коксования.

     


      1, 11 - реакционные камеры; 2 - четырехходовой кран; 3 - печь; 4 - ректификационная колонна; 5, 6 - отпарные колонны; 7 - фракционирующий абсорбер; 8, 9 - сепаратор; 10 - колонна стабилизации бензина; 12, 13 - насосы; 14, 15, 16, 17, 18, 19 - холодильники; 20, 21 - теплообменники;
I - сырье; II - водяной пар; III - пары отпарки камер; IV - кокс; V - головка стабилизации; VI - газ; VII - стабильный бензин; VIII - легкий газойль; IX - тяжелый газойль; X - конденсат

      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема двухблочной установки замедленного коксования

      На рисунке 3.32 представлена принципиальная технологическая схема установки замедленного коксования. Сырье – гудрон / крекинг-остаток (или их смесь) – нагревают в теплообменнике 20 и конвекционных змеевиках печи 3 и подают на нижнюю каскадную тарелку колонны 4. Часть сырья подается на нижнюю каскадную тарелку для регулирования коэффициента рециркуляции. Под нижнюю каскадную тарелку этой колонны подают горячие газы и пары продуктов коксования из коксовых камер 1 и 11. В результате контакта сырья с восходящим потоком газов и паров продуктов коксования сырье нагревается (до температуры 390-405 °C), при этом низкокипящие его фракции испаряются, а тяжелые фракции паров конденсируются и смешиваются с сырьем, образуя так называемое вторичное сырье.

      Вторичное сырье с низа колонны 4 забирают печным насосом и направляют в реакционные радиантные змеевики печи 3 (их две, работают параллельно, на схеме показана одна). В печи 3 вторичное сырье нагревается до 490 - 510 °C и поступает через четырехходовый кран в камеру 1, камера 11 в это время находится под разгрузкой кокса. Входя в низ камеры 1, горячее сырье постепенно заполняет ее; так как объем камеры большой, время пребывания сырья в ней значительно, там и происходит крекинг сырья. Пары продуктов коксования непрерывно переходят из камеры 1 в колонну 4, а утяжеленный остаток задерживается в камере. Жидкий остаток постепенно превращается в кокс.

      Фракционирующая часть УЗК включает основную ректификационную колонну 4, отпарные колонны 5 и 6, фракционирующий абсорбер 7 для деэтанизации газов коксования и колонну стабилизации бензина 10.

      Колонна 4 разделена полуглухой тарелкой на две части: нижнюю, которая является конденсатором смешения, а не отгонной секцией колонны, и верхнюю, выполняющую функцию концентрационной секции ректификационных колонн. В верхней части 4 осуществляется разделение продуктов коксования на газ, бензин, легкий и тяжелый газойль. В колонне 4 температурный режим регулируется верхним холодным и промежуточным циркуляционным орошениям. Легкий и тяжелый газойль выводится через отпарные колонны соответственно 5 и 6. Газы и нестабильный бензин из сепаратора 8 поступают в фракционирующий абсорбер 7. В верхнюю часть абсорбера 7 подает охлажденный стабильный бензин, в нижнюю часть подводится тепло посредством кипятильника с паровым пространством. С верха абсорбера 7 выводится сухой газ, а снизу – насыщенный нестабильный бензин, который подвергается стабилизации в колонне 10, где от него отгоняют головку – пропан-бутановую фракцию. Стабильный бензин охлаждается в холодильнике 16, очищается от сернистых соединений щелочной промывкой и выводится с установки.

      Коксовые камеры 1 и 11 работают по цикличному графику. В них последовательно чередуются циклы: коксование, охлаждение кокса, выгрузка его и разогрев камер. Когда камера 1 заполняется примерно на 70 - 80 % по высоте, поток сырья с помощью переключающих кранов направляется в камеру 11. Заполненная коксом камеру 1 продувается водяным паром для удаления жидких продуктов и нефтяных паров. Удаляемые продукты поступают сначала в колонну 4. После того, как температура кокса понизится до 400-405 °C, поток паров отключается от колонны и направляется в скруббер (на рисунке 3.32 не показан). Водяным паром кокс охлаждается до 200 °C, после чего в камеру подается вода.

      Закончив охлаждение, приступают к выгрузке кокса из камеры 1 с использованием гидравлического метода. Оборудование, предназначенное для гидровыгрузки, размещается на специальной металлоконструкции, установленной над коксовыми камерами.

      Компоновка оборудования изображена на рисунке 3.33. На ряде НПЗ имеются системы автоматической выгрузки.

      Выгрузка кокса производится в две стадии. На первой стадии осуществляется гидравлическое бурение центрального ствола (скважины) в слое кокса. В камеру через верхний люк опускается гидрорезак 1, переведенный в положение "бурение", и с помощью водяного насоса под давлением до 18 МПа подается вода.

      Три мощные струи воды, истекающие из бурильных сопел, разрушают слой кокса, создавая сквозной канал диаметром от 0,6 м до 1,8 м. После окончания первой стадии гидрорезак выводится из камеры; переключается в положение "отбойка" и приступают ко второй стадии выгрузки. Во время второй стадии вода истекает горизонтально из двух боковых сопел гидрорезака, который перемещается по камере, способствуя полному удалению кокса.

      Из камер кокс выгружается на прикамерную площадку, где в течение определенного времени отстаивается от воды. Затем кокс подается в дробилку и конвейерами отгружается на склад.

      Коксовая камера, из которой выгружен кокс, опрессовывается и прогревается сначала острым водяным паром, затем горячими парами продуктов коксования из работающей камеры до температуры 360-370 °C и после этого переключается в рабочий цикл коксования.

     


      1 - гидрорезак, 2 - бурильная штанга, 3 - лебедка, 4 - вертлюг, 5 - напорный трубопровод, 6 - талевая система, 7 - рукав, 8 - сливной трубопровод

      Рисунок .. Компоновка оборудования для гидравлической выгрузки кокса из камер

3.12.1.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.61 - 3.63 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, сточным водам и отходам по процессу замедленного коксования, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПНХЗ" – установка замедленного коксования).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки замедленного коксования

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

1 000 000

500 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

29,7

3,8

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

165,4

0,003

4

Удельное потребление топлива

т/т

156*

0,000*

5

Охлаждающая вода

т/т

5

0,15

6

Оборотная вода

т/т

0,00032

0,00028

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки замедленного коксования

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

6

47,3

26

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

2,31

47

24

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

0

0

0

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

3

7

5

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки замедленного коксования

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти

500000

1000000

10,6

50

10,6

50

2

Отходы минеральных масел индустриальных

500000

1000000

1

1

1

1

3

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)

500000

1000000

100

0,9

100

0,9

3.12.2. Технология прокаливания кокса

3.12.2.1. Описание технологического процесса

      В процессе прокаливания кокса под действием высоких температур протекают сложные параллельные и последовательные реакции разложения и уплотнения материала кокса. Недококсовавшиеся в процессе замедленного коксования углеводороды подвергаются деструктивному разложению с образованием кокса и газообразных продуктов. При этом во всей массе кокса протекают процессы изменения структуры с обеднением водорода, который выделяется в виде метана и других углеводородов в топочное пространство и сгорает.

      В процессе прокаливания происходит полное удаление влаги и летучих веществ, увеличиваются кажущаяся и действительная плотность, повышаются электропроводность и механическая плотность.

      Прокаливание кокса проводится в барабанной вращающейся печи длиной 60,0 м, диаметром 3,0 м, установленной под углом ≈2,0 о к горизонту. Время пребывания (1 - 1,5 часа) определяется скоростью вращения барабана (1 - 3 об/мин).

      Прокалочная печь работает по принципу противотока – кокс двигается навстречу потоку газов, образующихся в результате сжигания топлива, летучих продуктов и угара материалов. Прокалка кокса осуществляется при температуре 950 - 1300 оС.

      В соответствии с процессом прокалочную печь условно можно разделить на следующие зоны:

      зона нагрева и выделения летучих веществ – 1050 - 1150 оС;

      зона прокалки 1250 - 1350 оС;

      зона снижения температуры 800 - 650 °C.

      Границы и длина зон определяются гранулометрическим составом и влажностью кокса, а также содержанием летучих веществ. Положение зон в печи меняется в зависимости от разряжения, подачи объема газа и воздуха, от качества и количества загружаемого в печь кокса.

      Качество прокаливания кокса зависит от длины зоны прокалки, максимальной температуры в печи и времени нахождения материала в ней.

      Допустимая (рабочая) производительность определяется условиями обеспечения заданной степени прокаленности кокса по значениям действительной плотности не менее 2,02 г/см3 и не более 2,09 г/см3 при выбранном температурном режиме нагрева и задается дозатором сырого кокса.

      Для коксов, используемых для анодов в производстве алюминия, наилучшей контрольной величиной качества является действительная плотность. Действительная плотность прокаленного кокса тем выше, чем ниже его удельное электрическое сопротивление.

      Повышенное содержание влаги в сыром коксе, поступающем на прокалку, будет снижать температуру прокаливания, а с нею и производительность установки, и удельный вес прокаленного кокса. По этой причине верхний предел содержания влаги в коксе не должен превышать 12 %.

      Для обеспечения оптимальной глубины прокалки сырой кокс, поступающий в печь, должен содержать кусков не более 70 мм. Содержание коксовой мелочи и пыли должно быть ограничено, т.к. последняя будет выгорать и выноситься, повышая потери кокса, и осложнять ведение процесса прокаливания.

      Прокаленный кокс охлаждается в холодильнике кокса химически очищенной водой прямого охлаждения и циркулирующей в системе водой косвенного охлаждения до температуры ≈60 оС и конвейерами подается на склад кокса. Циркулирующая вода охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения.

      Отходящие газы из печи с температурой 800 - 1300 оС поступают через пылеосадительную камеру в печь дожига, где происходит дожиг летучих веществ и коксовой пыли, затем поступают в котел-утилизатор.

      Тепло газового потока используется для выработки пара давлением 2,0 МПа. Охлажденные дымовые газы выбрасываются через дымовую трубу высотой 120 м в атмосферу.

      На рисунке 3.34 представлена схема прокаливания кокса.

      Сырой кокс из бункера 1 через питатель 2 проходит по ленточному конвейеру 3, попадает в дробилку 5, где происходит его измельчение. Далее измельченный кокс поступает в накопительный бункер 6, проходит через весы-дозатор 7 и входит в печь 8, где осуществляется прокаливание кокса. Затем прокаленный кокс охлаждается в охладителе 10 и выводится через бункер 12 в вагон 13. Коксовую пыль улавливают и дожигают в печи 15. Продукты сгорания уходят в дымовую трубу.

     


      1 - бункер сырого кокса, 2 - питатель, 3 - ленточный конвейер, 4 - питатель, 5 - дробилка, 6 - бункер-накопитель, 7 - весы-дозатор, 8 - печь барабанного типа, 9 - горелка, 10 - охладитель кокса, 11 - узел обмасливания, 12 - бункер прокаленного кокса, 13 - вагон-хоппер, 14 - циклон, 15 - печь дожига, 16 - гильотинная заслонка, 17 - котел-утилизатор.
Потоки: I - сырой кокс, II - прокаленный кокс, III - вода, IV - воздух, V - топливный газ, VI - дымовые газы, VII - перегретый пар, VIII - обмасливающий продукт

      Рисунок .. Схема прокаливания кокса

3.12.2.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Выбросы в атмосферу при коксовании включают выбросы дымовых газов технологического нагревателя и летучие выбросы. Кроме того, удаление кокса из барабана (замедленное коксование) может привести к выбросу твердых частиц и любых оставшихся углеводородов в атмосферу. Основные образующиеся загрязнители, а также их источники представлены в таблицах 3.65 и 3.66.

      Сероводород и соединения серы в виде меркаптанов могут выделяться из потока воды из обратных конденсаторов.

      Углеводороды могут высвобождаться из сбросов давления на орошающих барабанах и емкостях в результате выбросов из башни гашения, операций по хранению и транспортировке, разливов и сбросов отходов и воды.

      Твердые частицы могут выделяться из системы очистки газа печи, вращающейся установки для коксования, обработки и хранения кокса, операций загрузки и процесса прокаливания. Противодавление газов, выходящих из печи, имеет решающее значение для поддержания фронта пламени в печи. Это может означать, что рабочие условия циклона продиктованы требованиями печи, а не оптимальными условиями для удаления пыли. Хранение, измельчение и транспортировка сырого кокса происходят во влажном состоянии без выбросов в воздух.

      Сточные воды

      Сточные воды образуются при удалении кокса, водоотделении при обращении с коксом кислой воды из верхнего погона ректификационной колонны, операциях охлаждения и закачке пара, и их следует очищать. Подробный анализ загрязняющих веществ в таких сточных водах недоступен, поскольку они передаются непосредственно в основную систему сточных вод нефтеперерабатывающего завода для очистки.

      Твердые отходы

      Твердые отходы, образующиеся при процессах коксования, представляют собой коксовые частицы (частицы углерода и углеводороды) и шламы продувки горячей нефтью, содержащие углеводороды.

      В таблицах 3.64 - 3.66 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, сточным водам и отходам по процессу прокаливания кокса, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" – установка прокалки нефтяного кокса).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки прокалки нефтяного кокса

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 180 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

148,9

13,2

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

1,5

0,0024

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,146*

0,032*

5

Оборотная вода

т/т

0,00082

0,0008

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки прокалки нефтяного кокса

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

1

7

4

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

6

46

26

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

8

156

82

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

0

5

2

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки прокалки нефтяного кокса

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Отходы минеральных масел индустриальных

20000

200000

3

1,5

3

1,5

3.13. Производство битума

3.13.1. Общие сведения о процессе

      Целью процесса является получение битумов. Проведение процесса заключается в окислении сырья кислородом воздуха (тяжелые остатки переработки нефти, их смеси с различными экстрактами, смолами или другими тяжелыми продуктами нефтепереработки) до битума. Реакция протекает по радикальному механизму в двух основных направлениях при температуре 180- 300 °С, расходе воздуха 2,8 - 5,5 м3/(м2·мин) и давлении 0,3 - 0,8 МПа:

      Углеводороды → Кислоты → Оксокислоты → Асфальтогеновые кислоты

      Углеводороды → Смолы →Асфальтены → Карбены → Карбоиды

      Наиболее пригодными считаются тяжелые асфальто-смолистые нефти, составы которых соответствуют условию:


      А + С - 2,5 П ≥ 8,


      где А, С, П – соответственно содержание асфальтенов, смол и парафинов, % мас.

      На протекание процесса окисления существенное влияние оказывают следующие факторы:

      природа сырья (чем больше содержание в исходной нефти асфальтосмолистых компонентов, чем выше отношение асфальтенов к смолам и меньше содержание твердых парафинов, тем выше качество получаемых битумов);

      исходная условная вязкость гудрона, зависящая от содержания в нем масел, смолистых соединений и асфальтенов;

      температура окисления (чем выше температура, при которой проходит процесс окисления, тем больше реакция идет по линии образования асфальтенов, карбенов, карбоидов);

      расход воздуха (увеличение расхода воздуха до определенного предела ведет к пропорциональному повышению скорости окисления);

      давление в зоне реакции (повышенное давление в зоне реакции сокращает продолжительность окисления, улучшает диффузию кислорода в жидкую фазу, в результате увеличивается интервал пластичности получаемых битумов);

      подогрев сжатого воздуха, подаваемого на окисление;

      уровень жидкой фазы в окислительной колонне (увеличение столба жидкости в окислителе повышает температуру размягчения битума и эффективность процесса).

      Продукты

      Основными продуктами являются дорожные и строительные битумы, побочными продуктами – газы окисления, жидкий отгон ("черный соляр").

      Таблица .. Материальный баланс процесса окисления гудрона в пустотелой колонне

№ п/п

Показатель

% мас.


1

2

3

Приход:

1

Гудрон

100,00

2

Воздух

12,54

3

Итого:

112,54

Расход:

1

Нефтебитум

97,40

2

Газы окисления

13,30

3

Отгон ("черный соляр")

Т70

4

Потери

0,14

Итого:

112,54

      Технологические схемы процесса

      Окисление гудрона до битума путем продувки воздуха через слой жидкости осуществляется в окислительных аппаратах различного типа:

      1) кубах (из-за низкой производительности, высокой металлоемкости и повышенной пожароопасности применение окислительных кубов неэкономично и бесперспективно);

      2) необогреваемых трубчатых (змеевиковых) реакторах (предпочтительно для производства строительных битумов);

      3) производство битумов методом окисления с применением в качестве окислительного аппарата трубчатого реактора;

      4) пустотелой колонне (на рисунке 3.35 представлена технологическая схема установки по окислению гудрона в битумы).

     


      Рисунок .. Технологическая схема установки по окислению гудрона в битумы

      Гудрон с установок АВТ через регулирующий клапан подается в реактор К-1, где происходит его окисление кислородом воздуха. Воздух в колонну подается через влагоотделитель Е-2. Не вступившие в реакцию воздух, газообразные и жидкие продукты окисления поступают в среднюю часть колонн К-2, работающую как выносная секция сепарации, где происходит отделение газообразной фазы от жидкой. Газовая фаза (легкие продукты окисления, не вступившие в реакцию воздух и водяные пары) выводятся с верха колонн К-2 и поступают в сепаратор КС-1, а затем на блок обезвреживания газов окисления. Битум из колонны К-1 поступает в колонну К-2 с температурой не более 290 °С. Битум с низа колонны К-2 откачивается насосом Н-2, Н-3 в битумораздаточники битумной эстакады. Температура битума при закачке в битумораздаточники должна быть в пределах 180-210 °С. Взрывобезопасность процесса окисления битума может быть обеспечена путем поддержания температуры поверхности жидкой фазы ниже безопасной либо концентрации кислорода ниже допустимой (в горячих газах не более 8 %, в охлажденных газах окисления не более 10 %).

      Комбинированное применение на одной битумной установке реакторов двух типов позволяет одновременно получать разные марки битумов и более полно использовать тепло реакции и отходящих потоков.

      Аппаратура и оборудование

      Окислитель колонного типа имеет диаметр 3358 мм и высоту 23200 мм. Диаметр более 3,5 м нецелесообразен, так как в большом сечении трудно осуществить равномерное диспергирование воздуха. Воздух вводится через маточник в нижней части аппарата, продукт подается в середину колонны и выводится снизу (рисунок 3.36).

     


      1 - корпус; 2 - штуцер для ввода гудрона; 3 - штуцер для ввода воздуха с распределителем; 4 - штуцер для вывода продукта;

      5 - штуцер для вывода газов окисления

      Рисунок .. Окислитель колонного типа

      В последние годы на некоторых НПЗ проведена модернизация и переобвязка действующих окислительных колонн с целью повышения степени использования кислорода воздуха при получении высокоплавких битумов. Сюда следует отнести создание колонн с внутренним или наружным разделением зон реакции и сепарации и колонн с квенчинг-секцией (рисунок 3.37).

     


      Рисунок .. Схемы модернизационных колонн:

      с одной и двумя квенчинг-секциями; с ситчатыми тарелками; с перемешивающим устройством; с внутренним стаканом

      Технико-экономические показатели процесса окисления с квенчинг-секцией превосходят соответствующие показатели, характерные для других окислительных аппаратов.

      Трубчатый реактор – аппарат с вертикально расположенными трубками, соединенными "калачами" в непрерывный змеевик. Окисление в реакторе протекает в условиях интенсивного перемешивания сырья с воздухом за счет высоких скоростей реакционной смеси. Вертикальное расположение труб препятствует расслоению газовой и жидкой фаз, следовательно, улучшает условия их контакта (рисунок 3.38).



      1 - реакционные трубы; 2 - кожух; 3 - распределительный воздушный короб; 4 - вентилятор; 5 - опорные конструкции

      Рисунок .. Двухпоточный четырехсекционный трубчатый реактор

      Съем тепла, выделяющегося при окислении, производится воздухом, подаваемым вентиляторами. Для обеспечения направленного движения воздуха трубы реактора помещают в общий металлический кожух (для реактора с трубами диаметром 150 мм) либо каждую трубу отдельно помещают в кожух (для реактора с трубами диаметром 200 мм).

3.13.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Потребление

      Окисление битума – процесс с низкими энергетическими затратами. Немного электроэнергии требуется для воздушного компрессора, насоса перегонки продукта и конденсационной системы. Использование электроэнергии в этих процессах составляет 15-35 кВт-ч/т, используемый пар – 100-200 кг/т. Охлаждающая вода используется в качестве конденсатора. При применении прямого водяного охлаждения обычно используется большое количество воды.

      Выбросы в атмосферу

      Дымовой газ из печей. Отходящие газы верхней части установки производства битума содержат главным образом легкие углеводороды, N2, O2, CO2 и SO2, так как сжигаются при высоких температурах (~800 °C) для обеспечения полного разрушения компонентов, таких как H2S, CO, сложные альдегиды, органические кислоты, ПАУ и фенольные смолы, которые имеют очень неприятный запах. Верхний поток окислительной колонны составляет около 0,07-0,30 Нм3 воздуха/кг сырья. Главные проблемы производства битума связаны с выпусками сероводорода из дистиллированных остатков, кислым конденсатом и газом, выработанным в процессе окисления. Углеводороды и соединения серы могут выделяться при утечке из клапанов понижения давления в виде жидких капель, содержащих аэрозоль, системы вентиляции операций налива.

      Технологические сточные воды

      Серосодержащая вода образуется в верхней части окислительной колонны. Этот поток составляет до 5 м3/т сырья и содержит H2S, нефть, ароматические вещества, ПАУ, серную кислоту, пахучие продукты окисления (кетоны, альдегиды, жирные кислоты) и твердые частицы. Другие потенциальные сбросы в воду представляют углеводороды и соединения серы из уплотнений и утечек.

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Отходы

      Эмульсии дренажной нефти формируются в верхней части окислительной колонны. Они содержат углеводороды, воду и твердые частицы.

      В таблицах 3.68 - 3.70 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ и отходам по процессу производства битума, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "ПНХЗ" – установка производства битума).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки производства битума

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 500000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

43,6

7

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,5

0,0005

4

Удельное потребление топлива

т/т

23*

0,0013*

5

Охлаждающая вода

т/т

0,045

0,042

6

Оборотная вода

т/т

3,33

0,0003

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки производства битума

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник образования выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

0,001

1,9

0,95

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

0,006

11,7

5,9

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

0,01

64,4

32,2

4

Углерод оксид
(Окись углерода, Угарный газ)

0,002

8,5

4,3

      Таблица .. Отходы установки производства битума

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти

300000

500000

5,2

310,1

5,2

310,1

2

Отходы минеральных масел индустриальных

300000

500000

0,121

1,98

0,121

1,98

3

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)

300000

500000

0,37

12

0,37

12

4

Масла компрессорные отработанные

300000

500000

0,1

0,1

0,1

0,1

5

Отходы битума, асфальта в твердой форме

300000

500000

300

300

300

300

3.14. Переработка сероводорода

3.14.1. Общие сведения о процессе

      Сероводород, выделяемый из технологических газов термогидрокаталитических процессов нефтепереработки, обычно перерабатывается на заводах в элементную серу.

      Химизм и управление процессом

      Самым распространенным промышленным способом получения серы из технологических и природных газов считается процесс Клауса, осуществляемый в две стадии.

      Термическая стадия – высокотемпературное сжигание сероводорода в топочной части реактора при подаче стехиометрического количества воздуха. В ходе реакций:


      H2S+3/2O2→SO2+H2O+Q

      2H2S+SO2→3\2S2+H2O+Q


      выделяется значительное количество теплоты, которое необходимо утилизировать перед второй стадией процесса, и расходуется до 70 % сероводорода.

      2. Каталитическая стадия, проводимая на активном оксиде алюминия при 200-300 °С в две ступени, позволяет довести конверсию сероводорода до 95 %:


      2H2S+SO2→3\6S6+2H2O

      2H2S+SO2→3\8S8+2H2O


      Кроме оксида алюминия, бокситов, в качестве катализатора используют диоксид титана.

      В ходе процесса Клауса образуются три модификации серы - S2, S6 и S8. Жидкая сера представлена в основном модификацией S8.

      На эффективность процесса влияют состав кислого газа, температура процесса, давление, время контакта, эффективность катализаторов и работы конденсаторов серы.

      Так, для устойчивого горения кислого газа с содержанием сероводорода менее 50 % (об.) необходимы специальные меры (его подогрев, обогащение воздуха кислородом и т.п.). Избыток СО2, более 30 % (об.), также дестабилизирует горение газа, увеличивает расход теплоты на его нагрев и способствует образованию сероуглерода (CS2) и сульфооксида углерода (COS). При содержании в газе углеводородов более 5 % (об.) интенсивно образуются смола и сажа, портящие цвет и качество серы. Допустимое содержание паров воды в газе – до 5 % (об.).

      Оптимальная температура, способствующая максимальной степени конверсии на термической ступени, – 1100-1300 oC. На каталитической стадии имеет место обратная зависимость степени конверсии от температуры: конверсия повышается с понижением температуры; нижний температурный предел ограничен точкой росы серы (118 oC). На практике с целью исключения конденсации серы в порах катализатора температуру каталитической стадии процесса поддерживают на уровне 210-220 oC.

      На каждой из вышеперечисленных стадий процесса влияние давления другое: на термической снижение давления повышает степень конверсии сероводорода в серу, а на каталитической – наоборот. На современных установках давление поддерживается на уровне 0,12 - 0,17 МПа.

      Повышение времени контакта увеличивает выход серы на обеих стадиях процесса.

      Эффективно работающие конденсаторы-коагуляторы снижают потери серы с хвостовыми газами, что способствует росту конверсии.

      Активность катализатора, его устойчивость к сульфатации и способность ускорять реакции гидролиза COS и CS2 также определяют эффективность процесса. На установках используется AI2O3 со средним сроком службы 4 года.

      Технологическая схема

      При концентрации сероводорода в кислом газе выше 50 % (об.) используется прямоточный процесс Клауса – пламенный способ. По этому способу весь кислый газ подается на сжигание в печь-реактор термической стадии установки Клауса, выполненную в одном корпусе с котлом-утилизатором. В топке печи-реактора температура достигает 1100-1300 oC, выход серы – 70 - 75 %. Дальнейшее превращение сероводорода в серу осуществляется в две-три ступени на катализаторах при температуре 220-260 oC. После каждой ступени пары образовавшейся серы конденсируются в поверхностных конденсаторах. Теплота, выделяющаяся при горении сероводорода и конденсации паров серы, используется для получения пара среднего и низкого давления. Выход серы в этом процессе достигает 96 - 97 %.

      Установка прямоточного процесса Клауса состоит из двух стадий получения серы – термической и каталитической (см. рисунок 3.39).

     


      1 - сепаратор; 2 - барабан первого котла; 3, 4 - каталитические реакторы первой и второй ступеней; 5 - печь-реактор; 6, 7 - печи подогрева технологического газа; 8 - печь дожига и дымовая труба; 9 - установка доочистки хвостовых газов; 10 - экономайзер; 11 - серная яма; 12, 13, 15 - коагуляторы серы; 14, 16 - конденсаторы серы; 17 - воздуходувка; 18 - емкость горячей воды; 19 - насос

      Рисунок .. Технологическая схема процесса Клауса

      Кислый газ сжигается в печи-реакторе 5, причем кислород воздуха подается в топку в количестве, необходимом для протекания окисления сероводорода до серы.

      На термической стадии установок Клауса применяются цилиндрические реакторы, состоящие из топочной камеры и трубчатого теплообменника. В торцевой части топочной камеры расположены горелочные устройства. Основные части сероводородного газа и воздуха обычно подаются по тангенциальным каналам. В зоне смешения горение происходит в закрученном потоке. Проходя решетку из расположенного в шахматном порядке огнеупорного кирпича, продукты сгорания поступают в основной топочный объем также цилиндрической формы, но большего диаметра.

      Затем продукты сгорания охлаждаются водой, проходя по трубному пространству трубчатого теплообменника, и поступают в конденсатор, откуда полученная в термической стадии сера выводится в хранилище. Технологический газ после термической стадии, содержащий непрореагированный сероводород, сернистый ангидрид, образовавшиеся одновременно с серой при пламенном сжигании сероводорода, а также сульфидоксид углерода и сероуглерод (продукты побочных реакций, протекающих в реакторе), вновь подогреваются в подогревателе до 220-300 °С и поступают на каталитическую стадию. В слое катализатора происходит основная реакция:


      2H2S+SO2=3/8S8+2H2O


      Каталитических ступеней бывает обычно две или три. На выход серы большое влияние оказывают число ступеней конверсии, способ подогрева газов перед ступенями и соотношение компонентов H2S и SO2 (в соответствии со стехиометрией).

      Процесс Клауса – многостадийный, энергоемкий и экологически несовершенный. Его приходится дополнять процессом доочистки отходящего газа. Наибольшее распространение получили способы, основанные на совершенствовании процесса Клауса (сероводород и диоксид серы вступают в реакцию при температуре ниже точки росы серы). Степень извлечения серы при этом достигает 99,5 %.

      Получившаяся сера находит широкое применение в народном хозяйстве: для производства серной кислоты и ее производных, в качестве вулканизатора резинотехнических изделий, компонента лекарственных препаратов, добавок при производстве строительных материалов.

      Следует отметить, что процесс получения серы – больше экологический (цена на серу значительно меньше цены любого нефтепродукта), с учетом цен на транспорт, сбыт для производителя не приносит доходов, как правило, имеют место только убытки и трудности.

3.14.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.71 - 3.73 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, сточным водам и отходам по процессу производства серы, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" и ТОО "ПКОП" – установка производства серы).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки производства серы

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год


1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

4000

20 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

195

3

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

29,89

0,07

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,036*

0,01*

5

Охлаждающая вода

т/т

0,340

0,14

6

Оборотная вода

т/т

36,08

10,5

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы комбинированной установки производства серы

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

0,261

30

15

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

5,13

185

95

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

0,043

373

186

4

Углерод оксид
(Окись углерода, Угарный газ)

22,84

99

60

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы комбинированной установки производства серы

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Использованные катализаторы

534

3353

70

84

70

84

2

Нефтешламы

11484

22968

30,13

30,13

30,13

30,13

3

Коксовые массы
отработанные, загрязненные нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов 15 % и более)

4000

20000

40

55

40

55

4

Отходы минеральных масел индустриальных

4000

20000

0,5

1,2

0,5

1,2

3.15. Производство водорода

3.15.1. Общие сведения о процессе

      С внедрением гидрогенизациионных процессов водород становится очень важным реагентом на НПЗ. Основными источниками водорода до определенного этапа развития являлись установки каталитического риформинга бензиновых фракций. Однако получаемого на них водорода становится недостаточно для нужд НПЗ, кроме того он не всегда удовлетворяет нефтепереработчиков по концентрации водорода. В связи с этим в состав заводов включаются как установки по концентрированию водорода, так и по его производству методом паровой конверсии.

      Установки (секции) концентрирования водорода могут в своей основе опираться на ряд технологий: адсорбционная, мембранная, криогенная и т.д.

      Наибольшее распространение в последние годы получила технология адсорбционного концентрирования водорода.

3.15.2. Адсорбционное концентрирование водорода

      Процесс адсорбционного концентрирования водорода базируется на технологии короткоцикловой адсорбции при переменном давлении.

      Короткоцикловая адсорбция основана на физическом явлении адсорбции – поглощении при высоком давлении твердым адсорбентом "примесей", содержащихся в водородсодержащем газе при прохождении его через слой адсорбента с последующей десорбцией поглощенных "примесей" при сбросе давления и продувке противотоком чистым водородом (регенерация адсорбента).

      Процесс осуществляется в периодически переключаемых автоматической системой управления адсорберах, находящихся на различных заранее заданных стадиях рабочего цикла, что позволяет получать очищенный водород с непрерывным расходом и давлением, близким к исходному давлению сырьевого водородсодержащего газа.

      Ниже приводится адсорбция компонентов газовой смеси относительно адсорбента:

      Таблица .. Изменение величины адсорбции различных компонентов

№ п/п

Компонент

Адсорбция

1

2

3

1


слабая

2

водород

*

3

гелий

*

4

кислород

*

5

аргон

*

6

азот

***

7

СО

***

8

метан

***

9

СО2

*****

10

этан

*****

11

этилен

*******

12

пропан

*******

13

изобутан

*******

14

пропилен

*******

15

H2S

*********

16

меркаптаны

*********

17

бензол

***********

18

толуол

***********

19

этилбензол

*************

20

Н2О

***************************

21


сильная

      Для получения чистого водорода фаза адсорбции должна быть закончена до полного заполнения пор адсорбента "примесями". Чтобы получить непрерывный поток очищенного водорода, поток исходного водородсодержащего газа должен быть переключен на другой адсорбер, в котором находится регенерированный адсорбент. Это осуществляется автоматически системой управления PSA.

      Технологический процесс на установке PSA можно разделить на три этапа:

      подготовка сырьевого газа для очистки;

      концентрирование водорода – адсорбционная очистка в блоке PSA с получением основного продукта – водорода с концентрацией не ниже 99,5 % об.;

      сброс отдувочных газов в топливную сеть завода.

      Подготовка сырьевого газа заключается в смешении в коллекторе отдуваемых с установок НПЗ водородсодержащих газов, отделении углеводородного конденсата в буферной емкости и стабилизации давления и расхода водородсодержащего газа на входе в адсорберы.

      Процесс адсорбционной очистки осуществляется в адсорберах в соответствии со следующими стадиями.

      Адсорбция – процесс выделения при рабочем давлении "примесей" из водородсодержащего газа во время его прохождения через слой адсорбента, размещенного в адсорберах. Для отделения водяных паров используется силикагель, помещаемый в I (нижний) слой; для отделения углеводородов С2+ – аморфный алюмосиликат или цеолит, помещаемый во II слой; для отделения метана – активированный уголь, помещаемый в III верхний слой.

      Адсорбция проводится в одном из шести адсорберов, находящимся в данный момент в рабочем цикле. Адсорберы работают в шахматном порядке. Неочищенный сырьевой газ проходит через адсорбер в направлении снизу вверх, при этом осуществляется избирательная адсорбция "примесей": воды и углеводородов.

      Водород высокой чистоты выходит с верха адсорбера и направляется в коллектор водород-продукта.

      Регенерация – процесс десорбции (удаления) "примесей" с поверхности адсорбента, проводится в четыре цикла:

      понижение давления в адсорбере прямотоком (по направлению потока сырьевого газа – снизу вверх), при котором водород из этого адсорбера используется для подъема давления и продувки других адсорберов;

      понижение давления в адсорбере противотоком, при котором удаляется основная часть поглощенных "примесей". Это фаза быстрой отдувки;

      продувка адсорбера противотоком при низком давлении чистым водородом для десорбции остаточных "примесей";

      повышение давления в адсорбере противотоком за счет поступления газа из других адсорберов, которые находятся в стадии понижения давления, и затем из коллектора водорода.

      "Примеси", отдуваемые из адсорберов при регенерации, представляют собой углеводородные газы, которые усредняются по составу в емкости сбросного газа. При этом также сглаживаются пульсации давления. Отдувочный газ направляется в топливную сеть завода или на сжигание в качестве топливного газа.

      Влияние основных условий процесса

      Хотя автоматическая система управления блока PSA компенсирует возможные изменения технологических параметров во время работы установки, необходимо учитывать следующее влияние технологических параметров короткоцикловой адсорбционной очистки водорода.

      Давление

      Рабочее давление адсорбции определяет емкость адсорбента. Емкость адсорбента – количество "примесей", которое адсорбент может поглотить до состояния насыщения. Чем выше давление, тем больше емкость адсорбента и тем дольше может быть продолжительность цикла адсорбции.

      Величина рабочего давления задана в проекте на уровне 25-29 кгс/см2 исходя из давления источников водородсодержащего газа на НПЗ.

      Давление в емкости сбросного газа еще один важный параметр. Чем ниже давление отдуваемого газа, тем полнее освобождение поверхностного слоя адсорбента от молекул "примесей" во время сброса давления и, соответственно, меньше требуется очищенного водорода для окончательной продувки адсорбента и тем выше рекуперация водорода, т.е. его суммарная степень извлечения из сырьевого газа.

      Температура

      Более высокая температура затрудняет адсорбцию "примесей" из сырьевого газа (уменьшается емкость адсорбента), но облегчает десорбцию. Следовательно, при более высокой температуре длительность циклов адсорбции-десорбции укорачивается.

      Более низкая температура в адсорберах затрудняет процесс десорбции. При очень низкой температуре, например, при пуске установки зимой с нарушенным обогревом адсорберов и трубопроводов, возможно выпадение углеводородного конденсата, который необратимо приводит III слой в неработоспособное состояние.

      Нормальная рабочая температура составляет 30-40 °C.

      Расход сырьевого газа

      Расход сырьевого газа влияет на скорость насыщения адсорбента и таким образом, чем выше расход, тем короче должен быть цикл адсорбции из-за более высокой скорости насыщения. Понижение расхода ниже предела чувствительности диафрагменного расходомера сырьевого газа приводит в нерабочее состояние систему управления процессом.

      Рабочие пределы расхода сырьевого газа 30 - 100 % от проектного, который составляет 30210 Нм3/ч.

      Состав газа

      Чем выше концентрация водорода в сырьевом газе, тем ниже скорость насыщения адсорбента и таким образом цикл адсорбции может быть более продолжительным.

      Чем больше концентрация тяжелых углеводородов в сырьевом газе, тем выше температура выпадения конденсата.

      Число рабочих адсорберов

      Во время эксплуатации установки может возникать необходимость отключения адсорберов для проведения инспекционных или ремонтных работ.

      Для обеспечения этого схема предусматривает полное отключение одной пары адсорберов или любого из адсорберов.

      В случае отключения адсорберов производительность установки уменьшается.

      Таблица .. Зависимость числа работающих адсорберов от производительности установки

№ п/п

Число работающих адсорберов

Производительность установки

1

2

3

1

6

100 %

2

5

90 %

3

4

80 %

      Технологическая схема

      Четырехадсорберный вариант технологической схемы установки адсорбционного концентрирования водорода изображен на рисунке 3.40.

     


      Рисунок .. Технологическая схема четырехадсорберной установки концентрирования водорода методом PSA

3.15.3. Получение водорода паровой конверсией

      Назначение установки получения водорода методом паровой конверсии (парового риформинга)

      Установка получения водорода методом парового риформинга предназначена для обеспечения водородом установок гидрогенизационных процессов, в частности установок гидрирования бензола, гидроочистки прямогонного бензина (нафты), керосина, изомеризации, гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива.

      Сырьем производства и переработки угдеводородов с водяным паром в водород могут быть природный и сжиженный газ, бензин.

      В состав типовой установки паровой конверсии природного газа входят следующие основные технологические блоки:

      блок компримирования природного газа с очисткой от сернистых соединений на кобальтмолибденовом катализаторе и дальнейшим удалением H2S на ZnO, включающий сырьевой дожимной компрессор, реактор гидроочистки и два реактора с оксидом цинка;

      паровой риформинг природного газа, включающий печь с катализаторными трубами, конвекционную часть печи, холодильник технологического газа и сепаратор пара высокого давления;

      среднетемпературная конверсия СО, включающая конвертер и систему охлаждения технологического газа;

      адсорбционная очистка технологического газа, включающая установку PSA;

      блок подготовки котловой воды и система пара высокого давления.

      Характеристика производимой продукции

      Основной продукцией установки является водород высокой чистоты для установок гидрогенизационных процессов.

      Вторым продуктом установки является водяной пар высокого давления.

      Основные характеристики получаемой продукции:


Продуктовый водород

Содержание водорода

не менее 99,9 % об.

Оксиды углерода

не более 20 ppm об.

N2+CH4

не более 1000 ppm об.

Условия на границе установки:

Давление водорода

1,65 МПа (16,5 кгс/см2)

Температура

34 °С

Пар высокого давления

Условия на границе установки:

Давление

4,0 МПа (40 кгс/см2)

Температура

360 °С

      Описание технологического процесса и схемы производства

      Характеристика и химизм процесса получения водорода методом парового риформинга природного и сжиженного газа

      Очистка сырья от сернистых соединений и непредельных углеводородов.

      Органические соединения серы являются сильными ядами для катализаторов парового риформинга, если они присутствуют в исходном сырье, то превращаются в сероводород по следующей основной реакции:


      2R-SH + 3H2  2R-H2 + 2H2S


      Одновременно водород вступает в реакцию с любыми олефинами, присутствующими в исходном сырье и насыщает их по следующей основной реакции:


      R-CH = CH-R + H2  R-CH2 - CH2 -R


      Гидрогенизация проводится в реакторе с применением никель-молибденового катализатора на основе окисноалюминиевого носителя.

      Если в углеводородном сырье содержится органический хлор, он может превращаться в неорганический (HCl) под действием кобальт-молибденового катализатора гидрирования, неорганический хлор (HCl) вступает в реакцию с активным составом высокоактивного окисла-металла в дехлораторе, что образует неподвижный стабильный металлический хлорид, при этом достигается цель выделения хлорида.

      H2S, образованный после гидрирования органической серы, абсорбирован в двух последовательных сероочистных реакторах (десульфураторах) окисью цинка с использованием сероочистного реагента. Реакция приведена ниже:


      ZnO + H2S → ZnS + H2O


      Хемосорбция является необратимой реакцией, поэтому после насыщения хемосорбент (оксид цинка) подлежит замене.

      Основные параметры процесса

      Температура

      Удаление сернистых соединений из природного газа в значительной степени зависит от температуры:

      гидрирование органических сернистых соединений на кобальтмолибденовом катализаторе проводится при температуре 350-400 °С;

      максимальная хемосорбция сероводорода оксидом цинка достигается при температурах 250-410 °С, которая считается проектной.

      Давление

      Незначительное изменение давления не влияет на процесс обессеривания.

      Катализатор

      Кобальтмолибденовый катализатор, используемый для гидрирования органических сернистых соединений, обеспечивает требуемый уровень очистки природного газа. Используемая окись цинка может понизить содержание сероводорода в продукте до менее 0,1 ppm.

      Удаление сероводорода оксидом цинка – это химическая реакция, и хемосорбент, исчерпавший свою емкость, не поддается регенерации, он заменяется свежим. В зависимости от количества сероводорода, адсорбированного оксидом цинка, последний может стать самовоспламеняющимся, то есть получить пирофорную форму при контакте с воздухом.

      Паровой риформинг

      Реакции парового риформинга метана в смеси с водяным паром проходят на никелевом катализаторе.

      Основные параметры, характеризующие процесс углеводородного риформинга

      Качество сырья

      В газе, подвергающемся паровой конверсии, основными источниками проблем являются тяжелые углеводороды, так как тип катализатора и условия работы паровой конверсии выбраны и рассчитаны на то, что сырьем служат легкие углеводороды. Повышенное содержание тяжелых углеводородов в сырье при их разложении приведет к усиленному отложению кокса на катализаторе, а это вызовет, кроме прочего, увеличение перепада давления в реакционных трубках печи.

      Температура

      Температура оказывает значительное влияние на скорость протекания реакции. Углеводородный риформинг лучше идет при более высокой температуре, но необходимо учитывать влияние ее на срок службы оборудования.

      Температура должна быть такой, чтобы избегать перегрева катализаторных трубок.

      Выходная температура слоев катализатора должна поддерживаться в пределах от 760 °C до 860 °C. Давление оказывает существенное влияние на процесс углеводородного риформинга, который протекает лучше при более низком давлении.

      Мольное соотношение водяного пара и углерода в сырьевом газе Н/С является главным параметром работы риформинга.

      Если соотношение Н/С недостаточно, то углерод откладывается на катализаторе, что приводит к его дезактивации, а следовательно к увеличению непрореагировавшего метана и снижению чистоты вырабатываемого водорода, а также повышению перепада давления на слое катализатора, сокращению срока службы катализаторных трубок из-за возможных их местных перегревов. Поэтому следует поддерживать отношение Н/С на проектном уровне – не ниже 3,0 (мольное).

      Катализатор

      Процесс парового углеводородного риформинга протекает в подогреваемых снаружи трубках, наполненных катализатором. Катализатор представляет собой оксид никеля, нанесенный на огнеупорный оксид алюминия.

      Катализатор очень прочен и стоек. Срок его службы зависит от концентраций серы и тяжелых углеводородов в сырье риформинга. Хорошее обессеривание сырья увеличивает срок службы катализатора. Катализатор риформинга не обладает пирофорными свойствами.

      Конверсия СО

      Сырой газ после предварительной конверсии поступает в процесс конверсии пара углеводорода. По процессу конверсии углеводород и пар в переработанном сыром газе вступают в реакцию под действием определенного давления, температуры, водяного пара и катализатора, и превращают в газообразный водород и окись углерода, одновременно образуется CO2 и малое количество остаточного CH4. Вся реакция конверсии проводится в параллельном кожухтрубчатом реакторе, монтированном в камере радиации конверсионной печи, труба заполняется никелевым катализатором окисления.

      Реакция конверсии углеводородов приведена ниже:


      CnHm+nH2O

nCO + (n + m/2) H2

      Цель среднетемпературной конверсии СО в CO2 – максимальный сдвиг реакции в сторону образования водорода и диоксида углерода, которые являются побочными продуктами.

      Реакция среднетемпературной конверсии СО протекает при температуре 330-350 °C на катализаторе, состоящем из оксидов железа и хрома с присадкой меди.


      СО + H2O= CO2 + H2 + Q


      Основные параметры, оказывающие влияние на процесс

      Температура

      Реакция конверсии СО в CO2 является экзотермической (протекает с выделением теплоты), поэтому ее лучше вести при более низких температурах, хотя активность катализатора уменьшается с понижением температуры.

      При среднетемпературной конверсии температура поддерживается в пределах 360-440 °С, при этом стараются достичь максимума активности катализатора в конкретный период его эксплуатации. Активность свежего катализатора достаточного высока уже при температуре выше 340 °С.

      Давление оказывает достаточное влияние на активность катализатора.

      При повышении давления от 0 до 2,0 МПа (изб.) активность катализатора растет, но после 2,0 МПа (изб.) повышение давления не оказывает на нее заметного влияния.

      Катализаторы

      Процесс среднетемпературной конверсии протекает на катализаторе, состоящем из оксидов железа и хрома с присадкой меди.

      Содержание оксида углерода в продукте среднетемпературной конверсии СО в CO2 снижается до 3,77 мольных процентов.

      Сера и хлориды являются ядами для катализатора, поэтому необходимо следить за их концентрацией в сырье, поступающем в конвертер.

      Адсорбционная очистка Н2

      Очистка технологического газа до товарного водорода производится адсорбционным методом на блоке PSA, описанном ранее.

      Основные параметры, оказывающие влияние на процесс адсорбции

      Температура

      Температура является важным параметром, влияющим на процесс адсорбции. Чем выше температура, тем ниже адсорбционная емкость адсорбента, поэтому процесс проводят при температуре до 40 оС.

      Температура проведения процесса выбирается на основе расчета экономической эффективности.

      Количество поглощенного вещества и скорость адсорбции зависят от парциального давления удаляемого компонента. Парциальное давление определяется концентрацией компонента и общим давлением в системе, поэтому процесс адсорбции ведут при давление 1,2 - 6,0 МПа.

      Описание принципиальной технологической схемы

      Сырьем установки получения водорода служит природный или сжиженный газ, который поступает в приемный сепаратор и далее на прием сырьевого дожимного компрессора ТК, где компримируется до давления 3,04 МПа, а затем смешивается с водородом, поступающим с установки гидрокрекинга. Потом он направляется в подогреватель, где нагревается паром низкого давления до температуры 100 °С, подается в конвекционные змеевики печи П-1, где нагревается до 370 °С и поступает в реактор обессеривания Р-1.

      В реакторе происходит удаление из природного газа органических соединений серы на кобальтмолибденовом катализаторе с конверсией их в H2S. Прошедший гидрообессеривание природный газ поступает на очистку от сероводорода в реакторы десульфуризации Р-2 (не менее двух аппаратов), где происходит поглощение сероводорода оксидом цинка ZnO.

      Обвязка реакторов выполнена таким образом, что они могут работать последовательно, параллельно, и также меняться местами. Предусмотрена возможность замены оксида цинка в одном реакторе без остановки установки.

      Очищенный от органических соединений серы и сероводорода природный газ поступает в тройник смешения, где смешивается с паром высокого давления и последовательно проходит конвекционные змеевики печи П-2. Парогазовая смесь подогревается в змеевиках конвекционной камеры печи до температуры 540 °С и поступает в реакционные трубы печи углеводородного риформинга, где на никелевом катализаторе при температуре 800-860 °С протекают реакции паровой конверсии метана в Н2, СО и СО2.

      Для нормального протекания процесса углеводородного риформинга и предотвращения коксования катализатора необходимо поддерживать мольное соотношение пар: углерод выше стехиометрического, но не ниже 3,0.

      После печи углеводородного риформинга реакционный газ с температурой 800-860 °С и давлением 2,27 МПа (изб) поступает в охладитель технологического газа И-1, где охлаждается до температуры 300-340 °С, теплота отходящих газов реакции используется для выработки пара высокого давления.

      Пройдя охладитель, реакционные газы с температурой 300-340 °С и давлением 2,22 МПа (22,2 кгс/см2) поступают в высокотемпературный конвертер Р-4, где на железохромовом катализаторе происходит конверсия окиси углерода. Конверсия окиси углерода протекает с выделением тепла, и температура на выходе из него повышается до 420 °С.

      Конвертированный газ из Р-4 проходит через трубный пучок рибойлера, где отдает тепло на нагрев и частичное испарение технологическому конденсату. Далее реакционные газы поступают в теплообменник, где, охлаждаясь, подогревают питательную воду, поступающую в барабан котла Е-1, а затем они охлаждаются в теплообменнике, подогревая химобессоленную воду, поступающую в деаэратор.

      Охлажденные реакционные газы поступают в сепаратор С-1, где происходит выделение из них частично сконденсированного конденсата технологического водяного пара. Газовая фаза из сепаратора направляется на охлаждение в воздушный и водяной холодильник, где доохлаждается оборотной водой до температуры 34 оС и поступает на установку адсорбционной очистки PSA, где происходит разделение реакционного газа на 99,9 % водород и отходящий газ, используемый в качестве компонента топливного газа печи.

      Процесс адсорбционного разделения реакционного газа на установке PSA основан на принципе поглощения примесей на адсорбенте при высоком давлении и десорбции их при низком давлении с последующей продувкой чистым водородом, поэтому процесс называется адсорбцией при переменном давлении.

      Установка состоит из шести адсорберов, емкости усреднения состава отходящего газа, комплекта отсекающих клапанов и системы управления.

      Установка работает в автоматическом режиме с шестью действующими адсорберами, в случае поступления ошибочного сигнала от прибора КИП, клапана или другого компонента, система управления автоматически проанализирует ситуацию и переключит работу установки на резервный режим работы с пятью адсорберами.

      Система выработки пара высокого давления установки производства водорода представляет собой единое целое с технологическим оборудованием остальной установки, и ее подготовка к работе, вывод на режим, остановка рассматриваются совместно с операциями ведения основного технологического процесса.

      На установке имеются две системы генерации пара высокого давления.

      Принципиальная технологическая схема установки получения водорода паровой конверсией углеводородного газа представлена на рисунке 3.41.

     


      Рисунок .. Принципиальная технологическая схема установки получения водорода паровой конверсией углеводородного газа

3.15.4. Текущие уровни выбросов и потребления

      Для процесса производства водорода наиболее значимыми являются выбросы NOХ. Выбросы других веществ, таких как SOХ или воды, минимальны, потому что обычно используется топливо с низким содержанием серы, а выбросов, помимо дымовых газов, немного. Выбор системы рекуперации тепла может иметь большое влияние на выбросы NOХ, так как это повлияет как на количество сжигаемого топлива, так и температуру пламени.

      В таблицах 3.76 - 3.78 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, сточным водам и отходам по процессу производства водорода, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки производства водорода

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год


1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 20 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

557

103,3

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

11,5

0,14

4

Удельное потребление топлива

т/т

1,9*

0,19*

5

Охлаждающая вода

т/т

17,7

0,35

6

Оборотная вода

т/т

0,04

0,037

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки производства водорода

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

27,285

510,704

268

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

167,956

3142,793

1655

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

17,622

338,81

178

4

Углерод оксид
(Окись углерода, Угарный газ)

72,91

551,673

312

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки производства водорода

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс


1

2

3

4

5

6

7

8

1

Коксовые массы
отработанные,
загрязненные
нефтепродуктами
(содержание
нефтепродуктов
15 % и более)

12000

20000

-

59,5

-

59,5

2

Катализатор на основе алюминатов магния и кальция, содержащий оксид никеля, отработанный

12000

20000

0,9

27,8

0,9

27,8

3

Катализатор на основе оксида алюминия молибденовый, содержащий оксид кобальта, отработанный

12000

20000

0,3

5,7

0,3

5,7

4

Катализатор на основе оксида железа с содержанием хрома менее 15,0 %, отработанный

12 000

20 000

3,8

39

3,8

39

5

Сорбент на основе оксида цинка, отработанный

12000

20000

1,9

11

1,9

11

6

Цеолит, отработанный при осушке воздуха и газов, не загрязненный опасными веществами

12000

20000

-

498,5

-

498,5

7

Отходы минеральных масел индустриальных

12000

20000

1

3,1

1

3,1

8

Масла гидравлические отработанные, не содержащие галогены

12000

20000

0,04

0,04

0,04

0,04

9

Отходы катализаторов и контактных масс, не вошедших в другие пункты (отработанные катализаторы обессеривания)

12000

20000

0,4

13,2

0,4

13,2

3.16. Производство ароматических углеводородов

3.16.1. Комплекс по производству ароматических углеводородов (ПАУ)

      Производство ароматических углеводородов (ПАУ) включает в себя следующие основные установки:

      1) установка каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора (без гидроочистки) с блоком извлечения бензола состоит из следующих секций:

      секция 100 – каталитический риформинг для получения высокооктановых компонентов бензинов (или сырье для будущего комплекса ароматики) и сырья секции 300;

      секция 200 – непрерывная регенерация катализатора каталитического риформинга;

      секция 300 – экстрактивная дистилляция Morphylane для получения бензольно-толуольной фракции;

      секция 400 – разделение (ректификация) бензольно-толуольной фракции, получение бензола и толуола;

      секция 500 – вспомогательная секция. В состав секции 500 входят:

      блок подготовки газообразного топлива;

      блок подготовки жидкого топлива;

      факельная система;

      блок подачи охлаждающей жидкости к насосам;

      блок подачи технического воздуха, азота и воздуха КиП;

      дренажная система сброса углеводородов;

      2) установка производства параксилола "ParamaX" (далее – установка PX) состоит из следующих секций:

      секция 600 – предфракционирование ксилолов и "Eluxyl";

      секция 650 – изомеризация ксилолов "ХуМах";

      секция 700 – трансалкилирование толуола "TransPlus";

      секция 800 – разделение рафината;

      секция 900 – вспомогательное оборудование.

3.16.2. Установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора с блоком извлечения бензола

3.16.2.1. Общая характеристика производственного объекта

      Номинальная мощность установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора с блоком извлечения бензола составляет 1000 тысяч тонн в год по сырью секции 100 – каталитического риформинга, и определяется количеством сырья на предприятии.

      Гибкая схема технологического процесса позволяет работать в двух производственных вариантах: бензиновом и ароматическом.

      Производительность установки составляет 1 млн тонн в год по сырью. Сырьем установки CCR является гидроочищенная нафта с установок гидроочистки бензина, блока гидроочистки ЛГ-35-11/300-95 и комплекса глубокой переработки нефти (КГПН).

      Уникальность установки заключается в том, что сырье риформига подвергается термокаталитическому воздействию при сверхнизком давлении (0,35 - 0,49 МПа) в четырех адиабатических реакторах, что увеличивает глубину ароматизации до 98 %. Следует также отметить, что восстановление активности платина-оловянного катализатора марки CR - 601 осуществляется путем непрерывного выжигания отложения кокса в зоне регенерации катализатора, что позволяет увеличить межремонтный пробег установки.

      Данная технологическая схема позволяет получать высокооктановый бензиновый компонент (ОЧ>100) и ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы), используя в качестве сырья более широкую бензиновую фракцию (73-178 оС), что позволяет увеличить загрузку по сырью и, соответственно, как выработку высокооктановых компонентов, так и водородсодержащего газа высокой концентрации (92~93 моль %) за счет дополнительной абсорбции ВСГ жидкой фазой в емкости реконтакта под высоким давлением (2,8 - 2,9 МПа) для внутренних потребностей установок CCR, РХ, КУГБД, КГПН и поддержания необходимого давления топливного газа в общезаводской сети.

      Физико-химические процессы риформинга с непрерывной регенерацией катализатора детально описаны в разделе "Каталитический риформинг".

3.16.2.2. Установка экстрактивной дистилляции "Morphylane":

      Назначение: выделение ароматических углеводородов (бензола и толуола) из легкого риформата. Процесс основан на различной растворимости ароматических и неароматических углеводородов в селективном растворителе N-формилморфолин.

      Номинальная мощность секции экстрактивной дистилляции Morphylane – 417,0 тысяч тонн в год и определяется исходя из качественного состава сырья и мощности секции каталитического риформинга.

      Номинальная мощность секции разделения бензольно-толуольной фракции по товарному бензолу – 133,0 тысяч тонн в год.

      Предел колебания мощности комплекса составляет 50 - 110 %, что определяет выбор технологического оборудования и приборов автоматического регулирования, обеспечивающих их стабильную работу в указанных пределах производительности.

      Число часов работы принято 7920. Режим работы непрерывный.

      Межремонтный пробег установки – 3 года.

3.16.2.3. Секция экстракции бензола и толуола

      Колонна экстракционной дистилляции

      Колонна экстракционной дистилляции (колонна ЭД) служит для разделения поступающего на установку сырья на отдельные фракции. Основными компонентами сырья являются бензол, толуол, а также неароматические соединения C4 - C7 (более тяжелая фракция уже отделена на другой установке). Разделение на фракции при нормальных условиях дистилляции невозможно. И только N-формилморфолин (НФМ), подводимый в верхнюю часть секции экстрактивной дистилляции колонны ЭД, обеспечивает селективное отделение ароматических соединений от неароматических.

      Действие экстрагента (НФМ) основано на его способности модифицировать давление пара компонентов. Это значит, что ароматические соединения с исходными температурами кипения ниже или выше температур кипения неароматических соединений растворяются в НФМ и становятся менее летучими, вследствие чего их можно вывести из куба колонны ЭД. Пары неароматических соединений, почти нерастворимых в НФМ, выходят сверху секции экстрактивной дистилляции и поступают в секцию отделения растворителя колонны ЭД.

      Отпарная колонна

      Отпарная колонна может рассматриваться как нормальная система перегонки, предназначенная для отделения экстракта ароматических соединений от насыщенного НФМ. Эта колонна работает под низким вакуумом, что необходимо для снижения температуры кипения растворителя. Таким образом предотвращается разложение НФМ и уменьшается требуемое количество подводимого тепла.

      Для достижения требуемой низкой концентрации бензола и толуола в товарном рафинате колонны ЭД важно поддерживать как можно более низкую концентрацию ароматических соединений в тощем растворителе. При подаче тощего растворителя в колонну ЭД, содержащиеся в нем бензол и толуол испаряются и смешиваются с поднимающимися вверх парами неароматических соединений. Таким образом при повышенной концентрации произойдет также повышение концентрации бензола и толуола в неароматических соединениях.

      Особенностью работы отпарной колонны является тот факт, что для нижнего продукта этой колонны не требуется система регулирования уровня. Это объясняется тем, что тощий растворитель представляет собой полностью циркулирующий поток. Заполнение систем установки свежим НФМ производится только один раз. Количество жидкой фазы, выводимой из куба отпарной колонны, равно количеству жидкой фазы, возвращаемой из куба колонны ЭД за вычетом количества бензола и толуола, получаемого в верхней части отпарной колонны.

      Очистка глиной

      Холодная очистка глиной (секция защитного слоя для улавливания азотсодержащих соединений)

      Растворитель (НФМ), используемый в процессе "Morphylane", содержит азотистые основания. Следовательно экстракт ароматических соединений, выводимый из секции экстрактивной дистилляции, также содержит следовые количества азотсодержащих соединений. Для защиты расположенных далее по технологической схеме систем цеолитных катализаторов (азотистые основания приведут к снижению активности этих кислотных цеолитных катализаторов) на линии экстракта ароматических соединений предусмотрены два последовательно соединенных аппарата холодной очистки глиной R - 301 -A/B (с возможностью перемены позиций аппаратов). Защитный слой для удаления азотсодержащих соединений предназначается для удаления азотистых оснований до допустимого интервала концентраций (30 - 50 масс. частей на миллиард).

      Горячая очистка глиной (секция отбеливания)

      Так как экстракт ароматических соединений, выводимый из секции экстрактивной дистилляции, содержит следовые количества олефинов и/или диолефинов, которые будут вызывать нежелательную окраску серной кислоты, поток экстракта нужно подвергнуть дополнительной очистке в аппаратах горячей очистки глиной R-302-A/B (с возможностью перемены позиций аппаратов).

      При высокой температуре олефины и диолефины превращаются в соединения с более высокой температурой кипения. Во избежание образования паров в ходе горячего отбеливания в аппаратах очистки глиной поддерживается соответствующее высокое давление.

      Качество продуктового экстракта ароматических соединений, выводимого сверху аппаратов очистки глиной, контролируется проведением испытания на окраску серной кислоты.

      Механизм горячей очистки глиной

      Горячая глина действует как кислотный катализатор процесса алкилирования ароматических соединений в составе экстракта олефинами/диолефинами с образованием соединений с высокой температурой кипения.

      Основной переменной процесса на стадии отбеливания глиной является температура обработки. При повышении температуры адсорбционная способность глины снижается, в то время как ее каталитическое действие возрастает. Следовательно при определенном качестве поступающего на отбеливание сырья повышение температуры увеличивает срок службы глины.

      Эксплуатация установки в режиме обработки жидкой фазы обеспечивается поддерживанием высокого давления, достаточного для предотвращения испарения в слое глины.

      Глина должна заменяться, когда показатель окраски серной кислоты очищенного экстракта ароматических соединений достигает 1 или перепад давления в аппарате очистки глиной превысит 0,2 МПа.

3.16.2.4. Секция бензольной и толуольной колонн

      Секция бензольной и толуольной колонн подразделяется на две секции:

      бензольная колонна;

      толуольная колонна.

      Применительно к проекту установки рассматривались два варианта:

      Первый, который обозначается расчетным вариантом (по проекту Design Case), предполагает, что выделение бензола и толуола происходит в составе комплекса ароматики с установками XyMax и TransPlus. Часть продукта установки XyMax возвращается в установку экстрактивной дистилляции (установка 300), а часть продукта установки TransPlus возвращается в секцию бензольной и толуольной колонн (установка 400).

      Второй, который обозначается проверочным вариантом (Check Case), предполагает на начальном этапе выделение бензола без комплекса ароматики и при отсутствии рециклов как от TransPlus, так и XyMax.

      Целью секции бензольной и толуольной колонн по расчетному варианту является переработка продукта C6+ из установки TransPlus, объединенного с потоком экстракта из установки экстрактивной дистилляции, чтобы разделить:

      бензол высокой чистоты как поток продукции;

      толуол, который будет возвращаться в установку TransPlus;

      фракцию C8+, которая будет возвращаться в секцию ксилольных колонн.

      По проверочному варианту целью является переработка экстракта БТ из установки экстрактивной дистилляции и обеспечение отправки:

      бензола высокой чистоты в хранилище;

      продукта C7+ в бензиновый парк.

      В результате сырьем установки являются:

      экстракт БТ из установки экстрактивной дистилляции (установка 300), по расчетному и проверочному вариантам

      фракция C6+, возвращаемая из установки TransPlus, только по расчетному варианту.

3.16.3. Установка производства параксилола "ParamaX" ПАУ

3.16.3.1. Общая характеристика производственного объекта

      Наименование производственного объекта – установка производства параксилола "ParamaX" ПАУ.

      Установка производства параксилола "ParamaX" (далее - установка PX) состоит из следующих секций:

      секция 600 – предфракционирование ксилолов и "Eluxyl";

      секция 650 – изомеризация ксилолов "ХуМах";

      секция 700 – трансалкилирование толуола "TransPlus";

      секция 800 – разделение рафината;

      секция 900 – вспомогательное оборудование.

      Секция предфракционирования ксилолов и "Eluxyl" (секция 600) предназначена для разделения смеси тяжелого риформата из секции 100 установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора с блоком извлечения бензола (далее – установка CCR) и двух рецикловых потоков, направляемых из секции изомеризации ксилолов "ХуМах" (секция 650) и разделения (ректификации) бензольно-толуольной фракции (секция 400) установки CCR, на фракцию С9 - С10+ и смеси ксилолов для производства параксилола высокой чистоты.

      Секция изомеризации ксилолов "ХуМах" (секция 650) предназначена для превращения смеси ксилолов с пониженным содержанием параксилола в равновесную смесь посредством изомеризации и деалкилирования этилбензола, содержащегося в сырье, в бензол.

      Секция трансалкилирования толуола "TransPlus" (секция 700) предназначена для преобразования толуола и ароматических углеводородов С9+ в равновесную смесь ксилола и бензола с целью обогащения ксилолами фракцию С8+, подаваемую в секцию предфракционирования ксилолов и "Eluxyl" (секция 600).

      Секция разделения рафината (секция 800) предназначена для разделения рафината, производимого на секции экстрактивной дистилляции "Morphylane" (секция 300) установки CCR, на две фракции:

      тяжелого рафината, которая направляется на смешение товарного бензина;

      легкого рафината, которая используется в качестве сырья на существующей установке изомеризации.

      Стабильную работу всех секций установки РХ обеспечивает секция вспомогательного оборудования (секция 900), состоящая из:

      блока подготовки газообразного топлива;

      блока подготовки жидкого топлива;

      блока подачи охлаждающей жидкости к насосам;

      блока подачи технического воздуха, азота и воздуха КИП;

      дренажной системы сбора углеводородов;

      факельной системы;

      емкости аварийного освобождения;

      маслоблока.

      Номинальная мощность установки PX составляет 496 тысяч тонн в год по параксилолу.

      Сырьем установки PX являются тяжелый риформат из секции 100 установки CCR и два рецикловых потока, направляемых из секции изомеризации ксилолов "ХуМах" (секция 650) и секции разделения (ректификации) бензольно-толуольной фракции (секция 400) установки CCR.

      Номинальные мощности секции предфракционирования ксилолов и "Eluxyt" (секция 600), изомеризации ксилолов "ХуМах" (секция 650) и трансалкилирования толуола "TransPlus" (секция 700) подобраны таким образом, чтобы суммарная производительность установки РХ по параксилолу составляла 496 тысяч тонн в год.

      Номинальная мощность секции разделения рафината (секция 800) составляет 147 тысяч тонн в год и определяется производительностью секции экстрактивной дистилляции "Morphylane" (секция 300).

      Диапазон устойчивой работы установки РХ составляет 60 - 110 % от номинальной мощности.

      Фактор рабочего времени установки РХ – 7920 часов в год.

      Режим работы – непрерывный.

      На установке РХ используются следующие процессы:

      выделение параксилола "Eluxyl";

      изомеризация ксилолов "ХуМах";

      трансалкилирование толуола "TransPlus";

      ректификация (секция разделения рафината).

3.16.3.2. Процесс выделения параксилола "Eluxyl"

      Термодинамика и кинетика

      Явление адсорбции заключается в обратимом или необратимом удерживании одного или более веществ из жидкой фазы на поверхности пористого твердого тела. Такое удерживание обусловлено силами притяжения между этими соединениями и поверхностью. В состоянии равновесия при неизменных давлении и температуре на определенном количестве адсорбента удерживается строго определенное количество каждого из компонентов жидкой фазы, подлежащей разделению (давление не оказывает влияния, поскольку жидкости почти несжимаемы). При этом состав жидкости в порах отличается от состава в объеме жидкости, окружающей частицы.

      Адсорбция происходит самопроизвольно и всегда протекает с выделением тепла. Однако при замещении одного адсорбированного углеводорода на другой обычно тепловой эффект отсутствует.

      Явления адсорбции подразделяется на 2 категории: физическая адсорбция и хемосорбция. Они различаются по типу сил притяжения и энергии. Разделение ксилолов, применяемое в процессе Eluxyl, основано на явлении физической адсорбции. В данном случае физическая адсорбция является селективной, т.е. преимущественно адсорбируются молекулы одного типа.

3.16.3.3. Процесс изомеризации ксилолов "ХуМах"

      Термодинамика и кинетика

      Изомеризация ксилолов "ХуМах" предназначена для превращения смеси ксилолов с пониженным содержанием параксилола в равновесную смесь посредством изомеризации и деалкилирования этилбензола, содержащегося в сырье, в бензол.

      Возможность протекания любой химической реакции, а также количество получаемых продуктов и непревращенных химических реагентов определяются термодинамикой процесса. При определенных условиях (давление, P; температура, Т) некоторые реакции протекают полностью (на 100 %), т.е. все исходные реагенты превращаются в продукты. Другие процессы находятся в состоянии равновесия, т.е. превращению подвергается только часть исходных реагентов. Количество находящихся в равновесии продуктов и реагентов определяется термодинамикой процесса. Термодинамика не определяет время, требующееся для достижения равновесия или полного завершения реакции.

      Кинетика определяет скорость химической реакции или количество сырья, которое исчезает за данный промежуток времени, скажем, за одну секунду. Кинетика зависит от рабочих условий, но также может изменяться в широких пределах за счет использования надлежащим образом выбранных катализаторов. Конкретный катализатор, как правило, ускоряет протекание одной реакции (или семейства реакций).

      Иными словами термодинамика определяет предельный равновесный состав при условии бесконечного времени протекания реакции. Кинетика же дает возможность прогнозирования состава после истечения конечного промежутка времени. Так как время всегда является ограниченным, то для конкурирующих реакций кинетика, как правило, имеет преобладающее значение.

      Катализатор обычно состоит из носителя (оксиды щелочноземельных металлов, оксид алюминия, оксид кремния, оксид магния и т.д.), на который наносятся мелкодиспергированные частицы металла (металлов). Каталитическая активность определяется нанесенным металлом, однако весьма часто основа также обладает каталитической активностью, обусловленной ее химической природой.

      Химические реакции

      Основными реакциями, протекающими в процессе XyMax, являются изомеризация ксилолов и деалкилирование этилбензола. Целью этого процесса является превращение обедненного по параксилолу сырья в равновесную смесь ксилолов, что необходимо для достижения более высокого выхода параксилола.

      Кроме того желательным процессом является превращение (конверсия) этилбензола, необходимое для предотвращения его накопления в контуре ксилолов, что могло бы оказать отрицательное воздействие на разделение и выделение параксилола. Реакции деалкилирования этилбензола также приводят к увеличению количества бензола.

     


     


      Каталитическая система EM-4500 представляет собой систему на основе цеолита. Конкретные данные по составу, такие как тип цеолита, присутствие металлов и т.п., рассматриваются как запатентованная информация ExxonMobil и сохраняются конфиденциальными.

3.16.3.4. Процесс трансалкилирования толуола "TransPlus"

      Термодинамика и кинетика

      Трансалкилирование толуола "TransPlus" (секция 700) предназначено для преобразования толуола и ароматических углеводородов С9+ в равновесную смесь ксилола и бензола с целью обогащения ксилолами фракции С8+, подаваемой в секцию предфракционирования ксилолов и "Eluxyl"

      Катализатор обычно состоит из носителя (оксиды щелочноземельных металлов, оксид алюминия, оксид кремния, оксид магния и т.д.), на который наносятся мелкодиспергированные частицы металла (металлов). Каталитическая активность определяется нанесенным металлом, однако, весьма часто основа также обладает каталитической активностью, обусловленной ее химической природой.

      Основными реакциями, протекающими в процессе TransPlus, являются реакции деалкилирования алкилароматических соединений, трансалкилирования и диспропорционирования (т.е. реакции равновесного перераспределения в ароматических кольцах метил-групп), приводящие к образованию бензола и ароматических углеводородов С8.

     


     


      Термодинамическое равновесие различных ароматических углеводородов зависит главным образом от соотношения количества метильных групп в ароматических кольцах: способность процесса TransPlus перерабатывать сырье с высоким содержанием ароматических углеводородов C9 и C10 увеличивает количество продуктов, представляющих собой ароматические соединения С8 (при поддержании стабильности катализатора и обеспечении высокой селективности относительно выхода ароматических углеводородов).

3.16.3.5. Процесс ректификации (секция разделения рафината)

      Ректификацией называется процесс разделения сложной многокомпонентной смеси на отдельные фракции методом многократной конденсации паровой фазы и испарения жидкой фазы.

      Процесс ректификации проводится в аппаратах колонного типа с внутренними устройствами (тарелки, насадки) с обязательным подогревом смеси углеводородов в нижней части (кубе) колонны и конденсацией паров углеводородов, выходящих с верха колонны.

      Ректификация – это физический диффузионный процесс разделения многократного ступенчатого (в тарельчатых колоннах) или непрерывного (в насадочных колоннах) контактирования фаз. Процесс основан на следующем: если потоки пара и жидкости, находящиеся в неуравновешенном состоянии, направить навстречу друг другу, то в результате контактирования этих потоков начнется процесс массо- и теплообмена.

      Пары в результате контакта с жидкостью на тарелке охлаждаются до температуры системы жидкость-пар. Вследствие этого часть восходящих паров сконденсируется и обогатит жидкую фазу высококипящим компонентом (ВКК).

      Одновременно жидкость в результате контакта нагревается до температуры системы жидкость-пар, и из неҰ испаряется часть жидкости, преимущественно с низкокипящим компонентом (НКК). Паровая фаза обогатится низкокипящим компонентом.

      Пары углеводородов поднимутся на вышележащую тарелку колонны и вступят в контакт с жидкостью, находящейся на этой тарелке.

      В результате контакта стекающей жидкости с восходящим паром происходит перераспределение компонентов в фазах. Жидкость обогащается ВВК, который переходит из пара в жидкость, а пар обогащается НКК за счет испарения НКК из жидкости, находящейся на тарелке.

      Этот процесс проводится до тех пор, пока состав фаз (паровой и жидкой) не будет доведен до заданной степени разделения.

      Следовательно, от заданной степени разделения смеси определяется количество тарелок в колонне, а от количества тарелок и высота колонны.

      Чем выше требуемая четкость (чистота) ректификации, тем больше требуется тарелок в колонне для разделения данной смеси.

      Отбираемый с верху колонны продукт, обогащенный НКК, называется ректификатом (или дистиллятом), а снизу колонны, обогащенный ВКК, – остатком (или кубовым продуктом).

      Выбор давления зависит от температуры перегонки данной смеси. При необходимости повышения температуры – повышают давление.

      Понижение давления в ректификационной колонне путем создания вакуума позволяет вести процесс при низких температурах.

      Пары углеводородов, выходящих с верха ректификационной колонны, конденсируются в конденсаторах различного типа.

      Часть сконденсировавшейся жидкости вновь подается в ректификационную колонну на верхнюю тарелку в виде орошения. При постоянной подаче тепла в колонну, понижении количества орошения понизится чистота дистиллята.

      При уменьшении подачи тепла в колонну уменьшится отпарка низкокипящих компонентов из смеси в отпарной части колонны, следовательно, понизится чистота кубового продукта.

      При увеличении подачи тепла в колонну и орошения улучшится качество дистиллята и остатка. Но повышение подачи тепла и орошения ограничено "захлҰбыванием" колонны. "ЗахлҰбывание" наступает, когда упругость паров жидкости настолько велика, что пары препятствуют стеканию жидкости вниз. В таких случаях ректификация практически прекращается, повышается давление в колонне и ещҰ больше растҰт температура внизу колонны.

      Для восстановления режима ректификации необходимо понизить подачу тепла и количество орошения в колонну.

      Если температура сырья ниже температуры начала кипения, то достигается более высокая чистота дистиллята и понижается чистота кубового продукта. И наоборот, если сырье частично испаряется, т.е. температура его несколько выше температуры начала кипения, то чистота кубового продукта достигается за счет чистоты дистиллята.

      При этом предполагается, что другие регулируемые параметры остаются постоянными.

3.16.4. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.79 - 3.81 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, сточным водам и отходам по процессу производства ароматических углеводородов, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" – комплекс по производству ароматических углеводородов (ПАУ)).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки производства ароматических углеводородов

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

      пппппппппппп

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

147 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

133,736

32,985

3

Удельное потребление тепловой энергии

т/т

0,182

0,0008

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,079*

0,126*

5

Охлаждающая вода

т/т

4,24

0,101

6

Оборотная вода

т/т

4,24

0,101

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки производства ароматических углеводородов

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид

Технологические печи

4

28

16

2

Азота (IV) диоксид

22

171

81

3

Сера (IV) диоксид

0

131

65

4

Углерод оксид

1

61

31

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки производства ароматических углеводородов

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год

мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Адсорбенты, фильтрационные материалы, обтирочные ткани

297600

1100000

184,2

617,1956

184,2

617,1956

3.17. Хранение и транспортировка нефтеперерабатывающих материалов

3.17.1. Резервуары хранения нефти и нефтепродуктов

      Резервуары используются для хранения нефти и нефтепродуктов на НПЗ. Резервуары делят на:

      вертикальные;

      горизонтальные.

      Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости (10 - 12 раз в год). При большей оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном.

      Выбросы.

      Основные потери нефти и нефтепродуктов на предприятиях, связанных с добычей, переработкой, транспортировкой и хранением нефти и нефтепродуктов, складываются из потерь от испарения в резервуарах и утечек через неплотности соединений оборудования. Основными видами потерь от испарения в резервуарах являются "большие" и "малые" дыхания.

      "Большие дыхания" происходят при заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктами, в результате чего из газового пространства вытесняется в атмосферу паровоздушная смесь.

      "Малые дыхания" возникают за счет ежесуточных колебаний температуры и барометрического давления наружного воздуха, следовательно, и колебания давления в газовом пространстве резервуара.

      Методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на следующие группы:

      Сокращение объема газового пространства. Это достигается в резервуарах с плавающими крышами (рисунок 3.42) и понтонами (рисунок 3.43).

      Понтон представляет собой полый диск. В таких резервуарах потери от испарения сокращаются до 90 %. В резервуарах с плавающей крышей почти полностью отсутствует газовое пространство, что предотвращает потери паров углеводородов.

      Хранение под избыточным давлением в резервуарах, рассчитанных на это.

      Уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства резервуара (тепловая изоляция, охлаждение водой в летнее время и подземное хранение).

      Улавливание паров, уходящих из резервуара. Наибольшее распространение получила газоуравнительная система (рисунок 3.44), представляющая собой сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые пространства резервуаров между собой.

     

Рисунок .. Резервуар с плавающей крышей

     


      Рисунок .. Резервуар с понтоном

     


      Рисунок .. Газоуравнительная система

3.17.2. Системы слива и налива сырья и товарных продуктов

      Нефть на НПЗ подается в железнодорожных цистернах маршрутами, грузоподъемность которых определяется путевым развитием и пропускной способностью сети железных дорог. Для перевозки нефти используются цистерны различных типов – четырех-, шести- и восьмиосные. От соотношения в маршруте цистерн разных типов зависит длина маршрута. Длина маршрута достигает 720 м, а грузоподъемность – 3900 т.

      Перевалка жидких продуктов осуществляется с помощью специального оборудования – установок слива/налива. На вновь строящихся НПЗ проектируется для приема нефти двухсторонние сливные эстакады длиной 360 м, вдоль которых устанавливается состав после его расцепки на две части. С целью более полного использования территории и уменьшения капитальных и эксплуатационных затрат практикуется оснащение железнодорожных эстакад устройствами для слива нефти и налива нефтепродуктов – мазута или дизельного топлива. На рисунке 3.45 изображена комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов.

     


      1 - наливной стояк; 2 - установка нижнего слива нефти; 3 - коллектор слива нефти; 4 - коллекторы темных нефтепродуктов

      Рисунок .. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов

      Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к которым подводят и герметично присоединяют установку для нижнего слива (налива), представляющую собой систему шарнирно сочлененных труб.

      Из сливной установки нефть поступает в сливной трубопровод. Ранее сливным трубопроводом нефть передавалась в резервуары, расположенные ниже отметки рельса ("нулевые" резервуары).

      Практика показала, что в сооружении "нулевых" резервуаров и заглубленных насосных нет необходимости. Следует предусматривать поступление нефти от сливных приборов к насосам, расположенным на поверхности земли через сливную буферную емкость вместимостью 100 - 200 м3. Однако при этом особое внимание необходимо уделять расчету гидравлических сопротивлений сливного трубопровода, учитывать всасывающую способность сырьевого насоса.

      В зимнее время для разогрева нефти в цистернах предусматривают паровые гидромеханические подогреватели, электрогрелки, погружные змеевиковые подогреватели, а также системы циркуляционного разогрева, сущность работы которых заключается в том, что холодный продукт, забираемый из цистерны, подогревается в специальном теплообменнике и в горячем состоянии возвращается в цистерну. Учитывая недостаточную эффективность вышеупомянутых способов непрямого разогрева, в проектах следует также предусматривать подачу в цистерны острого пара.

      Для сокращения выделений углеводородов в атмосферу при наливных операциях железнодорожные и автомобильные эстакады оснащаются системами герметизации. В состав товарно-сырьевых цехов включаются железнодорожные эстакады тактового налива в комплекте с установкой рекуперации паров. Наливные эстакады галерейного типа дооборудуются стояками с герметизирующими крышками и вентиляторами для подачи газовоздушной смеси на установку рекуперации паров, проектируются также сами установки рекуперации паров.

3.17.3. Технология пропарки и подготовки цистерн

      Для подготовки цистерн под налив и их ремонта предназначены промывочно-пропарочные станции (ППС), которые проектируют в составе НПЗ и НХЗ.

      На ППС предусматривается проведение следующих операций: удаление остатка светлых нефтепродуктов; пропарка котлов цистерн с одновременным сливом остатков темных нефтепродуктов; промывка горячей водой внутренних стенок котлов цистерн; удаление промывочных вод с помощью вакуумных установок; дегазация котлов цистерн вентиляционной установкой; обезвоживание слитых остатков темных нефтепродуктов; очистка сточных вод.

      Пропарка производится паром под давлением 0,5 - 0,6 МПа.

      Промывка котлов цистерн производится горячей водой при температуре 70-90 °С и давлении 12 - 16 МПа механическими приборами ММПУ - 25.

      Для промывки цистерн используется замкнутый цикл водопотребления. При обработке цистерн на эстакадах промывочная вода вместе с нефтеостатками сливаются через нижний сливной прибор в лотки. Из лотков смесь воды с нефтеостатками поступает в резервуары для обезвоживания. Затем отстоявшаяся вода перекачивается в нефтеловушку, где происходит окончательная очистка воды. Очищенная вода повторно подается на эстакады для промывки цистерн.

3.17.4. Текущие уровни выбросов и потребления

3.17.4.1. Резервуары хранения нефти

      Основные выбросы нефти и нефтепродуктов при хранении складываются из выбросов от испарения в резервуарах и утечек через неплотности соединений оборудования. Выбросы от испарения составляют значительную часть количественных потерь. А так как при испарении в атмосферу выходят наиболее легкие углеводороды, то происходят качественные изменения состава нефти и нефтепродуктов. Нередки случаи, когда в результате больших потерь легких фракций углеводородов при хранении, бензины оказывались непригодными для использования. Основными видами потерь от испарения в резервуарах являются "большие" и "малые" дыхания.

      "Большие дыхания" происходят при заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктами, в результате чего из газового пространства вытесняется в атмосферу паровоздушная смесь. В процессе больших дыханий объем паровоздушной смеси приблизительно равен объему закаченной в резервуар нефти.

      "Малые дыхания" возникают за счет ежесуточных колебаний температуры и барометрического давления наружного воздуха, следовательно, и колебания давления в газовом пространстве резервуара. Уменьшение потерь от малых дыханий достигается сокращением суточных колебаний температур в газовом пространстве путем применения предохранительной окраски резервуаров в светлые тона.

      В таблицах 3.82 - 3.84 представлены данные по выбросам загрязняющих веществ, сбросам, отходам, потреблению энергетических и материальных ресурсов при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических
ресурсов в год

Максимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт·ч/т

0,35

10

2

Потребление пара

Гкал

0,0018

0,083

3

Свежая вода

куб. м/т

0,006

0,02

4

Теплофикационная вода

т.у.т./т

0,00017

0,0002

5

Оборотная вода

т.у.т./т

3,8 10 - 6

4,4 10 - 5


      Таблица .. Выбросы при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, т

Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с

Максимальный выброс загрязняющего вещества, г/с

Средний выброс загрязняющего вещества, г/с

1

2

3

4

5

6

1

Серы диоксид

6 10 - 6 - 3,2

2 10 - 6

0,83

0,42

2

Углерода оксид

0,02 - 25,8

0,24

3,4

1,82

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы при эксплуатации резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

1

Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти

14 - 21468,7

Передача на утилизацию другой организации

2

Отходы минеральных масел турбинных

0,007 - 1,2

Вторичное использование

3

Отходы минеральных масел индустриальных

0,009 - 1,7

Вторичное использование

4

Отходы минеральных масел трансформаторных, не содержащих галогены

0,1

Переработка

5

Грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %)

5 - 93,8

Передача на утилизацию другой организации

6

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)

0,1 - 2,7

Переработка

3.17.4.2. Системы слива и налива сырья и товарных продуктов

      Данные по сбросам, отходам, потреблению энергетических и материальных ресурсов при организации процесса слива и налива сырья и товарных продуктов представлены в таблицах 3.85 - 3.87.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов при организации процесса слива и налива сырья и товарных продуктов

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход энергетических
ресурсов в год

Максимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

0,27

9,95

2

Потребление пара

Гкал/т

0,00015

0,00015

3

Свежая вода

куб. м/т

0,004

0,004

4

Теплофикационная вода

т.у.т./т

2,8·10 - 5

2,8 ·10 - 5

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы при организации процесса слива и налива сырья и товарных продуктов

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

1

Отходы минеральных масел индустриальных

0,005 - 0,3

Вторичное использование

2

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)

0,1 - 0,9

Переработка

3

Отходы (осадки) при механической и биологической очистке сточных вод

23,5

Передача на утилизацию
другой организации

4

Шлам очистки трубопроводов и емкостей

0,05 - 837,6

Передача на утилизацию
другой организации

5

Масла турбинные отработанные

0,01

Передача на утилизацию
другой организации

6

Масла автомобильные отработанные

0,004

Вторичное использование

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы при организации процесса пропарки и подготовки цистерн

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

1

Отходы минеральных масел индустриальных

0,9

Переработка

3.18. Подготовка и переработка природного и попутного нефтяного газа

3.18.1. Общая информация о состоянии и развитии переработки природного и попутного газа

      Под переработкой природного и попутного нефтяного газа понимается совокупность технологических процессов физического, физико-химического и химического преобразования природного газа и всех компонентов попутного нефтяного газа в продукты переработки (целевые продукты).

      Основу ПНГ составляют растворенные в нефти в пластовых условиях газовые компоненты.

      В состав природного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений входят значительные объемы жидких углеводородов широкого фракционного состава (с температурами кипения до 500 – 600 °С и выше), растворенные в газовой фазе в пластовых условиях и выделяющиеся из нее в виде газового конденсата при промысловой подготовке добываемого сырья. Процессы промысловой подготовки природного газа газоконденсатных месторождений и последующей переработки выделенных потоков газа и газового конденсата составляют совокупность технологических процессов газопереработки (переработки природного газа).

3.18.2. Схема процессов переработки природного и попутного газа с получением товарной продукции

      Переработка природного и попутного газа, реализуемая на газоперерабатывающих производствах, включает в себя комплекс процессов первичной и химической переработки.

      Первичная переработка природного и попутного газа состоит из нескольких стадий: подготовки газов к переработке, разделения углеводородных газов, стабилизации и переработки газового конденсата для получения различных видов топлив, выделения ряда индивидуальных углеводородов, смеси природных меркаптанов и гелия. Химическая переработка представлена производством технического углерода и газовой серы.

      Потоковые схемы процессов переработки природного и попутного газа с получением товарной продукции приведены на рисунке 3.46.

      Извлекаемый природный или отделяемый от нефти попутный газ содержат пары воды, а также мелкие частички горной породы, песка и другие твердые примеси, в состав природного и попутного газа, помимо углеводородных компонентов, входят азот, диоксид углерода, сернистые компоненты, гелий и другие компоненты. Подготовка газов к переработке (предварительная подготовка газов) обеспечивает осушку и очистку газов от механических примесей и "кислых" компонентов.

     


      Рисунок .. Потоковые схемы переработки природного и попутного газа

3.18.3. Технология переработки широкой фракции легких углеводородов

      Широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) получают при отбензинивании природных и нефтяных газов различными методами, а также стабилизации газовых конденсатов.

      Широкую фракцию легких углеводородов, а также головку стабилизации газового конденсата разделяют по следующим вариантам:

      1) для производства стабильного газового бензина (углеводороды С5+) и топливного газа (углеводороды С1 -С4);

      2) для производства стабильного газового бензина (углеводороды С5+), топливного газа (углеводороды С1 -С2) и сжиженной ПБФ;

      3) для производства стабильного газового бензина (углеводороды С5+), топливного газа (метан с примесями этана) и индивидуальных углеводородов (этан, пропан, изобутан, нормальный бутан и др.);

      4) для производства индивидуальных углеводородов и их смесей (при переработке ШФЛУ, практически не содержащих С5+).

      Этан (этановая фракция) применяется как сырье пиролиза в качестве хладагента на установках НТК, сжижения газов, депарафинизации масел, выделения параксилола и др.

      Пропановая фракция (технический пропан) используется как сырье пиролиза, коммунально-бытовое и автомобильное топливо, хладагент для технологических установок переработки нефти и газа, растворитель.

      Изобутановая фракция является сырьем установок алкилирования и дегидрирования с получением изобутилена, который является в основном сырьем для производства высокооктановых добавок к моторным топливам.

      Бутановая фракция используется для получения бутадиена - 1,3, а также как коммунально-бытовое топливо, добавка к автомобильным бензинам для повышения давления насыщенных паров.

      Изопентановая фракция является компонентом высокооктановых бензинов. Пентановая фракция служит сырьем для процессов изомеризации, пиролиза, получения амиловых спиртов.

      При использовании этих фракций легких углеводородов как сырья для нефтехимии содержание основных компонентов в них должно быть не менее 96 – 98 %.

3.18.3.1. Технология очистки ШФЛУ от сернистых соединений

      Концентрация сернистых соединений (сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и др.) в СУГ и ШФЛУ, получаемых при отбензинивании сернистых газов и стабилизации сернистых газовых конденсатов, как правило, выше допустимого уровня, устанавливаемого нормативными требованиями.

      Для получения СУГ производят их очистку от сернистых соединений 10 %-м водным раствором гидроксида натрия.

      Очистка от сероводорода и меркаптанов (тиолов) раствором NaOH протекает по следующим реакциям:


      H2S+2NaOH→Na2S+2H2O;

      H2S+Na2S→2NaHS;

      RSH+NaOH→RSNa+H2O.


      При этом происходит также извлечение из газа диоксида углерода за счет реакций:


      CO2+NaOH→NaHCO3+H2O;

      NaHCO3+NaOH→Na2CO3+H2O.


      Технологическая схема установки очистки СУГ от сернистых соединений включает в себя последовательно соединенные четыре ступени (рисунок 3.47). На первой ступени из сырья преимущественно извлекаются сероводород, сероуглерод и серооксид углерода из-за большей активности по сравнению с меркаптанами. Технологический режим первой ступени (контактор 1) следующий: давление 1,9 - 2,5 МПа (определяется необходимостью поддержания газа в сжиженном состоянии), температура 50 °С. На второй и третьей ступенях (температура 3 °С) производится очистка от меркаптанов. На четвертой ступени осуществляется промывка СУГ водой от следов NaOH. Насыщенный раствор NaOH с первой и второй ступеней подается на регенерацию путем подогрева с использованием соляной кислоты. На установке достигается степень очистки СУГ от сероводорода и меркаптанов до 98 % и 96 % соответственно.

     


      Рисунок .. Технологическая схема щелочной очистки СУГ

      После очистки от сернистых соединений СУГ подается на блок адсорбционной осушки.

      Для практически полного удаления из СУГ и ШФЛУ меркаптанов используют демеркаптанизацию на катализаторах, содержащих хелатные соединения металлов VI группы в растворе гидроксида натрия (процесс "Мерокс"). Меркаптаны переводят в дисульфиды путем каталитического окисления в щелочной среде на основе реакций:


      RSH+NaOH→RSNa+H2O;

      2RSNa+0,5O2+H2O→RSSR+2NaOH


      Дисульфиды применяются в различных отраслях промышленности. Дисульфиды щелочных металлов, аммония и кальция являются инсектофунгицидами. Дисульфиды аммония, калия и натрия используются для сульфирования и воронения поверхности стальных и чугунных изделий с целью придания им коррозионной стойкости. А с помощью смеси дисульфидов натрия и калия (серная печень) в кожевенной промышленности снимают волос со шкур. Действие растворов серной печени связано не только с их высокой щелочностью, но и окислительными свойствами.

      Гидроочистка газоконденсатов позволяет удалить из газоконденсатов все классы сернистых соединений, а также другие гетероатомные соединения – азот- и кислородсодержащие. В основе процесса – перевод всех сернистых соединений, растворенных в конденсате, в сероводород:


      RSH+H2→RH+H2S

      RSR'+H2→RH+R'H+H2S


      В качестве катализаторов используют алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые, иногда в последний добавляют для прочности 5- 7 % диоксида кремния.

      Процесс проводят при температуре 310-370 °C, давлении 2,7 - 4,7 МПа, режимные показатели подбирают в зависимости от используемого катализатора и сырья.

      Адсорбционная очистка от сернистых соединений проводится с помощью природных и синтетических твердых сорбентов: бокситов, оксида алюминия, силикагелей, цеолитов и др.

      При проведении адсорбции при повышенных температурах 300-400 °C протекают адсорбционно-каталитические процессы, приводящие к разложению сероорганических соединений или переводу их в неактивные формы. Адсорбционную очистку целесообразно применять при небольшом содержании серы – до 0,2 % масс.

      Наряду с несомненными достоинствами адсорбционного метода – мягкими условиями технологического процесса (низкая температура и небольшое давление), простотой аппаратурного оформления – он обладает и существенными недостатками. Многие адсорбенты, в том числе и цеолиты, особенно импортные все еще являются достаточно дорогими и дефицитными. Низкая адсорбционная емкость адсорбентов требует применения больших их количеств с частой регенерацией. После нескольких циклов регенерации адсорбенты частично закоксовываются и подвергаются механическому разрушению. Это вызывает необходимость в периодической полной замене адсорбентов. Поэтому применение метода адсорбционной очистки ограничено достаточно узкой областью – очисткой легких углеводородов с низкой концентрацией сернистых соединений (до 0,2 % масс).

      Помимо традиционных адсорбентов в последние годы разрабатывают поглотители на основе оксидов молибдена, теллура, марганца и карбонатов щелочных металлов, которые осуществляют не только физическую адсорбцию, но и хемосорбцию.

      Оксиды цинка, железа, меди относятся к наиболее распространенным твердым хемосорбентам. При использовании оксидов железа (наиболее старый способ) протекают реакции:


      Fe2O3+3H2S↔Fe2S3+3H2O

      Fe3O4+3H2S+H2↔3FeS+4H2O


      Регенерация сорбента проводится воздухом по реакциям:


      2Fe2S3+3O2↔2Fe2O3+6S

      4FeS+3O2↔2Fe2O3+4S


      В зависимости от количества подаваемого на регенерацию воздуха можно получать как элементарную серу, так и оксиды серы. Метод характеризуется дешевизной, возможностью регенерации хемосорбента, но существенным его недостатком являются низкая степень очистки от сероводорода (до 10 мг/м3) и невозможность использования образующейся серы.

      При очистке с помощью оксидов цинка протекают реакции не только с сероводородом, но и другими сернистыми соединениями:


      H2S+ZnO↔ZnS+H2O

      CS2+2ZnO↔2ZnS+CO2

      COS+ZnO↔ZnS+CO2

      RSH+ZnO↔ZnS+ROH


      Температура процесса 350-400 °С, а сероемкость сорбента достигает 30 %. Остаточное содержание серы в газе до 1 мг/м3. Процесс достаточно универсальный, широко используется в промышленности, однако при этом сам хемосорбент не подлежит регенерации. При очистке с помощью оксидов меди процесс протекает с большой скоростью, но хемосорбент также не подлежит регенерации.

      Широкое распространение получила хемосорбционно-каталитическая система. На первой стадии проводят каталитическое гидрирование сероорганических соединений до углеводородов и сероводорода, а далее – хемосорбцию сероводорода поглотителями (оксидами цинка, железа или меди).

      Близкий к этому – железо-содовый метод – основан на использовании в качестве поглотительного раствора взвеси гидрооксида двух- и трехвалентного железа:


      H2S+Na2CO3→NaHS+NaHCO3

      3NaHS+2Fe(OH)3→Fe2S3+3NaOH+3H2O

      NaHS+2Fe(OH)3→2FeS+S+3NaOH+3H2O


      Регенерацию поглотительного раствора осуществляют пропусканием через него воздуха. При этом около 70 % сероводорода переводится в элементную серу, а 30 % – окисляется до тиосульфата натрия.

      Экстракционная очистка основана на использовании экстрагентов, селективно извлекающих из газоконденсатов сернистые соединения. В качестве экстрагентов предложены водные растворы этаноламинов, диметилформамид, диэтиленгликоль, диметилсульфоксид и др.

      Однако ни один из применяемых в настоящее время экстрагентов не удовлетворяет всем необходимым требованиям – высокая растворяющая способность по отношению к сернистым соединениям, большая плотность, низкая вязкость, доступность и дешевизна, отсутствие токсичности и коррозионных свойств.

3.18.3.2. Разделение ШФЛУ на газофракционирующих установках

      Для разделения газовых смесей на индивидуальные компоненты или углеводородные фракции используется метод ректификации. Ректификация – это процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счҰт противоточного массо- и теплообмена между паром и жидкостью. Процесс осуществляется путем противоточного многоступенчатого (колонны тарельчатого типа) или непрерывного (насадочные колонны) контактирования восходящих по колонне паров и нисходящей жидкости.

      Аппаратурно-технологическое оформление ГФУ определяется характеристиками поступающего сырья (состав и давление), ассортиментом и качеством получаемой продукции.

      Основными факторами, влияющими на эффективность процесса ректификации газовых смесей, являются давление, температура, количество тарелок в колонне и их КПД, скорость паров и флегмовое число.

      С увеличением КПД тарелок, их количества и флегмового числа четкость ректификации газовых смесей возрастает, при этом для минимизации эксплуатационных затрат для получения одной и той же четкости ректификации целесообразно увеличивать число тарелок, уменьшая флегмовое число. Флегмовые числа в колоннах для разделения газовых смесей колеблются от 0,5 до 20 - 25, а число реальных тарелок – от 60 до 180 штук. Число тарелок и флегмовое число в колонне тем больше, чем более близкокипящие компоненты в ней разделяют; КПД тарелок изменяется в широких пределах в зависимости от типа тарелки и режима работы колонны.

3.18.4. Технологии получения сжиженных углеводородных газов

      Получение сжиженных газов обычно производится по технологической схеме с использованием эффекта Джоуля - Томсона (см. рисунок 3.48).

     


      Рисунок .. Схема получения сжиженных газов с впрыском метанола

      Для предотвращения образования гидратов в поток газа перед его охлаждением впрыскивается 80 %-ный метанол. Газ, пройдя входной сепаратор, поступает в рекуперативный теплообменник Т1, в котором охлаждается обратным потоком газа. Далее газ дросселируется до давления, необходимого для транспорта газа потребителю и, охладившись, поступает в трехфазный сепаратор Сн1 для отделения выпавшей жидкости. Газ из сепаратора, отдав свой холод в рекуперативном теплообменнике, поступает потребителю. Выпавший водно-метанольный раствор дросселируется и поступает в отпарную колонну Км1. Пары метанола из Км1 конденсируются и поступают в сборную емкость. Из емкости метанол подается насосом в систему распределения метанола по установке. Выпавшая в Сн1 углеводородная жидкость поступает на орошение деэтанизатора К1. В К1 происходит отделение фракции С3+ от метан-этановой фракции. Последняя смешивается с основным потоком газа из низкотемпературного сепаратора. Фракция С3+ поступает в среднюю часть колонны К2, в которой разделяется на пропан-бутановую фракцию и ШФЛУ (или стабильный конденсат).

      Конденсацию паров, выходящих из К2, а также охлаждение полученного нижнего продукта, осуществляют отсепарированным газом.

      По данной технологической схеме были построены установки производительностью 315 млн м3/год перерабатываемого газа. В данном случае имелся свободный перепад давлений между поступающим на переработку газом (3,5 МПа) и товарным газом, подаваемым на ТЭЦ и в город (1,2 МПа). На этом перепаде давлений и был реализован процесс. В результате после дросселирования была достигнута температура минус 63 °C, при этом извлечение из газа фракции С3+ составляло около 40 % (пропана – 25 %).

      Данная технология отличается простотой и практически не имеет затрат энергии. При увеличении перепада давлений между поступающим на установку газом и выходящим будет соответственно увеличиваться и коэффициент извлечения С3+.

      Недостатками этой установки являются загрязнение продуктов метанолом и трудности с утилизацией метанольной воды.

      Более глубокое извлечение фракции С3+ позволяет технологическая схема, представленная на рисунке 3.49.

     


      Рисунок .. Схема глубокого извлечения С3+ с использованием детандер-компрессорного агрегата

      В отличие от предыдущей схемы, здесь применена твердая осушка газа, что дает возможность получать осушенные продукты, не содержащие метанол. Использование детандер-компрессорного агрегата (ТДА) при прочих равных условиях (т.е. одинаковых входных и выходных параметрах газа) позволяет проводить процесс сепарации при более низких температурах и давлениях, что благоприятно сказывается на процессе разделения. ТДА также позволяет максимально сохранить входное давление газа. Использование холода отсепарированного газа в дефлегматоре деэтанизатора К1 позволяет уменьшить унос пропана. Сырьевой газ поступает в трехфазный сепаратор С1. Отсепарированный газ подается в блок осушки, где осушается до точки росы минус 70. Сухой газ подается на охлаждение двумя потоками: в теплообменник Т1, Т2, Т3, и затем в сепаратор С2. Расширенный в детандере газ подается в сепаратор С3. Жидкость из сепаратора дросселируется, нагревается в теплообменнике Т3 и подается в качестве питания в среднюю часть деэтанизатора К1. Газ из сепаратора С3 поступает в качестве хладоагента в дефлегматор деэтанизатора и затем в теплообменник Т1. Кубовая жидкость из деэтанизатора дросселируется и подается в качестве питания в колонну К2. Углеводородная жидкость из трехфазного сепаратора С1 дросселируется и подается в разделитель Р1. Газ и углеводородная жидкость из разделителя подаются в деэтанизатор. Выходящий из деэтанизатора газ после рекуперации холода дожимается компрессором турбодетандерного агрегата, объединяется с основным потоком, выходящим из теплообменника Т1, и поступает потребителю.

      Данная технологическая схема может работать в широком диапазоне давлений газа. Коэффициент извлечения пропана зависит от перепада давлений на детандере.

      Схема была рассчитана на следующие параметры:

      давление сырьевого газа, поступающего с промысла, – 10,8 МПа;

      давление товарного газа – 4,2 МПа;

      содержание пропана в газе – 1,67 % моль, бутана – 0,7 % моль.

      Параметры процесса были подобраны таким образом, чтобы исключить необходимость в дожатии выходящих с установки потоков газа. Газ расширялся в детандере с 10,5 МПа до 4,3 МПа. Газ, выходящий сверху деэтанизатора К1 при давлении 2,5 МПа, сжимался компрессором турбодетандерного агрегата до 4,2 МПа.

      Коэффициент извлечения пропана при работе установки на данных параметрах составляет 83 %.

      Для осушки газа использовались цеолиты NaA.

      Коэффициент извлечения пропана 95 % и выше может быть получен при переработке газа по технологической схеме, представленной на рисунке 3.50.

     


      Рисунок .. Технологическая схема установки газоразделения без выделения этана

      В установку поступает осушенный природный газ при давлении 5,6 МПа и температуре 30 °С. Газ разделяется на два потока: один охлаждается в теплообменнике Т5 газом, выходящим сверху колонны К2, другой – в теплообменнике Т1 метановой фракцией из колонны К1. Охлажденный в Т1 газ делится на два потока: один поступает в теплообменник Т3, другой – в Т2. Потоки охлажденного газа из теплообменников Т2, Т3 и Т5 объединяются в один, который поступает на охлаждение в теплообменник Т4. В сепаратор С1 поступает поток газа, охлажденный до температуры 45 °С. Газ, выходящий из сепаратора С1, делится на два потока. Основная часть газа расширяется в турбодетандере до 2 МПа, объединяется с дросселированной жидкостью из С1, и общий поток подается в кубовую часть колонны К1. Другая часть газа охлаждается в теплообменнике Т6, дросселируется до 2 МПа и подается в колонну К1 в качестве орошения.

      Колонна К1 рассчитана на 4 теоретические тарелки. Жидкость из куба К1 подается в качестве хладагента в дефлегматор Т7 и затем в теплообменник Т2, после чего в качестве питания под седьмую (теоретическую) тарелку колонны К2. Колонна К2 рассчитана на 18 теоретических тарелок. Из куба колонны К2 отводится фракция С3+, которая подается на фракционирование в колонны К3 и К5. Продуктом колонны К3 является пропан автомобильный. Из колонны К5 сверху выводится СПБТ, снизу – фракция С5.

      В кипятильники Т8, Т12, Т15 подается углеводородный теплоноситель.

      Выходящий из колонны К2 газ рекуперирует свой холод в теплообменнике Т5, подается в блок подготовки газа для регенерации и охлаждения адсорберов и затем направляется на ГРС или местные нужды.

      Газ, отводимый сверху колонны К1, направляется на рекуперацию холода в теплообменники Т6, Т4, Т3, Т1, затем поступает на всас компрессора турбодетандерного агрегата и после охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения в компрессорный цех, где дожимается до давления магистрального газопровода. Часть этого газа после выхода из Т1 может добавляться к газу, поступающему в блок подготовки.

      Высокое извлечение пропана достигается за счет промывки газа в колонне К1 сжиженным природным газом и организации орошения в колонне К2 с помощью встроенного дефлегматора Т7, хладагентом в котором является жидкость из куба колонны К1.

      Коэффициент извлечения пропана составил 95 %.

3.18.5. Технологии стабилизации газового конденсата

      Углеводородные конденсаты, получаемые при добыче природного газа, необходимо перед транспортом и дальнейшей переработкой подвергать стабилизации с целью извлечения низкокипящих углеводородов (до С4-С5), а при переработке сернистых конденсатов – сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и др.

      Товарными продуктами установок стабилизации конденсатов являются деэтанизированный или стабильный конденсат, ШФЛУ, различные СУГ, газы выветривания и деэтанизации и др.

      Для стабилизации газовых конденсатов используют три метода:

      ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);

      стабилизация в ректификационных колоннах;

      комбинирование дегазации и ректификации, наиболее широко используемое в промышленности.

3.18.6. Технологии производства газовой серы

      Одним из основных технологических блоков ГПЗ являются установки производства газовой серы, сырьем для которых служат кислые газы, выделенные из сероводородсодержащих газов.

      Получение элементной серы из кислых газов основано на окислении сероводорода. В качестве источника кислорода в систему, как правило, подается воздух.

      Установки получения серы, основанные на реализации реакций Клауса, принято называть установками Клауса, они включают в себя термическую и каталитическую ступени.

      В термической ступени сероводород сгорает в присутствии воздуха. При этом преимущественно образуются элементная сера и диоксид серы. Температура горения зависит прежде всего от концентрации H2S в кислом газе и составляет 900 – 1200 °C. Эта температура зависит также от соотношения "воздух: кислый газ", которое поддерживается, как правило, на уровне 1,7 - 1,9. Степень конверсии H2S в элементную серу в термической ступени должна быть как можно выше, т.е. ближе к термодинамическому уровню. Так, при производительности по сере 200 т/сут со степенью конверсии H2S в серу 95 % образуется около 3200 тонн в год диоксида серы.

      При пониженных значениях степени конверсии на термической ступени при сохранении общего значения этого параметра в целом по установке увеличивается нагрузка на каталитические ступени.

      Одним из основных факторов, оказывающих влияние на эффективность работы термической ступени, является продолжительность пребывания в ней газа – ее увеличение приводит к повышению степени конверсии.

      Степень конверсии сероводорода в серу зависит также от температуры в реакторе: чем выше температура, тем выше степень конверсии сероводорода. Практическая степень превращения сероводорода в серу в печи (на термической ступени) составляет не более 60 - 65 %.

      На каталитической ступени основным параметром, влияющим на степень конверсии сероводорода, является соотношение расходов воздуха и кислого газа на выходе из реакционной печи: оно должно обеспечивать объемное соотношение H2S к SO2 на входе газа в конвертор, равное 2 к 1. Любое отклонение от данного соотношения влечет за собой снижение выхода элементной серы. Кроме этого фактора, на каталитической ступени большое значение имеют длительность поддержания высокой температуры продуктов сгорания, температура газа на входе в каталитическую ступень, объемная скорость газа в конверторе и т.д.

      Чем ниже средняя температура процесса в конверторах, тем больше выход серы, однако на практике эта температура должна быть несколько выше точки конденсации серы. Это, безусловно, снижает выход серы, но обеспечивает превращение CS2 и COS в сероводород, который в дальнейшем окисляется до серы:


      COS+H2O→CO2+H2S;

      CS2+2H2O→CO2+2H2S;

      2COS+SO2→2CO2+1,5S2;

      CS2+O2→CO2+S2.


      Для катализаторной ступени процесса Клауса используются катализаторы, в качестве которых первоначально широкое применение нашли природные бокситы, состоящие в основном из оксидов алюминия и железа. Они в своем составе содержат кремнезем SiO2, оксиды титана TiO2, кальция CaO, магния MgO, марганца MnO, фосфора P2O5 и др. Соответственно, метод Клауса заключался в сжигании сероводорода в слое данного катализатора до сернистого ангидрида и серы. Данный катализатор использовали в основном из-за его дешевизны, доступности, высокой активности, а также незначительных объемов перерабатываемого сероводорода. В том случае нагрузка на катализатор составляла 3 - 4 Нм3 сероводорода на 1 м3 катализатора в час. Но данный тип катализаторов имел и существенные недостатки: быстрая дезактивация, вызываемая сульфатацией поверхности, непостоянство состава и свойств, недостаточно развитая поверхность, покрытие углеродистыми отложениями и гидратацией.

      Степень конверсии сероводорода в серу при использовании данного катализатора составляла 80 - 90 %, остальная часть сернистых соединений в виде диоксида серы поступала в атмосферу. Это оказывало негативное воздействие на экологическую обстановку.

      В дальнейшем процесс имел развитие в том плане, что стал реализовываться путем двух отдельных стадий – термической и каталитической. Были разработаны и успешно внедрены алюмооксидные и титанооксидные катализаторы.

      Чаще всего катализаторы Клауса выпускают из гидроксида алюминия. Типичные представители катализаторов этого ряда – гиббсит, байерит, нордстрандит. Оксид алюминия и его гидратированные формы нерастворимы в воде, обладают амфотерными свойствами. Кроме полных гидроксидов известны также AlOOH в виде двух ромбических модификаций: диаспор с плотностью 3,3 - 3,5 г/см3, устойчив до 350 °C, в интервале температур 350 – 400 °C переходит в a - Al2O3; бемит, плотность которого 3,01 г/см3, при 400 °C переходит в g – Al2O3, а при 600 °C переходит в a - Al2O3. Он практически не реагирует с кислотами и щелочами. Его удается перевести в растворимое состояние только с помощью сплавления со щелочами.

      На практике катализатор представляет собой шарик или экструдат диаметром 4 - 6 мм, содержит более 94 % оксида алюминия, удельная поверхность 260 - 345 м2/г. В состав катализатора обычно входят такие компоненты (%, масс.), как N2O - 0,04; SiO2 - 0,02; Fe2O3 - 0,04; TiO2 - 0,01.

      Активность катализаторов снижается в результате изменения их структуры, отложения на их поверхностях различных примесей (кокса, солей), сульфатирования оксида алюминия и т.д. Вследствие этого периодически (один раз за 3 - 4 года) производится полная замена катализатора.

      Технологическая схема процесса Клауса включает термическую ступень и несколько последовательно включенных каталитических конверторов. После каждой ступени реакционные газы охлаждают до температуры конденсации серы, отделяют серу, а газы после необходимого подогрева направляют на следующую ступень. В тех случаях, когда объемная доля сероводорода в кислых газах ниже 5 % об., используют схему без термической ступени. Окисление сероводорода осуществляют кислородом воздуха на катализаторе (обычно один-два конвертора).

      В зависимости от содержания сероводорода в исходном кислом газе технологические схемы процесса Клауса могут быть прямоточными и разветвленными (рисунок 3.51).

     


      Рисунок .. Технологические схемы процесса Клауса в зависимости от содержания сероводорода в кислом газе

      Технологическая схема промышленной установки Клауса с разветвленным потоком сероводорода и двумя конверторами приведена на рисунке 3.52.

      Теплота, выделяющаяся при реакции в печи 3, используется для генерации водяного пара высокого давления III, а при конденсации паров серы – генерации водяного пара низкого давления IX.

     


      Рисунок .. Технологическая схема установки Клауса с двумя конверторами

      В таблице 3.88 приведены основные параметры технологического режима работы установки Клауса.

      Таблица .. Основные параметры технологического режима и показатели работы установки Клауса

№ п/п

Наименование

Показатель


1

2

3

1

Температура в печи-реакторе, °С:



- горения

1026


- газов на выходе

290

2

Температура газов в конденсаторе N 1, °С:



- на входе

290


- на выходе

194

3

Температура газов в первом конверторе, °С:



- на входе

260


- на выходе

350

4

Температура газов в конденсаторе N 2, °С:



- на входе

350


- на выходе

210

5

Температура газов во втором конверторе, °С:



- на входе

210


- на выходе

240

6

Температура газов в конденсаторе N 3, °С:



- на входе

240


- на выходе

132

7

Давление в системе, МПа

0,02 - 0,03

8

Молярная доля H2S, %:



- в исходном кислом газе

59,4


- в газах после второго конвертора

0,9

9

Молярная доля серы в отходящих газах, %

0,068

10

Извлечение серы в процессе, %

96

      Следует отметить, что температура серы, выходящей из конденсаторов 12, 13, 15, составляет 130 – 150 °C, хотя сера и конденсируется при 188 °C. Это связано с тем, что в интервале температур от 188 °C до 160 °C образуются молекулы серы с длинной цепью и высокой вязкостью, поэтому спуск серы из конденсаторов оказывается невозможным. При температуре 150 °C и ниже жидкая сера, температура плавления которой в зависимости от формы составляет 106,8 - 119,3 °C, обладает значительно меньшей вязкостью.

3.18.6.1. Технология доочистки отходящих газов установок Клауса

      По схеме, приведенной на рисунке 2.52, остаточные газы процесса Клауса, поступающие в печь дожига 9, обычно содержат (в зависимости от эффективности работы и качества исходного газа) 1 - 2 % сероводорода, до 1 % диоксида серы, до 0,4 % серооксида углерода, до 0,3 % сероуглерода, 1 - 8 г/м3 капельной и паровой серы, по 1,0 - 1,5 % водорода и оксида углерода, до 15 % углекислоты, около 30 % водяных паров и азот. Температура газов – около 150 °C, давление - не более 0,02 - 0,03 МПа.

      Все процессы доочистки в зависимости от заложенного в них принципа можно разделить на две основные группы:

      процессы, основанные на реакции Клауса, являющиеся дополнением к основным установкам и обеспечивающие общую степень извлечения серы до 99,0 – 99,7 %;

      процессы, основанные на превращении всех сернистых компонентов в один (SO2 или H2S) и обеспечивающие общую степень извлечения серы до 99,9 % и выше.

      Процессы доочистки, основанные на реакции Клауса – это наиболее распространенные процессы очистки отходящих газов. Они основаны на каталитической реакции Клауса, оставшихся в хвостовых газах сероводорода и диоксида серы:


      2H2S+SO2→3/nSn+2H2O


      Реакция осуществляется при более низких температурах, чем на установке Клауса (130 - 150 °C), что способствует более полному ее протеканию в слое твердого катализатора (процессы "Сульфрин", СВА, MCRC) или в жидкой среде, содержащей катализатор (процесс ФИН, Клаусполь 1500). Эти процессы имеют сравнительно простую технологическую схему и достаточно широко распространены, хотя и не обладают такой эффективностью, как процессы второй группы.

      В этом процессе реакция Клауса протекает на твердом катализаторе (оксиде алюминия) при 125 – 150 °C. При такой низкой рабочей температуре термодинамическое равновесие благоприятнее, чем при обычных условиях процесса Клауса. Полученная сера остается адсорбированной на катализаторе в жидком виде, тем самым смещая равновесие реакции к полной конверсии H2S и SO2 в серу.

      Технологическая схема процесса "Сульфрин" приведена на рисунке 3.53. Установка состоит из двух-трех реакторов по типу адсорбционной схемы.

     


      Рисунок .. Технологическая схема процесса "Сульфрин"

      Отходящий газ из конденсатора после установки Клауса с температурой 400 - 410 К (673 - 683 оС) снизу вверх входит в два параллельно работающих конвертора (1, 2) с двумя слоями алюмооксидных катализаторов в каждом. Первый снизу защитный слой, пропитанный сульфатом железа g-Al2O3 для связывания содержащегося в технологическом газе кислорода. Катализатор AM рекомендуется использовать в количестве 30 % от общего объема катализатора в реакторе. В качестве второго основного слоя служит катализатор из активированного оксида алюминия (например, марки А2 - 5).

      Ввиду того, что температура в реакторах ниже температуры точки росы серы, пары серы, поступающие с отходящим газом и образующиеся за счет реакции Клауса, адсорбируются в порах катализатора, дезактивируя его. В связи с тем, что из потока отходящего газа катализатором удаляется практически вся сера, равновесие реакции Клауса сдвигается в сторону полной конверсии H2S и SO2 в серу.

      Очищенный отходящий газ поступает в печь дожига, где все содержащиеся еще в потоке газа сернистые соединения (H2S, COS, CS2), туман серы и пары сгорают, образуя SO2. Концентрация их в пересчете на серу составляет, как правило, 0,1 - 0,2 % об. (1000 - 2000 ppm). Часть очищенного отходящего газа газодувкой (5) направляется на печь подогрева (4), где за счет непрямого контакта с дымовыми газами сгорания топлива подогревается до 330 – 350 °C и с такой температурой поступает сверху вниз в третий реактор (3), находящийся в стадиях регенерации (десорбции серы) и охлаждения. Газы регенерации удаляют в парообразном виде и направляют в конденсатор (6), где пары серы конденсируются.

      Сера сливается в жидком виде через гидрозатвор в емкость хранения, а газы с температурой 127 °C поступают на всас газодувки (5). В межтрубном пространстве конденсатора получают водяной пар давлением 0,4 МПа. При наличии реакторов достаточно большого объема процесс можно считать непрерывным, так как в этом случае переключение адсорберов со стадии катализа и адсорбции на стадию регенерации производится один раз в сутки. Для переключения реакторов служит специальная пневматическая арматура с программным устройством.

      В конце стадии десорбции в газ регенерации подмешивается исходный кислый газ (до содержания в газе регенерации примерно 5 % H2S) с целью восстановления сульфата алюминия. Для исключения потерь серы этот газ выводится затем через работающий на стадии адсорбции реактор.

      После десорбции реактор переключается на цикл охлаждения. Охлаждение катализатора осуществляется путем циркуляции через адсорбер газа регенерации, минуя печь подогрева 4. Для более глубокого охлаждения катализатора и снижения тем самым потерь серы в современных установках предпочитают в конденсаторах получать пар давлением до 0,2 МПа. Этот пар часто не находит технологического применения, и поэтому его после конденсации вновь возвращают в барабан конденсатора. Недостатком такого решения является потеря части генерируемого в процессе пара, а преимущество заключается в снижении выбросов SO2 в атмосферу.

      После этого процесса концентрация H2S и SO2 в отходящем газе составляет 0,20 - 0,25 % мас.

      Процесс "Клаусполь 1500", разработанный Французским институтом нефти, основан на обработке отходящих газов рециркулирующим потоком полиэтиленгликоля, содержащим растворенный катализатор (бензоат калия или натрия), в насадочной колонне при температуре выше точки плавления серы – 125 - 130 °C. Образующаяся в процессе сера в расплавленном виде отделяется от растворителя. Процесс требует поддержания в обрабатываемом газе соотношения H2S: SO2 равным 2:1; COS и CS2 остаются непревращенными.

      Степень превращения сероводорода и диоксида серы достигает 80 %, что соответствует суммарной глубине извлечения серы до 98,5 %. Содержание SO2 в газах после дожига составляет 0,15 % мас.

      Повышение эффективности процесса Сульфрин возможно по нескольким направлениям:

      путем гидрирования сероорганических соединений перед установкой Сульфрин;

      тонкое регулирование соотношения подаваемых в печь Клауса потоков кислый газ/воздух (точность регулирования – не менее ± 0,5 %);

      оптимизация режима адсорбции и применения более активных катализаторов при доочистке.

      В основе окислительных методов очистки отходящих газов Клауса лежит дожиг сернистых соединений до диоксида серы и его последующее извлечение и превращение в серу или другой химический продукт.

      Сущность процесса заключается в дожиге сернистых соединений до диоксида серы с последующим его поглощением раствором сульфита натрия. Образовавшийся бисульфит затем регенерируется. После отделения воды в конденсаторе концентрированный сернистый ангидрид рециркулирует на установку Клауса. Суммарная степень извлечения серы достигает 99,9 - 99,95 %.

      Восстановительные процессы основаны на каталитическом восстановлении всех сернистых соединений в сероводород и отличаются главным образом способами его извлечения и последующей переработки.

      Из процессов этого типа наибольшее распространение получил процесс SCOT (начальные буквы Shell Claus Offgas Treating) (рисунок 3.54). Отходящие газы установки Клауса смешиваются с продуктами неполного сгорания метана (H2+CO) и с температурой 300 °C поступают в реактор гидрирования, заполненный алюмокобальтмолибденовым катализатором. Продукты гидрирования охлаждаются в котле-утилизаторе, затем – в колонне "Квенч", где одновременно отделяется конденсационная вода. Далее в абсорбционной секции из газов методом селективной абсорбции с помощью аминов извлекается H2S, который рециркулирует на установку Клауса.

     


      Рисунок .. Технологическая схема процесса SCOT

      В очищенном газе IV остается 0,001 - 0,050 % сероводорода, что соответствует суммарной степени извлечения H2S 99,8 - 99,9 %. В качестве абсорбента используют диизопропаноламин, МДЭА и другие амины.

      При выборе SCOT или Сульфрин следует учитывать, что в настоящее время разработано и применяется в промышленности множество процессов доочистки хвостовых газов Клауса. Вклад выбросов от установок Клауса в общий объем вредных выбросов от всех производств не всегда является превалирующим. Например, выбросы SO2 от промысловых сооружений могут быть соизмеримы или даже превышать таковые от установок Клауса. Решение о выборе процесса доочистки необходимо принимать с учетом объемов выбросов от всех источников.

      Гарантированная степень извлечения серы для процесса SCOT – 99,8 %, а достигаемая на практике для хорошо организованного процесса Сульфрин – 99,4 %.

      Таким образом, процесс SCOT может быть альтернативой Сульфрину в случаях, когда установка Клауса является единственным источником вредных выбросов и/или находится в густонаселенном районе с жесткими природоохранными ограничениями.

      Сера, образующаяся на установках Клауса, содержит растворенный сероводород, а также полисульфид водорода. Во время хранения и транспортировки они могут выделяться, чем обусловлена взрывоопасность такой серы. Кроме того, у серы, содержащей газы, повышена коррозийная активность. Указанные свойства требуют дегазации серы.

      Технологии дегазации постоянно развиваются ввиду того, что на сегодняшний день ни одна из них не удовлетворяет полностью техническим условиям на элементную серу. Основные направления развития технологий – это отказ от аммиачного катализатора, ухудшающего качество серы, и сокращение времени дегазации. Оптимально проводить дегазацию, барботируя воздух через серу, в этом случае по реакции Клауса также возможно образование дополнительных количеств серы (процессы Amoco, Hyspec, D'GAASS).

3.18.6.2. Технология гранулирования серы

      Гранулирование серы в зависимости от ее агрегатного состояния осуществляют различными способами. Гранулы из расплава серы получают, как правило, диспергированием расплава с кристаллизацией капель в потоке хладагента, из порошковидной серы – прессованием с образованием плиток или таблеток.

      В промышленном масштабе наибольшее распространение получили способы гранулирования серы из расплава с охлаждением капель воздухом или водой. При этом способ гранулирования с охлаждением капель воздухом называют сухим, с охлаждением водой – мокрым.

      При сухом гранулировании расплав серы при температуре 125 – 127 °C разбрызгивают в верхней части грануляционной башни высотой 30 - 90 м, а образованные при этом капли-гранулы охлаждают в противотоке воздухом (по аналогии с гранулированием расплавов азотных удобрений). Полученные гранулы, представляющие собой сферические частицы диаметром ~ 2 мм, выгружаются из нижней части башни, а воздух выводится сверху.

      Доохлаждение гранул в нижней части башни завершается в псевдоожиженном слое в течение нескольких минут. Мелкие частички серы, скорость витания которых ниже скорости воздуха в сечении башни, поднимаются вверх навстречу формирующимся каплям расплава серы и служат своего рода зародышами для кристаллизации капель.

      В таких условиях капли, поглощая затравочные кристаллы, приобретают правильную сферическую форму, являются однородными.

      Этот способ гранулирования серы связан с большими капитальными и низкими эксплуатационными затратами, он требует сложной системы очистки отходящих газов от пыли.

      Способ мокрого гранулирования серы основан на использовании следующих свойств серы и воды: гидрофобности серы, значительной разности в плотности и теплоемкости серы и воды (рисунок 3.55).

     


      Рисунок .. Технологическая схема гранулирования серы в воде

      Основным условием для мокрого гранулирования является безударный ввод струй расплава серы в воду, в противном случае капли серы, попадая на поверхность воды, разбрызгиваются и мгновенно застывают в виде пленки, перекрывая доступ к воде следующим каплям. При безударном (мягком) вводе струй расплава серы в слой воды они дробятся на капли, которые приобретают форму шара. Капля расплава переохлаждается в воде до температуры начала кристаллизации в поверхностном слое. В дальнейшем фронт кристаллизации движется вглубь капли со скоростью, определяемой линейной скоростью роста кристаллов и отводом тепла от межфазной границы. В центре гранулы при этом из-за разности плотностей расплава и кристаллической фазы возникает усадочная раковина. По окончании процесса кристаллизации происходит доохлаждение гранулы.

      Процесс мокрого гранулирования серы из расплава состоит из следующих основных стадий: формирование, обезвоживание, сушка гранул, складирование. Качество получаемых гранул зависит от многих факторов. Большое значение имеет температура жидкой серы и охлаждающей воды. Для получения высокопрочных гранул необходимо, чтобы разница температур расплава серы и воды была минимальной. Гранулы обезвоживаются и при необходимости высушиваются. Диаметр гранул, полученных таким образом, составляет 0,5 - 6 мм, а содержание в них внутренней влаги – менее 0,25 %. Плотность гранул 1280 - 1400 кг/м3, а угол естественного откоса (угол, образованный свободной поверхностью материала с горизонтальной плоскостью) – 30 - 35 о.

      Технологический процесс грануляции "Enersul" GXTM представляет собой процесс увеличения размера частиц серы путем последовательного, слой за слоем, нанесения расплавленной серы на исходно малые гранулы серы ("затравку") до достижения заданного размера гранул. В результате повторяющегося нанесения слоя расплавленной серы на гранулы с последующим охлаждением и отвердеванием каждого слоя гранулы увеличиваются в размере.

      Указанный технологический процесс происходит во вращающемся барабане грануляции, в который впрыскивается расплавленная сера посредством распылительного серопровода, имеющего 18 распылительных форсунок, расположенного внутри барабана грануляции вдоль продольной оси барабана. Тепло отводится с помощью впрыска технологической воды в барабан грануляции и протяжкой воздуха с помощью вытяжного вентилятора. Затравочные частицы или гранулы нестандартного размера вводятся в барабан грануляции серы в качестве затравочного материала. Барабан грануляции имеет уклон в направлении выходного торца барабана, что обеспечивает непрерывное вращательное перемещение гранул через барабан в сторону выхода.

      По мере вращения барабана грануляции пересыпные пластины, выстилающие внутреннюю поверхность барабана, непрерывно поднимают часть пересыпающегося слоя гранул в верхнюю часть барабана, откуда они падают, образуя сплошную завесу перед форсунками распыления серы. Распыляемая сера покрывает гранулы с застыванием слоя серы на их поверхности по мере падения гранул обратно в пересыпающийся слой, где и происходит их дальнейшее охлаждение перед их повторным подъҰмом или выходом из барабана.

      В процессе грануляции происходит слипание гранул с образованием крупных кусков спекшихся гранул, которые не проходят через решетку выпускной камеры грануляции. Для стабильной работы процесса грануляции необходимо периодически очищать решетку от комков серы.

      Для отвода тепла в процессе грануляции технологическая вода впрыскивается внутрь барабана через распылительные форсунки, смонтированные на трубопроводе параллельно трубопроводу распыления серы. Вода испаряется по мере отдачи тепла затвердевающей жидкой серой.

      Воздух, протягиваемый через барабан, представляет собой средство для удаления водяного пара, создавая возможность ввода замещающей воды для технологического процесса и продолжения процесса охлаждения.

      Мельчайшие частицы, образующиеся при распылении серы, удаляются потоком воздуха. Перед выбросом в атмосферу воздух проходит через пылесборник.

      Гранулы, выходящие из барабана грануляции, транспортируются ленточным конвейером на вибросито для сортировки, где они разделяются на товарную и нетоварную продукцию. Гранулы товарной продукции транспортируются непосредственно на склад, а оттуда отгружаются потребителю, в то время как гранулы нестандартного размера поступают обратно в барабан грануляции в качестве повторного затравочного материала для технологического процесса.

3.18.7. Технология обессеривания СУГ "SULFREX"

      Обссеривание серы из СУГ (Sulfrex unit) предназначена для очистки сжиженных нефтяных газов из секции каталитического крекинга "R2R" и олигомеризации "Oli-gomerisation" сжиженных нефтяных газов. Цель секции обессеривания сжиженных нефтяных газов заключается в очистке сжиженных нефтяных газов, удалении меркаптанов, сероводорода, углеродных оксидов серы и мышьяка, и проведении дальнейшей очистки в секции олигомеризации бутена. Установка состоит из четырех частей: промывка щелочью, водой, удаление мышьяка из смеси, регенерация щелочи.

      Продуктами процесса обессеривания являются: сжиженный нефтяной газ высшего сорта; побочные продукты: масло дисульфида, отработанная щелочь. Область применения продуктов: сжиженные углеводородные газы поступают в установку олигомеризации бутена или резервуарный парк; масло дисульфида подается в секцию электрического удаления солей.

      Описание технологического процесса

      Сырьем данного технологического процесса является: сжиженный углеводородный газ из секции каталитического крекинга "R2R" и олигомеризации бутена, в том числе серосодержащие органические соединения: меркаптаны (RSH), диалкилсульфид (RSR), дисульфид (RSSR), сероводород (H2S), карбонилсульфид (COS), простая сера (S), мышьяк. Серосодержащий углеводород может приводить к коррозии и повреждению оборудования, сильному запаху продукта; мышьяк вызывает отравление катализатора в дальнейших установках, следовательно, необходимо его удалить.

      В секции 0500 предусмотрен процесс "Sulfrex" для обессеривания сжиженных углеводородных газов. В процессе "Sulfrex" под воздействием катализатора меркаптан реагирует с кислородом и образуют дисульфиды (RSSR):


      4RSH + O2  2RSSR + 2H2O (1)


      В связи с присутствием катализатора LCPS 30 данная реакция может быстро проводиться при температуре близкой к комнатной температуре. Но данная реакция проводится только в щелочной среде с образованием промежуточного продукта – соль меркаптана (RSNa). Таким образом, реакция (1) на самом деле проводится по ниже следующим двум этапам:


      RSH + NaOH RSNa + H2O (2)

      4RSNa + H2O + O2  4NaOH + 2RSSR (3)


      Низкомолекулярный меркаптан из фракции СУГ поглощается щелочным раствором в экстракторе С - 0501, как показано в управлении процесса реакции (2). С целью более полного контакта щелочного раствора с СУГом, в экстракторе С - 0501 предусмотрено противопоточное движение фаз: щелочной раствор двигается в нижнюю часть колонны, а СУГ – вверх. Технологический процесс включает в себя процесс регенерации щелочного раствора. В окислителе R - 0502 образованная соль меркаптана контактирует с катализатором, при этом происходит реакция окисления с образованием дисульфида и щелочного раствора, как показано в уравнении процесса реакции (3), что влечет регенерацию щелочного раствора. В установке разделения дисульфида R - 0502 отделяют нерастворимый дисульфид из щелочного раствора за счет разной плотности. Остаточный дисульфид в следовом количестве в емкости промывки щелочи нафтой D - 0503 промывается нафтой, затем отделяется из щелочного раствора.

      В процессах "Sulfrex" существует ряд неблагоприятных реакций. В присутствии щелочного раствора сероводород (Н2S), диоксид углерода (СO2) и карбонилсульфид реагируют с щелочным раствором, образуя сульфат натрия (Nа2SO4) и тиосульфат натрия (Nа2S2O3). Вредность этих побочных реакций следующая: необратимое пользование щелочного раствора; увеличение потребности кислорода в воздухе, так как при окислении сульфата натрия и тиосульфата натрия требуется кислород, количество которого больше, чем потребности кислорода при окислении меркаптана, что приводит к накоплению соли в регенерируемых щелочных растворах.

      В связи с присутствием соли натрия емкость поглощения меркаптана щелочным раствором уменьшается; вместе с накоплением соли натрия в технологическом потоке материалов, соль натрия может выделяться из раствора, что приводит к забиванию оборудования.

      С целью уменьшения влияния этих побочных реакций в технологических процессах предусмотрена емкость предварительной промывки щелочью D - 0501 с помощью щелочного раствора 7 % для нейтрализации Н2S и СОS, реакции ниже следующие:


      CO2 + 2NaOH Na2CO3 + H2O (4)

      H2S + 2NaOH Na2S + 2H2O (5)

      COS + 4NaOH Na2S + Na2CO3 + 2H2O (6)


      Процесс предварительной промывки щелочным раствором не связан с главным процессом промывкой щелочным раствором и регенерацией, что является отдельным процессом.

      В процессах "Sulfrex" предусмотрена система катализатора LCPS 30. Данная система является водным раствором сульфонированного фталоцианина кобальта темно-синего цвета, содержание активного компонента составляет 30 % (массовый процент).

      Сжиженный нефтяной газ из секции каталитического крекинга "R2R" поступает в секцию обессеривания "Sulfrex".

      Поток СУГ поступает в емкость предварительной промывки щелочью D - 0501, удаляются сероводород (Н2S) и карбонилсульфид (СОS) с помощью щелочного раствора 7 %. Очищенный СУГ сверху D - 0501 поступает в экстрактор С - 0501. В связи с тем, что при реакции удаления Н2S и СОS расходуется щелочной раствор, концентрация едкого натрия в растворе уменьшается, следовательно, необходимо периодически обновлять щелочной раствор. Отработанный щелочной раствор из D - 0501 сбрасывается в оборудование очистки.

      В экстракторе С - 0501 с помощью щелочного раствора 15 % промываеся СУГ, из потока СУГа удаляюся серосодержащие углеводороды в виде NaSR. Сжиженный углеводородный газ сверху экстрактора С - 0501 поступает в колонну водной промывки С - 0502, промывается умягченной водой.

      Отработанный щелочной раствор сбрасывается из нижней части экстрактора С - 0501, поступает в окислитель R - 0502 для регенерации. Перед поступлением в окислитель R - 0502, отработанный раствор нагревается подогревателем парового окислителя Е - 0501, смешивается с тяжелой нафтой и сухим воздухом подается в емкость промывки щелочи нафтой D - 0503, через смеситель M - 0501 поступает в окислитель R - 0502. В окислителе R - 0502 соль меркаптана окисляется кислородом в воздухе в дисульфид с образованием едкого натрия.

      Продукты реакции R - 0502 поступают в сепаратор дисульфидов D - 0502, где отработанный воздух выделяется и смешивается с топливным газом, отводится из данной секции. В жидкой фазе масло дисульфида также отделяется из щелочного раствора. Масло дисульфида откачивается насосом дисульфидного масла Р - 0504 -А/В сверху сепаратора дисульфидов D - 0502, поступает в устройство отгонки АВТ ЭЛОУ. Щелочной раствор с нижней части устройства разделения поступает в холодильник тощей щелочи Е - 0502, затем с помощью насоса циркуляционный тощей щелочи Р - 0503 -А/В перекачивается регенерационный щелочной раствор в емкость промывки щелочи нафтой D - 0503.

      В емкости D - 0503 щелочной раствор смешивается с нафтой после гидроочистки, дисульфид удаляется в следовой дозе из щелочного раствора экстракцией. Тощий щелочной раствор емкости промывки щелочи нафтой D - 0503 перекачается в нижнюю часть тарелки экстрактора С - 0501.

      После подогревателя Е - 0501 колонны окисления, тяжелая нафта и насыщенный щелочной раствор наверху емкости промывки щелочи нафтой D - 0503 смешиваются.

      Необходимо поддерживать обновление в цепи циркуляции щелочного раствора, чтобы удалить ненужные соединения, восстановить качество щелочного раствора, следовательно, отводить отработанный щелочной раствор с нижней части устройства разделения дисульфида. Отработанный щелочной раствор поступает в дренажную емкость D - 0506, передается насосом Р - 0506 в фильтр отработанной щелочи F - 0502 -A/B, удаляется катализатор LCPS 30 в следовом количестве, затем раствор отводится из данной секции и поступает в очистное сооружение.

      После сброса части щелочного раствора из оборотной цепи добавляется свежий щелочной раствор в емкость 42 % раствора щелочи D - 0508 (42 wt% едкого натрия). Потом перекачивается щелочной раствор подпиточным насосом щелочи P - 0505 в емкость подачи катализатора D - 0504. Из щелочного раствора выделяется свежий катализатор LCPS 30. Также проводится обновление катализаторов. Щелочной раствор 42 % и раствор катализатора проходят через холодильник тощей щелочи Е - 0502, поступают на входящий трубопровод на входе P - 0503 -A/B, далее в емкость промывки щелочи нафтой D - 0503.

      Предусмотрено обновление 7 % щелочного раствора. Щелочной раствор из склада химических реагентов поступает в емкость 7 % раствора щелочи D - 0507, перекачивается насосом предварительной промывки щелочью Р - 0501 в емкость предварительной промывки щелочью P - 0501. После удаления отработанного щелочного раствора из D - 0501 проводится обновление щелочного раствора.

      В колонне водной промывки С - 0502 СУГ промывается умягченной водой, удаляется унесенный щелочной раствор с очень маленькой концентрацией. Сточная вода сбрасывается со дна колонны С - 0502, смешивается с потоком из F - 0502 -А/В и D - 0501, выходит из настоящей секции и поступает в очистное сооружение.

      После промывки СУГ поступает сверху С - 0502 в установку сушки. Проходя через холодильник сжиженных углеводородных газов Е - 0503, СУГ поступает в фильтр песчаный F - 0501 и коалесцер D - 0505, при этом удаляется влага из потока.

      Перед подачей СУГ в секцию олигомеризации в адсорбере R - 0501 -А/В для удаления триоксида мышьяка из потока удаляются соединения мышьяка. После удаления триоксида мышьяка СУГ поступает в емкость сырья секции олигомеризации.

      Также предусмотрено выведение потока СУГ после сушки в парк резервуаров и систему топлива. Перед поступлением в систему топлива поток СУГ в испарителе нагревается паром среднего давления (см. рисунок 3.56).

     


      Рисунок .. Схема технологического процесса обессеривания СУГ "SULFREX"

      Производительность переработки: зимний режим 440400 тонн в год, летний режим 364000 тонн в год. Продолжительность работы установки – 7920 ч/год, гибкость производства – 50 - 110 %.

3.18.8. Сероочистка газов по способу MEROX

      Общие сведения о процессе

      Процесс MEROX (mercaptan oxidation) разработан в 40-ых годах XX века американской компанией UOP и предназначен для сероочистки природного и сжиженных газа, демеркаптанизации бензиновой и керосиновой фракций.

      Сероочистка газов по способу MEROX включает аминовую очистку от сероводорода, карбонилсульфида и щелочную очистку от меркаптанов. Щелочная очистка от меркаптанов осуществляется предварительным защелачиванием сырья от остаточного сероводорода с последующей экстракцией меркаптанов из газов щелочным раствором и регенерацией щелочи в присутствии гомогенного фталоцианинового катализатора и кислорода воздуха. Для достижения низкого содержания общей серы в очищаемом газе, образующиеся дисульфиды отмываются легкой бензиновой фракцией. Насыщенная дисульфидами бензиновая фракция направляется в сырье гидроочистки.

     


      Рисунок .. Технологическая схема процесса MEROX

      Демеркаптанизация бензиновой фракции с помощью процесса MEROX была актуальна до введения норм по содержанию общей серы в соответствии с требованиями Евро - 4 и Евро - 5. Окислительная щелочная демеркаптанизация керосина по технологии MEROX осуществляется в присутствии водорастворимого катализатора, нанесенного на активированный уголь, многоступенчато:

      первая стадия – удаление из керосина кислых примесей;

      вторая стадия – демеркаптанизация керосина кислородом воздуха в щелочной среде в присутствии катализатора, нанесенного на уголь;

      третья стадия – солевая осушка керосина от воды;

      четвертая стадия – адсорбционная очистка керосина глинами от ионов металлов переменной валентности, присутствующих в катализаторе.

      Установки MEROX эксплуатируются на ТОО "ПКОП", ТОО "Тенгизшевройл".

      В состав установки MEROX (ТОО "ПКОП") входят:

      установка по очистке ненасыщенного сжиженного газа (тит.1300);

      установка по очистке насыщенного сжиженного газа (тит.1400);

      блок очистки щелочи (тит.1350);

      блок разделения углеводородных газов С3/С4 (тит. 1600).

      В состав установки по обессериванию насыщенных (тит. 1400) и ненасыщенных СУГ (тит. 1300) включены: блок сероочистки и демеркаптанизации ненасыщенного сжиженного газа, демеркаптанизации насыщенного сжиженного газа и регенерации щелочи.

      Ненасыщенные сжиженные газы секции тит. 1300 после очистки от H2S, меркаптанов поступают в блок разделения С3/С4 (тит. 1600), который предназначен для извлечения бутан-бутиленовой фракции (C4). Очищенные сжиженные газы далее после разделения поступают в парк хранения СУГ (тит.3700). Отработанный раствор щелочи (гидроксида натрия) направляется в блок очистки и нейтрализации щелочи (тит. 1350). Насыщенный сжиженный газ секции тит. 1400 после очистки от меркаптанов направляется в существующий парк СУГ.

      Для очистки насыщенных и ненасыщенных СУГ от меркаптанов применена технология по MEROX (компания UOP).

      Выбросы в атмосферу

      На установке обессеривания ненасыщенных СУГ отходящий газ направляется в топку регенерации секции реактора. Организованные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу отсутствуют. Неорганизованными источниками являются перекачивающее оборудование продуктов нефтепереработки каустика и амина (неплотности фланцевых соединений аппаратов, трубопроводов, соединений запорно-регулирующей арматуры, торцевых уплотнений насосов).

3.18.9. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.89 – 3.92 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, отходам по процессу переработки природного и попутного газа, полученные по результатам опыта ТОО "КазГПЗ".

      Таблица .. Показатели потребления энергетических ресурсов в переработке природного газа

№ п/п

Технология

Электроэнергия, кВт ч/т

Тепловая энергия, Гкал/т

Топливный газ, м3/т

1

2

3

4

5

1

Технология отбензинивания газов методом низкотемпературной сепарации

≤16,5

≤0,4

≤1·10 - 4

2

Технология извлечения целевых углеводородов методом НТК* или низкотемпературной конденсации и ректификации

24 - 12000

18 - 32

3300 - 6600

3

Технология извлечения целевых углеводородов методом НТК* или низкотемпературной конденсации и ректификации

≤16,5

≤0,4

≤1·10 - 4

4

Технологии сорбционного отбензинивания газов

2 - 33

0,002 - 0,03

2 - 3

5

Технологии получения сжиженных углеводородных газов

5,8 - 31010,7

0,006 - 0,09

6 - 21

6

Технология стабилизации газового конденсата

≤430000

0,12 - 1800

≤ 45

7

Технология полной стабилизации конденсатов

≤ 3,65

≤ 0,015

≤ 6,0

8

Технология выделения гелия из природного газа

0,001 - 0,115

0,0003 - 0,0004

≤1,0

9

Технология получения технического углерода из природного газа и газового конденсата

1985,09 - 3530,48

0,04 - 0,24

74 - 280

10

Технология производства газовой серы, включая доочистку отходящих газов

8850,1 - 125659,03

0,099 - 0,107

≤ 186,7

      * НТК - низкотемпературная конденсация.

      Таблица .. Показатели потребления энергетических ресурсов в переработке попутного газа

№ п/п

Технология

Электроэнергия, кВт ч/
1000 м3

Тепловая энергия, Гкал/
1000 м3

Коэффициент извлечения целевой продукции, %

Остаточные целевые в СОГ, г/м3

Расход сырья на вырабатываемую продукцию, кг/т


1

2

3

4

5

6

7

1

Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР) с электрическим
приводом компрессоров

270 - 320

0,08 - 0,09

93 - 97

11 - 20


2

Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР) с газотурбинным
приводом компрессоров

24 - 32

1,6 - 2,4

93 - 97

11 - 20


3

Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной абсорбции (НТА)

195 - 205

0,225 - 0,249

90 - 94

16 - 40


4

Технология извлечения углеводородов при одновременной последовательной работе нескольких установок (НТК + НТКР)

160 - 170

0,32 - 0,34

93 - 97

11 - 20


5

Технология извлечения углеводородов при одновременной последовательной работе нескольких установок (НТА + НТКР)

147 - 152

0,29 - 0,31

93 - 97

11 - 20


6

Технология разделения ШФЛУ на газофракционирующих установках (ГФУ)

8,0 - 10

0,45 - 0,50



1025 - 1100

7

Технология разделения ШФЛУ на газофракционирующих установках (АОП)

2,0 - 2,3

0,65 - 0,70



1002 - 1003

8

Технология компримирования ПНГ с электроприводом компрессоров

160 - 180

0,024 - 0,036




9

Технология компримирования ПНГ с газотурбинным
приводом
компрессоров

3,1 - 4,4

0,39 - 0,42




      Таблица .. Показатели по фактическим выбросам загрязняющих веществ основных источников загрязнения атмосферы

№ п/п

Источник загрязнения

Концентрация маркер. ЗВ (мг/Нм3)

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

Углерод оксид
(Окись углерода, Угарный газ)

макс

мин

макс

мин

макс

мин

макс

мин

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Очистка сырого газа от сероводорода и углекислого газа

1.1

Технологические печи

112,33

101,09

1041,60

946,91



164,87

149,88

1.2

Факельная система

233,84

210,45

1301,52

1183,20

4479,97

4072,70

13190,75

11991,59

2

Осушка газа, низкотемпературная конденсация и газофракционирование

2.1

Технологические печи

686,70

5985,69

40511,17

36828,34



3755,94

3414,49

3

Компримирование сырого газа

3.1

Технологические печи

24657,43

22415,84

7705,45

7004,95



10787,62

9806,93

4

Низкотемпературная ректификация

4.1

Технологические печи

11091,46

10083,14

4621,44

4201,31



4621,44

4201,31

5

Прием и подготовка сырья для переработки. прием, хранение и отгрузка готовой продукции

5.1

Технологические печи

13,24

12,035

81,48

74,069



611,41

555,83

6

Паро-водоснабжение

6.1

Технологические печи

3764,09

3421,90

23163,64

21057,85

3617,61

3288,74

18714,46

17013,14

      Таблица .. Отходы производства при переработке природного и попутного газа

№ п/п

Наименование отхода

Количество,
(тонн в год)

Периодичность образования

1

2

3

4

1

Селикагель

32,5

1 раз в год

2

Алюмогель

10,5

1 раз в год

3

Цеолит

33,0

1 раз в год

      В таблицах 3.93, 3.94 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, отходам по процессу обессеривания СУГ, полученные по результатам опыта НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" – установка "SULFREX").

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки обессеривания СУГ "SULFREX"

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

до 440 400

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

72

15

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,5

0,005

4

Удельное потребление топлива

т/т

22*

0,001*

5

Охлаждающая вода

т/т

Нет данных

Нет данных

6

Оборотная вода

т/т

Нет данных

Нет данных

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Источниками образования выбросов от установки по обессериванию СУГ являются: теплообменная аппаратура, аппаратура воздушного охлаждения, компрессорное и насосное оборудование. Все эти источники являются неорганизованными.

      Таблица .. Отходы установки обессеривания СУГ "SULFREX"

№ п/п

Наименование отхода

Объем сырья, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Катализаторы, фарфоровые шарики

270 000

440 400

29,26

31,1

Передача на утилизацию

2

Отходы минеральных масел индустриальных

270 000

440 400

6,053

7,98

Передача на переработку

3

ТБО

270 000

440 400

13,923

15

Государственное коммунальное хозяйство

3.19. Процесс сепарации природного и попутного нефтяного газа

3.19.1. Технология низкотемпературной сепарации газа

      Технология обеспечивает глубокое отбензинивание газа в процессе низкотемпературной сепарации (НТС) путем двухступенчатого отбора капельной жидкости, механических частиц и проведения коалесценции аэрозолей в одном аппарате (рисунок 3.58).

     


      Рисунок .. Технология низкотемпературной сепарации газа

      Двухступенчатая сепарация газа в одном аппарате осуществляется при различных способах создания низкотемпературного охлаждения газа, включая использование стороннего источника холода (от минус 10 °C до минус 40 °C), охлаждение газа его дросселированием или с помощью турбодетандера (от минус 25 °C до минус 50 °C) (возможно комбинированное охлаждение). Для сокращения влагосодержания применяются различные гликоли или другие вещества. В сепараторе на всех ступенях в том числе и для коалесценции применяются определенные виды перекрестноточной насадки. Используемый при этом принцип перекрестноточного движения газа и осуществление отбора жидкости непосредственно из объема насадки исключает явление "вторичного" уноса жидкости и позволяет отбирать из газа до 99,9 % от равновесного содержания в ней жидкой фазы. Кроме этого удаляется до 98 % механических частиц размером до 5 мкм и до 80 % аэрозолей до 0,5 мкм. Работа аппарата устойчива даже при залповых выбросах жидкости, в которой номинальное значение примесей превышается в десятки раз.

      Технология позволяет достигать выделения жидких углеводородов и гликоля до 99,98 % от равновесных величин. Конструкции демистеров и коалесценторов позволяют эксплуатировать аппарат в самых сложных условиях с межремонтным пробегом до 4 лет без потери мощности. Эффективность сепарации во всем диапазоне работы составляет 99,6 - 99,8 %. Перепад давления не превышает 5 мм.рт.ст. Диапазон устойчивой работы процесса составляет от 0 до 140 % от номинала.

      Применение гликолей в низкотемпературных процессах имеет риски технологических осложнений, связанных с застыванием раствора гликоля в случае заметного отклонения концентрации от точки эвтектики: как завышение, так и занижение оптимальной концентрации ведет к резкому повышению температуры застывания. Необходимо обеспечение строгого контроля за технологическими параметрами процесса.

3.19.2. Технологии низкотемпературного разделения углеводородных газов

3.19.2.1. Технология низкотемпературного разделения и абсорбции для повышения отбора СПБТ из природного газа

      Технология предназначена для обеспечения отбора СПБТ из природного газа до уровня не ниже 99,5 % от потенциала методом низкотемпературного разделения и абсорбции (НТР+НТА) газа за счет использования специализированной насадки. Принципиальная схема приведена на рисунке 3.59.

     


      Рисунок .. Технология получения СПБТ из природного газа

      В сепараторах и деэтанизаторе используется специализированная насадка, эффективность которой максимальна (до 100 %), что позволяет удалять из газа жидкую фазу и максимально отобрать из газа деэтанизации целевые компоненты. Теплообмен между потоками на установке осуществляется в одном или двух многосекционных теплообменных аппаратах, которые принимают на охлаждение газожидкостную смесь и позволяют отвести конденсат из охлажденного потока газа. Для защиты оборудования предусматривается впрыск минимального количества метанола по многоточечной схеме, что позволяет вырабатывать СПБТ и для коммунальных нужд. Деэтанизатор выполняется секционированным. Верхняя секция предназначена для абсорбции, средняя – сепарации сырьевого газа после турбодетандера (ТДА), а нижняя – удаления этана из кубовой жидкости. Выполнение промывки холодной бутановой фракцией в секции абсорбции позволяет принимать на установку газ с высоким содержанием СО2. В колонне в зависимости от условий исходного газа могут быть до двух рециклов, позволяющих поддерживать температуру расширения газа после ТДА на должном уровне независимо от климатических условий.

      Для объектов с одинаковой мощностью и глубиной отбора СПБТ стоимость установки по предлагаемой технологии на 10 % ниже, поскольку масса сепараторов и деметанизатора, выполненных из нержавеющей стали, при применении насадки снижается на 20 %.

3.19.2.2. Технология низкотемпературного разделения и абсорбции природного и/или попутного газа для получения этана из природного газа

      Технология предназначена для достижения экономически выгодного отбора этана не ниже 99,8 % от потенциала методом низкотемпературного разделения и абсорбции (НТР+НТА) природного и/или попутного газа. Принципиальная схема приведена на рисунке 3.60.

     


      Рисунок .. Технология получения этана из природного газа

      Специализированные насадки позволяют с помощью НТА практически полностью поглотить этан из метановой фракции за счет своей способности работать в условиях близких к критическим. В технологии применяется теплообмен с раздельным охлаждением жидкой и газовой фазы, и эффективно используется холод нескольких рециклов. Поэтому пропановый холод при выделении этановой фракции не требуется. В дополнение к этому насадка позволяет проводить деметанизацию газа при более низких температурах, чем при применении тарелок – до минус 115 °C. При этом не происходит забивание колонны твердой СО2, даже при повышенном содержании СО2 в исходном газе. По технологии в верхней части деметанизатора применяется насадка с очень низким перепадом давления и высокой эффективностью сорбции и сепарации. Это позволяет дополнительно снизить температуру расширения газа в ТДА на 2 - 3 °C по сравнению с известными технологиями.

      Стоимость объекта с применением технологии на 30 % ниже, чем при реализации известных решений с одинаковой глубиной отбора этана.

3.19.2.3. Технология низкотемпературного разделения углеводородного газа для повышения степени извлечения ШФЛУ

      Технология низкотемпературного разделения углеводородного газа обеспечивает повышение степени извлечения из углеводородного газа фракции С3 +выше (ШФЛУ).

      Схема установки низкотемпературного разделения углеводородного газа приведена на рисунке 3.61а.

      На рисунке 3.61б – вариант установки, отличающийся тем, что на трубопроводе выхода газовой фазы деэтанизации из второй фракционирующей колонны после теплообменника газовой фазы деэтанизации дополнительно установлен пропановый холодильник.

      На рисунке 3.61в – вариант установки, отличающийся тем, что патрубок выхода конденсата из первой фракционирующей колонны соединен с патрубком входа конденсата во вторую фракционирующую колонну через теплообменный узел, выполненный в виде теплообменника углеводородного газа, который соединен с трубопроводом подачи углеводородного газа узла охлаждения.

а.
 



б.



в.


Рисунок .. Установка низкотемпературного разделения углеводородных газов с дополнительным извлечением ШФЛУ

      Установка содержит трубопровод I подачи углеводородного газа, который последовательно связывает оборудование узла охлаждения углеводородного газа, включающего теплообменники 1, 2, 3, низкотемпературный сепаратор 4, турбодетандер 5 и дроссель 6. Выход из турбодетандера 5 и дросселя 6 соединен с первой фракционирующей колонной 7, снабженной патрубком 8 выхода отбензиненного газа, патрубком 9 подачи орошения в верхней части, и патрубком 10 выхода конденсата в нижней части. Патрубок 10 выхода конденсата из первой фракционирующей колонны 7 соединен с патрубком 11 подачи конденсата во вторую фракционирующую колонну 12, снабженную патрубком 13 выхода газовой фазы деэтанизации, патрубком 14 подачи орошения в верхней части, и патрубком 15 выхода жидкой фазы, обогащенной тяжелыми углеводородами С3 +выше, в нижней части.

      Патрубок 8 выхода отбензиненного газа последовательно соединен с теплообменником 16 отбензиненного газа, теплообменниками 3, 1 и компрессорной частью турбодетандера 5. Выход из теплообменника 16 отбензиненного газа также соединен с дросселем 17.

      Патрубок 10 выхода конденсата из первой фракционирующей колонны 7 может быть соединен с патрубком 11 входа конденсата во вторую фракционирующую колонну 12 через теплообменный узел, который может быть выполнен в виде теплообменника 18 газовой фазы деэтанизации или теплообменника 19 углеводородного газа, который соединен с трубопроводом I подачи углеводородного газа узла охлаждения.

      Патрубок 13 выхода газовой фазы деэтанизации из второй фракционирующей колонны 12 может быть соединен с теплообменником 18 газовой фазы деэтанизации. После теплообменника 18 газовой фазы деэтанизации может быть дополнительно установлен пропановый холодильник 20. Патрубок 13 выхода газовой фазы деэтанизации может быть непосредственно соединен с пропановым холодильником 20.

      Выход из теплообменника 18 газовой фазы деэтанизации или пропанового холодильника 20 соединен с патрубком 21 подачи газовой фазы деэтанизации в емкость 22, снабженную патрубком 23 выхода газа деэтанизации и патрубком 24 выхода жидкой фазы. Патрубок 24 выхода жидкой фазы из емкости 22 соединен с патрубком 14 подачи орошения во вторую фракционирующую колонну 12.

      Установка дополнительно снабжена теплообменным устройством 25, выполненным, например, в виде термосифона, теплообменное пространство которого по первому теплоносителю соединено с нижней частью первой фракционирующей колонны 7, а по второму теплоносителю – патрубком 23 выхода газа деэтанизации из емкости 22 и с теплообменником 16 отбензиненного газа.

      Патрубок 24 выхода жидкой фазы из емкости 22 может быть соединен с теплообменным устройством 25 или с теплообменником 16 отбензиненного газа.

      Патрубок 15 выхода жидкой фазы, обогащенной тяжелыми углеводородами С3 +выше, из второй фракционирующей колонны 12 последовательно соединен с рибойлером 26 и аппаратом воздушного охлаждения 27. Узел охлаждения углеводородного газа может быть дополнительно оснащен пропановым холодильником 28, установленным перед теплообменником 3. Установка снабжена насосами, трубопроводами и необходимой запорно-регулирующей арматурой.

      Легкий углеводородный газ с температурой 40 °C и давлением 4 МПа поступает в узел охлаждения углеводородного газа. После охлаждения углеводородного газа в теплообменниках 1, 2, 3 до температуры минус 46,5 °C он частично конденсируется и поступает в низкотемпературный сепаратор 4, в котором происходит разделение газовой и жидкой фаз.

      При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава углеводородный газ после теплообменника 2 подается на дополнительное охлаждение в пропановый холодильник 28, после которого поступает в теплообменник 3.

      Газовая фаза из низкотемпературного сепаратора 4 направляется на расширение в детандерную часть турбодетандера 5, после которого с температурой минус 80,8 °C подается в среднюю часть первой фракционирующей колонны 7. Жидкая фаза из низкотемпературного сепаратора 4 дросселируется в дросселе 6 и с температурой минус 63,4 °C подается в нижнюю часть первой фракционирующей колонны 7.

      В первой фракционирующей колонне 7 при температуре верха колонны минус 85,5 °C, низа колонны минус 54,6 °C и давлении 1,45 МПа получают верхний продукт – отбензиненный газ и нижний продукт – конденсат.

      Отбензиненный газ подогревается в теплообменнике 16 отбензиненного газа, затем последовательно проходит теплообменники 3, 1 и поступает в компрессорную часть турбодетандера 5, где его давление повышается, после чего выводится с установки.

      Конденсат подается в теплообменник 18 газовой фазы деэтанизации для нагревания за счет тепла верхнего продукта второй фракционирующей колонны 12.

      При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава конденсат может нагреваться потоком исходного углеводородного газа в теплообменнике 19 углеводородного газа.

      Нагретый конденсат поступает во вторую фракционирующую колонну 12, в которой при температуре верха колонны 1,4 °C, низа колонны 84,6 °C и давлении 2,42 МПа получают в качестве верхнего продукта газовую фазу деэтанизации и в качестве нижнего продукта – ШФЛУ, которую выводят с установки.

      Полученная газовая фаза деэтанизации охлаждается в теплообменнике 18 газовой фазы деэтанизации потоком конденсата с низа первой фракционирующей колонны 7 до температуры минус 22,6 °C, частично конденсируется и подается в емкость 22, в которой разделяется на газ деэтанизации и жидкую фазу.

      При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава полученная газовая фаза деэтанизации после теплообменника 18 газовой фазы деэтанизации перед подачей в емкость 22 может дополнительно доохлаждаться в пропановом холодильнике 20. Кроме того, полученная газовая фаза деэтанизации может непосредственно подаваться в пропановый холодильник 20, если конденсат из первой фракционирующей колонны 7 нагревается потоком углеводородного газа.

      Из емкости 22 жидкая фаза подается на орошение второй фракционирующей колонны 12, а газ деэтанизации поступает в теплообменное устройство 25, установленное в нижней части первой фракционирующей колонны 7.

      В теплообменное устройство 25 подается жидкость с нижней части первой фракционирующей колонны 7, которая, пройдя его самотеком, возвращается в куб первой фракционирующей колонны 7, что позволяет повысить эффективность теплообмена газа деэтанизации с этим потоком и за счет этого более глубоко охладить поток газа деэтанизации.

      Из теплообменного устройства 25 газ деэтанизации с температурой минус 60 °C поступает в теплообменник 16 отбензиненного газа, где охлаждается потоком отбензиненного газа. Охлажденный поток газа деэтанизации проходит дроссель 17, поскольку давление во второй фракционирующей колонне 12 больше, чем давление в первой фракционирующей колонне 7, и с температурой минус 81,6 °C сконденсированный газ деэтанизации поступает в первую фракционирующую колонну 7 в качестве орошения.

      Для увеличения количества подаваемого орошения в первую фракционирующую колонну 7 часть жидкой фазы, подаваемой на орошение второй фракционирующей колонны 12 из емкости 22, в количестве 4500 кг/ч подается на смешение с потоком охлажденного газа деэтанизации, выходящего из теплообменного устройства 25, перед его подачей в теплообменник 16 отбензиненного газа.

      При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава для увеличения количества подаваемого орошения в первую фракционирующую колонну 7 часть жидкой фазы, подаваемой на орошение второй фракционирующей колонны 12 из емкости 22, может подаваться на смешение с потоком газа деэтанизации перед его подачей в теплообменное устройство 25.

      Технология имеет опыт коммерческого использования.

3.19.2.4. Технология низкотемпературного разделения углеводородного газа для получения гелиевого концентрата, этана и ШФЛУ

      Технология предназначена для разделения компонентов газовых смесей путем низкотемпературной конденсации и ректификации с целью получения гелиевого концентрата, этана и широкой фракции легких углеводородов. Схема установки приведена на рисунке 3.62.

     


      Рисунок .. Установка низкотемпературного разделения углеводородных газов с дополнительным извлечением этана

      Установка включает трубопровод подвода сырьевого газа 1, подачи пентан-гексановой фракции в поток сырьевого газа 2, теплообменник 3, пропановый холодильник 4, сепаратор первой ступени 5, теплообменники доохлаждения и конденсации газа 6 - 9, последовательно установленные сепараторы второй ступени 10 - 11, сепаратор третьей ступени 12, в котором установлена массообменная насадка 13, отпарная колонна 14, деметанизатор 15 - 16, состоящий из двух секций – укрепляющей и отгонной, деэтанизатор 17 и турбодетандерный агрегат 18.

      На установку поступает сырьевой газ, предварительно осушенный и очищенный от сернистых соединений и углекислоты. На входе в установку в поток сырьевого газа 1 закачивается (впрыскивается) по трубопроводу 2 пентан-гексановая фракция (С5 -С6) в количестве до 4 т/час. Поток газа проходит последовательно теплообменник 3, пропановый холодильник 4, в которых происходят его предварительное охлаждение (до температуры минус 30 °C) и частичная конденсация за счет холода обратного потока метановой фракции и пропана, затем попадает в сепаратор 5 для отделения жидкой фазы, содержащей преимущественно наиболее тяжелые углеводороды С5 и выше. Газовая фаза из сепаратора 5 поступает на дальнейшие доохлаждение и конденсацию в теплообменник 6, а жидкая фаза, утяжеленная пентан-гексановой фракцией, направляется в сепаратор последней ступени 12 в качестве абсорбента, подаваемого на массообменную насадку 13.

      Вторая ступень сепарации охлажденного (до температуры минус 60 °C) и частично сконденсированного в теплообменнике 6 газового потока ведется в последовательно работающих сепараторах 10 и 11 с тем, чтобы основной поток обогатился гелием, а жидкость – этаном. Выделившаяся жидкая фаза из сепаратора 11 разделяется на два потока и направляется в деметанизатор 15, при этом основной поток после нагрева в теплообменнике 7 (до температуры минус 32 °C) подается на питание колонны, а другой – на орошение. Паровые фазы из сепараторов направляются в отпарную колонну 14, при этом из сепаратора 10 после полной конденсации и охлаждения в теплообменнике 8 поток переохлажденной жидкости дросселируется в верхнюю часть отпарной колонны 14, а из сепаратора 11 подается в среднюю часть той же колонны в качестве стриппинг-газа. Из отпарной колонны 14 отпаренный газ направляется на дальнейшее обогащение гелием с целью получения гелиевого концентрата в соответствующих гелиевых колоннах (на чертеже не показаны).

      Основной поток кубовой жидкости отпарной колонны 14 после рекуперации холода и частичного испарения в теплообменнике 9 поступает на разделение в сепаратор третьей ступени 12. Утяжеленная жидкая фаза, выделившаяся на первой ступени сепарации, подается в этот же сепаратор 12, но путем впрыска на массообменную насадку 13, смонтированную таким образом, чтобы обеспечить эффективный массообмен между восходящим потоком пара и нисходящим потоком жидкости. В результате абсорбции из паровой фазы в жидкую переходит значительное количество углеводородов С2 и выше, что приводит к увеличению объема жидкости, подаваемой в качестве орошения в укрепляющую секцию деметанизатора 15. Таким образом, отсепарированная жидкость дополнительно обогащается углеводородами С2 и выше, абсорбированными из паровой фазы.

      В укрепляющей секции деметанизатора 15 осуществляется ректификация выделившейся жидкости с получением метановой фракции в качестве дистиллята и фракции углеводородов С2 и выше в качестве кубового остатка. Поток пара, поднимаясь вверх по колонне, подвергается воздействию утяжеленной жидкости орошения, стекающей в отгонную секцию деметанизатора 16 для конденсации и абсорбции из паров этана и более тяжелых компонентов.

      Паровая фаза деметанизатора 15, объединившись с метановой фракцией сепаратора третьей ступени 12, направляются на расширение в детандер турбодетандерного агрегата 18 с целью получения холода и выводятся с установки в качестве товарного газа.

      Кубовый продукт из отгонной секции деметанизатора 16 направляется на ректификацию в деэтанизатор 17 с получением в качестве дистиллята этановой фракции, а в качестве кубового остатка – ШФЛУ.

      Использование технологии позволяет снизить суммарные потери этана с паром из сепаратора третьей ступени и с верхним продуктом деметанизатора за счет создания в них оптимальных условий для процесса низкотемпературной абсорбции.

3.19.3. Текущие уровни выбросов и потребления

      Потребление

      Потребность в электроэнергии в процессе разделения газа колеблется от 15 кВтч до 20 кВтч на тонну перерабатываемого сырья. Эти процессы также потребляют от 300 кг до 400 кг пара на тонну сырья и от 1 м3/т до 2 м3/т охлаждающей воды (АТ = 10 оС).

      Выбросы в атмосферу

      Возможные выбросы в воздух включают углеводороды из-за сбросов давления на сосудах, отходящий газ регенерации из молекулярных сит, топливный газ НПЗ С1/С2, утечки из системы охлаждения, операции по хранению и транспортировке. Ртуть, если она присутствует в сырье для нефтеперерабатывающего завода, будет концентрироваться в верхних секциях, особенно в охладителях. Скорее всего, речь идет о сжиженном нефтяном газе, топках и охладителях нафты. При пропаривании загрязненного оборудования могут образовываться выбросы ртути в атмосферу. Иногда ртуть обнаруживают при открытии оборудования для осмотра и обслуживания.

      Последним процессом производства сжиженного нефтяного газа является добавление некоторых отдушек. В качестве одорантов обычно используются летучие органические соединения серы, то есть меркаптаны и сульфиды. Возможные выбросы в воздух включают утечки или разливы одоранта и паров, вытесняемых во время наполнения резервуара или из- за теплового расширения защитного газа. Они также включают в себя остатки вытесненных паров после сжигания или сжигания на факеле, если используются эти методы, включая небольшое выделение диоксида серы при сгорании одоранта.

      Сточные воды

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Образование твердых отходов

      Возможные поступления в почву включают углеводороды от загрязненных отработанных молекулярных сит и добавок одоранта, включая твердые отходы, используемые для поглощения разлитого одоранта.

      Принимая во внимание, что процессы по переработке и сепарации природного и попутного газа имеют технологические установки и могут быть комбинированными, детализация выбросов в атмосферу, сточные воды, образование отходов представлены в разделе 3.18.

3.20. Системы охлаждения

3.20.1. Системы очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной воды

      Технологические процессы, применяемые на НПЗ, проводятся при повышенных температурах. Все тепло, подводимое в результате сжигания топлива, потребления пара или выжигания кокса, должно отводиться с помощью той или иной системы охлаждения, одной из которых является система водяного охлаждения. Остальные системы реализуются посредством охлаждения воздухом или теплообмена с другими потоками.

      На переработку 1 т нефти расходуется 30 - 60 м3 воды, а при комплексной переработке нефти и газа с изготовлением синтетических продуктов этот расход достигает 90 - 120 м3.

      Основное количество воды расходуется на охлаждение нефтепродуктов, технологических аппаратов и машин. Вода при этом только нагревается до 45 °C, а не загрязняется, и лишь при неисправности аппаратуры, неплотности фланцевых соединений и т.д. в воду может попадать некоторое количество нефтепродуктов. Отработавшая охлаждающая вода относится к группе условно чистых вод; после охлаждения она должна быть полностью использована для оборотного водоснабжения. Очистка оборотной воды производится на локальных установках.

      Системы оборотного водоснабжения подразделяют на открытые, где вода охлаждается путем контакта с воздухом в градирнях, брызгальных бассейнах или прудах-охладителях, и закрытые, где оборотная вода не имеет непосредственного контакта с атмосферным воздухом и охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения и других системах. Применяют также системы оборотного водоснабжения, представляющие собой комбинацию закрытых и открытых.

      Для того, чтобы локализовать распространение просочившихся в оборотную воду веществ и тем самым предотвратить загрязнение и коррозионное разрушение всей холодильной аппаратуры на НПЗ и НХЗ проектируются обособленные системы оборотного водоснабжения.

      На предприятиях должны предусматриваться следующие системы оборотного водоснабжения:

      первая система водоснабжения – для аппаратов, охлаждающих или конденсирующих продукты, которые при нормальном или аварийном состоянии при атмосферном давлении находятся в жидком состоянии;

      вторая система водоснабжения – для аппаратов, охлаждающих или конденсирующих продукты, которые при нормальном или аварийном состоянии при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии;

      вторая "а" система водоснабжения – для конденсаторов паровых турбин установок ЛК - 6у, выделяется в самостоятельный оборотный цикл;

      четвертая система водоснабжения – для аппаратов, в которых возможно загрязнение охлаждающей воды парафином и жирными кислотами;

      отдельные специальные оборотные циклы для производств со специфическими веществами, которые могут загрязнять оборотную воду (серная кислота, олеум и др.), или для производств, требующих оборотную воду определенного качества в соответствии с регламентом на проектирование отдельных технологических процессов.

      Блок оборотного водоснабжения состоит из: насосной, водоохладителей- градирен, нефтеотделителей (для первой и второй системы оборотного водоснабжения), установки по обработке воды для предотвращения коррозии, карбонатных отложений и биологических обрастаний холодильной аппаратуры и трубопроводов (для первой и второй систем оборотного водоснабжения).

      Реагенты для обработки оборотных систем охлаждения

      Реагенты этой группы позволяют решить проблемы, которые неизбежно возникают при работе практически любой оборотной системы – коррозия оборудования, отложение накипи как на теплообменных поверхностях, так и в трубопроводах, биологическое загрязнение системы. Эти проблемы взаимосвязаны и их решение требует комплексного подхода. Основные типы реагентов для оборотных систем:

      1) комплексные ингибиторы коррозии и накипеобразования для открытых и закрытых систем;

      2) биоциды;

      3) промывочные реагенты.

      Реагенты этой группы содержат в определенной пропорции фосфаты, фосфонаты, фосфонкарбоксилаты, силикаты, дисперсанты, комплексообразователи и другие модифицирующие компоненты. Реагенты предотвращают коррозию оборудования, образование накипи, способствуют постепенному разрушению ранее образовавшихся отложений, очищая систему от твердых отложений. Промывочные реагенты, применяемые в оборотных системах нефтепереработки, позволяют добиться оптимального эффекта для каждой отдельно взятой системы. Применяют реагенты, совместимые с биоцидной обработкой, в том числе с хлорированием и обработкой броморганическими биоцидами или солями меди. Рабочие дозы подбираются в зависимости от химического состава воды (или опытным путем) и составляют от 30 до 120 г/м3. Рабочие температуры, при которых реагенты сохраняют эффективность – до 90 °C.

      Довольно часто при эксплуатации оборотных систем пренебрежительно относятся к биологическому загрязнению. Тем не менее, чрезмерное развитие микроорганизмов усугубляет и зачастую становится главной причиной отложений на поверхностях теплообменников, повышенной коррозии конструкционных материалов оборудования. Биоциды, применяемые в оборотных системах нефтепереработки, в рабочих концентрациях не токсичны для человека и животных, обладают коротким периодом разложения.

3.20.2. Охлаждающие устройства (градирни, башни)

      Принцип работы градирен основан на прямом отводе тепла от воды потоком воздуха и за счет испарения части воды. Оба вида охлаждения осуществляются в режиме противотока воздуха и воды. Градирни, изготовленные из дерева, металла или бетона, для распределения потока воды по площади градирни над оросителем имеют водораспределительную систему. Водораспределитель может быть в виде системы труб с разбрызгивающими соплами или лотков с вставленными на дно насадками. Часть воды при прохождении через градирню испаряется. Все механические примеси, содержащиеся в воде, задерживаются в ней так, что их концентрация постоянно растет. Во избежание этого и для предотвращения их осаждения на охлаждаемых поверхностях часть оборотной воды необходимо выводить из цикла. Кроме того имеют место дополнительные водопотери при выносе капель воды из градирни ветром, которые называются потерями на выдувание или уносом ветром.

      На начальном этапе проектирования градирни необходимо определить расчетную температуру и производительность системы, которая зависит от расчетной температуры, определяемой условиями процесса. Обычный диапазон снижения температуры в градирне составляет от 14 до 17 °C. Температура воды на входе в охлаждающий агрегат определяется условиями окружающей среды и, как правило, находится в интервале 24 - 30 °C, а температура на выходе (которая зависит от типа и качества воды) – в интервале 40 – 46 °C. Во избежание возникновения коррозии и отложения механических примесей, максимальная температура воды в теплообменнике не должна превышать некоторого допустимого уровня.

      Градирни в зависимости от способа охлаждения подразделяются:

      1) мокрые градирни;

      2) мокро-сухие комбинированные градирни.

      Мокрые градирни получили широкое распространение среди энергоблоков в России. Принцип охлаждения заключается в распылении охлаждающей воды, поднятой на определенную высоту, и продувке образующихся струй воздухом. Распыленная вода в конечном итоге собирается в бассейне и подается насосом обратно в конденсатор. Охлаждение воды в мокрых градирнях достигается в основном за счет испарения воды и конвективного теплообмена. Мокрые градирни используются только для охлаждения промежуточного теплоносителя с поверхностным конденсатором турбины. Данное ограничение связано с предельным содержанием кислорода в основном конденсате, которое не должно превышать 20 мкг/л, а так как при обтекании воздухом охлаждающая вода неизбежно насыщается кислородом, да еще и вдобавок пылью из воздуха, то использование контактного смешивающего конденсатора исключено.

3.20.3. Системы очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной воды

      Технологические процессы, применяемые на НПЗ, проводятся при повышенных температурах. Все тепло, подводимое в результате сжигания топлива, потребления пара или выжигания кокса, должно отводиться с помощью той или иной системы охлаждения, одной из которых является система водяного охлаждения. Остальные системы реализуются посредством охлаждения воздухом или теплообмена с другими потоками.

      На переработку 1 т нефти расходуется 30 - 60 м3 воды, а при комплексной переработке нефти и газа с изготовлением синтетических продуктов этот расход достигает 90 - 120 м3.

      Основное количество воды расходуется на охлаждение нефтепродуктов, технологических аппаратов и машин. Вода при этом только нагревается до 45 °C, а не загрязняется, и лишь при неисправности аппаратуры, неплотности фланцевых соединений и т.д. в воду может попадать некоторое количество нефтепродуктов. Отработавшая охлаждающая вода относится к группе условно чистых вод; после охлаждения она должна быть полностью использована для оборотного водоснабжения. Очистка оборотной воды производится на локальных установках.

      Системы оборотного водоснабжения подразделяют на открытые, где вода охлаждается путем контакта с воздухом в градирнях, брызгальных бассейнах или прудах-охладителях, и закрытые, где оборотная вода не имеет непосредственного контакта с атмосферным воздухом и охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения и других системах. Применяют также системы оборотного водоснабжения, представляющие собой комбинацию закрытых и открытых.

      Для того, чтобы локализовать распространение просочившихся в оборотную воду веществ и тем самым предотвратить загрязнение и коррозионное разрушение всей холодильной аппаратуры на НПЗ и НХЗ проектируются обособленные системы оборотного водоснабжения.

      На предприятиях должны предусматриваться следующие системы оборотного водоснабжения:

      первая система водоснабжения – для аппаратов, охлаждающих или конденсирующих продукты, которые при нормальном или аварийном состоянии при атмосферном давлении находятся в жидком состоянии;

      вторая система водоснабжения – для аппаратов, охлаждающих или конденсирующих продукты, которые при нормальном или аварийном состоянии при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии;

      вторая "а" система водоснабжения – для конденсаторов паровых турбин установок ЛК - 6у, выделяется в самостоятельный оборотный цикл;

      четвертая система водоснабжения – для аппаратов, в которых возможно загрязнение охлаждающей воды парафином и жирными кислотами;

      отдельные специальные оборотные циклы для производств со специфическими веществами, которые могут загрязнять оборотную воду (серная кислота, олеум и др.), или для производств, требующих оборотную воду определенного качества в соответствии с регламентом на проектирование отдельных технологических процессов.

      Блок оборотного водоснабжения состоит из: насосной, водоохладителей-градирен, нефтеотделителей (для первой и второй системы оборотного водоснабжения), установки по обработке воды для предотвращения коррозии, карбонатных отложений и биологических обрастаний холодильной аппаратуры и трубопроводов (для первой и второй систем оборотного водоснабжения). Реагенты для обработки оборотных систем охлаждения

      Реагенты этой группы позволяют решить проблемы, которые неизбежно возникают при работе практически любой оборотной системы - коррозия оборудования, отложение накипи как на теплообменных поверхностях, так и в трубопроводах, биологическое загрязнение системы. Эти проблемы взаимосвязаны, и их решение требует комплексного подхода. Основные типы реагентов для оборотных систем:

      1) комплексные ингибиторы коррозии и накипеобразования для открытых и закрытых систем;

      2) биоциды;

      3) промывочные реагенты.

      Реагенты этой группы содержат в определенной пропорции фосфаты, фосфонаты, фосфонкарбоксилаты, силикаты, дисперсанты, комплексообразователи и другие модифицирующие компоненты. Реагенты предотвращают коррозию оборудования, образование накипи, способствуют постепенному разрушению ранее образовавшихся отложений, постепенно очищая систему от твердых отложений. Промывочные реагенты, применяемые в оборотных системах нефтепереработки, позволяют добиться оптимального эффекта для каждой отдельно взятой системы. Применяют реагенты, совместимые с биоцидной обработкой, в том числе с хлорированием и обработкой броморганическими биоцидами или солями меди. Рабочие дозы подбираются в зависимости от химического состава воды (или опытным путем) и составляют от 30 г/м3 до 120 г/м3. Рабочие температуры, при которых реагенты сохраняют эффективность - до 90 °C.

      Довольно часто при эксплуатации оборотных систем пренебрежительно относятся к биологическому загрязнению. Тем не менее, чрезмерное развитие микроорганизмов усугубляет, а зачастую становится главной причиной отложений на поверхностях теплообменников, повышенной коррозии конструкционных материалов оборудования. Биоциды, применяемые в оборотных системах нефтепереработки, в рабочих концентрациях не токсичны для человека и животных, обладают коротким периодом разложения.

3.20.4. Охлаждающие устройства (градирни, башни)

      Принцип работы градирен основан на прямом отводе тепла от воды потоком воздуха и за счет испарения части воды. Оба вида охлаждения осуществляются в режиме противотока воздуха и воды. Градирни, изготовленные из дерева, металла или бетона, для распределения потока воды по площади градирни над оросителем имеют водораспределительную систему. Водораспределитель может быть в виде системы труб с разбрызгивающими соплами или лотков с вставленными на дно насадки. Часть воды при прохождении через градирню испаряется. Все механические примеси, содержащиеся в воде, задерживаются в ней, так что их концентрация постоянно растет. Во избежание этого и для предотвращения их осаждения на охлаждаемых поверхностях часть оборотной воды необходимо выводить из цикла. Кроме того, имеют место дополнительные водопотери при выносе капель воды из градирни ветром, которые называются потерями на выдувание или уносом ветром.

      На начальном этапе проектирования градирни необходимо определить расчетную температуру и производительность системы, которая зависит от расчетной температуры, определяемой условиями процесса. Обычный диапазон снижения температуры в градирне составляет от 14 до 17 °C. Температура воды на входе в охлаждающий агрегат определяется условиями окружающей среды и, как правило, находится в интервале 24 – 30 °C, а температура на выходе (которая зависит от типа и качества воды) – в интервале 40 – 46 °C. Во избежание возникновения коррозии и отложения механических примесей, максимальная температура воды в теплообменнике не должна превышать некоторого допустимого уровня. Градирни в зависимости от способа охлаждения подразделяются:

      1) мокрые градирни;

      2) мокро-сухие комбинированные градирни.

      Мокрые градирни получили широкое распространение среди энергоблоков в России. Принцип охлаждения заключается в распылении охлаждающей воды, поднятой на определенную высоту, и продувке образующихся струй воздухом. Распыленная вода в конечном итоге собирается в бассейне и подается насосом обратно в конденсатор. Охлаждение воды в мокрых градирнях достигается в основном за счет испарения воды и конвективного теплообмена. Мокрые градирни используются только для охлаждения промежуточного теплоносителя с поверхностным конденсатором турбины. Данное ограничение связано с предельным содержанием кислорода в основном конденсате, которое не должно превышать 20 мкг/л, а так как при обтекании воздухом охлаждающая вода неизбежно насыщается кислородом, да еще и вдобавок пылью из воздуха, то использование контактного смешивающего конденсатора исключено.

     


      Рисунок .. Мокрые градирни

      Преимущества использования мокрых градирен (рисунок 3.63). Для России в связи с существующими проблемами коррозии и сурового климата при производстве градирен компанией SPIG применяются следующие особые технологии защиты оборудования и сооружений:

      1) применение невосприимчивого к коррозии, высоким и низким температурам запатентованного материала FRP для каркаса и обшивки градирни;

      2) использование незасоряемых, долговечных и стойких к низким температурам компонентов (сопел, насадок, каплеуловителей, труб);

      3) применение водоуловителей с низким капельным уносом до 0,001 %;

      4) установка электродвигателей с двумя режимами работы (летний/зимний);

      5) применение высокоэффективных, энергосберегающих, с пониженным уровнем шума вентиляторов с регулировкой угла атаки лопастей на зимний и летний режим;

      6) мощная антиобледенительная система.


      3.20.5. Текущие уровни выбросов и потребления

      Энергия потребляется насосами в системе водяного охлаждения и вентиляторами в системе воздушного охлаждения. Система водяного охлаждения использует воду и требует химических веществ (ингибиторов роста коррозии и бактерий). Обе системы водяного охлаждения, рециркуляции и прямоточные, требуют добавок для предотвращения засорения и/или коррозии. Так как прямоточные системы обычно используют наземную воду (пресную, либо соленую), шансы засорения более высоки по сравнению с рециркулирующими системами. По этой причине в этих системах должно использоваться больше добавок (т.е. хлористый биоцид), предотвращающих загрязнение. С другой стороны, антикоррозийные добавки главным образом применяются в рециркулирующих системах и не используются в прямоточных системах.

      Использование воды в системах охлаждения более низкое в рециркулирующих системах по сравнению с прямоточными системами (только до 3 %). В рециркулирующих системах определенное количество воды попадает в систему путем испарения в виде капелек влаги и как слив или нисходящий поток к системе очистки сточных вод. Таким образом требуется подпиточная вода в интервале около 5 % скорости циркуляции, что эквивалентно использованию 0,23 м3 охлаждающей воды на тонну переработанной сырой нефти. Однако, чтобы провести пропорциональное сравнение между двумя видами систем охлаждения, необходимо принять во внимание качество используемой воды (часто прямоточные системы).

      Потребление энергетических и материальных ресурсов охлаждающими устройствами (градирни, башни) при организации процесса очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы представлены в таблицах 3.95 и 3.96.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов при организации процесса очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

0,26

0,51

2

Пресная вода

м3/т

0,006

3

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов охлаждающими устройствами (градирни, башни)

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

0,19

0,56

2

Пресная вода

м3/т

0,23

0,29

3

Охлаждающая вода

м3/т

0,06

0,14

      Основным прямым воздействием на окружающую среду систем охлаждения является тепло, увеличивающее температуру используемой охлаждающей жидкости. В водяном охлаждении нефтеперерабатывающего завода увеличение температуры (∆Т) составляет около 10 – 15 °C.

      Потребление воды (упоминаемое выше), энергии (насосы, вентиляторы воздухоохладителя) и загрязнение воды являются главными проблемами экологии систем охлаждения. Другие эффекты, связанные с окружающей средой, включают производство шума (градирня, насосы, вентиляторы воздухоохладителя (97 - 105 дБ (А) в источнике)) и образование дымового шлейфа (градирня).

      Главные загрязнители, которые должны быть рассмотрены в системах водяного охлаждения, это хлористые или бромированные добавки для предотвращения засорений, и антикоррозийные добавки, включающие в себя цинк, хром, молибден и т.д. Особое внимание должно уделяться использованию диспергирующих добавок в закрытых системах водяного охлаждения, особенно когда сток направляется к установке очистки воды выделения масла, где он может помешать процессу сепарации воды от нефти. Прямоточная система вместе с низким уровнем утечек и высоким объемом воды означает, что выбросы охлаждающей воды содержат 0,1 - 1 мг/л масла. Могут происходить выбросы углеводородов в воздух (в результате утечек и очищения). Выбросы в воздух, как упоминалось ранее, варьируют от 0,5 г до 85 г углеводородов на м3 охлаждающей воды, рециркулирующей через градирни. Охлаждение путем заливания водой (используется только в установках замедленного коксования на НПЗ) приводит к высоким выбросам пара, значительным потерям энергии, большому объему использования воды и серьезному загрязнению воды.

      Данные по отходам от охлаждающих устройств (градирни, башни) при организации процесса очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы представлены в таблицах 3.97 и 3.98.

      Таблица .. Отходы при организации процесса очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования
отхода в
референтном
году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

1

Отходы минеральных
масел индустриальных

0,02

переработка

2

Отходы (осадки) при подготовке воды (осадок бассейнов нефтеотделителей и градирен)

3226,8

нет

      Таблица .. Отходы охлаждающих устройств (градирни, башни)

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода

1

2

3

4

1

Отходы минеральных масел индустриальных

0,06

Вторичное использование

3.21. Энергетическая система

3.21.1. Теплоснабжение (котельная)

      Котельная предназначена для обеспечения паром или горячей водой объектов предприятия. В зависимости от назначения различают следующие котельные установки: отопительные – для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, отопительно-производственные – для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологического водоснабжения, производственные – для технологического водоснабжения.

      Отопительная котельная установка

      Воздух, необходимый для горения, подается в топку дутьевыми вентиляторами. Дымовые газы удаляются из котла в атмосферу за счет естественной тяги через трубу.

      На перекрытии котельного здания установлен деаэратор. Вода, нагретая в котле, подается потребителю, где отдает часть тепла и с пониженной температурой снова возвращается в котел для последующего подогрева. Схема котельной установки с водогрейными котлами представлена на рисунке 3.64.

     


      Рисунок .. Схема котельной установки с водогрейными котлами:

      1 - дымовая труба, 2 - котел, 3 - деаэратор, 4 - питательный насос, 5 - дутьевые вентиляторы, 6 - горелки

      Продукцией отопительной котельной установки является горячая вода.

      Паровая котельная установка

      Жидкое и газообразное котельное топливо смешиваются в горелке с воздухом из воздухоподогревателя и сгорают в топке.

      Воздух, необходимый для горения топлива, забирается вентилятором из верхней зоны помещения котельной, подается в воздухоподогреватель для подогрева за счет дымовых газов. Тепло, выделившееся при сгорании топлива, передается воде через поверхность нагрева котла излучением в топке и конвекцией от нагретых газообразных продуктов сгорания в газоходах котла.

      Образовавшийся в экранных трубах котла насыщенный пар собирается в барабане, откуда, пройдя сепарационные устройства, направляется через коллектор в пароперегреватель, где перегревается до заданной температуры, а затем идет к потребителю.

      Конденсат отработанного пара, вернувшись от потребителя, направляется в деаэратор, который служит для удаления воздуха из воды. Туда же направляется химочищенная вода.

      В состав деаэратора входят:

      1) деаэрационная колонна,

      2) деаэраторные баки,

      3) охладитель выпара.

      После деаэрации вся питательная вода подается питательными насосами в водяной экономайзер, где за счет тепла уходящих газов вода подогревается и поступает в барабан, откуда затем направляется в систему экранных труб, где и происходит процесс парообразования.

      Уходящие из топки нагретые газы проходят последовательно между трубами пароперегревателя, водяного экономайзера и внутри труб воздухоперегревателя, отдавая тепло на перегрев пара. Подогрев питательную воду и воздух, дымовые газы охлаждаются и дымососом удаляются через трубу в атмосферу.

      Схема паровой котельной установки представлена на рисунке 3.65.

     


      1 - насос, 2 - топка, 3 - пароперегреватель, 4 - паровой котел, 5 - экономайзер, 6 - воздухоперегреватель, 7 - дымовая труба

      Рисунок .. Схема паровой котельной установки:

      Продукцией паровой котельной установки является пар (обычно высокого или среднего давления). Для получения пара низкого давления используются РОУ (редукционно-охладительные установки) (рисунок 3.66).

     


      1 - задвижка, 2 - клапан доссельный, 3 - охладитель пара, 4 - клапан импульсный, 5 - ГПК, 6,9 - клапаны запорные, 7 - клапан обратный, 8 - клапан регулирующий, 10 - форсунка механического распыла воды

      Рисунок .. Схема РОУ

      Электроснабжение

      Обеспечение НПЗ электроэнергией в основном осуществляется за счет внешних источников. Внутренними источниками электроэнергии являются паровые турбины, предназначенные для непосредственного привода генератора мощностью 6 МВт, 12 МВт.

      Тепловая схема турбоагрегата.

      Свежий пар, выработанный котельной установкой по паропроводу поступает через стопорный клапан и, пройдя механизм парораспределения, попадает в проточную часть турбины. В проточной части пар последовательно отбирается:

      за 5 ступенью перед поворотной диафрагмой части низкого давления (ЧНД) – в регулируемый производственный отбор;

      за 14 -й ступенью – в нерегулируемый отбор на ПНД (подогреватель низкого давления).

      Оставшаяся часть пара продолжает работать на лопатках турбины, расширяясь до давления в конденсаторе. Для защиты конденсатора от чрезмерного повышения давления на выхлопной части корпуса турбины установлены две предохранительные диафрагмы.

      Для защиты турбины от повышения давления выше допустимого в производственном отборе на паропроводе устанавливается предохранительное устройство, состоящее из импульсного и предохранительного клапанов. Конденсат отработавшего в турбине пара собирается в конденсатосборнике конденсатора, откуда откачивается одним из конденсатных насосов. Весь конденсат после конденсатного насоса подается к регулятору уровня: часть конденсата – сразу после насоса, другая часть после последовательного прохода через охладители основного эжектора и эжектора отсоса. Таким образом весь поток конденсата проходит через регулятор уровня, где автоматически распределяется в пропорции, необходимой для поддержания постоянного уровня в конденсатосборнике: часть конденсата направляется на рециркуляцию в конденсатор, часть через ПНД в сеть.

      Для питания пароструйных эжекторов и регулятора уплотнений используется пар из стационарной магистрали с абсолютным давлением 16 кгс/см2 и температурой 420 °C. Проходя через лопатки турбины пар, вращая ротор турбины, одновременно вращает ротор генератора с выработкой электроэнергии, обеспечивающей бесперебойное снабжения заводских подразделений.

3.21.2. Топливоснабжение

      На многих технологических установках НПЗ и НХЗ используют трубчатые печи, тепловая мощность которых колеблется от единиц до сотен МВт. Для обеспечения их бесперебойной работы на заводах сооружают системы снабжения топливом.

      В качестве топлива на НПЗ и НХЗ применяют газ, получаемый в качестве побочного продукта в основном производстве, и мазут, который на НПЗ получают при переработке нефти, а на НХЗ подают со стороны. На некоторых НПЗ и НХЗ в качестве топлива используют также природный и попутный газы, поступающие из внешних источников по магистральным газопроводам и отводам.

      Снабжение жидким топливом. Для обеспечения потребителей жидким топливом на НПЗ и НХЗ проектируют специальное топливное хозяйство, включающее резервуары, насосы и коммуникации. Объем резервуаров должен обеспечивать запас топлива, исходя из суточной работы всех заводских печей. Целесообразно предусматривать в топливном хозяйстве не менее трех стальных вертикальных резервуаров, один из которых служит для приема избыточного топлива от потребителей, второй – раздачи, а третий – отстоя между этими двумя операциями.

      Во избежание выброса продукта из резервуаров температура хранения мазута не должна превышать 80 – 90 °C. Поскольку для обеспечения требуемой вязкости мазут марки 100 должен поступать к форсункам печей, подогретым до температуры 110 - 120 °C, на технологических установках следует предусматривать подогреватели мазута.

      Принципиальная схема снабжения НПЗ жидким топливом представлена на рисунке 3.67.

     


      Р1,2 - Резервуары топочного мазута, Т1,2 - Подогреватели мазута, H1,2 - Насосы мазута, Ф1,4 - Фильтры, 1,2 - установки потребителя мазута
Потоки 1 - мазут со стороны для подпитки топливного хозяйства, II - мазут из топливного хозяйства потребителям, III- мазут от потребителей в топливное хозяйство, IV- пар, V - конденсат, VI - мазут к горелкам

      Рисунок .. Принципиальная схема снабжения НПЗ жидким топливом

      Снабжение газом. Углеводородные газы, полученные на технологических установках, направляют на газораспределительные пункты (ГРП). В проектах следует предусматривать подачу газов на ГРП по самостоятельным коллекторам с однотипных установок, редуцирование и смешение газов на ГРП с последующей выдачей газа потребителям под различным давлением. На территории предприятий проектируют прокладку нескольких коллекторов топливного газа: для печей беспламенного горения (0,5 МПа), прочих трубчатых печей (0,3 МПа), столовых и лабораторий (0,005 МПа).

      При проектировании топливных систем необходимо уделять особое внимание стабилизации давления в них. Опыт эксплуатации показал, что зачастую давление в сетях топливного газа повышается, и предприятия вынуждены сбрасывать избыток топливного газа на факел.

      Для стабилизации давления в топливной сети могут быть предусмотрены следующие варианты: 1) сброс избытка топливного газа на заводскую ТЭЦ при условии сглаживания колебаний в подаче нефтезаводского газа природным газом; 2) поддержание постоянного давления путем сбрасывания избытка топливного газа через регулятор давления в топливо, поступающее на две-три установки (на этих установках следует предусмотреть смесительную емкость, в которую, кроме сбрасываемого газа, подают через регулятор давления природный, прямогонный или испаренный сжиженный газ); 3) система автоматического перехода печей с жидкого топлива на газообразное и обратно. Схема газораспределительного пункта представлена на рисунке 3.68.


     


      Т - 1 - испаритель жидких газов, К - 1, К - 2 - адсорберы для очистки газов,

      А - 1 - расширитель водородсодержащего газа
Потоки I - сухой газ риформинга, II - газ гидроочистки, III - газ термического крекинга, IV - возвратный газ с факельного хозяйства, V - водородсодержащий газ риформинга, VI - газ на установку сероочистки, VII - газ с установки сероочистки, VIII - жидкий газ, IX - неочищенный отопительный газ к потребителям, X - газ для лаборатории, XI - газ для потребителей административной зовы, ХИ - сброс на факел

      Рисунок .. Схема газораспределительного пункта

3.21.3. Текущие уровни выбросов и потребления

3.21.3.1. Теплоснабжение

      Основные выбросы с котельных установок – это твердые частицы золы, оксиды серы (SO2, SO3), оксиды азота (NOX). Если сгорание топлива прошло не полностью, то в атмосферу выбрасываются такие загрязняющие вещества, как угарный газ (СО) и углеводороды.

      Анализ существующего состояния котельных установок, сжигающих уголь, газ, мазут, показывает большой диапазон значений удельных выбросов загрязняющих веществ. Эти различия могут вытекать из влияния на работу котельной установки основных факторов:

      1) паропроизводительность котельной установки;

      2) сроки эксплуатации котлов (и соответственно их техническое состояние);

      3) структура сжигаемого топлива;

      4) качество сжигаемого топлива;

      5) различные объемы внедренных мероприятий по подавлению образования оксидов азота (или их отсутствие);

      6) техническое состояние золоулавливающей установки и степень очистки газов в них.

      В таблицах 3.99 - 3.101 представлены данные по потреблению энергетических ресурсов, выбросам загрязняющих веществ, сточным водам и отходам по процессу теплоснабжения, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов котельной

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Минимальный расход энергетических ресурсов в год

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Выработка тепла

Гкал

до 1509493

2

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

2,1

38,9

3

Удельное потребление топлива

кг/Гкал

69,7

69,7

      Таблица .. Выбросы в атмосферу с котельных установок

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, т

Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с

Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с

Средний выброс загрязняющего вещества, г/с

1

2

3

4

5

6

1

Азота диоксид

Дымовые трубы

20,804

287,33

154

2

Азота оксид

127,99

1769,067

948

3

Серы диоксид

19,018

2679,847

1349

4

Углерода оксид

645,994

3258,72

1952

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы котельной

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Шламы от осветления питьевой воды

1304973

1509493

10

3000

10

3000

3.21.3.2. Топливоснабжение

      В таблице 3.102 представлены данные по процессу топливоснабжения, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов при организации процесса топливоснабжения

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы измерения энергетических ресурсов

Расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

1

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

До 1,64

3.22. Интегрированное управление нефтеперерабатывающим заводом

3.22.1. Общие сведения о процессе

      Все технологические установки, системы и виды деятельности нефтеперерабатывающего завода, как правило, функционируют комплексно, направлены на оптимизацию производства таким образом, чтобы оно было экономичным, устойчивым и приемлемым для общества. Это требует согласованного, хорошо управляемого подхода к выполнению и планированию всех мероприятий, которые могут повлиять на экологические показатели объекта.

      Общая управленческая деятельность, связанная с окружающей средой, структурированы на следующие две категории:

      Деятельность по управлению нефтеперерабатывающими заводами, включая инструменты управления окружающей средой и методы надлежащего ведения общезаводского хозяйства. В рамках этого раздела были включены такие мероприятия, как техническое обслуживание, очистка, надлежащее проектирование, планирование производства (включая запуски и остановки), обучение, системы контроля/управления технологическими процессами информационных систем и системы безопасности.

      Управление коммунальными услугами на нефтеперерабатывающем заводе, не охватываемом другими разделами, такими как управление водными ресурсами, системы продувки, производство и распределение сжатого воздуха и системы распределения электроэнергии.

      Деятельность по управлению НПЗ

      Инструменты экологического менеджмента

      Система экологического менеджмента – это система управления всеми видами деятельности (включая энергетику) на нефтеперерабатывающем заводе, которая представляет цель нефтеперерабатывающего завода в целом, обязанности сотрудников/руководства и процедуры, которые необходимо соблюдать. Внутренняя цель системы экологического менеджмента заключается в постоянном совершенствовании, при этом нефтеперерабатывающий завод учится, в частности, на собственном опыте эксплуатации, а также на опыте других.

      Разработка системы экологического менеджмента началась с опоры на опыт, накопленный другими бизнес-параметрами. Довольно часто управленческая ответственность за окружающую среду возлагается на одного и того же человека с управленческой ответственностью за безопасность, здоровье, а иногда и качество. Экологическое управление также называется заботой об окружающей среде. В этом разделе подчеркивается важность хорошего ведения домашнего хозяйства и управления. Отмечается, что существуют системы для повышения производительности во многих областях, таких как безопасность, техническое обслуживание и качество продукции. Системы экологического менеджмента также были разработаны для улучшения работы нефтеперерабатывающих заводов в области охраны окружающей среды.

      Поддержание чистоты

      Хорошие методы ведения хозяйства относятся к правильному обращению с повседневными аспектами работы нефтеперерабатывающего завода. Многие ежедневные мероприятия на нефтеперерабатывающих заводах, осуществляемые в различных областях, таких как техническое обслуживание, очистка, разработка новых процессов и их модификаций, планирование производства (включая запуски, остановки), надзор/контроль за процессами информационных систем, а также обучение и безопасность, вероятно, окажут влияние на экологические показатели и должны надлежащим образом регулироваться в этом отношении. Другие европейские схемы регулирования, такие как директива Совета 96/82/EC о контроле за опасностями крупных аварий, подчеркивают важность надлежащего ведения домашнего хозяйства и обязательства эффективно планировать и контролировать деятельность в рамках EMS нефтеперерабатывающего завода.

      Очистка теплообменника

      Теплообменники широко используются на нефтеперерабатывающих заводах для нагрева или охлаждения технологических потоков нефти. Теплообменники состоят из пучков труб, труб, пластинчатых змеевиков или паровых змеевиков, охватывающих нагревательную или охлаждающую воду, пар или масло для косвенной передачи тепла в технологический поток масла или из него. Пучки периодически очищаются, чтобы удалить скопления накипи, осадка и любых маслянистых отходов. Поэтому очистка теплообменника является одним из вопросов, имеющих особое значение для решения в рамках деятельности по управлению нефтеперерабатывающим заводом.

      Управление коммунальными услугами

      Управление энергией, включая управление паром и охлаждение, включены в пункты 3.20 и 3.21.

      Управление водными ресурсами

      Вода используется на нефтеперерабатывающем заводе в качестве технологической воды, питания котлов, готовности к пожаротушению и охлаждающей воды, и они требуют надлежащего управления перед сбросом в окружающую среду. Кроме того, любые осадки, такие как дождевая вода (чистая или загрязненная), являются еще одним типом воды, который также следует учитывать. Бытовые сточные воды, балластные воды и продувочные воды являются другими источниками сточных вод, которые могут потребовать очистки перед сбросом.

      Генеральные планы водоснабжения обычно применяются на нефтеперерабатывающих заводах для оптимизации потребления воды. Инвентаризация водных ресурсов иногда очень помогает в управлении водными ресурсами, сопоставляя количество и качество сточных вод. Интеграция и управление водными ресурсами зависят от конфигурации нефтеперерабатывающего завода, качества сырой нефти и требуемого уровня обессоливания, стоимости питьевой воды, наличия дождевой воды и качества охлаждающей воды.

      На нефтеперерабатывающем заводе имеется ряд стандартных технологических решений по очистке сточных вод/воды, а также ряд стандартных возможностей для сокращения и повторного использования воды. На большинстве нефтеперерабатывающих заводов некоторые из этих вариантов уже были в той или иной степени реализованы в первоначальном проекте, либо путем модернизации.

      Дренаж воды применяется на любой промышленной площадке. Она включает в себя полную систему подачи пресной, дождевой, балластной, технологической и охлаждающей воды, а также сбор, хранение сточных вод и различные системы очистки сточных вод. Конструкция основана на местных факторах (осадки, приемные водные объекты и т.д.), сегрегации сточных вод, сокращении источников, подходе к первому потоку, гибкой маршрутизации и вариантах повторного использования.

      Потоки рециркулированной технологической и охлаждающей воды часто очищаются вручную, чтобы предотвратить дальнейшее накопление загрязняющих веществ в потоке (система продувки).

      Системы продувки/вентиляции

      Большинство технологических установок и оборудования нефтеперерабатывающего завода расположены в сборном блоке, называемом системой продувки/выпуска. Эти системы обеспечивают безопасное обращение и утилизацию жидкостей и газов, а также отключение, очистку и аварийные ситуации. Системы продувки/вентиляции автоматически выводятся из технологических установок через клапаны сброса давления, либо вручную из установок. Часть или все содержимое оборудования также могут быть очищены перед нормальным или аварийным отключением. Системы продувки/вентиляции используют серию флэш-барабанов и конденсаторов для разделения продувки на ее паровые и жидкие компоненты.

      Генерация сжатого воздуха

      Сжатый воздух необходим в качестве полезного вещества на нефтеперерабатывающем заводе. Он обычно вырабатывается электрическими компрессорами и распределяется по всему нефтеперерабатывающему заводу.

      Отопление труб

      В настоящее время применяется паровое (пар низкого давления), электрическое или горячее масляное отопление линий, если это необходимо. Электрическое отопление обычно вызывает меньше коррозии и, следовательно, его легче обслуживать по сравнению с нагревом с использованием пара. Нагрев горячим маслом используется, когда необходимы высокие температуры.

3.22.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      Выбросы в нештатных условиях

      Случайные выбросы больших количеств загрязняющих веществ могут происходить в результате нештатного режима работы на НПЗ и потенциально представлять серьезную опасность для окружающей среды. Количественная оценка этих выбросов затруднена.

      Запуск и остановка

      Такие условия как запуск и остановка происходят довольно редко и обычно непродолжительны. Современные конструкции включают полностью автоматизированные безотказные системы пуска и останова с блокировками для обеспечения максимальной безопасности и сведения к минимуму рисков и выбросов. Запуск и остановка всего нефтеперерабатывающего завода или части установки могут привести к значительным выбросам в атмосферу, в основном, ЛОС, SO, СО и твердых частиц. Отвод и очистные сооружения сточных вод также могут быть временно перегружены. Проектные и эксплуатационные ограничения нефтеперерабатывающего завода требуют безопасного и экологически приемлемого управления и удаления выбросов, сбросов и отходов в неблагоприятных условиях. Процедуры запуска и останова, следовательно и выбросы и сбросы различаются в зависимости от типа агрегата и цели останова. Если необходимо только сбросить давление в конкретном агрегате и промыть тяжелые компоненты для временной остановки, выбросы будут намного меньше, чем если бы все оборудование необходимо было продуть, пропарить и заполнить воздухом, чтобы рабочие могли войти. Строгие меры безопасности и охраны здоровья являются нормальной практикой на современных нефтеперерабатывающих заводах. Не только персонал, но и подрядчики должны соблюдать эти процедуры. Тем не менее, иногда случаются несчастные случаи и необходимо регулярно соблюдать меры предосторожности. Отключение или продувка также могут повлиять на соседние жилые дома (шум и световые факелы).

      Очистка теплообменников

      Пучки теплообменников периодически очищаются от накипи, шлама и любых маслянистых отходов. Поскольку хром практически исключен как добавка к охлаждающей воде, отходы, образующиеся при очистке пучков теплообменников, больше не составляют значительную часть опасных отходов, образующихся на нефтеперерабатывающих предприятиях. Образующийся шлам (нефть, металлы и взвешенные твердые частицы) могут содержать свинец или хром, хотя некоторые НПЗ, не производящие этилированный бензин и использующие нехромовые ингибиторы коррозии, обычно не образуют шлам, содержащий эти компоненты. При очистке теплообменника образуются также нефтесодержащие сточные воды. Выбросы ЛОС могут происходить во время этих процессов.

      Управление водными ресурсами

      Сточные воды с поверхности носят периодический характер и будут содержать компоненты от разливов на поверхность, утечек в оборудовании и любых материалов, которые могли скапливаться в стоках. К поверхностным стокам также относится вода, поступающая из водостоков с крыш резервуаров для хранения сырой нефти и нефтепродуктов.

      Балластная вода важна для НПЗ, которые имеют оборудование для приема сырой нефти, обслуживают крупные танкеры-продуктовозы или внутренние баржи. Балластная вода может иметь большой объем и содержание соли (морская вода) и сильно загрязнена нефтью. Это может легко привести к выходу из строя существующих систем очистки сточных вод. Таким образом, использование цистерн балластной воды является важным средством выравнивания для контролируемой подачи воды в систему технологической воды, либо систему с постоянным нефтяным загрязнением, если ХПК ниже 100 ppm. Поскольку все больше и больше танкеров оснащается цистернами изолированного балласта, проблема балластной воды постепенно исчезает.

      Вода, используемая в технологических операциях, также составляет значительную часть от общего количества сточных вод. Технологические сточные воды образуются в результате обессоливания сырой нефти, операций по отгонке пара, охлаждения сальника насоса, дренажа орошения барабана фракционирования продукта и продувки котла. Поскольку технологическая вода часто вступает в прямой контакт с маслом, она обычно загрязнена и требует соответствующей обработки перед повторным использованием или сливом.

      Использование воды зависит как от цели, так и от сложности нефтеперерабатывающего завода. Хотя обычно есть возможности сэкономить на использовании воды (возможности для значительного сокращения на существующих НПЗ иногда ограничены).

      Системы продувки

      Газообразный компонент системы продувки обычно содержит углеводороды, сероводород, аммиак, меркаптаны, растворители и другие вещества и выбрасывается непосредственно в атмосферу, либо сжигается на факеле. Основными выбросами в атмосферу от систем продувки являются углеводороды в случае прямого выброса в атмосферу и оксиды серы при сжигании на факеле. Жидкость обычно состоит из смесей воды и углеводородов, содержащих сульфиды, аммиак и другие загрязнители, которые направляются на очистные сооружения.

      Продувка уплотнительного барабана создает сток 1 - 2 м/ч и в 10 раз больше в случае аварии со следующим составом (анализ гидрозатвора после, например, запуска висбрекинга).

3.23. Утилизация тепла дымовых газов

3.23.1. Общие сведения о процессе

      Утилизация тепла дымовых газов входит в состав процессов глубокой переработки нефти и предназначена для использования тепла вторичных энергоресурсов, имеющихся на установках в виде горячих дымовых газов с температурой от 440 до 600 ℃.

      В процессе нормальной эксплуатации установок утилизации тепла дымовых газов вырабатывается пар давлением 12 кгс/см2, который используется для технологические нужды.

      В составустановок утилизации тепла дымовых газов входят:

      блок утилизации дымовых газов регенератора;

      блок утилизации дымовых газов печей;

      блок подготовки питательной воды и конденсата;

      дымовая труба.

      Блок утилизации дымовых газов регенератора предназначен для использования физического тепла дымовых газов регенерации катализатора с температурой до 600 ℃, что позволяет вырабатывать пар давлением 12 кгс/см2. Дымовые газы являются продуктом горения кокса в процессе регенерации катализатора в регенераторах. Утилизация тепла дымовых газов регенератора является неотъемлемой частью современных установок каталитического крекинга и позволяет значительно увеличить топливно-энергетический КПД установки.

      Блок утилизации тепла дымовых газов печей предназначен для использования их физического тепла. Дымовые газы являются продуктом горения топлива в технологических печах и содержат физическое тепло, при утилизации (охлаждении газов) которого с температуры 440 ℃ до 190 ℃ вырабатывается пар давлением 12 кгс/см2.

      Блок водоподготовки предназначен для подготовки питательной воды из блока очистки воды для котла-утилизатора дымовых газов. Блок водоподготовки включает в себя:

      деаэрационный узел;

      насосную станцию;

      теплообменники.

      Получаемые продукты:

      1) пар давлением 12 кгс/см2 с котла-утилизатора П - 401 в количестве до 50 т/ч;

      2) пар давлением 12 кгс/см2 с котла-утилизатора П - 402/1 в количестве до 17,3 т/ч.

      Химическое и физическое тепло дымовых газов регенератора утилизируется в специальном котле-утилизаторе, позволяющем дожигать окись углерода.

3.23.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.103 - 3.105 представлены данные по установкам утилизации тепла дымовых газов, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "ПНХЗ" – комбинированная установка глубокой переработки мазута КТ - 1 и иное вспомогательное оборудование установок НПЗ (котлы- утилизаторы, теплообменное оборудование).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установок утилизации тепла дымовых газов

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление тепловой энергии (пар)

Гкал/т

0,081

0,001

2

Удельное потребление топлива (газообразное топливо)

м3/ч

2000

120

      Таблица .. Выбросы в процессах гидроочистки бензина каталитического крекинга

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Дымовая труба

Нет данных
 

Нет данных

Нет данных

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

Нет данных

Нет данных

Нет данных

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

Нет данных

Нет данных

Нет данных

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

Нет данных

Нет данных

Нет данных

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы от процессов гидроочистки бензина каталитического крекинга

№ п/п

Наименование отхода

Условия (метод) и место захоронения, обезвреживание, утилизации

Максимальное количество (тонн в год)

1

2

3

4

1

Отходы теплоизоляции

Захоронение на накопителе твердых отходов

50

2

Отходы резинотехнических изделий

Передача специализированному предприятию

0,5

3

Использованные асбестовые материалы, содержащие пыль, волокна

Реагентное хозяйство
с последующей отправкой на переработку

0,1

3.24. Комбинированные / комплексные установки НПЗ

3.24.1. Комбинированная установка ЭЛОУ АТ

3.24.1.1. Общие сведения о процессе

      Комбинированная установка ЭЛОУ АТ включает в себя следующие процессы:

      обезвоживание и обессоливание нефти, описанные в п.п. 3.1

      первичная переработка нефти, описанные в п.п. 3.2.1

3.24.1.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.106 - 3.108 представлены данные по комбинированной установке ЭЛОУ АТ, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ Республики Казахстан.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки ЭЛОУ АТ

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год


1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

6000000

2000000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

41,042

6,311

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,041

0,004

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,04*

0,021*

5

Охлаждающая вода

т/т

-

-

6

Оборотная вода

т/т

-

-

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки ЭЛОУ-АТ

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник образования выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

6,00
 

65,011
 

35

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

2,995

63,00

32

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ, Сера (IV) оксид)

2,00
 

516,785

259

4

Углерод оксид (Окись углерода, Угарный газ)

4,00
 

39
 

21

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки ЭЛОУ -АТ

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс


1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешламы

2000000

5340281

17807

20624

17807

20624

2

Ил очистки сточных вод

2000000

5340281

63,99

728,07

63,99

728,07

3

Галогеннесодержащие фильтрационные пластины, использованные адсорбенты, обтирочные ткани, защитная одежда

2200000

5340281

10,31

201,511

10,31

201,511

4

Использованные катализаторы

2000000

5340281

36,31

43,351

36,31

43,351

3.24.2. Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ

3.24.2.1. Общие сведения о процессе

      Комбинированная установка ЭЛОУ АВТ включает в себя следующие процессы:

      обезвоживание и обессоливание нефти, описанные в разделе 3.1;

      первичная переработка нефти, описанные в пункте 3.2.1.

3.24.2.2. Комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти (газового конденсата) (ЭЛОУ-АВТ)

      Наиболее распространенной установкой первичной перегонки нефти на НПЗ является комплексная установка ЭЛОУ-АВТ. Принципиальная схема приведена на рисунке 3.69.

     


      Рисунок .. Принципиальная схема установки ЭЛОУ-АВТ

      Сырая нефть на секцию ЭЛОУ-АВТ подается насосами сырьевого парка и параллельными потоками проходит блок рекуперативного теплообмена, где нагревается за счет тепла продуктовых потоков и циркуляционных орошений.

      После блока теплообмена потоки сырой нефти смешиваются для усреднения температуры и одним потоком направляются на блок ЭЛОУ. Для увеличения эффективности процесса обессоливания и обезвоживания нефти в линию сырой нефти предусмотрена подача деэмульгатора.

      Обезвоженная и обессоленная нефть, нагретая до температуры 220 ℃, поступает в середину отбензинивающей колонны 8. С верха колонны 8 выходят пары бензиновой фракции и углеводородные газы. К ним добавляется ингибитор коррозии, после чего они поступают в аппарат воздушного охлаждения (АВО) 11, далее в холодильник 12 и сепаратор 13. С верха из сепаратора уходят углеводородные газы. Внизу – бензиновая фракция, часть которой насосом 14 возвращается вверх колоны 8 в виде орошения, а часть направляется в емкость 18.

      Отбензиненная нефть с низа колоны 8 насосом 17 подается в печь 15, после чего часть возвращается вниз колоны 8 в виде горячей струи, а часть подается в низ основной атмосферной колонны 16. Также в нижнюю часть основной атмосферной колонны для снижения парциального давления нефтепродуктов подается водяной пар (под нижнюю тарелку). С верха уходят пары бензиновой фракции, которая проходит АВО 19, холодильник 20 и собирается в емкости 21, из которой она частично насосом 22 возвращается в колонну 16, а частично подается в емкость 18. Из емкости 18 насосом 46 подается в теплообменник 45, в котором нагревается за счет тепла легкой дизельной фракции. Далее поступает в стабилизационную колонну 26. С верха колонны 26 уходит головка стабилизации, которая проходит холодильник 37 и собирается в емкости 38, откуда насосом 39 частично возвращается в верхнюю часть колонны 26 в виде орошения, а балансовое количество выводится из установки. С низа колонны 26 уходит стабильный бензин, часть которого насосом 40 подается в печь 41 и подается в виде горячей струи в низ колонны 26, а балансовое количество подается на блок вторичной перегонки бензина, откуда уходят узкие бензиновые фракции.

      Из колонны 16 отбираются 3 боковых погона в выносных колоннах 27,28,29: верхний – керосиновая фракция, средний – легкая дизельная фракция, нижний – тяжелая дизельная фракция. Под нижнюю тарелку каждой колонны подается водяной пар. Керосиновая фракция из колонны 27 насосом 47 прокачивается через холодильник 48 и выводится с установки. Легкая дизельная фракция из колонны 29 насосом 25 прокачивается через теплообменник 45, в котором охлаждается, нагревая нестабильный бензин, после чего выводится с установки. Тяжелая дизельная фракция насосом 49 прокачивается через холодильник 50 и выводится с установки.

      Остаток атмосферной перегонки – мазут насосом 31 подается в печь 32, затем в нижнюю часть вакуумной колонны 30, под нижнюю тарелку которой подается водяной пар. С верха 30 выходят водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество нефтепродукта (дизельной фракции), которые поступают в конденсатор 33. Не сконденсировавшиеся газы отсасываются многоступенчатым эжектором 34. Верхнее циркуляционное орошение через холодильник 35 насосом 36 частично возвращается в верхнюю часть колонны 30, а балансовое количество выводится с установки (дизельная фракция). Среднее циркуляционное орошение насосом 43 частично подогревает нефть в теплообменнике 5 и возвращается в колонну 30, а балансовое количество выводится с установки (фракция 350 - 500). Нижнее циркуляционное орошение насосом 42 прокачивается через теплообменники 4 и 9 и возвращается в колонну 30, а балансовое количество выводится с установки (вакуумный газойль). Остаток вакуумной перегонки – гудрон насосом 44 прокачивается через теплообменники 6,7,10 и выводится с установки.

      Основные продукты комплексной установки ЭЛОУ-АВТ приведены в таблице 3.109.

      Таблица .. Продукты ЭЛОУ-АВТ

№ п/п

Наименование

Направление использования

1

2

3

1

Нестабильная прямогонная бензиновая фракция (нафта) НК - 150

В блок стабилизации нафты

2

Керосин для технических целей

В товарный парк керосина

3

Вакуумный газойль

В товарный парк дизельного топлива

4

Топливо печное бытовое

В парк дизельного топлива

5

Топливо нефтяное - мазут (котельное топливо)

В парк котельного топлива

6

Углеводородный газ

В топливную сеть

3.24.2.3 Комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти (газового конденсата) с блоком вторичной перегонки дистиллятных фракций

      Дистилляты, вырабатываемые на АВТ (кроме топлива ТС - 1 или осветительного керосина), подвергают дальнейшей переработке. Она может заключаться в их вторичной перегонке на узкие фракции, очистке от вредных примесей либо облагораживании химического состава с целью придания дистиллятам определенных свойств. Возможные варианты дальнейшего облагораживания дистиллятов зависят от качества перерабатываемой нефти (малосернистая или сернистая, легкая или тяжелая, мало- или высокопарафинистая, высокоароматизованная и т.д).

      Бензин, получаемый из нефти на АВТ, подвергается стабилизации (удалению газов) и разделяется на фракции в соответствии с их дальнейшей переработкой.

      С целью дальнейшего получения компонента высокооктанового бензина при вторичной перегонке отгоняют легкую фракцию, а широкую 85 – 180 (или 90 – 160) направляют на риформинг. Иногда фракцию НК - 85 разгоняют на две – головную (НК - 62), направляемую далее на изомеризацию с получением изо-пентана (рисунок 3.70).

     


      Рисунок .. Принципиальная схема установки АВТ с блоком вторичной перегонки бензиновых фракций

      Индивидуальные ароматические углеводороды получают риформированием фракций 62-85, 85-120 и 120-140, концентратов углеводородов C6, C7 и C8 соответственно. Это так называемые бензольная, толуольная и ксилольная фракции, из которых получают соответственно бензол, толуол, ксилолы (БТК или ВТХ). Для нефти типа западносибирской выход фракций (в % масс.) на бензин (НК - 180) составляет: головная фракция НК - 62 - 10,6; фракция 62-85-14,4; фракция 85-120-23,5; фракция 120-140-17,5; остаток 140-180-34,0. В каждой колонне установки (или секции) вторичной перегонки бензина по 60 тарелок, температура верха 80 - 105 ℃, давление 0,18 - 1,28 МПа.

3.24.2.4 Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.110 - 3.112 представлены данные по комбинированной установке ЭЛОУ-АВТ, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК (в частности ТОО "АНПЗ" и ТОО "СП "CASPI BITUM" – установка ЭЛОУ-АВТ).

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки ЭЛОУ-АВТ

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

501 612

3 300 000

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

7,2

9,438

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,01

0,025

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,001*

0,015*

5

Оборотная вода

т/т

0,0003

3,78

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы установки ЭЛОУ-АВТ

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)


1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид (Азота оксид)

Технологические печи

1,339

9,68

5

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

0,929

59,59

30

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

3,342

18,265

18

4

Углерод оксид
Окись углерода, Угарный газ)

2,189

21,206

21

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы установки ЭЛОУ-АВТ

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешламы

501612

3300000

14

500

0

0

3.24.3. Комбинированная установка ЛК - 6У

3.24.3.1. Общие сведения о комбинированной установке ЛК - 6У

      Комбинированные установки ЛК - 6У эксплуатируются на 2 НПЗ РК –ПНХЗ и ПКОП.

      В состав ЛК - 6У входят:

секция 100, ЭЛОУ – АТ;

секция 200/1,200/2, гидроочистка нафты и каталитический риформинг;

секция 300/1, 300/2, гидроочистка и гидродепарафинизация дизельного топлива и керосина;

секция 400, ГФУ;

      секция 100, ЭЛОУ-АТ, является головной в комбинированной установке ЛК- 6У и предназначена для переработки:

      смеси Западно-Сибирских и Башкирской нефтей;

      Кумкольская нефть;

      смеси Западно-Сибирских и Кумкольской нефтей.

      В результате технологического процесса получаются нефтяные фракции, которые используются в качестве товарной продукции или сырья смежных секций установки ЛК - 6У и других комплексов предприятия.

      Процесс проводится с помощью физико-химических методов: обессоливания, обезвоживания, ректификации и теплообмена.

      Секция 100 состоит из двух блоков:

      ЭЛОУ, предназначенного для электрообессоливания, обезвоживания, поступающей на переработку нефти;

      АТ, на котором осуществляется разделение нефти на фракции.

      Секция 200/1 гидроочистка нафты установки ЛК - 6У предназначена для снижения содержания сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических и непредельных соединений в сырьевой смеси бензиновых фракций путем каталитических превращений и получения стабильного гидрогенизата, который направляется на дальнейшее разделение на установку сплиттера нафты тит. B300S.

      Производительность секции 200/1 гидроочистка нафты составляет 1,24 млн тонн в год по сырью (204,4 м3/ч).

      Сырьем секции 200/1 являются:

      прямогонный бензин (нафта) секции С - 100 комплекса ЛК - 6У;

      газовый бензин газофракционирующей установки (ГФУ) секции С - 400 комплекса ЛК - 6У;

      бензин гидроочистки вакуумного газойля (ГО ВГО);

      стабильный бензин установки гидроочистки дизельного топлива (ГО ДТ) секции С - 300/1 комплекса ЛК - 6У;

      бензин коксования.

      Подпиточный водородсодержащий газ (ВСГ) поступает в блок гидроочистки бензина секции С - 200/1 из секции ГО керосина С - 300/2 каталитического риформинга. Схемой так же предусмотрена возможность работы блока с подачей подпиточного ВСГ из сети предприятия.

      Режим работы секции – непрерывный.

      Количество часов работы – 8400 часов в год.

      Межрегенерационный цикл работы катализатора – 48 месяцев.

      Диапазон устойчивой работы секции 200/1 составляет 50÷100 % от номинальной производительности.

      Секция 200/2 каталитический риформинг установки ЛК - 6У предназначена для получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов и технического водорода в результате каталитических превращений тяжелой нафты, поступающей с куба сплиттера нафты В300S-K - 502 комбинированной установки изомеризации и сплиттера нафты (А100/В300S).

      Водородсодержащий газ (технический водород) используется далее в качестве сырья установки производства водорода или в процессах гидроочистки топлив.

      Проектная производительность секции составляет 1000 тысяч тонн в год.

      Секция 300/1 гидроочистки дизельного топлива комплекса ЛК - 6У предназначена для получения компонента товарного дизельного топлива с пониженным содержанием сернистых и азотистых соединений, соответствующего классу 5 ТР ТС 013/2011.

      Сырьем секции 300/1 являются:

      прямогонное дизельное топливо секции С - 100 ЛК - 6У;

      дизельное топливо гидроочистки вакуумного газойля;

      легкий газойль каталитического крекинга установки КТ - 1;

      легкий газойль коксования;

      бензин коксования.

      Производительность секции равняется 2,3 млн тонн в год по сырью (320 м3/ч).

      Режим работы секции – непрерывный.

      Количество часов работы – 8400 ч/год.

      Межрегенерационный цикл работы катализатора – 48 месяцев.

      Диапазон устойчивой секции составляет 50÷100 % от номинальной производительности.

      Секция С - 300/2 – секция гидроочистки керосина – предназначена для очистки прямогонной керосиновой фракции секции 100 установки ЛК - 6У (ЭЛОУ-АТ) от серо-, азот-, кислородсодержащих соединений с целью достижения качества топлива ТС - 1, Джет А - 1, соответствующего требованиям технического регламента Таможенного союза ТР ТС 013/2011.

      Основным продуктом секции является гидроочищенный керосин, который направляется в товарное производство.

      Побочными продуктами являются:

      1) нестабильная нафта, используемая в качестве компонента бензина;

      2) кислый газ, используемый после очистки в качестве топлива печей ЛК - 6У;

      3) ВСГ, который направляется на секцию С - 200/1.

      Производительность секции гидроочистки керосина С - 300/2 составляет 364,5 тысяч тонн в год по сырью (55 м3/ч).

      Режим работы секции – непрерывный, круглосуточный.

      Количество часов работы – 8400 часов в год.

      Межрегенерационный цикл работы катализатора – 48 месяцев.

      Диапазон устойчивой работы секции 300/2 составляет 50÷100 % от номинальной производительности.

      Секция 400 (установка газофракционирования предельных углеводородов) входит в состав комбинированной установки ЛК - 6У и предназначена для получения сжиженных углеводородных газов коммунально-бытового и технического назначения, сырья для нефтехимических производств и компонентов автомобильных бензинов путем переработки нестабильных головок первичной переработки нефти, установки гидроочистки, депарафинизации дизельного топлива и каталитического риформинга.

      Предусмотрены два варианта работы установки:

      I вариант – получение пропановой и изобутановой фракций, фракции н-бутана, фракции С5 и выше;

      II вариант – получение смеси пропана и бутана технических (СПБТ), бутана технического, изопентана, фракции С5 и выше.

      Установка введена в эксплуатацию в 1978 году.

      Мощность установки – 450000 тонн в год по сырью.

3.24.3.2. Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.113 - 3.115 представлены данные по комбинированной установке ЛК - 6У, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК.

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов установки ЛК - 6У

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Единицы
измерения
энергетических
ресурсов

Максимальный расход энергетических ресурсов в год

Минимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Переработка сырья

тонн в год

5 400 746

4 493 312

2

Удельное потребление электроэнергии

кВтч/т

30,134

18,539

3

Удельное потребление тепловой энергии

Гкал/т

0,0825

0,0688

4

Удельное потребление топлива

т/т

0,04*

0,03*

5

Охлаждающая вода

т/т

-

-

6

Оборотная вода

т/т

-

-

      * удельное потребление топлива зависит от множества критериев, в том числе необходимо учитывать возможности НПЗ по выработке более калорийного топлива. Также необходимо рассматривать СТ РК 3520.

      Таблица .. Выбросы комбинированной установки ЛК - 6У

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Источник
образования
выбросов

Минимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Максимальная концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)

Средняя концентрация загрязняющего вещества выбросов, (мг/Нм3)


1

2

3

4

5

6

1

Азот (II) оксид
(Азота оксид)

Технологические печи

8,942

198,13

103

2

Азота (IV) диоксид (Азота диоксид)

3,1

184,375

93

3

Сера диоксид (Ангидрид сернистый, Сернистый газ,
Сера (IV) оксид)

20,51

271,924

92

4

Углерод оксид
(Окись углерода, Угарный газ)

1,2

184,739

184

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы комбинированной установки ЛК - 6У

№ п/п

Наименование отхода

Объем производства, тонн в год

Объем образования отходов, тонн в год

Объем размещения отходов, тонн в год


мин

макс

мин

макс

мин

макс

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Нефтешламы

4493312

5400746

389,2

616

389,2

616

2

Использованные катализаторы

4493312

5400746

290

350

290

350

3.25. Методы снижения выбросов

3.25.1. Общие сведения о процессе

      Методы предотвращения загрязнения атмосферы выбросами токсичных веществ разделяются на предупреждающие и "на конце трубы". Количество веществ, образующееся в результате сгорания топлива (оксиды азота, углерода) можно сокращать за счет модернизации конструкции печей, обращая внимание не только на их энергоэффективность, но и предотвращение образования некоторого количества перечисленных токсикантов. Другой способ предотвращения их образования – регулирование процесса горения, в том числе за счет мониторинга отходящих газов. Даже если могут внедряться некоторые предупреждающие технологии или первичные меры, загрязняющие вещества, такие как NOx, твердые частицы, H2S, SO2, другие серные соединения и летучие органические соединения, как правило, удаляются технологиями "на конце трубы". Одной из самых распространенных общеобъектовых систем очистки выбросов на НПЗ является борьба с H2S. Эти системы обычно содержат систему аминовой очистки и установку сероочистки для преобразования H2S в серу (процесс Клауса), которая является побочным продуктом нефтепереработки.

      Факельные установки – другой метод, используемый на НПЗ для охраны окружающей среды от нештатных загрязнений атмосферы выбросами.

      Факельная установка предназначена для утилизации горючих паров или газов, также используется для сброса и последующего сжигания углеводородов, получаемых при нарушении технологического режима.

      Факельные установки бывают: общезаводские, в которых сжигают близкие по составу газовые выбросы (например, углеводороды) с различных производств предприятия, и специальные (в составе отдельных технологических установок или производств).

      Существует 2 основных вида конструкции факельных установок – это факельные установки закрытого и открытого типа.

      Открытая факельная система, как правило, подразумевает прямолинейный проход газа через факельный ствол, установленный вертикально и имеющий высоту не менее 4 м.

      Закрытые факельные системы (называемые также наземными факелами, факелами для густонаселенных районов или "факелами термического окисления") изготавливаются мобильными (на трейлерах), на треногах, горизонтальными и редко высотными. Закрытые факельные установки получили еще одно название: "наземные".

      Горизонтальные факельные установки предназначены для бездымной утилизации постоянных, аварийных и периодических факельных сбросов.

      В связи с тем, что нефтеперерабатывающие заводы часто расположены недалеко от населенных пунктов или непосредственно в населенных пунктах, то на НПЗ, как правило, применяются закрытые факелы.

      Преимущества закрытых факельных систем:

      отсутствие дыма, пара, видимого пламени, запаха;

      низкий уровень шума;

      небольшие и контролируемые выбросы;

      отсутствие теплового шлейфа;

      простая система управления с легким доступом ко всем управляющим органам;

      удобство обслуживания всех узлов с земли (например, дежурные горелки могут быть сняты без остановки всей системы);

      отсутствие теплового излучения (нет необходимости сооружать специальный тепловой экран);

      безопасное и надежное уничтожение любых жидких и газообразных отходов. Закрытая факельная система может быть оснащена одной из двух типов систем;

      утилизация тепла: это могут быть предварительный нагрев (через теплообменник) потока холодных отходов с целью более эффективного их сжигания или котел для получения водяного пара.

      Если рекуперативная энергия на данном объекте может быть использована, то при проектировании есть смысл рассматривать вопрос о применении и той и другой системы утилизации.

3.25.2 Текущие уровни выбросов и потребления

      В таблицах 3.116 - 3.118 представлены данные от факельных установок, полученные по результатам опыта НПЗ Российской Федерации и Европейского союза, а также анкетирования НПЗ РК

      Таблица .. Потребление энергетических ресурсов факельными установками

№ п/п

Наименование
энергетических
ресурсов

Единицы измерения
энергетических
ресурсов

Минимальный
расход
энергетических
ресурсов в год

Максимальный
расход энергетических ресурсов в год

1

2

3

4

5

1

Удельное потребление электроэнергии

кВт*ч/т

36,9

567,2

2

Удельное потребление пара

Гкал

0,0018

2,5

3

Охлаждающая вода

м3/т

0,003

0,004

4

Удельное потребление топлива

т.у.т.

0,023

0,12

      Таблица .. Средние значения выбросов загрязняющих веществ факельных установок

№ п/п

Наименование загрязняющего вещества выбросов

Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, т

Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с

Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с

Средний выброс загрязняющего вещества, г/с

1

2

3

4

5

6

1

Азота оксид

0,23 - 34,4

0,007

2,6

5,05

2

Азота диоксид

1,01 - 211,8

0,03

104,6

52,3

3

Серы диоксид

0,05 - 5774,9

0,052

272,1

-

4

Углерода оксид

12 - 1764,8

0,38

697,28

348,83

      Сточные воды очищаются на централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса, см. пункт 3.27 настоящего раздела.

      Таблица .. Отходы факельных установок

№ п/п

Наименование отхода

Масса образования отхода в референтном году, т

Наименование способа утилизации (вторичное использование) или обезвреживания отхода


1

2

3

4

1

Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов

20

Переработка

2

Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)

0,4 - 4

Переработка

3

Отходы минеральных масел турбинных

0,07 - 8,3

Вторичное использование

4

Масла индустриальные отработанные

8,3

Вторичное использование

3.26. Очистка сточных вод

      Сточные воды содержат охлаждающую, технологическую, воду от бытового использования и ливневые воды. Количество сточных вод генерируется, а их характеристики зависят от технологической конфигурации НПЗ. Характеристики могут меняться с течением времени и изменяться от одного объекта к другому, в зависимости от сложностей НПЗ, изменений исходного сырья, интеграции с нефтехимическими комплексами и т.д.

      Сточные воды обычно очищаются на локальных и централизованных системах очистки сточных вод и затем выпускаются в места сброса. Вода и потоки продувки из нефтеперерабатывающих установок могут стать загрязненными растворенными газами, растворенными и эмульгированными углеводородами и взвешенными частицами. Почти все процессы НПЗ потребляют пар для интенсификации процессов дистилляции и разделения. Это приводит к образованию кислых потоков воды (конденсатов), которые содержат аммиак, сероводород и углеводороды. Эти воды должны быть очищены перед канализированием или повторным использованием в качестве промывочной воды.

      В зависимости от преобладающего климата, ливневые и дождевые воды могут также образовывать на НПЗ значительные потоки, которые необходимо очищать. Дождевая вода также может приходить в контакт с возможными поверхностями, загрязненными нефтепродуктами (поверхностные сточные воды). Кроме того, коммунальные сточные воды, сбросы из охлаждающих систем и пожарная вода являются источниками загрязненных вод, которые необходимо контролировать и направлять на очистку и/или возможное повторное использование. Основные показатели загрязненности сточных вод перечислены в разделе 1.6.3.

      Наибольшую опасность представляют сточные воды электрообессоливающих установок (ЭЛОУ), содержащие до 30 - 40 г/л нефтепродуктов, до 15 г/л хлоридов; их высокая минерализация препятствует их использованию в оборотном водоснабжении. Остальные виды сточных вод НПЗ содержат нефтепродукты (от нескольких до сотен миллиграммов на 1 л), сероводород, аммиак, меркаптаны, сульфиды, фенолы. БПК колеблется от 100 до 850 мг(О)/дм3, ХПК – от 150 до 1700 мг(О)/дм3. Периодически образуются сернисто-щелочные сточные воды, нуждающиеся в специальной очистке. Кроме того, на очистные сооружения заводов часто подаются хозяйственно-бытовые сточные воды от завода и жилых массивов.

3.26.1 Методы очистки сточных вод

      Сточные воды НПЗ имеют различные источники образования (см. таблицу 1.17 раздела 1.6.3), в зависимости от которых обусловлен их состав. К производственным сточным водам присоединяются и ливневые воды с площадок технологических установок. Характеристика сточных вод по группам типового НПЗ представлена в таблице 3.119.

      Таблица .. Характеристика сточных вод типового НПЗ

№ п/п

Виды сточных вод

Концентрация веществ, мг/л

Фенол

Взвешенные в-ва

Нефте
продукты

Сульфиды

Сухой остаток

1

2

3

4

5

6

7

1

Нефтесодержащие нейтральные

-

100 - 300

1000 - 8000

-

700 - 1500

2

Солесодержащие (стоки ЭЛОУ)

10 - 20

300 - 800

1000 - 10000

30000 - 40000

30000 - 40000

3

Сернисто-щелочные

6000 - 12000

300

8000 - 14000

30000 - 50000

-

4

Кислые

-

-

2500

-

-

      На нефтеперерабатывающих заводах предусматриваются две основные системы:

      I система – для отведения и очистки нефтесодержащих нейтральных производственных и производственно-ливневых сточных вод.

      II система – для отведения и очистки производственных сточных вод, содержащих нефть, нефтепродукты и нефтяные эмульсии, соли, реагенты и другие органические и неорганические вещества.

      Сточные воды проходят на очистных сооружениях заводов очистку по схеме: песколовка - нефтеловушка - первичные радиальные отстойники - флотаторы - аэротенки - вторичные радиальные отстойники - флотаторы доочистки - буферный пруд - сбросной коллектор - пруды-накопители (пруды-испарители).

      Для очистки сточных вод НПЗ в зависимости от загрязненности и требований к качеству очищаемой воды используют схему очистки, включающую в себя три основные стадии очистки:

      1) механическая очистка от грубодисперсных примесей;

      2) физико-химическая очистка от коллоидных частиц;

      3) биологическая очистка от органических растворенных примесей.

      Механическая очистка является одним из основных и самым распространенным методом обработки сточных вод нефтеперерабатывающих заводов. Она применяется для выделения нерастворенных примесей. Механическую очистку осуществляют в песколовках, отстойниках, гидроциклонах, центрифугах, флотаторах и фильтрах.

      Эмульгированные нефтепродукты и взвешенные вещества удаляют фильтрацией на кварцевом песке, дробленом антраците и т.д. Воздушная флотация обеспечивает удаление из сточных вод эмульгированных веществ и коллоидных частиц размером менее 150 мкм.

      Механическая очистка сточных вод из бытовых стоков выделяет 60 - 70 % нерастворимых примесей, а из промышленных – до 95 %. Схема механической очистки ливневых стоков представлена на рисунке 3.71.

     


      Рисунок .. Схема механической очистки ливневых стоков

      Физико-химические методы применяют для очистки нефтесодержащих сточных вод от коллоидных и растворенных загрязнений, количество которых в воде после сооружений механической очистки остается практически неизменным.

      Наиболее часто применяются такие физико-химические методы, как коагуляция, электрокоагуляция, флокуляция и сорбция.

      Адсорбция широко применяется для удаления из сточных вод органических веществ, трудно поддающихся бактериальной атаке. Активированный уголь является наиболее распространенным промышленным адсорбентом. Он селективно адсорбирует хлоруглеводороды, красители, фенолы, нитропроизводные и т.д. Схема устройства для очистки сточных вод представлена на рисунке 3.72.

     


      Рисунок .. Схема устройства для очистки сточных вод

      Биохимическая очистка является одним из основных методов очистки сточных вод НПЗ как перед сбросом, так и перед повторным использованием в системах оборотного водоснабжения. Биохимические методы основываются на естественных процессах жизнедеятельности гетеротрофных микроорганизмов. Микроорганизмы способны использовать углеводороды разных классов простого и сложного строения.

      При биологической очистке растворенные органические вещества подвергаются с помощью микроорганизмов биологическому распаду в присутствии кислорода (аэробный процесс) или же в отсутствие кислорода (анаэробный).

      Аэробный способ очистки вод на НПЗ является самым распространенным. Для очистки используются аэротенки, в которые поступает кислород и насыщает воду.

      Аэротенк работает вместе с вторичным осветлителем. Происходит процесс окисления микроорганизмами органических веществ, для которого созданы благоприятные условия в биореакторе (рисунок 3.73).

     


      Рисунок .. Схема биологической очистки сточных вод

     


      Рисунок .. Схема установки биологической очистки сточных вод (БИО)

      Утилизация нормативно-очищенной воды

      Заводы отводят сточные воды по категории "нормативно-очищенные" в пруд-накопитель. Пруды-накопители относятся к искусственным водным объектам, предназначенным для естественной биологической очистки сточных вод. Параметры приемника сточных вод пруда-накопителя устанавливаются на основании технических, морфологических и гидрологических характеристик, необходимых для проведения расчета лимита сброса загрязняющих веществ со сточными водами.

      Пруды-накопители являются накопителем сточных вод не только завода, в него могут направляться стоки со всех объектов промышленного и коммунального назначения.

3.26.2 Текущие уровни сбросов загрязняющих веществ.

      Информация по общему объему водоотведения от предприятий, включенных в экспертную оценку, по валовым значениям загрязняющих веществ в сбросах рассматриваемых предприятий, а так же по удельным значениям сбросов основных загрязняющих веществ, представлены в разделе 1.6.3.

      Предприятия нефтепереработки РК имеют один общезаводской выпуск сточных вод, через который в пруд-накопитель после очистки сбрасываются смешанные производственные, хозяйственно-бытовые сточные и дренажные воды (см. 1.6.3). ПДК загрязняющих веществ в воде прудов-накопителей принимаются в соответствии с [126].

      В качестве предельно допустимых концентраций в целях нормирования сбросов в водные объекты принимаются концентрации, соответствующие виду водопользования водного объекта.

      Расчет предельно-допустимых сбросов (ПДС) производится согласно [127].

      Нормативы предельно-допустимых сбросов ПДС для НПЗ устанавливаются с учетом предельно допустимой концентрации ПДК загрязняющих веществ в местах водопользования, ассимилирующей способности водного объекта, оптимального распределения массы, сбрасываемых веществ, фоновых концентраций пруда-накопителя.

      Контроль за соблюдением нормативов ПДС на предприятиях осуществляется непосредственно в точке выпуска сточных вод и пруду-накопителе.

      Для действующих предприятий нормативы ПДС уточняются по результатам мониторинга окружающей среды.

      Перечень загрязняющих веществ в составе сточных вод НПЗ, сбрасываемых в пруд-накопитель с указанием ПДК и лимитирующего признака вредности, по которому установлена предельно-допустимая концентрация в воде водоприемника, приведен в таблице 3.120.

      Таблица .. Перечень загрязняющих веществ в составе сточных вод НПЗ

№ п/п

Наименование вещества

ПДК,
мг/дм3

Лимитирующий признак вредности


1

2

4

5

1

Взвешенные вещества

Сфакт+ 0,75

-

2

Хлориды

350

Органолептический

3

Сульфаты

500

Органолептический

4

Нитраты

45

Санитарно-токсикологический

5

Нитриты

3,3

Санитарно-токсикологический

6

Фенольный индекс

0,25

-

7

Азот аммонийный

2,0

Санитарно-токсикологический

8

БПК полное
(мг О2/дм 3 )

6,0

-

9

ПАВ

0,5

-

10

Сухой остаток

1000 (1500)

-

11

Нефтепродукты

0,3

Органолептический

      Нормативы сбросов загрязняющих веществ со сточными водами объектов НПЗ в пруды-накопители на момент разработки настоящего справочника по НДТ по проектам ПДС НПЗ приведены в таблице 3.121.

      Таблица 3.121. Допустимые концентрации СПДС загрязняющих веществ в сточных водах НПЗ

№ п/п

Наименова-ния загрязняя-ющих веществ

Сфон воды накопителя, мг/дм3

ПДК, мг/дм3

Сфакт на сбросе, мг/дм3

СПДС допустимое, мг/дм3

АНПЗ

ПНХЗ

ПКОП

Каспи Битум

АНПЗ

ПНХЗ

ПКОП

Каспи Битум

АНПЗ

ПНХЗ

ПКОП

Каспи Битум

АНПЗ

ПНХЗ

ПКОП

Каспи Битум

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1

Взвешенные вещества, мг/дм3

13,5

19,792

9,6

-

Сфон +0,75

Сфон +0,75

Сфон +0,75

Сфон +0,75

7,44

20,9

13,7

8,47

108,82

20,542

13,7

35

2

БПК полн.

19,41

8,08

11,6

0,81

6,00

6,00

6,00

6,00

15,34

15,79

18,00

3,10

8,57

15,79

18,00

6,00

3

Нефтепро
дукты, мг/дм3

2,57

0,81

2,30

-

0,30

0,30

0,30

0,30

2,00

3,12

4,60

0,26

0,10

3,12

4,60

4,00

4

Азот аммоний-ный, мг/дм3

45,60

42,33

6,70

6,24

2,00

2,00

2,00

2,00

9,78

55,20

13,10

0,88

2,00

55,20

13,10

2,00

5

Нитриты, мг/дм3

11,61

0,15

4,50

-

3,30

3,30

3,30

3,30

2,63

2,40

7,70

0,12

3,30

2,40

7,70

3,30

6

Нитраты, мг/дм3

68,67

5,76

43,00

20,40

45,00

45,00

45,00

45,00

108,27

26,88

44,00

1,75

45,00

26,88

44,00

45,00

7

Хлориды, мг/дм3

1131,70

378,92

193,03

20719,00

350,00

350,00

350,00

350,00

717,29

167,00

960,00

500,68

350,00

167,00

730,00

1400,00

8

Сульфаты, мг/дм3

1338,52

1376,9

312,20

3925,00

500,00

500,00

500,00

500,00

620,01

642,00

1550,0

667,50

500,00

642,00

1025,00

1500,00

9

Фенолы, мг/дм3

0,18

0,008

0,0048

-

0,25

0,25

0,25

0,25

0,24

0,09

0,20

-

0,04

0,09

0,20

-

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

10

СПАВ, мг/дм3

0,6

0,27

0,18

0,10

0,50

0,50

0,50

0,50

0,68

0,52

2,20

-

0,50

0,52

2,20

6,00

11

Железо

1,26

-

-

0,425

0,3

0,3

0,3

0,3

0,62

-

-

0,3

0,3


-

0,30

12

ХПК

69

-

44,5

225

30

30

30

30

68,52

-

53,3

53,54

30


53,3

90,00

13

Сухой остаток

3647

-

999,03

-

1000 - 1500

1000 - 1500

1000 - 1500

1000 - 1500

3348,7

-

5200

-

1500


5200

-

14

Фосфаты

6,90

-

0,40

-

3,50

3,50

3,50

3,50

9,34

-

16,2

0,12

3,5


16,20

3,50

15

Сульфиды

-

-

0,2

-

-

-

-

-

-

-

2,20

-

-

-

2,20

-

      Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов

      В настоящем разделе описываются общие техники, которые обладают потенциалом для достижения высокого уровня экологической защиты, энергетических показателей, ресурсосбережения в рамках области применения, охватываемой настоящим справочником по НДТ.

      Настоящий раздел охватывает системы управления охраной окружающей среды, интегрированные в технологические процессы производственного цикла. Рассматриваются вопросы предотвращения образования и утилизации отходов, а также техники, позволяющие сократить потребление сырья, воды и энергии за счет оптимизации и многократного использования. Описанные техники охватывают меры, используемые для предотвращения или ограничения экологических последствий.

      В разделе 2 установлен ряд критериев для отнесения техник к НДТ. Стандартная структура, приведенная в таблице 4.1, используется для изложения информации по каждой технике, чтобы можно было сравнить техники и дать оценку в соответствии с методологией отнесения к НДТ, установленной в разделе 2.


      Таблица .. Информация по каждой технике, описанной в данном разделе

№ п/п

Наименование

1

2

1

Описание

2

Техническое описание

3

Достигнутые экологические выгоды

4

Экологические показатели и эксплуатационные данные

5

Кросс-медиа эффекты

6

Применимость

7

Экономика

8

Эффект от внедрения

9

Справочная литература

      Раздел не охватывает исчерпывающий перечень техник. Могут использоваться другие техники при условии обеспечения уровня защиты окружающей среды.

      В таблице 4.2 приводится количество техник, рассматриваемых в разделе 4 и 5, для каждого описанного вида деятельности или процесса переработки.

      Таблица .. Количество техник, рассмотренных в разделах 4 и 5

№ п/п

Раздел главы
(подпункт)

Деятельность/процесс

Количество техник для процессов:

1

2

3

4

1

4.1 – 4.8

Общие техники

8

2

5.1

Процессы обезвоживания и обессоливания нефти

5

3

5.2

Первичная перегонка нефти

3

4

5.3

Процесс вакуумной перегонки

2

5

5.4

Гидрогенизационные процессы

5

6

5.5

Каталитический риформинг

3

7

5.6

Изомеризация

2

8

5.7

Висбрекинг и другие термические реакции

3

9

5.8

Этерификация

1

10

5.9

Каталитический крекинг

15

11

5.10

Олигомеризация


12

5.11

Процессы адсорбции


13

5.12

Процессы коксования

11

14

5.13

Производство битума

5

15

5.14

Переработка сероводорода


16

5.15

Производство водорода

4

17

5.16

Производство ароматических углеводородов


18

5.17

Хранение и транспортировка нефтеперерабатывающих материалов

19

19

5.18

Подготовка и переработка природного газа и попутного газа

6

20

5.19

Процесс сепарации природного и попутного нефтяного газа

8

21

5.20

Системы охлаждения

3

22

5.21

Энергетическая система

20

23

5.22

Интегрированное управление нефтеперерабатывающим заводом


24

5.23

Утилизация тепла дымовых газов


25

5.24

Комбинированные / комплексные установки


26

5.25

Методы снижения выбросов

12

27

5.26

Минимизация отходящих газов и их обработка

10

28

5.27

Очистка сточных вод

5

29

5.28

Предотвращение и уменьшение шума

1

ИТОГО:

151

      К снижению нагрузки на окружающую среду приводят общие организационные мероприятия по совершенствованию подходов к управлению и организации производства, учет аспектов воздействия на окружающую среду объектов переработки углеводородного сырья на стадии разработки проектной документации, выбору материалов и реагентов с минимально возможным негативным воздействием на окружающую среду, мероприятия по переходу на малоотходные/безотходные технологии, логистика производства, контроль эффективности производственного процесса, внедрение автоматизированных систем управления производственными процессами, обеспечение безаварийной эксплуатации производства, подготовка и повышение квалификации персонала и др.

4.1. Система экологического менеджмента

      Описание

      Система экологического менеджмента (далее - СЭМ) – это часть системы менеджмента, используемая для управления экологическими аспектами, выполнения принятых обязательств и учитывающая риски и возможности.

      Техническое описание

      СЭМ – это техника, позволяющая операторам производственного процесса систематически и наглядно решать экологические проблемы. СЭМ наиболее действенна и эффективна там, где она является неотъемлемой частью общего управления и эксплуатации произвоственного процесса.

      СЭМ фокусирует внимание оператора на экологических характеристиках производственного процесса путем применения четких рабочих процедур как для нормальных, так и для других, отличных от нормальных условий эксплуатации, а также определения соответствующих сфер ответственности.

      Все эффективные СЭМ включают концепцию непрерывного совершенствования процесса управления окружающей средой. Существуют различные модели управления, но большинство СЭМ основаны на цикле Деминга (PDCA): "планирование-исполнение-проверка-совершенствование (корректировка)", который широко используется в других контекстах управления компанией. Цикл Деминга представляет собой итеративную динамическую модель, в которой завершение одного цикла перетекает в начало следующего (см. рисунок 4.1).

     


      Рисунок .. Системное совершенствование модели СЭМ

      СЭМ может содержать следующие компоненты:

      лидерство и приверженность руководства, включая высшее руководство;

      определение и понимание среды обитания (контекста) предприятия и факторов, влияющих на все аспекты его деятельности;

      определение области применения СЭМ и экологических аспектов, которыми может предприятие управлять;

      определение экологической политики, которая включает в себя постоянное совершенствование производственного процесса руководством;

      определение рисков и возможностей, относящихся к:

      экологическим аспектам;

      принятым обязательствам;

      другим факторам и требованиям, определенными в соответствии со средой обитания (контекстом) предприятия, потребностями и ожиданиями заинтересованных сторон;

      планирование и установление необходимых процедур, целей и задач в сочетании с финансовым планированием и инвестициями, а также с учетом воздействия на окружающую среду в результате возможного вывода установки из эксплуатации на этапе проектирования новой установки и в течение всего срока ее эксплуатации;

      осуществление процедур, уделяющих особое внимание:

      структуре и ответственности;

      обучению, осведомленности и компетентности;

      связи;

      вовлечению сотрудников;

      документации;

      эффективному управлению технологическим процессом;

      программам технического обслуживания;

      готовности к чрезвычайным ситуациям и реагированию на них;

      обеспечению соблюдения экологического законодательства;

      проверка производительности и принятие корректирующих мер с особым вниманием:

      мониторингу и измерению;

      корректирующим и предупреждающим действиям;

      ведению записей;

      проведению независимого (где практически осуществимо) внутреннему и внешнему аудиту с целью определения соответствия СЭМ запланированным мероприятиям и была ли она должным образом внедрена и поддерживается ли;

      анализ СЭМ и ее постоянной пригодности, соответствия и эффективности высшим руководством;

      подготовка регулярной экологической декларации;

      валидация органом по сертификации или внешним верификатором СЭМ;

      применение отраслевого бенчмаркинга на регулярной основе.

      Достигнутые экологические выгоды

      СЭМ способствует управлению экологическими аспектами и поддерживает постоянное улучшение экологических показателей производственного процесса.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Данное НДТ не имеет экологических и эксплуатационных показателей.

      Кросс-медиа эффекты

      Систематический анализ первоначального воздействия на окружающую среду и возможностей для улучшений в контексте СЭМ закладывает основу для оценки наилучших решений для всех направлений деятельности и сохранения экологической среды.

      Применимость

      Компоненты, входящие в систему экологического управления, описанные выше, могут применяться ко всем видам технологических процессов в рамках настоящего справочника по НДТ. Объем (например, уровень детализации) и характер СЭМ (например, стандартный или нестандартный) будут связаны с характером, масштабом и сложностью технологического процесса, а также с уровнем экологических воздействий, которые он может оказать.

      СЭМ внедрена на всех крупных заводах по переработке нефти газа в Республике Казахстан.

      Экономика

      Определение затрат и экономических выгод от внедрения и поддержания результативной СЭМ оценить затруднительно. Существующие экономические выгоды, являющиеся результатом использования СЭМ, широко варьируют от процесса к процессу. Экономические выгоды формируются от сокращения потребления природных ресурсов, снижения платы за пользование природной средой, оптимизации процессов и др.

      Эффект от внедрения

      Достигаемые эффекты при внедрении СЭМ:

      улучшение экологических показателей;

      улучшение понимания экологических аспектов компании, которые могут быть использованы для выполнения экологических требований клиентов, регулирующих органов, банков, страховых компаний или других заинтересованных сторон (например, людей, живущих или работающих в непосредственной близости от объекта);

      усовершенствованная основа для принятия решений;

      повышение мотивации персонала (например, менеджеры могут быть уверены в том, что воздействие на окружающую среду контролируется, а сотрудники, что работают в экологически ответственной компании);

      дополнительные возможности для снижения эксплуатационных затрат и повышения качества продукции;

      улучшение имиджа компании.

      Справочная литература

      [66], [82], [83], [84].

      4.2. Управление водными ресурсами

      Описание

      Данная техника представляет собой стратегию выявления и сокращения сбросов в воду веществ, классифицированных как "маркерные вещества".

      Соответствующая стратегия может быть реализована и включать следующие шаги:

      установление перечня веществ, которые могут сбрасываться на объектах нефтепереработки и выделение из них "маркерных веществ", которые характеризуют отдельный технологический процесс или совокупность технологических процессов;

      включение в программу мониторинга, которая разрабатывается на предприятии, методы, периодичность, представление результатов и ответственность за использование результатов мониторинга для управления процессом очистки сточных вод;

      формирование графика отбора проб в рамках выполнения программы мониторинга при нормальных условиях эксплуатации (периодического или постоянного графика);

      определение наиболее подходящего периода для периодического графика обора проб в рамках выполнения программы мониторинга, например, шестимесячного или ежегодного, если значения контролируемых показателей очень низкие;

      анализ результатов и разработка конкретного плана действий по сокращению сбросов соответствующих "маркерных веществ", которые будут включены в СЭМ, например, включение в перечень контролируемых веществ в график постоянного мониторинга. В случае превышения нормативных значений концентраций контролируемых веществ или значений валового сброса следует проводить анализ причин превышения, по результатам которого разрабатывать мероприятия по снижению сбросов контролируемых веществ или включать соответствующие технические изменения в программу модернизации производства.

      Техническое описание

      Описание данного НДТ не устанавливает конкретные шаги и представляет возможность действий владельцу предприятия для улучшения показателей сброса в окружающую среду "маркерных веществ".

      Достигнутые экологические выгоды

      Постепенное сокращение сбросов загрязняющих веществ нефтепереработки. Для загрязняющих опасных веществ – прекращение или поэтапное прекращение сбросов.

      Применимость

      Применимо к существующим процессам и установкам НПЗ.

      Экономика

      Затраты варьируют в зависимости от общего количества контролируемых веществ и продолжительности программы периодического мониторинга, которая имеет специфику для конкретного объекта. В некоторых случаях может потребоваться вычисление объема загрязняющих веществ в воде, потребляемой на НПЗ, что потенциально может увеличить количество проб и анализов.

      Эффект от внедрения

      Соблюдение принципов экологического законодательства Республики Казахстан.

4.3. Управление выбросами в атмосферу на уровне производственных объектов с применением концепции "колпака" загрязнений

      Описание

      НПЗ и ГПЗ являются потребителями газообразных и жидких видов топлива, которые в свою очередь являются побочными продуктами различных технологических процессов. В части используемого топлива НПЗ отличаются от других отраслей промышленности, которые покупают все топливо извне. На современном НПЗ существуют многочисленные взаимосвязи выбросов в зависимости от исходного сырья, типов процессов и вариаций в различных условиях эксплуатации, зависящие от качества продукции и требований к качеству продукции. Кроме того НПЗ работают, используя на разных заводах и в разное время различные виды топлива, которые завод производит самостоятельно.

      Одной из техник управления выбросами в атмосферу на уровне производственных объектов известна техника концепция "колпака" загрязнений.

      Концепция "колпака" загрязнений – это общий инструмент для выражения и сравнения уровня выбросов, достигнутого или ожидаемого на уровне НПЗ, из четко определенного набора установок для сжигания и технологических установок, а также для данного вещества или параметра. Как показано на рисунке 4.2 данная концепция заключается в рассмотрении всех соответствующих выбросов совокупно, как проходящих через "виртуальную единую трубу".


     


      Рисунок .. Единая "виртуальная дымовая труба" концепции "колпака" загрязнений [2] 

      Данная концепция считается подходящей для переработки нефти, где требуется гибкость для выражения или оценки экологических показателей на уровне производственных объектов в целом. Гибкость, в частности, оправдана следующими факторами:

      сложностью систем очистки с множеством установок для сжигания и технологических установок, часто взаимосвязанных для обеспечения их сырьем и энергией;

      частыми (например, еженедельными или ежедневными) наладками установок, необходимыми в зависимости от качества получаемой сырой нефти;

      технической необходимостью для многих производственных объектов продолжать сжигать часть своих внутренних остатков в качестве энергетического топлива и часто корректировать топливную смесь производственных объектов в соответствии с требованиями технологических установок;

      необходимостью обеспечения количественной оценки и мониторинга чистого сокращения выбросов на уровне производственных объектов для участков, где некоторые ключевые конкретные меры контроля за установкой были должным образом обоснованы как невозможные и должны быть компенсированы в других местах.

      Рассматриваемая методология состоит из внедрения в системе управления НПЗ и ГПЗ соответствующих целевых показателей, специальных процедур и инструментов мониторинга с тем, чтобы оператор мог:

      установить четкие целевые показатели выбросов на уровне производственных объектов;

      проводить постоянный мониторинг экологических показателей производственного объекта в соответствии с установленными целевыми показателями;

      оптимизировать возможные потребности в энергии на производственном объекте вместе с соответствующими выбросами;

      определить наиболее экономически эффективные точки технологического процесса для применения новых первичных методов или методов в конце производственного цикла для дальнейшего сокращения выбросов;

      улучшать подготовку и предвидеть трудности;

      максимизировать доступность и стабильность процессов и оборудования для борьбы с выбросами.

      Техническое описание

      При применении методологии управления выбросами на уровне производственного объекта, основанной на концепции "колпака" загрязнений следует акцентировать внимание на главных пунктах:

      1. Периметр "колпака" загрязнений. Точный периметр "колпака", который следует учитывать для конкретного производственного объекта, будет зависеть от цели, для которой используется инструмент "колпака". Предлагаемая методология предназначена для охвата при необходимости всех источников постоянных выбросов НПЗ или ГПЗ: например, установки для сжигания отходов, каталитического крекинга, извлечения серы, прокалки кокса и другие процессы, где это уместно.

      2. Вещества или параметры "колпака". Рассмотрена возможность одновременного охвата всех основных параметров загрязнения (CO, PM, NOX, SO2 и при наличии ЛОС) в рамках концепции "колпака" загрязнений с целью последовательного решения проблемы энергопотребления и атмосферных выбросов на производственном объекте и обеспечения одинаковой гибкости на уровне производственного объекта для всех этих параметров загрязнения, которые очень часто взаимозависимы.

      Количество SO2 и NOX является двумя параметрами, которые заслуживают приоритета в общей методологии настоящего справочника по НДТ, как "маркерные вещества" для расчета допустимых уровней воздействия (ДУВ), выраженных суммарным количеством ПДВ на уровне производственных объектов, и для которых было предоставлено достаточно подтверждающей информации и данных.

      Поэтому методология "колпака" сосредоточена на SO2 и NOX и основана на имеющихся данных об уровне концентраций и объема выбросов. Тем не менее не исключается распространение на другие загрязнители (например, PM, CO) этой методологии.

      3. Период усреднения "колпака". Период усреднения показателей загрязнения будет зависеть от цели, для которой используется инструмент "колпака". В контексте настоящего документа предложенная методология была основана главным образом на среднегодовом показателе, поскольку долгосрочный период считался наиболее подходящим для отражения наилучших показателей, достижимых в нормальных условиях эксплуатации, и предоставления достаточного времени и гибкости для интеграции необходимых корректировок сырья, процесса и топлива.

      Однако эффективный контроль за ежегодным "колпаком" требует очень частого или непрерывного режима мониторинга всех соответствующих выбросов. Краткосрочный "колпак" может быть получен из долгосрочного с использованием результатов мониторинга.

      4. Расчет "колпака". "Колпак" на уровне производственных объектов представляет собой совокупность двух групп.

      Первая группа относится к энергетической системе, включая, по крайней мере, все печи, автономные котлы, центральные ТЭЦ или обычные электростанции и газовые турбины. Вторая группа относится к технологическим установкам, включая, по крайней мере, одну установку ФКК при наличии и УПС. Эти группы определяются подходящими концентрациями ДУВ или конкретными диапазонами выбросов, ожидаемыми для каждой из них при применении НДТ.

      В контексте настоящего документа и с целью выражения значимых ДУВ на полном или частичном уровне производственных объектов определение "колпака" всегда должно основываться на концентрациях и конкретных диапазонах выбросов, ожидаемых со всех соответствующих установках при применении НДТ, и включать следующие шаги:

      шаг 1: исчерпывающая идентификация и картографирование или нанесение на схемы всех включенных источников;

      шаг 2: определение объемного вклада отходящих газов, ожидаемого от всех включенных источников;

      шаг 3: определение ожидаемых массовых вкладов от всех включенных источников;

      шаг 4: определение режима мониторинга (периодичность и объем измерений), связанного с "колпаком".

      Достигнутые экологические выгоды

      Предоставляя гибкость в принятии решений в том, как сократить выбросы НПЗ, концепция "колпака" загрязнений фокусирует внимание на экологических выгодах (снижение общих выбросов завода), а не на отдельных источниках.

      Примеры того, как достичь экологических целей с помощью различных средств сокращения выбросов, представлены ниже.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Пример 1 – нефтеперерабатывающий завод с небольшой установкой ФКК, которая в настоящее время использует 32 % жидкого технологического топлива и имеет УПС с коэффициентом извлечения серы 98 %. Для сокращения выбросов серы считаются потенциально применимыми следующие варианты:

      замена части сжигаемого жидкого топлива природным газом;

      использование серосодержащих присадок (SRA) на установке ФКК;

      установка мокрого газоочистителя в установке ФКК;

      модернизация установки очистки остаточных газов для извлечения серы, которая может быть доведена до двух уровней, соответствующих выбранному процессу.

      Текущий общий выброс SO2 "колпака" производственного объекта составляет 1165 мг/Нм3 (при содержании O2 3 %), с вкладами:

      795 мг/Нм3 из системы сгорания;

      2500 мг/Нм3 от установки ФКК;

      19000 мг/Нм3 из УПС.

      Система сжигания обеспечивает 88 % дымовых газов, вклад установки ФКК составляет 11 % и УПС – 1 %.

      По массе выбросов система сжигания составляет 60 %, вклад установки ФКК составляет 24 % и УПС – 16 % от общего количества SO2.

      В таблице 4.3 показан эффект применения различных вариантов управления. На рассматриваемом НПЗ базовая мощность ограничена, и это требует максимального использования SRA, которые должны быть регенерированы. Считается, что две ступени замены жидкого технологического топлива отражают тот факт, что это не коммерческое топливо, и необходимо будет рассмотреть вопрос о конверсии.

      Вариант 1 рассматривает меры по всем трем источникам (сжигание, установка ФКК и УПС): замена части жидкого технологического топлива для сжигания, применение удаления SRA до 30 % и модернизация установки остаточного газа УПС до системы точки росы ниже точки росы. Причина такого выбора заключается в том, что существующая установка представляет собой двухступенчатую установку Клауса, которая не дешевле установки супер-Клауса. Это позволяет сократить массовые выбросы на 31 %.

      Вариант 2 фокусируется на исключении сжигания жидкого топлива. Это позволяет сократить выбросы на 42 %.

      Вариант 3 фокусируется на модернизации процесса от установки остаточного газа УПС до установки SCOT, но обеспечивает лишь сокращение выбросов на 16 %.

      Вариант 4 фокусируется на очистке выбросов от установки ФКК и обеспечивает сокращение выбросов на 21 %.

      Варианты 5, 6, 7 и 8 рассматривают комбинированные действия, основанные на полном переключении подачи на сжигание в качестве топлива природного газа, дополненные действиями по установке ФКК (вариант 5), УПС (варианты 6, 7) , ФКК и УПС (вариант 8). Постепенные улучшения в снижении массы варьируют от 7 % (вариант 5) до 15 % (вариант 7) по сравнению только с переключением подачи топлива.

      Таблица .. Пример вариантов сокращения выбросов SO2 при управлении на уровне производственных объектов

№ п/п

% Объем дымовых газов

100 %

88 %

11 %

1 %

Сочетание

Общий "колпак" мг/Нм3

Система сжигания мг/Нм3

Уствновка ФКК мг/Нм3

УПС
мг/Нм3

1

2

3

4

5

6

7

1

Текущая ситуация

1 165

795

2 500

19 000

Установка ФКК: 32 % сжигание жидкого топлива + УПС 98 %

2

Вариант 1

802

583

1 750

9 700

Частичное переключение на газовое топлива + установка ФКК SRA 30 % + УПС 99 %

3

Вариант 2

675

239

2 500

19 000

Полное переключение на газовое топливо

4

Вариант 3

984

795

2 500

990

УПС 99,9 %

5

Вариант 4

917

795

250

19 000

Скруббер установки ФКК 90 % SO2 удаление

6

Вариант 5

593

239

1 750

19 000

Переключение топлива и установка ФКК SRA 30 %

7

Вариант 6

582

239

2 500

9 700

Переключатель топлива и УПС 99 %

8

Вариант 7

495

239

2 500

990

Переключение топлива и УПС
99,9 %

9

Вариант 8

500

239

1 750

9 700

УПС 99 %, ФКК
SRA 30 % и переключатель топлива

      примечание: пример 1: 32 % сжигания углеводородов, маленькая установка ФКК, УПС 98 %.

      источник: [87].

      Пример 2 рассматривает варианты управления выбросами NOX. Система сжигания на заводе состоит из множества небольших установок, подключенных к общим трубам. Температура дымовых газов в дымовых трубах слишком низкая, чтобы СКВ мог быть технически применим к системе сжигания. Существуют незначительные выбросы NOX из УПС. В этом случае управление системой сжигания, включающее полный переход на газовое топливо и модернизацию системы горелок (вариант 1), позволило бы сократить выбросы NOX на 58 %. Меры по обоим источникам NOX (вариант 3), включающие частичное переключение топлива и применение СНКВ к установке ФКК, позволят добиться сокращения на 35 %. Меры только по установке ФКК (вариант 2) неэффективны, что приводит к сокращению только на 11 %. Пример вариантов сокращения выбросов NOX при управлении на уровне производственных объектов представлен в таблице 4.4.


      Таблица .. Пример вариантов сокращения выбросов NOX при управлении на уровне производственных объектов

№ п/п

Текущая ситуация

Общий "колпак" мг/Нм3

Система сжигания мг/Нм3

Установка ФКК
мг/Нм3

Примечание

501

492

600

1

2

3

4

5

6

1

Вариант 1

210

161

600

Замена жидкого топлива + горелки LNB

2

Вариант 2

446

492

100

Установка ФКК и УПС 84 %

3

Вариант 3

327

332

300

Частичное переключение топлива
+ горелки LNB + установка ФКК СНКВ (50 %)

      примечание: пример 2: 32 % сжигания жидкого топлива, установка ФКК малой мощности;

      источник: [87].

      Примеры 1 и 2 показывают, что несколько способов сокращения общих выбросов от НПЗ могут отличаться по своей эффективности.

      Кросс-медиа эффекты

      Когда процесс оптимизации рассматривается и оценивается только с помощью эквивалентных концентраций, установленных на уровне производственных объектов (завода в целом), а не на уровне установки, теоретически это может привести к возможной обеспокоенности, связанной с тем, что на отдельных установках (например, УПС) более высокий уровень выбросов. Тем не менее несмотря на то, что все источники находятся внутри "колпака", могут существовать дополнительные ограничения на выбросы из конкретных источников, например, низких дымовых труб, которые должны быть ограничены установленными требованиями к качеству воздуха.

      Применимость

      Данная техника полностью применима при условии, что установки и процессы, производящие выбросы, оснащены соответствующими системами непрерывного мониторинга, включая измерения выбросов или мониторинг параметров процесса сжигания топлива, который позволяет контролировать состав выбросов.

      Ряд европейских НПЗ и ГПЗ уже внедрили полномасштабную систему контроля и мониторинга для управления выбросами SO2, NOX, PM и CO на уровне объекта.

      Примеры управления объектами атмосферных выбросов двух бельгийских НПЗ описаны в отчете EIPPCB от 17.05.2011. Подход Великобритании к определению значений атмосферных выбросов SO2 на основе краткосрочных требований к качеству воздуха показан в отчете EIPPCB от 16.11.2011.

      Экономика

      Мониторинг выбросов до предела "колпака" на конкретном производственном объекте не отличается от мониторинга для отдельных источников, достигая следующие две цели:

      обеспечение защиты окружающей среды в целом, постоянно проводя мониторинг общего объема выбросов и позволяя контролировать их;

      предоставление данных измерений/расчетов для подтверждения соответствия индивидуальным предельным значениям, если они установлены.

      При мониторинге с применением концепции "колпака" загрязнения вся информация, необходимая для оценки выбросов по всему объекту, должна быть собрана автоматизированным способом для получения репрезентативных данных. Мониторинг включает в себя объединение различных типов информации, полученной различными способами, например, аналитические выборки, непрерывный сигнал датчика, дискретные измерения с интерполяционными вычислениями.

      Система сбора данных объекта должна обрабатывать необходимую информацию и своевременно генерировать соответствующие управленческие отчеты, обеспечивая динамическое управление. Это во многом та же самая система, которая должна быть создана для управления индивидуальным источником.

      Поэтому дополнительные затраты на мониторинг "колпака" должны быть небольшими и связаны с получением официальных информационных данных, которые могут быть использованы для отчетности на месте наряду с данными по выбросам на месте в режиме реального времени.

      Эффект от внедрения

      Управление и сокращение выбросов в атмосферу загрязняющих веществ и связанная с этим экономическая эффективность.

      Справочная литература

      [85],[87], [108].

4.4. Техники энергосбережения

      Техническое описание

      Согласованные методы, основанные на комплексном подходе к сокращению энергопотребления, улучшению операционной деятельности, поддержанию рациональной организации производства, а также управлению и выборочным инвестициям. Ниже в таблице 4.5 приводится список техник, которые рассматриваются для определения НДТ в нефтегазоперерабатывающем секторе.

      Таблица .. Техники энергосбережения

№ п/п

Описание техники

Производительность и замечания


1

2

3

1

Сосредоточить внимание руководства на потреблении энергии

Для обеспечения принятия решений на основе интеграции процессов

2

Ускорить развитие системы контроля и отчетности о потреблении энергии

Для измерения прогресса и обеспечения достижения целевых показателей

3

Инициировать систему стимулирования энергосбережения

Содействовать выявлению областей, требующих улучшения

4

Регулярно проводить энергоаудиты

Для обеспечения соответствия деятельности установленным требованиям (внешним и внутренним)

5

Планирование снижения энергопотребления

Установить цели и стратегии для улучшения

6

Проводить кампании по оптимизации горения

Определить области улучшения (например, соотношение воздух/ топливо, температура выхлопной трубы, конфигурация горелки, конструкция печи)

7

Участие в мероприятиях по ранжированию/бенчмаркингу в потреблении энергии

Проверка независимым органом

8

Интеграция между установками, внутри них и системами

Тепловая интеграция между установками на НПЗ может быть неоптимальной.
Исследования на энергоемкость

      Достигнутые экологические выгоды

      Все меры по снижению потребления энергии приводят к экономии ресурсов и сокращению выбросов, включая CO2. Любое действие по энергосбережению оказывает влияние на загрязнение окружающей среды из-за предельного расхода топлива.

      Применимость

      Особенно применимо к НПЗ с очень высоким удельным потреблением энергии (см. раздел 3.10.1).

      Справочная литература

      [68].

4.5. Управление производством

      Описание

      Для обеспечения полного использования ключевых техник снижения выбросов (обеспечение их наличия, а также производительности) могут быть определены некоторые процедуры для конкретных условий, при которых эксплуатационные параметры отходящего газа или системы очиски отходящих газов могут оказывать значительное влияние на общую достигнутую эффективность очистки (например, количество щелочного реагента, рабочая температура, расход отходящего газа, операции байпаса).

      Особые процедуры могут быть определены для конкретных условий эксплуатации, в частности:

      операции пуска или остановки;

      другие особые операции, которые могут повлиять на надлежащее функционирование системы (например, регулярные и чрезвычайные работы по техническому обслуживанию и очистке печи и/или системы очистки отходящих газов или серьезные сбои в производстве);

      недостаточный расход или температура отходящих газов, препятствующие использованию системы на полную мощность.

4.6. Повышение энергоэффективности

      Описание

      Непрерывное совершенствование производства и потребления с наименьшими затратами должно осуществляться на всех организационных уровнях. Энергетический менеджмент может быть включен в систему надлежащего управления объектом. Энергоаудит, энергетическое обследование – комплекс мероприятий, направленный на выявление нерационального использования энергетических ресурсов и выработки мер по повышению энергетической эффективности. Основной задачей энергоаудита предприятия являются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих сокращение расходов на энергоресурсы, а также повышение эффективности и надежности работы оборудования. Ежегодный инвестиционный план по сокращению потребления энергии необходимо включить в качестве метода, который следует учитывать при определении НДТ.

      Сопоставление производства и потребления – это метод, позволяющий повысить энергоемкость на НПЗ или ГПЗ. Более эффективные заводы рационально используют энергию, производимую на заводе. Для оценки энергоэффективности существует несколько методологий, включая индекс энергоэффективности Соломона (наиболее подробный), удельное потребление энергии и (менее точный и более простой) индекс, связывающий потребление энергии с количеством перерабатываемого сырья.

      Методы повышения энергоэффективности описаны в следующих разделах этой главы.

      Достигнутые экологические выгоды

      Повышение энергоэффективности НПЗ или ГПЗ оказывает прямое влияние на сокращение выбросов в атмосферу и косвенное на образование сточных вод и отходов. Более низкое потребление топлива или большая экономия энергии увеличивают вероятность того, что запас топлива на НПЗ или ГПЗ будет достаточным.

      Кросс-медиа эффекты

      Трудности при сборе данных об энергоемкости НПЗ или ГПЗ, связанные с конфиденциальностью данных для участия в сравнительном анализе (бечмаркинг) между заводами.

      Применимость

      Полностью применим. Широкий диапазон энергопотребления на НПЗ или ГПЗ означает, что на некоторых заводах может быть достигнуто значительное снижение энергопотребления. Согласованные и хорошо управляемые меры, основанные на комплексном подходе к сокращению потребления энергии.

      На нефтеперерабатывающих заводах действует система энергоменеджмента, выпускаются ежегодные отчеты о показателях энергопотребления. Исследования мирового рынка широкого спектра нефтеперерабатывающих заводов (конфигурации/мощности) на основе эквивалентных мощностей могуть быть полезными для сравнения производительности нефтеперерабатывающих заводов.

      Экономика

      Потребление энергии может составлять около 50 - 65 % от общих эксплуатационных затрат НПЗ или ГПЗ (например, 50 % – типичное значение для эксплуатационных затрат на энергию в США, 65 % для некоторых стран ЕС в секторе нефтепереработки). Как следствие, снижение энергопотребления или повышение эффективности завода снижают общие эксплуатационные расходы.

      Эффект от внедрения

      Снижение объемов потребления энергетических ресурсов обеспечивает не только сокращение операционных издержек заводов, но и влечет за собой повышение надежности их работы.

      Справочная литература

      [119],[120].

4.7. Организация работ по переработке и утилизации отходов

      Данный раздел дополняет предыдущие, относящиеся к отдельным технологическим процессам или установкам. В настоящем разделе содержится узконаправленная информация о ключевых методах управления, сокращения и мер борьбы с отходами, образующимися в результате переработки нефти и газа. С целью минимизации воздействия отходов на окружающую среду разрабатывается программа управления отходами. Процесс управления отходами включает в себя:

      предупреждение и минимизацию образования отходов;

      учет и контроль накопления отходов;

      сбор;

      переработку;

      обезвреживание;

      удаление отходов;

      другие виды восстановления свойств, например, утилизацию отходов в качестве топлива.

      Представленная информация дополняет другие разделы по следующим аспектам: экологические преимущества, воздействие на различные компоненты окружающей среды, технико-эксплуатационные данные и вопросы применимости, которые не будут повторяться в других разделах.

      Образующиеся отходы НПЗ обычно следующие: нефтешламы, отработанные технологические катализаторы, глина для фильтрования и топочная зола. Кроме того это отходы обессеривания дымовых газов, летучая зола, золошлаковые отходы, отработанный активированный уголь, пылевой фильтр, неорганические соли (сульфат аммония и окись кальция), полученные в результате предварительной очистки воды, загрязненная нефтью почва, битум, технический мусор, отработанные кислотные и едкие растворы, химические вещества и другое. Обработка этих отходов включает: сжигание, обработку земли за пределами объекта, захоронение на месте, захоронение за пределами объекта, химическую фиксацию, нейтрализацию и другие методы.

      Описание

      Система экологического менеджмента (раздел 4.1) может включать программу предотвращения образования отходов. Применяемые методы:

      комплексный план по сокращению количества образующегося нефтешлама;

      отбор проб замкнутого цикла;

      переработка и обезвреживание в специально построенных и выделенных объектах;

      применение специальных дренажных систем;

      создание оптимальных условий для работы катализатора, чтобы продлить его срок службы;

      регулирование концентрации натрия в сырье установки висбрекинга, чтобы уменьшить образование кокса;

      оптимизация процесса образования и повторного использования нефтепродуктов, не соответствующих техническим характеристикам;

      тщательная утилизация едкого натра;

      сортировка отходов, например, бетона и металлолома, выбирая экономически выгодные способы утилизации и устранения риска нахождения нежелательных включений;

      асбестовая обшивка: специальное оборудование для прессования и упаковки;

      обработка перманганатом для устранения следов тетраэтилсвинца и тетраметилсвинца (TEL/TML) в шламах (там, где необходимо);

      для нефтесодержащих механических примесей (грунта): обезмасливание в нефтеотделителе, нейтрализация: смешивание катализатора полимеризации (H3PO4) с окисью кальция;

      применение технологической обработки паром, промывкой или регенерацией до утилизации: фильтрация через глину и песок; катализаторы.

      Дополнительно:

      Механические примеси, попадающие в канализационную систему сточных вод, составляют большую часть нефтешламов на НПЗ. Такие примеси (в основном частицы грунта, взвешенных частиц) покрываются нефтью и осаждаются в виде нефтешламов в API сепараторе нефть-вода или во флотаторе. Поскольку в основном содержание механических примесей в шламе составляет от 5 до 30 % мас./мас.%, предотвращение попадания одного кг примесей в канализационную систему может устранить от 3 до 20 кг нефтешлама. Исследование Amoco/US EPA показало, что на заводе в Йорктауне 1 000 тонн механических примесей в год попадает в канализационную систему НПЗ. Методы регулирования содержания механических примесей следующие: использование уборочной машины на мощеных участках, мощение неасфальтированных участков, посадка растительного покрова на немощеных участках, очистка канализационных каналов, удаление примесей из канав и ливневого коллектора, а также сокращение осадкообразования в теплообменниках антифолиантами в системе охлаждающей воды.

      Значительная часть отходов НПЗ образуется из нефтешламов, образуемых в комбинированных технологических/ливневых каналах. Отделение относительно чистого стока дождевой воды от технологических потоков уменьшает количество образующихся нефтешламов. Кроме того, концентрированные технологические потоки более пригодны для извлечения нефтепродуктов.

      Достигнутые экологические выгоды

      Программа управления отходами нацелена на предотвращение образования и сокращения отходов и их окончательную утилизацию.

      Справочная литература

      [119],[120].

4.8. Имитационное моделирование

      Описание

      Имитационное моделирование – метод исследования, при котором изучаемая система заменяется моделью, с достаточной точностью описывающей реальную систему (построенная модель описывает процессы так, как они проходили бы в действительности), с которой проводятся эксперименты с целью получения информации об этой системе. Такую модель можно "проиграть" во времени как для одного испытания, так и заданного их множества. При этом результаты будут определяться случайным характером процессов. По этим данным можно получить достаточно устойчивую статистику. Экспериментирование с моделью называют имитацией (имитация – это постижение сути явления, не прибегая к экспериментам на реальном объекте).

      Техническое описание

      Имитационные модели позволяют анализировать системы и находить решения там, где другие методы не способны. После выбора соответствующего уровня абстракции разработка имитационной модели является более простым процессом, чем аналитическое моделирование. Структура имитационной модели естественным образом отражает структуру реальной системы. Имитационная модель позволяет измерить значения любых переменных, соответствующих выбранному уровню абстракции. Возможность анимации в модели (большая убедительность, по сравнению с таблицами или презентациями).

      Существует четыре основных подхода имитационного моделирования: динамическое моделирование, системная динамика (СД), дискретно-событийное (ДС) и агентное моделирование. Также следует отметить метод статистических испытаний – метод Монте-Карло (МК) (см. рисунок 4.3).

      Кросс-медиа эффекты

      Сбой программного обеспечения, технические ошибки при построении модели и некорректные исходные данные для моделирования.

     


      Рисунок .. Схема процесса имитационного моделирования

      Применимость

      Имитационное моделирование является экспериментальной и прикладной методологией и применяется на всех НПЗ и ГПЗ.

      Подходы имитационного моделирования применяются на всех этапах производства, при проектировании, определении рабочих параметров при выборе технологического режима работы и т.п.

      Экономика

      Экономическая выгода в использовании имитационного моделирования зависит от сложности моделируемой системы и технологического процесса, а также применяемого программного обеспечения.

      Эффект от внедрения

      Имитационное моделирование применяется для следующих целей:

      1) описать работу системы;

      2) построить теории и гипотезы, которые могут объяснить наблюдаемое поведение;

      3) использовать данные теории для предсказания будущего поведения системы.

      Применяемые программные обеспечения: MvStudium, MATLAB, Mathcad, Mathematica, Arena, GPSS, Extend, iThinkAnalyst, ProcessModel, PowerSim, AnyLogic, VisSim, Simulink, и др.

      Техники, которые рассматриваются при выборе наилучших доступных техник


      Общий обзор

      Настоящий раздел следует рассматривать как основную справочную информацию для определения наилучших доступных техник в области переработки нефти и газа. Техники, которые считаются устаревшими, не включены. Настоящий раздел не включает в себя все техники, применяемые на НПЗ и ГПЗ и описанные в разделе 3. В настоящий раздел включены только техники с доказанной экологической результативностью.

      Настоящий раздел может не содержать исчерпывающий перечень техник, которые могут быть применены в данной отрасли. Могут использоваться другие техники при условии обеспечения уровня защиты окружающей среды, не превышающего установленных технологических показателей.

      В разделе рассматриваются методы/технологии производства, предотвращения, контроля, минимизации и рециркуляции. Данные технологии/методы могут быть реализованы многими способами, такими как использование производственных технологий, которые загрязняют меньше, чем другие, изменение условий эксплуатации, сокращение материальных затрат, реинжиниринг процессов для повторного использования отходов производства, улучшение методов управления или замены токсичных химических веществ. В настоящем разделе представлена информация о некоторых общих и конкретных достижениях в области предотвращения загрязнения и борьбы с ним, которые были реализованы в промышленности в целом и в нефтеперерабатывающей промышленности в частности.

      Каждый пункт настоящего раздела посвящен процессу или деятельности НПЗ и ГПЗ и содержит процесс и технику по борьбе с выбросами, которые следует учитывать при определении НДТ. Если для одного процесса/деятельности применимы различные техники, они обсуждаются в соответствующем разделе о действии процесса. Разделы 5.2 - 5.29 были составлены таким же образом. Каждый из этих разделов содержит основные техники предотвращения загрязнения, применимые в упомянутом разделе процесса/деятельности, и техники очистки в конце производственного цикла (EOP), которые могут быть применимы для сокращения выбросов для процесса/деятельности. Техники EOP сгруппированы по категориям среды/загрязнителей, чтобы уточнить последовательность применяемых техник.

      Настоящий раздел включает три раздела, содержащие техники EOP, применяемые к отходящим газам, сточным водам и организации работ по переработке и утилизации отходов. А также разделы, содержащие описания техник EOP, которые могут быть применимы к нескольким процессам/деятельности НПЗ и ГПЗ, а также к некоторым другим процессам EOP.

5.1. Процессы обезвоживания и обессоливания нефти

5.1.1. Оптимальные методы обессоливания

      Описание

      Описание процесса обесоливания представлено в разделе 3, пункт 3.1, который включает в себя:

      многоступенчатые обессоливатели, комбинированное использование полей переменного и постоянного тока обеспечивает высокую эффективность опреснения, а также экономию энергии;

      рециркуляция в многоступенчатых обессоливателях части раствора сточной воды обессоливателя второй ступени на первую ступень, сводя к минимуму количество промывочной воды;

      предотвращение турбулентности в сосудах обессоливателя за счет использования более низкого давления воды.

      Достигнутые экологические выгоды

      Повышенная эффективность обессоливателей может снизить потребление пресной промывочной воды. Еще одним экологическим преимуществом может быть экономия энергии за счет более эффективного электрического поля.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Двухступенчатые процессы достигают 95 % или более высокой эффективности (из сырой нефти удаляется более 95 % солей/взвешенных веществ). Высокая эффективность обеспечивает преимущества процесса, так как в установках, использующих меньше добавочной воды, меньше коррозии и меньше дезактивации катализатора, например, натрием.

      Применимость

      Двухступенчатое или трехступенчатое обессоливание используется в том случае, когда требования к содержанию солей для последующего процесса являются очень строгими, либо для предотвращения технологических сбоев и обеспечения функциональности (например, когда тяжелые остатки обрабатываются далее в процессах каталитической конверсии).

      Эффект от внедрения

      Повышение эффективности процесса обессоливания.

      Справочная литература

      [8], [9], [26].

5.1.2. Улучшение процесса разделения нефти и воды перед сбросом в сточные воды водоочистных сооружений

      Описание

      Методы, которые могут быть применены, заключаются в следующем:

      передача сточных вод из установок обессоливания в отстойную емкость, где может быть достигнуто дальнейшее разделение нефти и воды. Нефть из воды может быть непосредственно извлечена в системе обработки нефтезагрязненных сточных вод;

      выбор оптимальных регуляторов межфазового уровня. В зависимости от удельного веса и диапазона обрабатываемого сырья необходимо рассматривать наиболее точные датчики уровня среди вытеснителей, емкостных зондов или детекторов радиоволн. Точность регулировки межфазового уровня имеет основополагающее значение для корректной работы обессоливателя;

      оптимальное улучшение разделения нефти и воды может быть достигнуто с помощью добавок "смачивающих" агентов, предназначением которых является удаление взвешенных загрязняющих веществ, которые ответственны за значительный унос нефти в воду;

      использование нетоксичных, биоразлагаемых, негорючих специальных деэмульгирующих химических веществ, улучшающих процесс слияния капель воды.

      Достигнутые экологические выгоды

      Описанные выше методы улучшают разделение нефтепродуктов и воды, снижая уровень нефтепродуктов при очистке сточных вод и рециркуляцию их в технологический процесс, а также снижая образование нефтяного шлама. При применении первого метода, упомянутого выше, в сепараторы поступает на 10 - 20 % меньше нефти. Второй может отделить от водной фазы около 5 - 10 % нефти.

      Кросс-медиа эффекты

      Некоторые из предложенных методов требуют применения химических веществ.

      Применимость

      Полностью применим.

      Эффект от внедрения

      Увеличение степени разделения нефти и воды.

      Справочная литература

      [68].

5.1.3. Разделение взвешенных веществ/воды и нефти

      Описание

      Взвешенные вещества, поступающие в установку перегонки сырой нефти, сорбируют больше нефти и образуют дополнительные эмульсии и шламы. Поэтому количество взвешенных веществ, удаляемых из установки обессоливания, должно быть максимальным. Для сведения к минимуму содержание взвешенных веществ, выходящих из обессоливателя вместе с сырой нефтью, используется ряд методов:

      использование смесительных устройств с низким сдвигом для смешивания промывочной воды обессоливателя и сырой нефти;

      использование низкого давления воды в обессоливателе, чтобы избежать турбулентности;

      замена струи воды глинистым раствором (они вызывают меньшую турбулентность при удалении осевших взвешенных веществ);

      водная фаза (суспензия) может быть разделена в пластинчатом сепараторе под давлением. В качестве альтернативы можно использовать комбинацию гидроциклонного обессоливателя и нефтеотделителя;

      оценка эффективности системы промывки образующегося осадка. Промывка осадка – это периодический процесс, предназначенный для перемешивания водной фазы в обессоливателе, чтобы приостановить и удалить взвешенные вещества, накопившиеся на дне сосуда. Этот процесс очистки повышает эффективность обессоливателей во время нормальной работы, особенно при длительных циклах.

      Достигнутые экологические выгоды

      При применении данных методов содержание нефти в образующихся шламах может быть уменьшено, а отделение шламов от водной фазы – улучшено.

      Кросс-медиа эффекты

      При применении данных методов увеличивается образование шлама на нефтеперерабатывающем заводе. При содержании механических примесей в сырой нефти 0,015 % мас./мас. теоретически 1500 тонн в год шламов могут образовываться на нефтеперерабатывающем заводе мощностью 10 млн тонн в год.

      Применимость

      Там, где донные отложения, осадки и вода имеют решающее значение в последующих технологических установках, обессоливатели оснащены системой промывки дна для удаления осевших взвешенных веществ.

      Распространены обессоливатели с устройствами для удаления осадков. Обессоливателей остатков атмосферной перегонки недостаточно, но их количество увеличивается с увеличением сложности нефтеперерабатывающих заводов в переработке остатков. На нескольких нефтеперерабатывающих заводах обессоливатели были оснащены системой донной промывки.

      Эффект от внедрения

      Усиливает разделение нефтяной и водной фазы за счет удаления взвешенных веществ, накопленных на дне обессоливателя.

      Справочная литература

      [68].

5.1.4. Повторное использование воды для обессоливателя

      Описание

      Вода, используемая в других процессах, может быть повторно использована в обессоливателе. Например, если очищенная кислая вода используется в качестве промывочной воды обессоливателей, содержащийся в ней аммиак, сульфиды и фенолы могут в некоторой степени реабсорбироваться сырой водой.

      Следующие потоки технологической воды могут быть пригодны для использования в качестве промывочной воды для обессоливателя:

      использование воды, полученной в результате конденсации в сепараторе установки перегонки сырой нефти. Как правило, количество такой воды составляет 1 - 2 % мас./мас. на сырье;

      конденсаты пара после стрипингов керосина и дизельного топлива и конденсат пара вакуумной колонны (около 3,5 % мас./мас. на сырье);

      очищенная кислая вода, а также другие потоки технологической воды, не содержащие взвешенных веществ. Вода для скруббера или охлаждающая вода загрязнена и требует разделения нефти и взвешенных частиц перед биообработкой и/или повторным использованием в качестве промывочной воды обессоливателя. Кислая вода направляется в устройство для очистки кислой воды до еҰ повторного использования и/или окончательной очистки в очистных сооружениях для сточных вод.

      Достигнутые экологические выгоды

      Используя воду такими способами, нефтеперерабатывающий завод снижает гидравлическую нагрузку на установки очистки сточных вод и потребление воды.

      Кросс-медиа эффекты

      Необходимо избегать рециркуляции потоков воды, которые могут образовывать эмульсии, поскольку это приводит к ухудшению разделения фазы нефть/вода в обессоливателе, что в свою очередь приводит к чрезмерному выносу нефти с водой. Потоки с высоким содержанием растворенных взвешенных веществ не следует использовать в качестве промывочной воды обессоливателя из-за снижения движущей силы для извлечения соли из сырой нефти в воду.

      Применимость

      Примерами сточных вод, которые могут образовывать эмульсии в обессоливателе, являются: установки окисления битума, гидрокрекинга, замедленного коксования (мелкие частицы могут стабилизировать эмульсии), другие установки глубокой конверсии (нерастворимые сульфиды металлов, которые могут стабилизировать эмульсии) и HF-алкилирования (коррозионные отложения фтора). Возможность повторного использования воды обессоливателя в качестве промывочной воды для обессоливателя полностью применима к новым нефтеперерабатывающим заводам, но затруднено для применения на существующих нефтеперерабатывающих заводах.

      Экономика

      Необходимо учитывать затраты на сбор, обработку, перекачку и транспортировку этих вод по трубопроводам.

      Эффект от внедрения

      Нефтеперерабатывающий завод снижает гидравлическую нагрузку на установки очистки сточных вод и потребление воды.

      Справочная литература

      [9], [26].

5.1.5. Удаление соляного раствора обессоливателя

      Описание

      Метод состоит из очистки воды обессоливателя от углеводородов, кислых компонентов и удаления аммиака перед тем, как направить на очистку сточных вод. Извлеченные углеводороды могут быть смешаны с несколькими потоками нефтепереработки. Дозировка кислоты для оптимизации рН также может быть использована для улучшения очистки воды от эмульгированной нефти.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение содержания углеводородов, серы или аммиака (в зависимости от диапазона рН) в сточных водах, образующихся в обессоливателе. Например, выбросы бензола могут быть сокращены на 95 %.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На нефтеперерабатывающем заводе мощностью 8,7 млн тонн в год образуется поток сточных вод в сырой установке объемом 1,3 м3 в минуту, содержащий 90 кг фенолов в сутки. Сброс воды из обессоливателей содержит максимум 20 ppm бензола, а количество промывочной воды обессоливателя эквивалентно 4 – 8 % об/об подачи нефти. Сброс из сепараторов с уровнем бензола в диапазоне 20 ppb затем направляется в систему очистки сточных вод. Перед колонной отпарки кислых стоков устанавливается емкость для улавливания углеводородов. На нефтеперерабатывающих заводах с помощью описанного метода можно уменьшить содержание фенолов в воде до 90 %.

      Кросс-медиа эффекты

      Описанный метод требует потребление пара, введения кислоты и других химических веществ.

      Применимость

      Предварительная обработка раствора обессоливателя обычно применяется при обработке очень тяжелой сырой нефти.

      Экономика

      Нет полученной информации.

      Эффект от внедрения

      Описанный метод позволяет уменьшить количество бензола в сточных водах, тем самым снижая выбросы ЛОС бензола в водоотводящих сооружениях.

      Справочная литература

      [9], [26].

5.2. Первичная перегонка нефти

      В соответствии с 3.2 - 3.3 установки атмосферной и вакуумной перегонки являются крупными потребителями тепла. Техники, которые следует рассмотреть для применения в печах, описаны в разделе, посвященном энергетической системе (раздел 3).

5.2.1. Установка дробной перегонки

      Техническое описание

      Установка дробной перегонки со встроенной атмосферной колонной/высоковакуумной установкой, которая экономит до 30 % от общего потребления энергии для этих установок (рисунок 5.1). Метод включает атмосферную перегонку (предварительное отбензинивание нефти), вакуумную перегонку, фракционирование бензина, стабилизатор нафты, если требуется, и газовую установку.

     


      Рисунок .. Технологическая схема установки дробной перегонки

      Достигнутые экологические выгоды

      Технологическая нагрузка нагревателя (МВт·ч/100 тонн сырой нефти) при мощности перегонки 10 млн тонн в год составляет около 17,3 для легкой сырой нефти. При использовании дробной перегонки сырой нефти она снижается до 10,1. Удельное потребление энергии (общее потребление энергии в тоннах топливного эквивалента на 100 тонн сырой нефти) при мощности перегонки 10 мил. т/год составляет 1,7 - 2,0 для легкой сырой нефти, в то время как использование установки дробной перегонки потребляет только 1,15. Экономия энергии на НПЗ мощностью 9,7 млн тонн в год составляет 50000 тонн тяжелого топлива по сравнению с традиционными методами.

      Общее потребление первичной энергии

      Для легкой нефти или смеси: 1,25 тонн топлива на 100 тонн сырой нефти. Для арабской тяжелой нефти: 1,15 тонн топлива на 100 тонн сырой нефти.

      Дробная перегонка – это крайняя точка тепловой интеграции между атмосферной и вакуумной перегонками. Метод также предотвращает перегрев легких фракций до температур выше, чем строго необходимо для их разделения, и это предотвращает ухудшение тепловых уровней, связанных с отводом тяжелых фракций.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Экологические показатели и эксплуатационные данные представлены в таблицах 5.1 - 5.2.

      Таблица .. Потребление энергии при дробной перегонке сырой нефти, когда одна и та же установка используется для переработки двух видов сырой нефти

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Тяжелая нефть (887 кг/м3)
6,5 млн т/год

Нефть (810 кг/м3)
5 млн т/год

потребление

т.н.э./ч

т.н.э./100 т

потребление

т.н.э./ч

т.н.э./100 т

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Топливо (МВт·ч/ч)

67,5

5,81

0,75

67,5

5,81

1,04

2

Пар (т/ч)

15,95

0,8

0,11

21,0

1,05

0,19

3

Потребление электроэнергии (МВт·ч/ч)

6,4

1,41

0,18

6,4

1,41

0,25

4

Итого


8,02

1,04


0,27

1,48

      примечание: потребление энергии определяется в соответствии со следующей гипотезой: т.н.э.(тонна нефтяного эквивалента) = 11,6 МВт·ч;

      кг пара низкого давления = 0,581 кВт·ч;

      выход электроэнергии электростанции = 39 %;

      продукты отправляются на хранение (при холодной температуре).

      Таблица .. Стандартные требования к инженерному обеспечению на тонну сырья

№ п/п

Стандартные требования к инженерному обеспечению на тонну сырья

Показатель

Единицы
измерения

1

2

3

4

1

Сжигаемое топливо

107 - 140

кВт/ч

2

Энергия

6,6 - 8,8

кВт/ч

3

Пар, 4,5 бар и.д.

0 - 17

кг

4

Водяное охлаждение (DT = 15 ºC)

1,4 - 2,8

м3

      примечание: данные пересчитаны с использованием среднего значения 1 т для 7,3 баррелей сырой нефти.

      Кросс-медиа эффекты

      Не выявлено воздействие на различные компоненты окружающей среды.

      Применимость

      Данный процесс применим ко всем или части этих установок при их сооружении, а также может быть использован при реконструкции для проверки узких мест. Это включает в себя, например, добавление колонны предварительного испарения для снижения расхода топлива.

      На некоторых европейских НПЗ используется установка дробной перегонки с встроенной атмосферной колонной/высоковакуумной установкой

      Экономика

      Снижение расхода топлива и как следствие снижение эксплуатационных расходов установок перегонки.

      Эффект от внедрения

      Снизить расход топлива на НПЗ.

      Справочная литература

      [3], [4], [5].

5.2.2. Тепловая интеграция на установках перегонки сырой нефти

      Описание

      Для оптимизации рекуперации тепла из атмосферной колонны перегонки два или три потока флегмы непрерывно циркулируют в нескольких точках на верхнем и среднем уровнях циркуляционного орошения. В современных конструкциях достигается интеграция с высоковакуумной установкой, а иногда и термического крекинга. Некоторые применяемые техники приведены ниже.

      Оптимизация рекуперации тепла посредством изучения и внедрения оптимальной интеграции энергии. Метод исследования на энергоемкость появился в качестве инструмента для оценки общих проектов систем, помогая сбалансировать инвестиции с экономией энергии.

      Применение метода исследования на энергоемкость к тепловой интеграции в установке предварительного нагрева сырой нефти. Увеличение температуры предварительного нагрева и сведение к минимуму потери тепла в воздух и охлаждающую воду.

      Увеличение давления в колонне перегонки сырой нефти с двух до четырех. Необходимо повторно нагреть боковые очистители с помощью топливного теплоносителя, а не паровой очистки.

      Теплопередача при предварительном нагреве сырой нефти может быть улучшена с помощью специальной обработки веществами, препятствующими обрастанию в системе теплообменника сырой нефти. Такие вещества выпускаются многими химическими компаниями и во многих областях применения эффективны для увеличения продолжительности рабочего цикла теплообменников; вещества, препятствующие обрастанию, могут предотвратить закупорку трубчатых теплообменников, улучшить рекуперацию тепла и предотвратить гидравлические потери в зависимости от характера загрязнения. Одновременно повышаются коэффициенты обслуживания различных агрегатов/технологических линий, а также рекуперация тепла (энергоэффективность).

      Применение усовершенствованного управления технологическим процессом для оптимизации использования энергии в установке сырой нефти.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Снижение расхода топлива на нагрев в ректификационных колоннах.

      Кросс-медиа эффекты

      В случае высокоинтегрированных установок нефтеперерабатывающий комплекс в целом становится более восприимчивым к нестабильным условиям, возникающим на отдельных установках.

      Применимость

      Интеграция зависит от доступного пространства участка для размещения и возможности выполнения этих изменений в доступное время завершения работы. Данная технология применяется за исключением очень немногих случаев.

      Процедуры тепловой интеграции широко применяются в установках сырой нефти. Дробная перегонка – это поток тепловой интеграции между атмосферной и вакуумной перегонками.

      Эффект от внедрения

      Снижение потребления энергии и связанных с этим выбросов CO2 на НПЗ.

      Справочная литература

      [6], [7], [8].

5.2.3. Использование вакуумных насосов и поверхностных конденсаторов

      Описание

      Данная техника заключается в использовании вакуумных жидкостно-кольцевых компрессоров вместо паровых эжекторов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Вакуумные насосы и поверхностные конденсаторы в значительной степени заменили барометрические конденсаторы на многих НПЗ, чтобы удалить данный поток нефтесодержащих сточных вод. Замена паровых эжекторов вакуумными насосами позволит снизить расход кислой воды с 10 м3/ч до 2 м3/ч. Вакуум может создаваться комбинацией вакуумных насосов и эжекторов для оптимизации энергоэффективности.

      Кросс-медиа эффекты

      Замена паровых эжекторов вакуумными насосами увеличит потребление электроэнергии для создания вакуума, но снизит потребление тепла, охлаждающей воды, электроэнергии для охлаждающих насосов и агентов, используемых для кондиционирования охлаждающей воды. На НПЗ существует множество процессов, в которых избыточный пар может быть извлечен и использован для производства вакуума. Однако анализ управления энергопотреблением поможет решить, является ли использование избыточного пара для выброса пара вместо применения вакуумных насосов более эффективным, чем использование избыточного пара для других целей. Также следует учитывать надежность обеих систем, так как обычно паровые эжекторы более надежны, чем вакуумные насосы.

      Применимость

      Может не применяться в случаях модернизации. Для новых установок необходимы вакуумные насосы в сочетании с паровыми эжекторами, либо без них для достижения высокого вакуума (10 мм рт.ст.), а также запасные части на случай отказа вакуумного насоса.

      В настоящее время вакуумные насосы используются чаще, чем эжекторные установки.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования кислых сточных вод.

      Справочная литература

      [6], [8].

5.3. Процесс вакуумной перегонки

5.3.1. Снижение вакуумного давления в установке вакуумной перегонки

      Описание

      Снижение давления вакуума, например, до 20 - 25 мм рт.ст., позволит снизить температуру на выходе из печи при сохранении той же точки целевой фракции вакуумного остатка.

      Достигнутые экологические выгоды

      Данная технология даст некоторые преимущества как с точки зрения энергосбережения, так и с точки зрения сокращения загрязнения. Экологические преимущества заключаются в следующем:

      пониженный потенциал крекинга или коксования в печных трубах;

      сокращение крекинга сырья для более легких продуктов;

      пониженная мощность сжигания и следовательно снижение расхода топлива.

      Кросс-медиа эффекты

      Энергия (электричество или пар) необходимы для создания вакуума.

      Применимость

      Применимость обычно ограничена мощностью башни, температурой конденсирующейся жидкости или другими материальными ограничениями.

      Эффект от внедрения

      Уменьшить тепловую нагрузку процесса вакуумной перегонки.

      Справочная литература

      [62], [68].

5.3.2. Очистка неконденсирующихся веществ вакуумным эжектором из конденсатора

      Описание

      Данные техники контроля выбросов из вакуумных установок включают такие процессы, как очистка амина (см. пункт 5.27.1), систем топливного газа НПЗ и сжигание в технологических печах других установок или оба процесса вместе. Газы из некоторых установок могут содержать значительное количество воздуха, и такие газы, как правило, лучше всего сжигать на месте. Возможно, потребуется тщательно применять технологии очистки аминов, поскольку загрязнение углеводородами может вызвать проблемы с пенообразованием в установках регенерации аминов.

      Неконденсируемые вещества из воздушных конденсаторов могут передаваться в системы очистки и рекуперации легких паров или топливных газов НПЗ; кислые неконденсируемые газы, выпускаемые из герметичных барометрических насосов установок вакуумной перегонки, должны извлекаться и обрабатываться способом, соответствующим свойствам кислого газа.

      Данная техника контроля, применимая к неконденсируемым выбросам, выбрасываемым из вакуумных эжекторов или насосов, состоящая из сброса в системы продувки или системы топливного газа НПЗ и сжигания в печах или котлах-утилизаторах.

      Достигаемые экологические преимущества

      Конденсаторы колонны вакуумной перегонки могут выделять 0,14 кг/м3 подачи под вакуумом и быть уменьшены до незначительного уровня, если они сбрасываются в нагреватель или печь дожига. Снижение загрязнения достигается, если вакуумные газовые потоки (отходящий газ) направляются в соответствующую установку очистки аминов, а не сжигаются непосредственно в промышленном нагревателе. Направление вакуумного отходящего газа на очистку требует значительных инвестиций из-за затрат на компрессор.

      Эффективность технологий контроля загрязнения для сжигания, как правило, превышает 99 % в отношении выбросов неметановых ЛОС.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Неконденсируемые потоки вакуумной дистилляции, которые в настоящее время направляются в печь, обычно включают небольшой расход с высокой концентрацией H2S. По оценкам, это составляет около 15 % от общего объема выбросов серы на нефтеперерабатывающих заводах. В настоящее время осуществляется проект по очистке этих потоков с помощью аминной установки, чтобы таким образом сократить эти выбросы. Аналогичные проекты представлены и для других нефтеперерабатывающих заводов.

      Кросс-медиа эффекты

      В технологии сжигания необходимо учитывать продукты сгорания.

      Повторное использование сточных вод, образующихся в верхней емкости для флегмы, может повлиять на рН опреснителя и выход некоторых компонентов при обессоливании.

      Применимость

      Полностью применим.

      Применяется на некоторых европейских нефтеперерабатывающих заводах.

      Эффект от внедрения

      Сократить выбросы загрязняющих веществ, например, в контексте концепции "колпака" загрязнений.

      Справочная литература

      [68], [97].

5.4. Гидрогенизационные процессы

5.4.1. Процессы гидродесульфуризации

      Описание

      См. раздел 3.4

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение содержания серы в различных фракциях. Современные методы позволяют снизить содержание серы в дистиллятах до менее чем 10 ppm. Например, применение одностадийного гидрирования с помощью катализатора Co/Mo (30–40 бар) к средним дистиллятам снижает содержание серы более чем на 90 % (до примерно 100 ppm) в зависимости от продукта содержания серы в сырье и условий реакции. Если спрос на дизельное топливо увеличивается, при его производстве необходимо использовать дополнительные соединения (например, легкий рецикловый газойль (ЛРГ) после установки ФКК). Однако это сырье содержит множество ароматических соединений, которые необходимо гидрировать в тяжелых условиях (высокая температура и давление, высокоактивные катализаторы, двухступенчатые процессы).

      Текущие технические условия дизельного топлива могут быть выполнены в обычных одноступенчатых установках гидроочистки путем снижения почасовой скорости жидкости с 3,7 в условных единицах до 0,8 - 1,1 путем последовательного внедрения реактора в существующие установки и применения последнего поколения катализаторов, доступных для установок гидроочистки газойля. При переработке российской экспортной смеси с 1,3 % весового соотношения серы и промежуточным содержанием серы перед установкой окончательной десульфуризации 0,12 % серы конечное содержание серы в рафинате может быть достигнуто при нормальной эксплуатации, равное 8 ppm серы.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Установки гидроочистки газойля нуждаются в дополнительной установке для промывки амином под высоким давлением в потоке рециркуляции водорода для поддержания чистоты водорода в потоке рециркуляции с углеводородами из свежего сырья. Установка будет работать под давлением 45 бар, используя 40 Нм3 водорода на тонну сырья в виде газойля с расчетным сроком эксплуатации 30 месяцев.

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление энергии, образование отходов, сточные воды и выбросы в атмосферный воздух.

      Применимость

      Применимо к дистиллятам от нафты до тяжелых остатков.

      На НПЗ существует множество процессов десульфуризации.

      Экономика

      Предполагаемые затраты на установку процесса десульфуризации с пониженным содержанием сырой нефти (из расчета 132 м3/ч) составляют 47 млн евро. В таблице 5.3 приведены инвестиционные затраты в установку гидроочистки системы десульфуризации остатков для подготовки сырья для флюид каталитического крекинга остатков.

      Таблица .. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

№ п/п

Наименование энергетических ресурсов

Значение

1

2

3

1

Скорость подачи сырья, Мт/год

3,8

2

Срок эксплуатации, дни

335

3

Коэффициент эксплуатации

0,92

4

Инвестиции во внутренние объекты, млн евро

272

5

Общая стоимость внешних объектов (30 % от стоимости внутренних объектов), млн евро

82

6

Расходы катализатора на одну загрузку, млн евро

10

      примечание: представлены данные по побережью Мексиканского залива США за 2 квартал 1995 года.

      Эффект от внедрения

      По данным EC снижение содержания серы в исходном сырье составляет 10 мг/кг (10 ppm.).

      Справочная литература

      [78].

5.4.2. Каталитическая перегонка

      Описание

      Каталитическая перегонка для десульфуризации бензина как двухступенчатый процесс.

      Достигнутые экологические выгоды

      Содержание серы снизилось более чем на 95 % в бензине установки ФКК, содержащем 1800 ppm серы. Данный тип техники потребляет меньше энергии, чем стандартные процессы десульфуризации.

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление энергии, образование отходов, сточные воды и выбросы в атмосферу.

      Применимость

      Полностью применим. Данная техника также может быть использована для восстановления бензола в продукте реформинга.

      В Европе имеется по крайней мере одна установка каталитической перегонки для десульфуризации 7950 м3/сут. бензина, полученного после установки ФКК. В 2010 году в Российской Федерации была разработана установка ФКК мощностью 1,26 млн т/год с запатентованным процессом каталитической перегонки, отвечающим требованиям к выбросам Евро-5.

      Экономика

      Двухступенчатый процесс предназначен для очистки 7950 м3/сут бензина, полученного после установки ФКК, содержащего 1800 ppm серы. Его производительность оценивается в 95 %, а инвестиционные затраты составляют около 20 миллионов евро.

      Эффект от внедрения

      По данным EC снижение содержания серы в исходном сырье составляет 10 мг/кг (10 ppm.) [директива 2009/30/EC].

      Справочная литература

      [5].

5.4.3. Каскадная очистка нефтепродуктов щелочными растворами

      Описание

      Общий расход едкого натра на установках мокрой очистки газов снижается, если часть отработанного едкого натра из одной установки повторно используется на другой. Примером такой процедуры является вывод регенерированного едкого натра на стадии предварительной промывки и демеркаптанизация некатализированного бензина. Например, очистка крекинг-бензина от меркаптанов, извлечение H2S или тиофенолов.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение использования едких растворов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Необходимо соблюдать особую осторожность при работе с отработанным едким натром из-за наличия на установке соединений серы.

      Экономика

      Данные о затратах, связанных с различными процессами демеркаптанизации бензина и дистиллята, представлены в таблице 5.4.


      Таблица .. Данные о затратах, связанных с различными процессами демеркаптанизации бензина и дистиллята

№ п/п

Продукт

Виды процессов демеркаптанизации бензина

Сметные капитальные расходы, млн евро

Сметные эксплуатационные расходы, евро/м3

1

2

3

4

5

1

Сжиженный газ

Извлечение*

2,2

0,05

2

Легкая нафта

Minalk

1,1

0,04

3


Без едкого натра

1,1

0,15

4

Тяжелая нафта и
керосин

Неподвижный слой стандартного образца

2,6

0,18

5


Без едкого натра

2,6

0,40

      * включают установки предварительной и последующей очистки;

      примечание: представлен пример экономических показателей процесса MEROX, применяемого в ходе непрерывной эксплуатации многофункциональной установки мощностью 1590 м3,.согласно данным по побережью Мексиканского залива США. Капитальные расходы относятся к модульному проектированию, изготовлению и монтажу установок по технологии MEROX. Расчетная стоимость модульного проектирования находится в границах ответственности франко-борта местонахождения изготовителя (побережье Мексиканского залива США). Расчетные эксплуатационные расходы включают стоимость катализаторов, химреагентов, прокладки инженерных коммуникаций и рабочей силы.

      Процесс демеркаптанизации экономичнее гидроочистки как с точки зрения капитальных вложений, так и эксплуатационных затрат. Едкий натр обычно полностью регенерируется. В результате отводится только его малая часть.

      Справочная литература

      [93], [97].

5.4.4. Методы использования отработанного едкого натра

      Описание

      Едкий натр поглощает и извлекает сероводород, меркаптаны и фенольные загрязнения из нефтепродуктов на промежуточной и финальной стадии очистки. На некоторых установках демеркаптанизации отработанные растворы едкой щелочи имеют неприятный запах, поэтому операции с ними проводятся в герметичных установках. До сброса в систему сточных вод их очищают, при этом скорость потока регулируется. Существует несколько эффективных методов повторного использования едкого натра на НПЗ – переработка на НПЗ или за его пределами, уничтожение в печах сжигания отходов.

      Рассматриваемые методы:

      Нейтрализация и отпарка.

      Сжигание как альтернатива очистки сточных вод из-за очень высокой концентрации крезолов, нафтенов, меркаптанов и других органических соединений в отработанных едких растворах (ХПК>>50 г/л).

      Обработка и утилизация сухого отработанного едкого натра предотвращают образование пыли. Его захоронение запрещено.

      Повторное использование отработанного едкого натра на НПЗ.

      Борьба с коррозией на установках перегонки сырой нефти с использованием отработанного, а не свежего едкого натра. На электрообессоливающей установке нестабильные формы хлоридных (магниевых) солей не извлекаются из сырой нефти. При нагревании в дистилляторе сырой нефти они растворяются и образуют хлоридную коррозию. С целью предотвращения образования коррозии в установку с сырой нефтью вводят небольшое количество едкого натра (натрия). В результате образуется стабильная форма хлорида натрия, которая нейтрализует хлоридные компоненты. Для нейтрализации продуктов хлоридного разложения часто используется отработанный едкий натр. Он также уменьшает образование отходов.

      Повторное использование едкого натра на электрообессоливающей установке с сырой нефтью или отпарки кислых стоков.

      Использование едкого натра на установке биологической очистки в качестве дополнительного средства контроля рН сточных вод.

      Повторное использование едкого натра, содержащего фенолы, – значение рН щелочи снижают до тех пор, пока фенолы перестанут растворяться. Таким образом, жидкости расслоятся. Затем щелочь обрабатывается в системе очистки сточных вод на НПЗ.

      Повторное использование отработанного едкого натра (обычно разделяемый на: сульфидный, крезоловый и нафтеновый) за пределами НПЗ.

      На бумажном комбинате (только сульфидно-щелочной раствор).

      В качестве сырья для Na2SO3 (может потребоваться разделение видов щелочей).

      На предприятиях химической переработки, где концентрация фенола или сероводорода высокая. Возможно потребуется увеличить концентрацию фенолов в едком натре. Такая перестройка технологических процессов на НПЗ позволит сократить расходы на извлечение загрязняющих веществ из нефтепродуктов.

      Регенерация или окисление отработанного едкого натра происходят в результате:

      очистки перекисью водорода;

      применения катализатора с неподвижным слоем;

      продувки сжатым воздухом: 120 - 320 °C; 1,4 - 20,4 МПа;

      применения биологической системы очистки.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов пахучих веществ в атмосферу и использования едкого натра.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Необходимо соблюдать особую осторожность при работе с отработанным едким натром из-за наличия на установке соединений серы.

      Кросс-медиа эффекты

      Отмечены следующие воздействия загрязнений одной среды на другую при различных методах очистки нефтепродуктов:

      присутствие едкого натра на установке сырой нефти способствует образованию кокса на последующих установках по потоку нефти;

      увеличение содержания фенолов, бензолов, толуолов и ксилолов на установке очистки сточных вод. Как следствие, такая концентрация вредных веществ снижает производительность установки очистки сточных вод либо увеличивается количество сбросов очистных сооружений. Меркаптаны, крезолы и нафтены негативно сказываются на производительности установок биоочистки.

      Эффект от внедрения

      Уменьшить применение едкого натра.

      Применимость

      Ряд НПЗ располагают функциональной возможностью регенерировать отработанный едкий натр. Однако другие НПЗ вынуждены утилизировать его излишки после щелочной промывки нефтепродукта. В результате остается небольшое количество едких веществ и, как правило, их используют на установках очистки сточных вод. В противном случае их сдают на утилизацию на бумажный комбинат и целлюлозный завод, где они используется в качестве отбеливающего реагента. Некоторые НПЗ отдают на реализацию отработанную концентрированную щелочь с фенолом. Ее применяют для извлечения крезоловых кислот из нефтяных продуктов. Некоторые НПЗ самостоятельно перерабатывают такую концентрированную щелочь. Извлеченный дисульфид реализуют в качестве готового продукта или отдают на переработку в печь сжигания отходов.

      Справочная литература

      [13], [15].

5.4.5. Каталитическая депарафинизация

      Описание

      Удаление парафинов из нефтяных фракций снижает температуру застывания смазочного масла. Сольвентная депарафинизация подразумевает смешивание растворителя с исходной фракцией, последующее отделение охлаждением и фильтрации выпавших в осадок парафинов.

      Процесс каталитической депарафинизации происходит с использованием избирательных катализаторов с пористой структурой. При таком методе смазочные масла обладают более низкой температурой застывания, чем при сольвентной депарафинизации. В результате вместо парафинов вырабатываются горючие компоненты.

      Достигнутые экологические выгоды

      При применении каталитической депарафинизации содержание пахучих веществ и серы в нефтепродуктах ниже, чем при сольвентной. Продукты, образованные в результате гидрокрекирования парафина, остаются в составе нефтепродукта.

      Кросс-медиа эффекты

      Расход водорода, как правило, составляет 20 - 62 м3/тонну сырья (100 - 300 ст.куб.фт./барр.н).

      Применимость

      Полностью применим на новых установках. Метод каталитической депарафинизации с малой вероятностью можно внедрить на существующих установках депарафинизации, поскольку представляет собой совершенно другой процесс. При каталитической депарафинизации температура застывания ниже, но выше индекс вязкости, чем в методе с применением растворителей.

      Один из НПЗ ЕС применяет процесс депарафинизации и производит дистилляты с низким содержанием парафина.

      Экономика

      В таблице 5.5 сравниваются относительные затраты на оснащение НПЗ установкой (сольвентной) депарафинизации нефти мощностью от 300 кт/год до 500 кт/год; строительство нового комплекса мощностью 200 кт/год; внедрение метода каталитической депарафинизации на одну из установок НПЗ.

      Таблица .. Данные о затратах на установку (сольвентной) депарафинизации масел мощностью 200 кт

№ п/п

Параметры расходов

Новая установка
(200 кт/год)
(% от общей стоимости)

Внедрение на действующую установку (от 300 до 500 кт/год)
(% от стоимости установки (сольвентной) депарафинизации масел)

1

2

3

4

1

Изменение капитала

36

24 - 36

2

Постоянные затраты

20

7 - 9

3

Переменные затраты

8

8

4

Стоимость углеводородов

35

11

5

Итого

100

50 - 64

      примечание: инвестиции согласно 795 м3/сут базового смазочного масла без учета топлива установки гидрокрекинга;

      общая сумма (1998 год, побережье Мексиканского залива США): 80 млн долл. США.

      Эффект от внедрения

      Получение дистиллята с низким содержанием парафина.

      Справочная литература

      [118].

5.5. Каталитический риформинг

5.5.1. Очистка регенерационных отработанных газов

      Описание

      Регенерационный вентиляционный газ может содержать следы HCl, Cl2, CO, SO2, углеводородов, диоксинов и фуранов. Хранение и обращение с органическими хлоридами, используемыми во время регенерации, также может привести к выбросам в атмосферу. В некоторых конструкциях установок регенерационный вентиляционный газ может направляться через адсорбционный слой, скруббер или в сочетании с основной системой промывки отходящих газов водой.

      Достигнутые экологические выгоды

      Адсорбционные слои, водяные скрубберы или скруберы, орашаемые водным раствором едкого натра, и основные системы промывки воды приводят к сокращению выбросов микрокомпонентов в регенерационном вентиляционном газе и удалению большинства диоксинов и фуранов из выбросов в атмосферу. Однако из-за гидрофобных свойств диоксинов и фуранов часть может проскакивать через такие системы очистки.

      Кросс-медиа эффекты

      Когда конструкция включает скруббер, рециркулированные и отбираемые потоки из регенерационной промывки отработанных газов должны направляться на станцию (установку) очистки сточных вод. Из-за низкого рН данного потока сточных вод может потребоваться нейтрализация перед биологической очисткой. Использование скрубберов может привести к переходу некоторых диоксинов из воздуха в воду.

      Применимость

      Полностью применимо к новым блокам и с общими положениями о модернизации существующих блоков с учетом текущей конструкции (влияние на баланс давления и температуры, существующие конструкции, наличие площадей на участке и т.д.).

      Экономика

      Нет данных, доступных для данной конкретной техники.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов в атмосферу.

      Справочная литература

[108], [106].

5.5.2. Электрофильтр для очистки регенерационного отработанного газа

      Описание

      Регенерационные отработанные газы, содержащие HCl, H2S, небольшие количества мелких частиц катализаторной пыли и следы Cl2, SO2 и диоксинов, могут быть отправлены в электрофильтр перед выбросом в атмосферу. Выбросы, образующиеся в результате других видов деятельности, таких как вентиляция во время регенерации или замены катализатора и очистки установки, могут направляться в электрофильтр.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение содержания взвешенных частиц в отработанных газах, поступающих из регенератора.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Отсутствуют доступные данные. Общие сведения см. пункт 5.26.8.

      Кросс-медиа эффекты

      См. пункт 5.26.8.

      Применимость

      Особого внимания требуют выбросы из секций непрерывной регенерации. Не было зарегистрировано ни одного примера электрофильтра, используемого для непрерывной регенерации катализатора.

      Экономика

      Отсутствуют доступные данные. Общие сведения см. пункт 5.26.8.

      Эффект от внедрения

      Снижение выбросов взвешенных частиц при регенерации катализатора.

      Справочная литература

      [104]

5.5.3. Сокращение выбросов полихлорированных дибензо-п-диоксинов и дибензофуранов (ПХДД/Ф) в результате каталитического риформинга

      Описание

      Ссылаясь на разделы 3.5 и 5.5 справочника, описывающие каталитический риформинг, диоксины обычно образуются в трех типах (непрерывном, циклическом и полурегенеративном) каталитического риформинга во время регенерации катализатора.

      Реакция De novo – это синтез макромолекул диоксинов и фуранов из максимально простых предшественников при хлорировании органических молекул. Эта реакция максимально протекает в диапазоне температур от 200 °C до 450 °C и при наличии частиц оксида железа, образующихся в результате коррозии, которые действуют в качестве катализатора.

      Если регенерационные отработанные газы обрабатываются в водяном скруббере (например, пункт 5.26.10), диоксины могут определяться в сточных водах из скруббера, но они не обнаруживаются после очистки сточных вод возможно из-за эффектов разбавления.

      В некоторых других случаях из-за использования других методов, таких как фильтры с фиксированным слоем, происходит комбинированное снижение содержания хлора и диоксинов. В некоторых случаях для удаления диоксинов использовался активированный уголь. Другой метод, который был использован, включает рециркуляцию вентиляционных газов; однако неясно, как он может уменьшить выброс диоксинов.

      Достигнутые экологические выгоды

      Знание происхождения и контроля выбросов диоксинов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В 2001 году на нефтеперерабатывающем заводе Preem Lysekil (SE) был установлен контур рециркуляции газа непрерывной регенерации. Отработанный газ из регенерации рециркулируется в катализатор, где хлориды, хлорированные углеводороды и диоксины повторно адсорбируются. Выброс диоксинов из реформатора до установки составлял 0,323 г 2,3,7,8 -тетрахлордибензо-п-диоксин (ТХДД или TCDD)-экв/год. Выбросы после установки метода борьбы с выбросами были на уровне 0,0045 г TCDD-экв/год (в среднем). Было достигнуто следующее снижение диоксинов и других параметров:

      диоксины – 99 %;

      хлорбензол – 94 %;

      полихлорированные дифенилы (ПХД) – 93 %;

      хлориды – 83 %.

      Аналогичная методика применяется с прерывистой регенерацией на заводе Preem в Гетеборге. В этом случае газы обрабатываются в скруббере, а затем вода фильтруется через активный уголь.

      Кросс-медиа эффекты

      Некоторые диоксины из регенерационных газов могут быть перенесены в воду путем очистки.

      Применимость

      Некоторые нефтеперерабатывающие заводы ЕС уже применяют и контролируют выбросы диоксинов из установок каталитического риформинга. Сообщалось, что такие методы, как ловушки хлора и рециркуляция вентиляционных газов, не применяются к полурегенеративным установкам риформинга из-за использования в этих конструкциях основных систем промывки водой. Эффективные методы борьбы с выбросами используются на двух шведских нефтеперерабатывающих заводах.

      Экономика

      Информация отсутствует.

      Эффект от внедрения

      Понимание об образовании диоксинов при регенерации катализаторов.

      Справочная литература

      [18]

5.6. Изомеризация

5.6.1. Процесс изомеризации цеолитов

      Описание

      Более подробная информация приведена в разделе 3.6. Некоторым НПЗ требуется более высокое октановое число из легкой прямогонной бензиновой фракции (нафты), чем это возможно в процессе цеолитной изомеризации O-T. Затем можно использовать технологию адсорбции для удаления непрореагированных нормальных парафинов.

      Достигнутые экологические выгоды

      В этих процессах не используются хлоридные соединения. Цеолитный и сульфатированный циркониевый катализатор можно регенерировать несколько раз, прежде чем отправлять катализатор в регенератор для извлечения платины.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Цеолитный катализатор используется при более высокой температуре (250 – 275 °C) и давлении (28 бар), что делает его более устойчивым к действию загрязнителей, несмотря на это, октановое число повышается незначительно.

      Кросс-медиа эффекты

      Более высокая температура процесса, требующая большего нагрева.

      Применимость

      Цеолитовый катализатор в основном используется для негидроочищенных потоков сырья. Более низкие температуры реакции предпочтительнее более высоких температур, поскольку равновесное превращение в изомеры усиливается при более низких температурах.

      Нефтеперерабатывающие предприятия с простаивающим оборудованием для гидрообработки, таким как старые каталитические риформеры или установки гидродесульфуризации, могут рассмотреть возможность перевода этого оборудования на процесс однократной изомеризации на цеолитах. При изомеризации может быть достигнуто увеличение октанового числа от 10 до 12 для легкой нафты C5 – 7 1 ºC.

      Экономика

      Ориентировочная стоимость процесса реакции составляет 4654 евро за м3/сутки. Для процесса поглощения инвестиции составляют 18900 – 25160 евро за м3/сутки. Стоимость катализатора и адсорбента составляет около 1700 евро за м3/сутки.

      Эффект от внедрения

      Производственный процесс. Выбор схемы однократного или повторного использования зависит от таких факторов, как количество легкой нафты, подлежащей смешиванию в бензиновом пуле, требуемое октановое число бензинового пула и наличие других высокооктановых компонентов бензиновой смеси. Если продукт изомерата имеет октановое число, превышающее 87, единственным вариантом является схема рециркуляции. Выбор схемы на основе фракционирования или схемы на основе абсорбции зависит от состава сырья и в определенной степени от требований к продукту. В целом можно сказать, что схема, основанная на фракционировании, требует меньшие инвестиции, но значительно более высокие эксплуатационные расходы в результате высоких требований к энергии.

      Справочная литература

      [78], [4], [26].

5.6.2. Процесс изомеризации катализатора на основе активного хлорида

      Описание

      Более подробная информация процесса изомеризации приведена в разделе 3.6.

      Достигнутые экологические выгоды

      Более высокая эффективность процесса по сравнению с цеолитными катализаторами и более низкие температуры реакции (меньшее потребление энергии).

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Высокоактивный катализатор на основе хлорида и катализатор с хлорированным глиноземом (содержащий платину) работают при относительно низкой температуре (150 - 175 °C и 20 бар) и дают наибольшее повышение октанового числа. В таком реакторе сырье должно быть свободным от источников кислорода и серы, включая воду, чтобы избежать проблем дезактивации и коррозии. Дезактивация кислорода необратима, тем не менее сера может быть десорбирована с поверхности катализатора. Этот процесс десорбции сернистых частиц из катализатора требует инженерного обеспечения и энергию.

      Кросс-медиа эффекты

      Катализатор хлорированного глинозема, стимулированный хлоридом (содержащий платину), требует добавления очень небольшого количества органических хлоридов для поддержания высокой активности катализатора, что приводит к образованию хлористого водорода в реакторе. Катализатор на основе хлорида не может быть регенерирован.

      Применимость

      Катализатор очень чувствителен к сере, поэтому требуется глубокая десульфуризация сырья до 0,5 ppm.

      Экономика

      Оценка инвестиций (на основе ISBL, US Gulf Coast, 1998): EUR 4 150 - 10 400 за м3/сут.

      Инвестиции в установку (на основе: 22nd quarter 1998 US Gulf Coast) были оценены в 1590 м3/сут. мощности по производству сырого сырья в размере 8,8 млн евро (±50 %).

      Эффект от внедрения

      Оптимизация производственного процесса.

      Справочная литература

      [13]

5.7. Висбрекинг и другие термические реакции

5.7.1. Установка теплового термического крекинга газойля

      Описание

      Полное описание эксплуатационных работ см. в разделе 3.7, описывающим установку теплового термического крекинга газойля.

      Установка теплового термического крекинга газойля позволяет преобразовывать остатки вакуумной перегонки с использованием двухступенчатого термического крекинга и последующего разделения на фракции газойля и нафты.

      Достигнутые экологические выгоды

      По сравнению с обычной установкой висбрекинга, процесс термического крекинга газойля позволяет значительно повысить конверсию вакуумного остатка в более легкие продукты. Выход конверсии достигает около 40 % мас./мас. вместо 15 % мас./мас. Качество полученных нефтепродуктов сразу оцениваются в потоке со светлыми фракциями. Они используются в производстве дизельного топлива, бензина и нафты.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Установка теплового термического крекинга газойля эксплуатируется на НПЗ компанией OMV в г. Швехат (Австрия) с весны 2009 года. Производительность установки составляет 2000 т/сут. Тепло, необходимое для процесса, обеспечивается газовой турбиной, работающей на природном газе, с номинальной тепловой мощностью около 80 МВт. Газовая турбина поставляет 27 МВт дополнительной электроэнергии в сеть НПЗ вместе с технологическим паром, генерируемым в установке системы утилизации тепла этого завода.

      Кросс-медиа эффекты

      Применение такого процесса увеличивает потребление энергии на объекте и связанные с этим выбросы в атмосферу. Необходим большой расход полезной энергии для преобразования вакуумного остатка. Этот процесс также способствует образованию дополнительных сильно загрязненных углеводородами сточных вод, подлежащих очистке на сооружениях по очистке сточных вод.

      Применимость

      Этот процесс полностью применим на новых заводах. Внедрение такого процесса на действующих установках висбрекинга невозможна.

      По всему миру установлено около 12 установок. Один завод эксплуатируется компанией OMV с 2009 года в г. Швехат (Австрия).

      Экономика

      Инвестиции составляют 2400–3000 дол. США (1900–2500 евро) за баррель в сутки без учета очистных сооружений и в зависимости от мощности и конфигурации установки (исходная точка Европа: 2004).

      Эффект от внедрения

      Увеличение коэффициента термической конверсии производства в сторону переработки "без остатка".

      Справочная литература

      [10], [51], [26]

5.7.2. Висбрекинг-установка с реакционной камерой

      Описание

      Поток нефтепродукта после печи направляется в выносную реакционную камеру крекинг установки, где происходит низкотемпературный процесс с большим временем контакта.

      Достигнутые экологические выгоды

      Выход и свойства готового продукта аналогичны, но реакционная камера имеет следующие преимущества: низкое энергопотребление (30–35 %) и длительное время работы перед остановом, чтобы удалить кокс из труб печи. Время работы 6–18 месяцев по сравнению с 3–6 месяцами работы при печном висбрекинге.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Время работы печных висбрекинг установок составляет от 3 до 6 месяцев и от 6 до 18 месяцев для висбрекинг установок с реакционной камерой. Расход топлива – около 11 кг мазутного эквивалента/т. Мощность и расход пара аналогичны расходу змеевика печи. Рабочая температура на выходе из реакционной камеры составляет 400-420 ºC.

      Кросс-медиа эффекты

      Преимущество в отдельных очистительных мероприятиях змеевиках печи частично уравновешивается сложностью очистки реакционной камеры.

      Применимость

      Некоторые НПЗ Европы оснащены висбрекинг установками с реакционной камерой.

      Справочная литература

      [8], [68].

5.7.3. Снижение коксообразования в установках висбрекинга

      Описание

      Во время термического крекинга образуется некоторое количество кокса, который осаждается на трубах печи. При необходимости кокс следует счищать. Присадки регулируют содержание натрия в исходном сырье. Также используются едкий натр в качестве каустика или другие специальные присадки, вводимые в исходное сырье на установки, расположенные выше по потоку нефтепродукта.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение образования кокса и как следствие сокращение отходов после очистки.

      Эффект от внедрения

      Такой метод обычно применяется в целях избежания очистки.

      Справочная литература

      [8].

5.8. Этерификация.

5.8.1. Этерификация. Каталитическая перегонка

      Описание

      Процесс каталитической перегонки объединяет реакцию и фракционирование в единую операцию установки. Для этого требуется конструкция с двумя реакторами, где один из них представляет собой реактор с фиксированной температурой кипения с последующим окончательным преобразованием в колонне каталитической перегонки. В реакторах используется катализатор на основе кислотной ионообменной смолы. См. дополнительные сведения в разделе 3.8.

      Достигнутые экологические выгоды

      Повышенная эффективность процесса конверсии снижает потребление энергии в системе на тонну произведенного продукта.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Преимущества процесса, в котором катализатор реакции находится в колонне перегонки, включают в себя практически полную конверсию изоолефинов. Получение простых эфиров может быть применено для производства МТБЭ, ЭТБЭ или ТАМЭ. Конверсия 98 % изобутилена является стандартной для сырья НПЗ. Конверсия немного меньше для ЭТБЭ, чем для МТБЭ. Для ТАМЭ достижимы конверсии изоамилена >95 % (таблица 5.6).

      Таблица .. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

№ п/п

Стандартные требования к инженерному обеспечению, на м3 продукта

Диапазон в зависимости от лицензиара технологии

Установки

1

2

3

4

1

Потребление электроэнергии

1,3 - 3,1

кВт/ч

2

Пар (10,3 бар)

600 - 1 150

кг

3

Пар (3,4 бар)

100 - 1 150

кг

4

Водяное охлаждение (DT = 17 ºC)

1,5 - 4

м3

      Кросс-медиа эффекты

      Данный метод требует установки дополнительного реактора. Обращение с катализатором в высоко расположенных узлах во время установки и замены катализаторов может привести к угрозе безопасности.

      Экономика

      Инвестиционные затраты: 18850 евро за м3/сут продукта МТБЭ (расчет затрат на основе курса 1999 года EUR = 1,168 0 USD для единицы измерения мощности в 1500 баррелей за эксплуатационные сутки и затраты 3500 долл. США за баррель МТБЭ за эксплуатационные сутки).

      Применимость

      Данный метод широко применяется.

      Справочная литература

      [51], [4].

5.9. Каталитический крекинг

5.9.1. Гидроочистка сырья на установках каталитического крекинга (КК)

      Описание

      Гидроочистка сырья на установках КК проводится также как и гидроочистка нефтяного топлива и мазута (см. раздел 3.4). На всҰ большем количестве НПЗ перед установкой ФКК применяют установки обессеривания или гидрокрекинга, главным образом для получения бензина и дизельного топлива с низким содержанием серы (<10 ppm) и оптимизации параметров процесса – максимально быстрой переработки тяжелых нефтяных остатков и получения средних дистиллятов. В то же время дополнительная очистка этими установками способствует сокращению выбросов от установки ФКК, что приводит к существенному сокращению концентрации оксида серы (SO2). Использование установок также влияет на выбросы оксида азота (NOX), но их концентрация в большей степени будет зависеть от температуры регенератора и процесса сжигания.

      Достигнутые экологические выгоды

      Гидроочистка сырья установки ФКК снижает содержание серы до <0,1 - 0,5 % мас./мас. (в зависимости от качества сырья). Учитывая, что около 9 % от этого содержания серы обычно выбрасываются в дымовые газы регенератора, в результате гидроочистки выбросы оксида серы (SO2) из регенератора уменьшаются до 90 %. Полученная среднесуточная концентрация дымовых газов остается в диапазоне 25 – 600 мг/Нм3 (при 3 % содержания кислорода O2) в зависимости от качества сырья. На одном из НПЗ отмечается, что объем выбросов увеличился до 600 мг/Нм3, это связано с колебаниями в значениях содержания серы на 0,5 %. Сообщается, что среднегодовая концентрация выбросов снижена до 89 мг/Нм3 (при 3 % содержании кислорода O2) [10].

      Выбросы соединений азота также снижены до 75–85 % (процент меньше при неполном сжигании), хотя такое сокращение концентрации соединений азота не приводит к эквивалентному снижению концентрации оксида азота (NOX). В этом случае, если содержание азота в сырье уменьшено до 70 – 80 %, то максимальный процент концентрации оксида азота (NOX) снижается до 50 - 60 %. Итоговая среднесуточная концентрация дымовых газов остается в диапазоне 50–180 мг/Нм3 (при 3 % содержании кислорода O2) в зависимости от качества сырья, при этом среднегодовая концентрация составляет всего 71 мг/Нм3 (при 3 % содержании кислорода O2) [10].

      Этот технологический процесс также снижает выбросы металлов (например, никеля, ванадия) в атмосферу и продлевает срок службы катализатора установки каталитического крекинга.

      Преимуществом этого процесса является более низкая концентрация меркаптанов в нефтепродуктах. Процесс каталитического крекинга влияет на следующую стадию процесса переработки – утилизацию меркаптана. Он приводит к уменьшению количества используемого едкого натра и сокращению сбросов в сточные воды.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Эффективность удаления серы, достигаемая гидроочисткой, зависит от диапазона кипения сырья установки каталитического крекинга. Чем тяжелее сырье, тем больше энергии требуется для достижения одинаковой эффективности при удалении серы. Вода, используемая для секций с различными катализаторами, превращается в кислую воду со скоростью 20 – 40 м3/ч.

      Доля сырья в установке каталитического крекинга, которое подвергается гидроочистке, довольно сильно варьирует в зависимости от схемы компоновки НПЗ и его системы организации. В качестве сырья могут выступать:

      фракция вакуумного газойля 375–560 °C (основное сырье);

      фрации атмосферной перегонки (> 375 °C);

      другие фракции, включая импортируемые.

      Данные о влиянии гидроочистки сырья на выбросы взвешенных частиц установки крекинга также представлены в разделе 3.

      На рисунках 5.2 и 5.3 представлены данные по производительности, полученные после ввода в эксплуатацию в середине 2005 года на европейском НПЗ новой установки гидрокрекинга мощностью 1 млн т/год, применяемой перед установкой ФКК мощностью 1,5 млн т/год. Усредненное значение выбросов от установки ФКК сократилось с 1650 (значение за год) до 670 т/год (на 60 %), в то время как концентрация серы в сырье снизилась с 1,5 - 1,7 % до 0,25 - 0,35 %. В данном случае вышеуказанный удельный показатель расхода водорода находится в диапазоне 8 - 9 кг водорода (H2) на тонну гидроочищенного сырья.

      Кросс-медиа эффекты

      Влияние загрязнения одной среды на другую подразумевает повышение энергозатратности установок и последующее увеличение выбросов углекислого газа (CO2) в основном из-за производства водорода. Например, общие затраты энергии на НПЗ увеличились примерно с 2 до 2,5 ГДж/тонн. Энергозатраты оптимизировались после введения в эксплуатацию установки гидрокрекинга (3 млн т/год) и дополнительной установки парового риформинга метана для производства водорода (H2) (220000 т/год).

      Несмотря на то, что гидроочистка требуется для получения нефтепродуктов с высокими техническими характеристиками, при оценке взаимовлияния загрязнений рекомендуется учитывать уже имеющиеся характеристики нефтепродуктов.

      В результате гидроочистки катализаторы удаляют соединения сероводорода (H2S) и его выработку, что напрямую влияет на работу установки отпарки кислых стоков и установки извлечения серы (где возможно потребуется расширить или заменить установки). Кроме того, тяжелые металлы сырья установки ФКК попадут на катализатор установки гидроочистки. Глубокая гидроочистка за счет снижения количества металлов в сырье также приведет к снижению производительности ЭСФ.

      Применимость

      Полностью применим. Этот технологический процесс более экономически оправданный, если на НПЗ имеется достаточное количество водорода, и завод оснащен установками отпарки кислых стоков и извлечения серы. Основной ключевой момент применения этого процесса заключается в оптимизации схемы компоновки НПЗ.

      16 из 56 европейских объектов, о которых сообщили члены ТРГ, использовали этот технологический процесс.

     


      Рисунок .. Динамика изменений концентрации серы в сырье и выбросов оксида серы (SO2) после гидроочистки сырья на установке каталитического крекинга

     


      Рисунок .. Среднемесячные выбросы оксида серы (SO2) после гидроочистки сырья на установке каталитического крекинга

      Экономика

      В таблице 5.7 и таблице 5.8 приведены примеры затрат, связанных с гидроочисткой сырья на установке ФКК.

      Таблица .. Гидроочистка сырья на каталитическом крекинге (стандартный тип сырья – мазут и вакуумный газойль)

№ п/п

Размер/мощность (килотонна/год)

Стандартные капитальные/фактические затраты
(млн евро) включают необходимость объединить межпроизводственные объекты с действующими установками

Издержки эксплуатации
(млн евро/г)

1

2

3

4

1

1250

198

9

2

2 500

303

17

3

3 750

394

26

      примечание: подобные расходы предполагают наличие большой площадки на заводе, мощности действующих установок производства серы (УПС), установок отпарки кислых стоков. Если в дальнейшем появится необходимость в установке производства водорода, то такая установка с процессами гидроочистки или гидрокрекинга сырья на базе установки ФКК мощностью 2500 кт/год, как правило, будет стоить около 60 - 75 млн евро. Затраты, актуализированные CONCAWE, 2010 год;

      источники: [11], CONCAWE 2010.

      Таблица .. Диапазоны затрат, связанных с гидроочисткой на установке ФКК мощностью 1,5 млн т/год, в соответствии с некоторыми стандартными схемами компоновки

№ п/п

Параметры расходов

Обессеривание дистиллятного сырья

Обессеривание углеводородных остатков

Гидроочистка сырья для сокращения концентрации оксида азота (NOX) в газовом потоке

1

2

3

4

5

1

Производственная мощность процесса

1,5 млн т/год

1,5 млн т/год

1,5 млн т/год на установке ФКК: с котлом дожига угарного газа

2

Инвестиционные расходы, млн евро

80 – 100***
45 – 50*,**

200 – 300 **,***

80 - 100

3

Эксплуатационные расходы, млн евро/год

4 - 9

15 – 25***
30 - 50 **

4 - 9

      * за исключением установок по производству и работе с водородом (H2) и сероводородом H2S;

      ** [12];

      *** [13].


      По результатам анализа процессов гидроочистки 56 % сырья на установке каталитического крекинга с мощностью 1,5 млн т/год дает следующую информацию по затратам:

      общий объем инвестиций (2005 год): 230 млн евро, включая три очистные установки (суммарная мощность 1,05 млн т/год), модернизированная установка каталитического крекинга, а также установки извлечения серы и по очищению кислых стоков;

      затраты на электроэнергию: 7,15 евро/т очищенного сырья (2009 год);

      приблизительные затраты на водород (в год): 0,5 млн евро (за фиксированный период времени) плюс 1420 евро/т полученного водорода (2009 год) при удельном расходе 8 - 9 кгH2/т очищенного сырья;

      общие эксплуатационные расходы (включая водород (H2) за фиксированный период времени) составляют 7,75 евро/т очищенного сырья, удельные расходы – 6640 евро/т переработанного оксида серы (SO2).

      В другом примере приводятся следующие данные по гидроочистке 3 млн тонн сырья установки ФКК:

      выбросы оксидов серы (SO2) сократились на 3,7 кг/т в результате очистки сырья;

      масштабы расходов составляют 9,6 кг водорода (H2), электроэнергии израсходовано на 30,8 кВт/ч и топлива – 556 МДж на тонну очищенного сырья;

      общие эксплуатационные расходы оцениваются в 19,3 евро за тонну очищенного сырья, а удельные расходы составляют 5200 евро за тонну переработанного оксида серы (SO2).

      Примечание: улучшение характеристик нефтепродукта частично влияет на эксплуатационные издержки гидроочистки, т.к. в итоге – это основная цель гидроочистки.

      Эффект от внедрения

      Реализация этого процесса зависит от технических характеристик нефтепродукта, поскольку его быстрая переработка достигается с использованием гидроочищенного сырья. Большинство нефтепродуктов, полученных установкой каталитического крекинга без предварительной гидроочистки, нуждаются в ее дальнейшей очистке в соответствии с техническими характеристиками этих нефтепродуктов. Кроме того на НПЗ дымовые газы из регенератора значительно влияют на общий объем выбросов оксидов серы (SOX) и азота (NOX). Обессеривание или легкий гидрокрекинг сырья являются одними из вариантов сокращения этих выбросов.

      Справочная литература

      [5], [8], [9], [11], [12],[14], [13], [15].

5.9.2. Котел-утилизатор и детандер, утилизирующие дымовые газы, отходящие из регенератора установки ФКК

      Техническое описание

      Тепло дымовых газов, отходящих из регенератора, утилизируется в котле-утилизаторе или в котле дожига угарного газа. Тепло из паров реакторного блока утилизируется в главную фракционную колонну из установки путем переноса ненасыщенными газами или дымососами, а также путем предварительного подогрева дымовых газов, паров с остаточным теплом, отходящих от нефтепродуктов. Пар, генерируемый в котле дожига угарного газа (CO), обычно уравновешивает количество пара, расходуемого установкой ФКК. Если разместить детандер на пути потока дымовых газов, отходящих из регенератора, энергоэффективность установки каталитического крекинга возрастет. На рисунке 5.4 приведена упрощенная схема работы котла-утилизатора.


     


      Рисунок .. Котел-утилизатор и детандер, которые используются для утилизации тепла дымовых газов, поступающих из регенератора установки ФКК

      Достигнутые экологические выгоды

      Котел-утилизатор утилизирует тепло от дымовых газов, а детандер частично восстанавливает давление для сжатия воздуха в регенераторе. Пример применения детандера позволил сэкономить 15 МВт утилизации дымовых газов, генерируемых установкой ФКК мощностью 5 млн т/г.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Получение топлива за счҰт утилизации отходов из газа регенерации снижает производственную мощность котла дожига угарного газа (CO), но способствует общей регенерации энергии, вырабатываемой установкой ФКК.

      Кросс-медиа эффекты

      Большое количество уносимой катализаторной пыли собирается в котле-утилизаторе. Более новые котлы-утилизаторы не применяют катализатор, используя другое типоисполнение, например, циклоны или установки, которые удаляют скапливаемые мелкие частицы непрерывно (например, воздуходувки для удаления сажи), но самые ранние котлы-утилизаторы обычно продували сажу один раз в смену. При очистке испарительной поверхности (или продувке сажи) котлов дожига угарного газа (CO) выбросы взвешенных частиц и металла увеличиваются примерно на 50 %.

      Примеры трех немецких НПЗ, на которых используют процессы выдувания сажи в установке ФКК, приведены в таблице 5.9.

      Таблица .. Примеры влияния процесса выдувания сажи по трем немецким НПЗ

№ п/п

НПЗ

Мощ-ность

Используемое сырье

Условия эксплуатации

Взвешенные частицы

Металлы**,***

концен-ция*),
мг/Нм3

расход жидкости, кг/ч

концен-ция*,
мг/Нм3

расход жидкос-ти, г/ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

НПЗ 1

82 %

мазут, непереработан. газойль
нефть

нормальные

11,7

1,07

0,091

8,4

продувка сажи

18,7

1,71

0,140

12,9

2

НПЗ 2

79 %

мазут, смеси тяжелых и легких углеводородов

нормальные

6,70

0,53

0,076

6,1

продувка сажи

10,2

0,80

0,115

9,0

3

НПЗ 3

79 %

нет данных

нормальные

6,70

0,95

0,033

3,5

продувка сажи

9,70

1,43

0,052

7,7

      * концентрации представляют собой средние значения (3*30 минут) в мг/Нм3 при 3 % кислорода O2 (сухой газ), основанные на непрерывной системе мониторинга выброса;

      ** металлы содержат никель, за исключением НПЗ 1, где они включают в себя никель, медь и ванадий;

      *** металлы, выбранные из компонентов взвешенных частиц и нанесенные на кварцевые фильтры в соответствии с национальными требованиями;

      источник: TWG 2010.

      Применимость

      Переоснащение этого оборудования вызовет сложность из-за нехватки свободной площади на НПЗ. Для небольших установок или установок низкого давления детандеры экономически не оправданы.

      Получение топлива за счҰт утилизации отходов из детандера в дымовых газах регенератора применяется только на крупных, недавно возведенных установках.

      Экономика

      Стоимость установки детандера, утилизирующая газ из регенератора, завышена из-за необходимости внедрения дополнительных систем высокотемпературной фильтрации частиц. Турбодетандеры экономически невыгодны, как и установка утилизации отходящего тепла.

      Эффект от внедрения

      Получение топлива за счҰт утилизации отходов.

      Справочная литература

      [9], [16], [17].

5.9.3. Оптимизация технологического процесса каталитического крекинга

      Описание

      В целях сокращения концентрации NOX условия эксплуатации установки ФКК и применяемые методы поддаются корректировке. Этот комплекс методов оптимизации процессов включает, но не ограничивается:

      снижение концентрации избыточного кислорода в дымовых газах;

      снижение температуры кипящего слоя регенератора;

      ступенчатую подачу воздуха в котле дожига угарного газа (CO) (в режиме неполного сжигания).

      Достигнутые экологические выгоды

      В зависимости от конструкции и условий эксплуатации котла дожига угарного газа (CO) (см. ниже).

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На одном из немецких НПЗ был проведен ряд испытаний с целью определения максимального сокращения концентрации оксида азота NOX, достигаемого при ступенчатой подаче воздуха в котел дожига угарного газа (CO) (на установке ФКК в режиме неполного сжигания). Изменяя расход воздуха в трех точках подачи воздуха: "горелки 1 - 3", "1 ступень" и "2 ступень" (дожиг), содержание концентрации NOX в дымовых газах установки ФКК снижается до 100 мг/Нм3. Снижение концентрации окиси азота достигается перемещением воздуха, поступающего из горелок на вторую зону горения.

      Исходное значение в начале потока около 375 мг/Нм3 (без подачи воздуха на вторую ступень). В конце испытания содержание концентрации NOX в дымовых газах сокращается примерно до 270 - 290 мг/Нм3 (при 14 000 Нм3/ч подаче воздуха на вторую ступень). При этом процесс сжигания СО или температура в камерах сжигания котла не меняется.

      При данной конкретной конфигурации и условиях эксплуатации установки (7,5 % об./об. CO в дымовых газах регенератора, содержание азота в сырье 300 - 400 мг/кг) выбросы снижаются до усредненных значений в 350 мгNOX/Нм3 без применения дополнительных устройств.

      Кросс-медиа эффекты

      Для того чтобы сжечь CO до конца, требуется ввести избыточный кислород O2 в концентрации не менее 2,0 - 2,2 % об./об. Если значения ниже, сжигание CO проходит не полностью, что приводит к увеличению концентрации CO в выбросах.

      Положительным побочным эффектом технологии ступенчатой подачи воздуха заключается в возможности регулировать подачу воздуха в горелки. Так как за счет этого повышается температура печи, для поддержания температуры топки необходимо совсем немного источника дополнительного нагрева.

      Применимость

      По итогам некоторых испытаний сообщается, что достигнутые результаты сильно зависят от конструкции котла дожига угарного газа (CO) и существующей схемы компоновки завода. Максимально возможное сокращение концентрации определяется для каждого конкретного случая.

      Некоторые испытания проводились на НПЗ Германии (см. экологические показатели и эксплуатационные данные выше). Эти испытания состоят из ступенчатой подачи воздуха, проводимые с целью определения максимально возможного сокращения концентрации оксида азота (NOX) в дымовых газах установки ФКК за счет оптимального распределения воздуха, поступившего из котла дожига угарного газа (CO) и подаваемого в регенератор с постоянным процентным содержанием угарного газа (CO).

      Экономика

      Затраты минимальные, поскольку никаких инвестиций не требуется и необходима только настройка процесса.

      Эффект от внедрения

      Регулирование выбросов CO и NOX.

      Справочная литература

      [36], [37].

5.9.4. Выбор катализатора

      Техническое описание

      Рассматриваемые методы:

      Использование более качественного катализатора на установке ФКК (рисунок 5.5). Эффективность технологического процесса и допустимые отклонения при выборе металлов (в частности, ванадия и никеля) увеличиваются, в то время как объем и частота замены отработанных катализаторов сокращаются.

      Использование стойкого к истиранию катализатора для того, чтобы сократить его ежедневное использование и выбросы взвешенных частиц из регенератора. Сокращение выбросов происходит как за счет снижения концентрации мелких частиц свежего катализатора, так и за счет того, что используется стойкий к истиранию катализатор. Как правило используются катализаторы на основе оксида алюминия (например, технология Al-solbinder). В результате такие частицы катализатора намного тверже, чем те, что производятся на основе кремния.

     


      Рисунок .. Стандартная структура катализатора, стойкого к истиранию и используемого на установках ФКК

      Достигнутые экологические выгоды

      Правильный выбор катализатора, используемого на установках ФКК, может:

      увеличить производительность установки до 20 %, уменьшить производство кокса и снизить расход отработанных катализаторов;

      увеличить многократное использование кализатора;

      уменьшить концентрацию микрочастиц в дымовых газах перед очисткой до 300 мг/Нм3.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Основываясь на данных, полученных в ходе 100-дневного испытания [18], замена основы катализатора с кремния на алюминий сокращает выбросы взвешенных частиц (при постоянном процентном отношении кислорода (O2) до 50 % после переходного периода за 50 - 100 дней (рисунок 5.6).

     


      Рисунок .. Влияние выбора катализатора, нестойкого к истиранию, на выбросы взвешенных частиц (мг/Нм3) через 100 дней

      Кросс-медиа эффекты

      Не выявлено.

      Применимость

      Рекомендуется заменить катализатор при необходимости. Однако в исключительных случаях такая замена отрицательно сказывается на работе установки ФКК.

      Большинство установок ФКК в Европе используют лучший катализатор.

      Экономика

      Инвестиционные расходы отсутствуют. Эксплуатационные расходы незначительные.

      Эффект от внедрения

      Технологические требования и сокращение выбросов мельчайших взвешенных частиц.

      Справочная литература

      [18], [13], [19].

5.9.5. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      Описание

      См. раздел 3.9.

      Достигнутые экологические выгоды

      При эксплуатации установки ФКК концентрация на входе оксида азота (NOX) до ввода в эксплуатацию системы СКВ варьирует от 200 до 2000 мг/Нм3 (при содержании кислорода 3 %). Получение показателей такой концентрации зависит от типа используемой установки (с полным или неполным сжиганием газа в сочетании с котлом дожига угарного газа) и сырья (более тяжелое нефтяное сырье, как правило, приводит к увеличению выбросов оксида азота (NOX). В зависимости от значения концентрации оксида азота (NOX) на входе, на выходе его концентрация снижается до 20 - 250 мг/Нм3 (при содержании кислорода (O2) 3 %). При этом выбросы сокращаются до 80 - 90 %. Например, при таком подходе установка ФКК мощностью 1,65 млн т/год сокращает выбросы примерно на 300 тонн оксида азота (NOX) в год (расчет основан на среднем значении при входе 450 мг/Нм3 и выходе 50 мг/Нм3 при расходе отходящих газов 0,7х109 Нм3/год).

      Большинство систем СКВ работают в секторе добычи углеводородов с применением катализатора для окисления угарного газа (CO), который распределяется по всей установке и обеспечивает переработку 95 % CO в CO2. В системах СКВ, не оснащенных катализатором окисления CO, диоксид углерода CO2 образуется в меньшем количестве, только если оксид углерода (СО) вступает в реакцию с оксидом азота (NO) с образованием молекулярного азота.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Производительность катализатора и падение давления рабочей среды на установках ФКК с реакторным блоком СКВ со временем снижают срок службы установки главным образом из-за загрязнения катализаторной пылью и воздействия солей оксида серы (SOX). Ожидаемый срок службы катализатора составляет около четырех лет, зависит в большей степени от условий его эксплуатации и эффективности фильтрации взвешенных частиц, проводимой до ввода в эксплуатацию реактора блока СКВ. Ниже приведены примеры.

      На европейском объекте проанализировано интенсивное загрязнение: как видно из рисунка 5.7 основной причиной послужило чрезмерная температура газа на входе (в большинстве случаев выше 362 °C, а иногда и выше 370 °C). Для того чтобы компенсировать медленное преобразование химического реагента, оператор ввел большое количество аммиака через форсунки (NH3), что составило 120 % по стехиометрии.

      Продолжительность жизненного цикла катализатора значительно увеличилась до шести-семи и больше лет. В одном конкретном случае первые три слоя катализатора, помещенные в реакторный блок СКВ, на заводе в Швеции в 1994 году (а также в 2003 году поместили четвертый слой катализатора) все еще успешно выполняли свою функцию в 2010 году. По результатам последних испытаний ожидается, что срок службы таких катализаторов составит от 140000 до 150000 часов наработки.

      Метод СКВ, применяемый при низких расчетных нагрузках, а также тщательное предварительное обеспыливание поступающего газа помогают продлить срок службы катализатора. Необходимо проанализировать распределение частиц по размерам и состав поступающих дымовых газов в реактор СКВ, чтобы предугадать возможность загрязнения высоким содержанием частиц и/или загрязнения мелкими частицами, происходящих под воздействием термофоретических сил. При необходимости может потребоваться установка оборудования для предотвращения образования взвешенных частиц, такого как воздуходувки.

      В таблице 5.10 приведены результаты по некоторым установкам ФКК, оснащенных системой очистки СКВ.

      Таблица .. Показатели реакторных блоков СКВ по шести установкам ФКК

№ п/п

Набор данных
[опрос]

Тип

Значение на входе

Значение на выходе

Достигнутое снижение выбросов NOX, %

Проскок аммиака

Частота останова реакторного блока СКВ/другая информация


1

2

3

4

5

6

7

8

1

CONCAWE 1*, **

Полное сжигание с установкой дополнительного топливного котла

36 - 244

2 - 26

88

-

4 года/-

2

CONCAWE 2*, **

Режим полного сжигания с
установки

25 - 211

3 - 13

91

-

7 - 17 месяцев/-

3

CONCAWE 3*, **

Неполное сжигание газа с установкой котла дожига угарного газа (CO)

318

99

85 
(<70 в конце запуска)

-

4 года/-

4

[27]3)

Установка в режиме полного сжигания

-

249,6

79,1

-

-/
1351 т
предотвращено выбросов (2006)

5

НПЗ США CITGOLemont (штат Иллинойс)

Нет данных

200 (ppm) по объему

<20
(ppm) по объему ****

90

 
-

Введен в эксплуатацию в 2008 г.
Скруббер мокрой очистки газов располагается на установках, расположенных после прохождения реактора СКВ

6

НПЗ США SHELL Deer Park (Техас)

Нет данных

200 (ppm) по объему

<20
(ppm) по объему ****

90

Не поддается измерению

Введен в эксплуатацию в 2004 г.
Обессеривание дымовых газов осуществляется на установках, расположенных после прохождения реактора СКВ

      * среднесуточное значение в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 (сухой газ) по итогам системы непрерывного мониторинга выбросов;

      ** усредненные значения рассчитываются из диапазона от 5-го до 95-го процентиля для значений из полного набора данных;

      *** среднегодовое значение в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 (сухой газ), по итогам системы непрерывного мониторинга выбросов;

      **** усредненное значение за 365 дней, основанное на системе непрерывного мониторинга выбросов, выраженное в ppm по объему при 0 % содержании O2; 20 (ppm) по объему оксида азота NOX составляет около 32 мг/Нм3 при 3 % содержании O2;

      источник: [20].

     


      Рисунок .. Итоговые данные конверсии NOx по методу СКВ, представленные в виде математической функции, с температурой на входе в реактор deNOx (на установке ФКК НПЗ Европы)

      Кросс-медиа эффекты

      На установках ФКК с реакторным блоком СКВ применение турбин детандера негативно сказывается на потенциале энергетической утилизации отходов, поскольку увеличивается перепад давления по верхнему контуру регенератора. К тому же с течением времени перепад давления сокращает срок службы установки, тем самым ограничивая диапазон рабочих режимов детандера турбины, особенно на действующих установках с фиксированной динамикой перепада давления. Это приведет к снижению теплового КПД.

      Применимость

      Поскольку температурный интервал широкий (300 - 400 °C) реактор СКВ легко вводится в эксплуатацию на установке ФКК после его переоборудования. Однако действующие котлы-утилизаторы с авторазогревом, котлы дожига угарного газа (CO) и котлы-утилизаторы возможно придется модифицировать для соответствия заданной температуре.

      Установки потребуют наличие большой площадки. Реактор СКВ чаще всего требует наличие новых котлов-утилизаторов (с полным сжиганием) и котлов дожига угарного газа (CO) (с неполным сжиганием). Предпочтительно, чтобы установка сокращения концентрации NOX была встроена в котел-утилизатор. Реактор СКВ использует окисляющие реагенты, поэтому не рекомендуется им пользоваться перед эксплуатацией котла дожига угарного газа (CO) (с неполным сжиганием).

      Поскольку катализатор в реакторе СКВ потенциально загрязнен частицами потока дымовых газов требуется предварительная фильтрация.

      В системе СНКВ количество впрыска аммиака ограничено потенциальным риском коррозии на последующих стадиях установки.

      Шесть реакторных блоков СКВ функционируют на установках ФКК по всему миру и две в Европе.

      Экономика

      В таблице 5.11 приведены некоторые примеры экономической эффективности реактора СКВ на установках ФКК.

      Таблица .. Экономические аспекты системы СКВ, применимые на установках ФКК

№ п/п

Мощность установки ФКК,
млн т/год

Эффектив-ность, %

Концентрация NOX на выходе,
мг/Нм3

Стоимость установки, млн евро

Расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание,
млн евро/год

Удельная стоимость, евро/т утилизированного NOX****

1

2

3

4

5

6

7

1

1,65

90

40

3,8
(33 млн шведских крон *,**

0,24 (2 млн шведских крон)***

2 103

2

1,5

85

120

6,3 - 13

0,4 - 0,8

2 023

3

1,5

85

37,5

1,2 - 3,6*****

0,12 - 0,48

2 042

      * стоимость в национальной валюте страны – возведен в 1994 году;

      ** включая реактор СКВ, хранилище аммиака, устройства впрыска жидкости и первичную заправку катализатора;

      *** затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, включая аммиак, пар и замену катализатора;

      **** в том числе котел дожига угарного газа (CO);

      ***** используя тот же анализ экономических аспектов, представленный в таблице 5.13;

      примечание: все расходы на новый блок СКВ.


      Последние данные о затратах на реактор СКВ и СНКВ приведены в таблице 5.12.

      Более подробная экономическая оценка работы реактора СКВ на установках ФКК (2000 год) приведена в таблице 5.13.


      Таблица .. Основные факторы затрат на установку селективного каталитического восстановления (СКВ) (сырой газ) после установки ФКК

№ п/п

Параметры расходов

Количество

Стоимость в евро/установка

Стоимость в евро/год


1

2

3

4

5

1

Время эксплуатации, ч/год

8 000



2

Инвестиционные затраты, млн евро

1,45



3

Производственные факторы ежегодных расходов:
количество лет, год
процентная ставка, %

 
 
15
6



4

Ежегодное погашение, включая проценты, евро/год

150 000



5

Пропорциональные инвестиционные затраты, включая проценты:



150000

6

объем катализатора (м3)

20



7

срок службы (год)

8



8

замена катализатора (м3/год)

2,5

15000 евро/м3


9

средняя стоимость замены катализатора (евро/год)

36300



10

Катализаторы:



36300

11

техническое обслуживание + истирание
(процент от инвестиционных затрат)

2



12

техническое обслуживание + истирание (евро/год)

29000



13

Техническое обслуживание + истирание:



29000

14

падение давления (мбар)

8



15

энергия для повторного нагрева (МДж/ч)

0

3,6 евро/гДж

0

16

электроэнергия (кВтч/ч)

88

0,065 евро/кВтч

46000

17

жидкий аммиак NH3(кг/ч)

36,96

0,25 евро/кг

75200

18

Общие затраты

336 269

      примечание: на НПЗ с объемом выхлопных газов 100000 Нм3/ч выбросы оксида азота NOX снижены на 1000 мг/Нм3 по отношению к фактическому содержанию кислорода и концентрации чистого газа <200 мг;

      NOX/Нм3. Концентрация на входе варьирует от 200 до 2 000 мг/Нм3 при 3 % содержании O2. С реактором СКВ концентрация оксида азота NOX на выходе снижается до 80 - 120 мг/Нм3.


      На основе отчета [21] затраты (2011 год) на единицу 2 млн т/год оцениваются следующим образом:

      капитальные расходы: 50–75 млн евро,

      ежегодные затраты: 6–14 млн евро,

      стоимость одной утилизированной тонны загрязняющего вещества: 25000–60000 евро/т оксида азота NOX.

      Предварительная оценка переоснащения установки ФКК с реакторным блоком СКВ мощностью 57500 баррелей в сутки (3 млн т/год) дает следующие цифры (2007 год):

      капитальные расходы: 15 млн фунтов стерлингов (22,2 миллиона евро на 02.07.2007),

      эксплуатационные расходы: 0,54 млн фунтов стерлингов в год (0,80 млн евро в год),

      расчетное количество утилизированного NOX: 80 т/год (предполагаемый результат сокращения концентрации 50 %),

      эквивалентные ежегодные затраты: 34079 фунтов стерлингов (50442 евро) за т/год утилизированного NOX (предполагаемый срок службы 15 лет).

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX.

      Справочная литература

[5], [12], [13], [16], [21], [22],[23],[24],[25],[26],[27].

5.9.6. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      Описание

      Описание метода СНКВ см. в разделе 5.26.5

      Достигнутые экологические выгоды

      На установках ФКК этот метод обеспечил сокращение концентрации оксида азота NOX с 30 % до 50 % и доказал возможное дальнейшее снижение до 70 % (ежедневно). Концентрации на выходе составляют <100 - 200 мг/Нм3 при 3 % содержании O2 в зависимости от содержания азота в сырье.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В таблице 5.13 приведены результаты по некоторым установкам ФКК, оснащенным системой СНКВ.


      Таблица .. Показатели системы СНКВ по трем установкам ФКК

№ п/п

Набор данных

Тип

Значение на входе

Значение на выходе

Достигнутое снижение выбросов NOX, %

Проскок аммиака

Комментарии

1

2

3

4

5

6

7

8

1

CONCAWE 4

Режим полного сжигания установкой дополнительного топливного котла

123 - 410

Нет данных

23

<15

-

2

CONCAWE 5

Режим полного сжигания установкой дополнительного топливного котла

90 - 530

50 - 180

50

8

сокращение концентрации перхлорэтилена с массовой долей основного вещества не менее 95 %
81 % (каждый час)

3

CONCAWE 6

Неполное сжигание
с котлом дожига угарного газа (CO)

318

99

67

10

сокращение концентрации перхлорэтилена с массовой долей основного вещества не менее 95 %
78 % (каждый час)

      примечание: среднесуточные выбросы в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 (сухой газ). Данные, основанные на системе непрерывного мониторинга выбросов;

      имеется информация, что процент сокращения выбросов NOX зависит от его концентрации на входе;

      источник: [23].


      На НПЗ Германии приводятся следующие данные по системе СНКВ на установках ФКК, полученные по итогам длительного мониторинга (рисунок 5.8):

      концентрация NOX на выходе: <100 мг/Нм3 (онлайн-измерения);

      концентрация CO на выходе: <90 мг/Нм3;

      Установка ФКК, оснащенная котлом дожига угарного газа (CO) при неполном сжигании:

      общее содержание азота в сырье установки ФКК около 1200 ppm (определяется периодическим анализом сырья);

      расход аммиака: 300 л/ч (концентрация 8 - 10 %).

     


      Рисунок .. Выбросы в атмосферу от установки ФКК с реакторным блоком СНКВ на НПЗ Германии


      Кросс-медиа эффекты

      Описание влияния эксплуатации реакторного блока СНКВ на окружающую среду см. в разделе 3.9

      Применимость

      Метод СНКВ применяется в режиме неполного сжигания на установках ФКК, оснащенных котлом дожига угарного газа (CO) и в режиме полного сжигания на установках ФКК, оснащенных дополнительными котлами-утилизаторами с авторазогревом, в зависимости от времени пребывания газа в котле при заданном температурном интервале. На время останова котла установки с системой СНКВ не функционируют должным образом.

      Система СНКВ также применяется на установках ФКК с полным сжиганием без дополнительных котлов, используя форсунки подачи присадки водорода в воздуховод регенератора. В этом случае применение такой системы должно учитывать специфику установки, включая условия запуска технологического процесса.

      Одной из проблем, которая повлекла за собой необходимость применения системы СНКВ на установках ФКК, стало потенциальное увеличение выбросов угарного газа (СО). В нижней части диапазона рабочих температур в системе СНКВ аммиак препятствует окислению угарного газа (CO) и увеличивает его выбросы из низкотемпературных котлов дожига угарного газа (CO).

      Пример завода: несколько заводов в Японии.

      Экономика

      Данные о затратах на реакторный блок СКВ и СНКВ представлены в таблице 5.15.

      Сравнительная стоимость методов снижения концентрации NOX представлена в таблице 5.14

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX и требованиями по небольшой площадке для установки.

      Справочная литература

      [12], [13], [22],[23], [26],[28].

      Таблица .. Затраты на установки ФКК с реакторными блоками СКВ и СНКВ – данные экономической эффективности на примере шести установок ФКК.

№ п/п

Базовый вариант в 2006 году при 500 мг/Нм3 NOX и 400 мг/Нм3 NOX

Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

эффек-тивность

капи-
тальная стоимость в год

фактические эксплуатацион-
ные расходы

непостоянные эксплуата-ционные расходы

эффек-тивность

капитальная стои-мость в год

фактические эксплуатационные расходы

непостоянные эксплуатационные расходы

45 %

7,4 %

4 % от ОСВ/год

0,37 евро/т свежего сырья

85 %

7,4 %

4 % от ОСВ/год

0,18 евро/т свежего сырья

установка

планируемое сырье

использование

фактическое сырье

концентрация
NOХ на выходе

концентрация
NOХ на выходе

NOХ утилизированный
(баз. вариант)

общая стоимость
возведения
(баз. вариант)

годовые расходы:
от баз.варианта до реакторного
блока СНКВ

эконом. эффект-ть: от баз. варианта до реакторного
блока СНКВ

концентрация
NOХ на выходе

NOХ утилизированный
(баз.вариант)

общая стоимость
возведения (баз.вариант)

годовые расходы: от баз. варианта до реакторного
блока СКВ

эконом. эффект-ть: от баз.вари-анта до
реакторного блока СКВ

Эффек-ть доп.затрат:
СНКВ к СКВ

-

тыс. т/год

%

тыс. т/год

мг/Нм3

мг/Нм3

т/год

млн евро

тыс. евро/год

евро/т
NOX

мг/Нм3

т/год

млн евро

тыс. евро/год

евро/т NOX

евро/т NOX

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

при 500 мг/Нм3 NOX

СНКВ

СКВ

1.1

1

5480

97 %

5319

500

275

299

22,9

4577

15297

75

565

114,4

13986

24745

35374

1.2

2

4081

91 %

3693

500

275

208

19,2

3553

17100

75

392

95,9

11584

29520

43491

1.3

3

2857

88 %

206

500

275

141

15,5

2692

19100

75

266

77,4

9268

34813

52490

1.4

4

1388

82 %

1131

500

275

64

10,0

1563

24565

75

120

50,2

5923

49278

77081

1.5

5

1648

99 %

1625

500

275

91

11,1

1870

20459

75

173

55,6

6631

38411

58607

1.6

6

1927

97 %

1877

500

275

106

12,2

2088

19777

75

199

61,1

7301

36604

55534

2

при 400 мг/Нм3 NOX

СНКВ

СКВ

2.1

1

5480

97 %

5319

400

220

239

22,9

4577

19121

60

452

114,4

13986

30931

44218

2.2

2

4081

91 %

3693

400

220

166

19,2

3553

21375

60

314

95,9

11584

36900

54364

2.3

3

2857

88 %

206

400

220

113

15,5

2692

23875

60

213

77,4

9268

43516

65612

2.4

4

1388

82 %

1131

400

220

51

10,0

1563

30706

60

96

50,2

5923

61598

96351

2.5

5

1648

99 %

1625

400

220

73

11,1

1870

25574

60

138

55,6

6631

48014

73259

2.6

6

1927

97 %

1877

400

220

84

12,2

2088

24721

60

160

61,1

7301

45755

69418


Источник: [21]

5.9.7. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Промоторы в реакциях окисления СО для снижения концентрации NOX

      Техническое описание

      Доля NOX в термическом окислении азота N2 в самом процессе каталитического крекинга невелика, поскольку сжигание в регенераторе происходит при пониженных температурах менее 750 °C. Фактически NOX, выделяющийся в дымовой газ регенератора, напрямую связан с азотом, содержащимся в сырье. Если в сырье отсутствует азот, NOX не образуется и платиновые промоторы окисления СО не увеличивают количество общих выбросов из установки ФКК. Почти половина азота, содержащегося в сырье установки ФКК, выводится из реактора в виде кокса, отложенного на внешней поверхности катализатора. Азот в составе кокса в 80 - 90 % случаях прямо или косвенно преобразуется в N2 во время регенерации, в то время как оставшийся азот в конечном итоге образует оксид азота NOX. Таким образом, в сырье оксиды азота составляют 5 - 10 % азота.

      В соответствии с рисунком 5.9 образование NOX в регенераторе установки ФКК сложный процесс: азот в коксе пиролизуется и сначала попадает в регенератор в виде синильной кислоты (HCN) или аммиака (NH3). Эти продукты затем окисляются в N2, NO и NO2, одновременно с этим происходит реакция между NO и CO и получение газообразного N2.

      Этот метод применяется только в режиме с полным сжиганием. Так как цель состоит в полном и эффективном сжигании кокса, для этого обычно добавляют платиновые промоторы окисления СО, которые снижают концентрацию СО, усиливают процесс окисления HCN, NH3 и других промежуточных соединения до NO2.

      Первый вариант контроля над выбросами – это снижение количества платины в каталитическом слое, сократив частоту его использования, либо снизив его концентрацию в промоторе, в составе которого присутствует платина. Но такой вариант имеет свои недостатки, так как процесс дожига необходимо держать под контролем.

      Другой альтернативой является использование промоторов окисления СО с низким содержанием NOX без платины в составе. Неплатиновый промотор избирательно способствует сжиганию только CO и предотвращает окисление азота, содержащего промежуточные продукты, до NOX. Из-за условий эксплуатации регенератора и уровня избыточного кислорода скорость действия неплатинового промотора в два раза выше, чем обычного платинового промотора. Таким образом, количество неплатинового промотора составляет около 0,3 % мас./мас. от скорости подачи свежей присадки на установке ФКК.

     


      Рисунок .. Упрощенный химический процесс образования NOX на установках ФКК


      Достигнутые экологические выгоды

      Значения оксида азота в выбросах регенератора установки ФКК, составляющие 40 - 140 мг/Нм3 (среднесуточное содержание) при 3 % концентрации кислорода, указывают на содержание азота в исходном сырье в пределах 0,20 %. Концентрация NOX, подлежащих утилизации, зависит от количества промотора в установке, однако эффективность утилизации выбросов обычно составляет от 30 % до 50 %.

      Когда неплатиновые промоторы окисления СО и утилизации NOX (см. раздел 3.9) используются вместе, или когда функции обоих промоторов сочетаются в одном конкретном катализаторе выбросы NOX систематически снижаются более чем на 80 % в зависимости от количества введенного промотора.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      См. раздел 3.9

      Кросс-медиа эффекты

      Не выявлено.

      Применимость

      Использование неплатинового промотора окисления CO является решением сокращения NOX на установке ФКК в режиме полного сжигания, уже использующих платиновый промотор оксидов азота NOX путем окисления CO. Он не применяется на установке ФКК с неполным сжиганием.

      Использование промоторов не зависит от конструкции и оснащения установок ФКК. Однако для получения максимальных результатов необходимо равномерно распределить воздух в регенераторе. Данных о чрезмерном ухудшении производительности установки, частой либо редкой замены катализатора нет. Необходимо подобрать дозировку как платиновых, так и неплатиновых промоторов, чтобы установка не вырабатывала больше NOX.

      Многие НПЗ (только в США около 40 установок) использовали на своих установках неплатиновый промотор окисления CO к катализатору.

      Экономика

      В таблице 5.15 приведены приблизительные оценки затрат на различные методы регулирования эксплуатации стандартной установки ФКК мощностью 28000 баррелей в сутки (1,6 млн т/год).


      Таблица .. Сравнение стоимости каталитических присадок с другими методами регулирования концентрации NOX в газовом потоке на установках ФКК.

№ п/п

Метод

Ожидаемая эффектив-ность, %

Стоимость установки в 2008 году, млн долл. США

Операционные расходы 2008
(млн долл./год)

Удельная стоимость утилизации (долл. США/тонна NOX)

1

2

3

4

5

6

1

СКВ

85

2,1 - 6,3

0,21 - 0,84

3600

2

СНКВ

60 - 80

0,6 - 2,6

0,09 - 0,70

3000

3

Промотор сокращения концентрации NOX*

40 - 70

-

0,32 - 1,76 *

1200 - 3600

4

Специальные присадки для сокращения концентрации NOX

30 - 80

-

0,11 - 0,22

2400 - 3600

      * дополнительные затраты в сравнении с платиновым промотором.


      Подробная информация о затратах на реакторы СКВ и СНКВ приведена в таблице 5.15.

      Затраты на утилизацию NOX с применением такого промотора окисления CO зависит от условий эксплуатации регенератора и механического исполнения промотора на практике. По оценкам в среднем стоимость будет варьировать от 1 до 5 евро за кг утилизированного NOX.

      Эффект от внедрения

      Концентрация NOX существенно снижается, при этом необходимости в капитальных затратах нет.

      Справочная литература

      [23], [29], [30], [31], [32].


5.9.8. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Специальные присадки для сокращения концентрации NOX

      Описание

      Метод заключается в использовании специальных каталитических присадок для дальнейшего сокращения концентрации оксида азота путем окисления CO. Этот метод дополняет или замещает существующий метод использования неплатинового промотора для сокращения концентрации NOX. Присадки функционируют, используя внутренний перепад концентраций газов, содержащихся в регенераторе, и катализируют те химические реакции, которые относятся к третьей группе химических реакций (рисунок 5.9). Они доказали свою эффективность только в режиме полного сжигания. Присадки могут использоваться как отдельно, так и в сочетании с обычными платиновыми промоторами или вместе с промоторами окисления CO в зависимости от условий эксплуатации установки.

      Достигнутые экологические выгоды

      Результаты различаются и зависят от оснащения конструкции установки (регенератора), качества сырья (изменения режима эксплуатации), выбора катализатора и достигаемого количества избыточного кислорода.

      Сообщается о сокращении выбросов NOX до 80 % при использовании промоторов в благоприятных условиях эксплуатации как отдельно, так и в сочетании с обычным платиновым промотором окисления CO. Однако такие высокие уровни сокращения концентрации наблюдаются редко, чаще всего они находятся в диапазоне от около 40 % до >60 %.

      На рисунке 5.10, представленном примерно в 30 приложениях (данные поставщика присадок DeNOX), показан типичный диапазон достигнутого снижения с использованием присадок [33].

     


      Рисунок .. Результаты сокращения концентрации NOX из-за применения присадок на установках ФКК


      В таблице 5.16 показано, что сокращение выбросов также зависит от начальной концентрации NOX на регенераторе установки ФКК.


      Таблица .. Различные характеристики присадок NOX, используемых на установках ФКК полного сжигания в США

№ п/п

Тип присадки*

NG-A

NG-A

NG-B

NG-B

NG-B

NG-B

NG-B

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Конструкция установки ФКК

модель IV

прямоточный

UOP
труба

UOP
труба

крекинг тяжелой нефти

модель III

UOP HE

2

Температура кипящего слоя регенератора, °C

710

706

721

718

721

740

740

3

Начальная концентрация оксидов азота NOX, ppm***

125

160

65

69

67

137

90

4

Итоговая концентрация оксидов азота NOX, ppm***

30

63

47

45

44

57

45

5

Сокращение концентрации NOX, %

76

61

28

35

34

58

50

6

Концентрация присадки**, %

5

5

1

1

1

0,5

1

      * эти типы соответствуют двум различным методам, в основе которых различные химические воздействия, направленные на сокращение концентрации NOX. Присадки разработал один и тот же поставщик и их можно протестировать в режиме реального времени в течение как минимум 8 дней;

      ** выражается в % от общего количества введенного катализатора;

      *** примечание: 20 ppm по объему при 0 % содержании O2 оксидов азота NOX составляет около 32 мг/Нм3 при 3 % содержании O2.


      На рисунке 5.11 представлены более подробные данные о сокращении концентрации выбросов NOX, полученные на установке ФКК полного сжигания с высокой мощностью (110000 баррелей в день – 6 т/год), работающей в США. Присадка, снижающая концентрацию NOX, вводилась с периодичностью в течение двух лет испытаний в концентрациях, не превышающих 1 % от количества катализатора.

      В этом конкретном случае было замечено, что при использовании такой присадки в сочетании с обычным платиновым промотором окисления CO показатели концентрации NOX снизились намного больше, чем при использовании только одной присадки [31].


     


      Рисунок .. Выбросы оксидов азота (NOX) на установке ФКК в режиме полного сжигания представлены в виде функции избыточного кислорода O2 в конфигурации с различными присадками к катализатору


      Когда присадка используется в сочетании с промотором окисления СО, как показано на рисунке 5.12, уровень остаточного NOX снижается до 40 % в зависимости от скорости действия присадок, выбранных для каждой установки. Однако необходимо подбирать, оценивать, проверять сочетание присадок для определенной установки и в каждом конкретном случае.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На рисунке 5.12 представлены результаты по большой установке ФКК мощностью 4,5 млн т/год, работающей в режиме полного сжигания, после предварительной очистки неплатиновым промотором в реакции окисления СО. Как показано, присадка, снижающая концентрации NOX, вводится как 1 раз в месяц, так и с возрастающей частотой в поток с обновленными катализаторами. После трехмесячного испытания выбросы NOX, как правило, стабилизируются и сокращаются примерно на 40 % от первоначального среднего значения.

     


      Рисунок .. Производительность установки ФКК в режиме полного сжигания, где применяется присадка, сокращающая концентрации NOX


      В начале 2010 года на НПЗ в Португалии был проведен эксперимент с использованием неплатинового промотора окисления CO. В результате эксперимента получены данные о том, что замена платинового катализатора горения привела к сокращению концентрации оксидов азота NOX в дымовых газах на 80 % до 80 ppm (около 130 мг/Нм3). Дополнительно получена информация о том, что выбросы находились на постоянном уровне и концентрация NOX более не зависела от концентрации азота в сырье установки ФКК [32].

      Кросс-медиа эффекты

      Присадки на основе меди, снижающие концентрации NOX, способствуют производству водорода и создают трудности на установках ФКК, работающих на пределе мощности сжатия газа.

      Применимость

      Доказано, что данный метод эффективен только на установках, работающих в режиме полного сжигания.

      С точки зрения реагента характеристики таких присадок чувствительны к имеющимся концентрациям СО. Таким образом, низкое содержание избыточного кислорода повышает эффективность этого метода.

      Рекомендуется сначала максимально снизить образование NOX в первоисточнике, используя промоторы окисления CO, а затем дополнительно использовать присадки.

      В 2008 году на промышленном рынке имелись четыре типа присадок для снижения концентрации NOX, три из которых содержали медь в составе.

      Медь в составе ограничивает применимость таких присадок на установках компримирования газа ФКК, так как она увеличивает образование водорода. Применяя этот метод, необходимо учитывать множество параметров. Поэтому переоснащение установок требует проведения предварительных испытаний, определяющих количество утилизированного NOX.

      По данным поставщиков оборудования, в настоящее время этот метод используется примерно на 20 НПЗ США, в Европе также применяется, например, на одном НПЗ в Португалии.

      Экономика

      Использование таких присадок в сочетании с неплатиновыми промоторами является экономически обоснованным решением по сравнению с использованием только одних присадок, поскольку присадки для сокращения концентрации NOX вводят от 0,5 до 2 % от количества обновляемого катализатора, в то время как промоторы окисления СО добавляются в гораздо меньших дозах от 5 до 10 кг/сут.

      Эффект от внедрения

      Добиться дальнейшего сокращения концентрации NOX с минимальными или без дополнительных капитальных расходов.

      Справочная литература

      [23], [18],[30], [31], [33].


5.9.9. Меры по борьбе с загрязнением оксидами азота. Низкотемпературное окисление (процесс SNERT/метод LoTOX)

      Описание

      Описание приводится в разделе 3.9

      Достигнутые экологические выгоды

      Выбросы оксида азота NOX из установки ФКК сократились на 85 - 95 %. На выходе концентрация NOX снизилась до 10 (ppm) (14 мг/Нм3 при заданных условиях ЕС (0 °C, 3 % O2): 95 % NO – 5 % NO2).

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Эффективность снижения концентрации NOX напрямую связана с количеством подаваемого озона и его регулированием в режиме реального времени в зависимости от целевой концентрации NOX на выходе. На выходе концентрации NOX регулируются посредством изменения заданного значения на системном контроллере. На рисунке 5.13 указаны заданные значения соответственно условиям, предусмотренным в разрешении на эмиссии в размере 20 ppm (27 мг/Нм3 оксида азота NOX).


     


      Рисунок .. Первоначальные результаты промышленной эксплуатации установки ФКК НПЗ США (штат Техас), 2007 год


      Кросс-медиа эффекты

      Методы SNERT/LoTOX оптимально применяются при температуре выше 150 °C и не требуют подвода тепла для поддержания эффективности работы, обеспечивая максимальную регенерацию тепла из дымовых газов.

      Технологии SNERT/LoTOX применяются на новой или действующей скрубберной установке, которая генерирует сточные воды, подлежащие тщательной очистке. Возможно, придется рассмотреть решение вопроса увеличения объема нитратов на действующих очистных сооружениях, а также связанные с этим затраты на регулирование содержания нитратов.

      Образуется азотная кислота, которая нейтрализуется щелочью из секции со скрубберами. Для того чтобы окислить оксид азота NOХ до оксида с высшими степенями окисления, требуется впрыскивание озона, вырабатываемого на объекте с использованием генератора озоны, потребляющего кислород и электроэнергию.

      Применимость

      Первые демонстрационные испытания на установке ФКК были проведены в 2002 году. В период с 2007 по 2009 год агрегаты низкотемпературного окисления были внедрены на семи установках ФКК, шесть из которых эксплуатируются в США и одна в Бразилии. Четыре такие установки были переоснащены на действующих скрубберах, один из них установили неофициальным поставщиком патентованного оборудования LoTOX. В случае переоснащения, возможно, потребуется возвести отдельную колонну, чтобы обеспечить дополнительный впрыск озона и создать условия для ступени реакции. Применение этой технологии требует наличия дымовой трубы для установки получения озона. Необходимо учитывать наличие соответствующих конструкций для проведения дополнительных процессов, связанных с образованием озона и принять меры для безопасности персонала.

      Применимость такого метода влечет за собой дополнительную необходимость очистки сточных вод. Следует также принять во внимание, что для производства озона необходимо располагать соответствующим запасом жидкого кислорода. Применимость метода также требует наличие большой площадки для установок.

      Примеры НПЗ США: BP (г. Техас), FlintHills (г. Корпус-Кристи), LionOil (г. Эльдорадо), Marathon (г. Техас), Valero (г. Хьюстон и Техас), WesternGaint (г. Гэллап).

      Экономика

      В 2005 году потенциальные инвестиции и эксплуатационные затраты на внедрение этой технологии на двух установках ФКК на НПЗ в штате Колорадо (США) оценивались примерно ежегодно в 1900 - 2100 долл. США за тонну утилизированного NOX при условии соответствующего снижения концентрации NOX на 85 - 90 %. Возможно, также потребуется рассмотреть дополнительные затраты, связанные с регулированием содержания нитратов в сточных водах.

      Эффект от внедрения

      Основными преимуществами процесса LoTOX заключаются в следующем: селективность оксида азота (NOX); возможность корректировать показатели производительности в отношении утилизации NOX; отсутствие внесения изменений в химический процесс (а также оставлять без изменения концентрацию кислорода (O2) в дымовом газе) и в рабочие параметры установки ФКК; совместимость с процессом утилизация дымовых газов; способность справляться со сбоями в работе установки без последствий на его общую бесперебойность и эксплуатационную готовность.

      Справочнаялитература

      [22], [35].


5.9.10. Меры борьбы отделения частиц от газов. Сепараторы третьей ступени

      Техническое описание

      Сепаратор третьей ступени – это устройство или система очистки циклонного типа, устанавливаемые после циклонов двух ступеней на установке ФКК. Наиболее распространенная конфигурация сепараторов третьей ступени состоит из одного сепаратора с мультициклонами. Однако существуют вихревые сепараторы нового поколения в виде циклона-конфузора как сепаратора третьей ступени, которые зачастую выбирают в качестве устройства для отделения взвешенных частиц от газов или применяют как дополнительное решение для эффективного энергопотребления. Первые попытки рекуперации энергии из дымовых газов регенератора устройства ФКК не увенчались успехом, поскольку срок службы лопастей детандера ограничивался несколькими неделями. Оказалось, что частицы размером 10 мкм и больше препятствуют работе лопастей детандера. TSS используются для защиты турбодетандеров рекуперации энергии от повреждения частицами. Как показано на рисунке 5.14 последние достижения в этой технологии позволяют, в частности, использовать большое количество вихревых труб с осевым потоком относительно небольшого диаметра для обеспечения быстрого вращательного движения и переработки большого объема дымовых газов в более компактных сепараторах. Устройства обладают высокими скоростями циркуляции и поэтому восстановленный катализатор возвращается в пылеуловитель. В некоторых случаях используется новая ступень фильтрации, которая именуется четвертой ступенью.

     


      Рисунок .. Схема TSS с использованием вихревых сепараторов в виде циклона-конфузора


      Достигнутые экологические выгоды

      Усредненное значение концентрации частиц на выходе сепаратора третьей ступени последнего поколения составляет <50 - 100 мг/Нм3 в зависимости от объема частиц на входе и распределения их по размерам. Низкое значение концентрации получить сложно, так как внутренние скорости прохождения газа приводят к дополнительному трению. Вследствие этого образуется мелкодисперсная фракция, которая проходит через циклон.

      В зависимости от вышеперечисленных факторов и типа используемой технологии циклоны работают эффективнее, когда размеры частиц более 10 – 40 мкм. Циклоны с вихревыми трубами позволяют обеспечить 50 %-ный предельный размер улавливаемых частиц в 2,5 мкм. Эффективность улавливания варьирует от 30 % до >90 %. Если концентрация частиц на входе ниже 400 мг/Нм3, эффективность улавливания превышает 75 % только по распределенным по размерам частицам со средним размером (по массе) >5 мкм.

      За счет снижения содержания взвешенных частиц в воздухе также сокращаются выбросы частиц металлов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Утилизация катализаторной пыли обычно составляет 300–400 тонн в год на установку. Сепараторы третьей ступени создают перепад давления в дымовом газе. На многих установках ФКК сепараторы зарекомендовали себя с лучшей стороны. В разделе 3.9 приведены данные о выбросах, включая пыль на выборочных установках ФКК Европы (по результатам непрерывного мониторинга). Установки ФКК, оснащенные только сепараторами третьей ступени (без дополнительного устройства), имеют выбросы пыли около 80 – 150 мг/Нм3 в среднем за месяц.

      Кросс-медиа эффекты

      Извлеченная катализаторная пыль, содержащая некоторые опасные металлы, классифицируется как опасный промышленный отход. Необходимо должным образом утилизировать еҰ, чтобы не загрязнить воду и почву.

      Применимость

      Сепараторы третьей ступени применимы к любой установке ФКК, но их производительность значительно варьирует главным образом из-за объема частиц и распределения по размерам мелких частиц катализатора после прохождения внутренних циклонов регенератора. Такие устройства сокращения выбросов очень часто используются в сочетании, например, с электростатическими фильтрами (ЭСФ).

      Многие установки ФКК работают с такими системами.

      Экономика

      В таблице 5.17 приведены экономические аспекты по циклонам третьей ступени, применяемым на установках ФКК.


      Таблица .. Экономические аспекты по циклонам третьей ступени, применяемым на установках ФКК.

№ п/п

Мощность установки ФКК, млн т/год

Эффектив-ность, %

Концентрация взвешенных частиц на выходе потока,
мг/Нм3

Инвестиции, млн евро

Эксплуатационные расходы,
млн евро/год

1

2

3

4

5

6

1

1,5

30 - 40

40 - 250

1 - 2,5

0,7

2

1,5

30 - 90

60 – 150*

0,5 - 1,5

0,1

3

1,2

75

50 – 100**

1,5 - 2,5


      * начальная концентрация 450 мг/Нм3 (диапазон 300 - 600 мг/Нм3);

      ** начальная концентрация 200 - 1000 мг/Нм3;

      примечание: эксплуатационные затраты включают только прямые денежные эксплуатационные затраты, т.е. без расходов на амортизацию, инвестиций или финансовых расходов. Инвестиционные затраты относятся к возведение нового завода. Экономические аспекты не включают затраты на утилизацию образующихся отходов.


      Стоимость утилизации тонкодисперсного катализатора составляет около 120–300 евро за тонну, включая транспортировку.

      Эффект от внедрения

      Сепараторы третьей ступени регулируют сокращение выбросов взвешенных частиц и защищают оборудование от преждевременного износа ниже по потоку нефтепродукта – установки рекуперации тепла или энергии (например, лопасти детандера).

      Справочная литература

      [8], [12], [13], [19], [23].


5.9.11. Меры борьбы отделения частиц от газов. Электростатические фильтры (ЭСФ)

      Описание

      Удельное сопротивление частиц является ключевым фактором эффективности ЭСФ. Следующие параметры снижают удельное сопротивление частиц и повышают эффективность их улавливания. Применяется на установках ФКК дымовых газов:

      более высокая температура на входе;

      более высокое содержание металлов, редкоземельных элементов или углерода в катализаторе;

      содержание влаги;

      подача аммиака через форсунки.

      Достигаемые экологические преимущества

      По результатам непрерывного мониторинга выявлено, что типовые концентрации, достигаемые с помощью ЭСФ, обычно составляют <20 - 50 мг/Нм3 в среднем за день при нормальных условиях эксплуатации (за исключением продувки сажи в конце цикла работы котлов CO или вспомогательных котлов).

      Для коротких периодов усредненные значения общего содержания взвешенных частиц в дымовых газах регенератора установки ФКК составляют <50 мг/Нм3. Такие значения регистрируются в разрешении на эмиссии в окружающую среду (например, в Германии, см. раздел "Эксплуатационные данные"). В результате сокращения объема взвешенных частиц выбросы металлов (никель, сурьма, ванадий и их компоненты) сокращаются до 1 мг/Нм3 и ниже (в зависимости от их общего количества).

      Объем никеля и его компонентов снижается до 0,3 мг/Нм3 и ниже. Все концентрации выражаются в виде среднечасовых значений, получаемых при непрерывной работе и при продувке сажи в котле CO.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Эффективность борьбы с выбросами взвешенных частиц с помощью ЭСФ на установке ФКК обычно намного превышает 90 %. Фактический диапазон концентраций на выходе с ЭСФ зависит от времени пребывания газа в нем (т. е. от размера ЭСФ), свойств взвешенных частиц (т.е. катализаторов), режима работы установки ФКК, температуры дымовых газов и наличия других аппаратов утилизации взвешенных частиц, задействованных до ЭСФ. В обычных условиях для достижения очень низких концентраций выбросов (<10 мг/Нм3) необходимое время пребывания газа в ЭСФ должно составлять более 30 секунд. Размер частиц также влияет на эффективность работы ЭСФ, поскольку очень мелкие частицы (<2 мкм) легче улавливаются во время цикла очистки (постукиванием) электродами ЭСФ.

      Из-за эксплуатации ЭСФ возникает небольшой перепад давления в системе; более частые перепады давления возникают в результате прохождения частиц через впускной и выпускной воздуховоды в ЭСФ. В некоторых случаях подключают вентилятор принудительной тяги. При этом потребление электроэнергии невелико, кроме случаев, когда время пребывания газа в ЭСФ намерено увеличено. ЭСФ также требуют регулярного технического обслуживания для обеспечения высокой эффективности улавливания частиц. Некоторые НПЗ ЕС сообщают, что применение глубокого обессеривания сырья оказывает большое влияние на производительность ЭСФ. Содержание серы и металлов в газе меньше, эффективность улавливания частиц снижается. В таких случаях выбросы взвешенных частиц составляют 30 - 35 мг/Нм3.

      На рисунке 5.15 и 5.16 показан график за год среднесуточной концентрации, полученной после очистки двумя ЭСФ на установках ФКК в Германии.

      Результаты по первой установке (рисунок 5.15) получены при нормальных условиях эксплуатации установки, оснащенной устройством фильтрации. Конструкция состоит из типовых циклонов, дополнительного циклона, установленного снаружи и ЭСФ с четырьмя электрополями. Среднегодовая концентрация составляет 10,94 мг/Нм3 со стандартным отклонением в 9,62, а максимальное зарегистрированное среднесуточное значение составляет почти 37 мг/Нм3. Стандартная среднесуточная концентрация взвешенных частиц варьируется в диапазоне от 5 до 25 мг/Нм3.

      Для сравнения вторая установка ФКК (рисунок 5.16) имеет более простую конструкцию – только внутренние циклоны и ЭСФ с 2 электрополями. Кроме того, годичный период включает в себя этап остановки/запуска устройства (обозначенный на графике), в течение которого значения выбросов были значительно выше, чем в стандартных условиях. Среднегодовое значение составляет 10,16 мг/Нм3 (рассчитано по суточным значениям, отличным от нуля) со стандартным отклонением в 5,2. Несмотря на то, что максимальное зарегистрированное среднесуточное значение концентрации в 38 мг/Нм3 аналогично значениям первого ЭСФ (рисунок 5.16), обычная среднесуточная концентрация в устойчивом режиме работы остается в одном диапазоне от 5 до 15 мг/Нм3.

      Выбросы взвешенных частиц увеличатся после проведения планово-предупредительного ремонта (операции выгрузки-загрузки катализатора) на установке ФКК из-за большой нагрузки по взвешенным частицам в ЭСФ. Это объясняется сильным истиранием загруженного катализатора, на который пришлась большая нагрузка после проведения планово-предупредительного ремонта.

      Приведены следующие данные по установке ФКК в Германии после применения ЭСФ (без циклона) на отходящих газах котла дожига угарного газа (стандартная эксплуатация).

      Предельные значения выбросов в разрешительном документе:

      общее количество взвешенных частиц, среднесуточное значение: 30 мг/м3;

      среднее значение за 30 минут: 60 мг/м3;

      данные мониторинга: общий объем взвешенных частиц: 13 - 23 мг/м3 (30 минут, O2=3,1 %, 100 %-ная мощность, 80 % мазута, 20 % тяжелых парафиновых дистиллятов).

      На аналогичной установке ФКК с циклоном и ЭСФ содержание взвешенных частиц достигает 9 - 21 мг/м3 (100 % мощность, где сырье – 50 % вакуумного газойля, 40 % мазута, 10 % другие продукты).

     


      Рисунок .. Среднесуточные концентрации взвешенных частиц с применением ЭСФ на установке ФКК в Германии

     


      Рисунок .. Среднесуточные концентрации взвешенных частиц с применением ЭСФ на установке ФКК в Германии


      На рисунке 5.17 показано распределение суточных значений пылевых выбросов (2011 год) от установки ФКК в Германии, перерабатывающей обессеренное дизельное топливо. Установка ФКК также оснащена ЭСФ, установленном в 2007 году в дополнение к действующему циклону с тремя ступенями очистки.

      Сведения о выбросах в результате непрерывного мониторинга, включая пыль, выборки европейских установок ФКК приведена в разделе 3. Установки ФКК, оснащенные ЭСФ, имеют пылевые выбросы в диапазоне от 10 до 50 мг/Нм3 в среднем за месяц. Среди них те установки, которые оснащены циклоном третьей ступени и ЭСФ с четырьмя электрополями, показывают лучшие результаты, в диапазоне 10 - 25 мг/Нм3.

     


      Рисунок .. Распределение ежедневных значений пылевых выбросов по итогам непрерывного мониторинга установки ФКК в Германии, оснащенной ЭСФ


      Кросс-медиа эффекты

      НПЗ потребуется дополнительное оборудование для утилизации уловленных мелкодисперсных частиц (катализаторов). Высокое напряжение в ЭСФ создает угрозу безопасности на НПЗ и приводит к увеличению эксплуатационных затрат на электроэнергию и техническое обслуживание. На некоторых установках для улучшения производительности ЭСФ вводится аммиак (в качестве реагента снижения удельного сопротивления). Из-за проскока аммиака в ЭСФ выбросы аммиака поступают в атмосферу. Выражаются опасения по поводу безопасности применения ЭСФ во время запуска установки ФКК. Необходимо соблюдать особую осторожность, чтобы не допустить попадания несгоревших углеводородов в сам ЭСФ, так как искрящаяся среда приведет к взрыву [23], [38].

      Применимость

      Необходимо наличие большой площадки, особенно когда ЭСФ рассчитаны на утилизацию очень большого количества выбросов взвешенных частиц. Требуется наличие большой площадки для размещения установок, поскольку они с трубопроводами вывода газовых потоков на установке ФКК как правило занимают большое пространство (1,5 млн т/год генерирует 2,8 млн Нм3/день дымовых газов). Для газового потока с низкой скоростью циркуляции необходима установка ЭСФ очень большого поперечного сечения, чтобы соответствовать заданным значениям производительности ЭСФ. Если электрическое сопротивление частиц и скорость газового потока высокие, это негативно скажется на производительности ЭСФ. Кроме того, тщательная гидроочистка сырья на установке ФКК сократит содержание металла в катализаторе, уменьшит содержание облагораживающего реагента (SO3) в дымовых газах и, следовательно, снизит эффективность улавливания частиц. Производительность ЭСФ, вероятно, ухудшится с начала и до конца запуска установки ФКК. Причинами могут служить проблемы технического обслуживания, когда требуется остановить установку, и/или быстрое истирание катализатора в конце работы. Кроме того, для ЭСФ не предусматривают периоды запуска и останова, поэтому должны электрически изолироваться из-за уже описанных соображений безопасности.

      Из 61 объекта выборки технической рабочей группы европейского Бюро НДТ 17 из 22 НПЗ Европы используют ЭСФ на своих установках ФКК. Они также используются на многих НПЗ США и Японии.

      Экономика

      Имеющиеся данные предоставлены в таблице 5.18, а сравнительная информация по затратам на различные устройств фильтрации (циклоны третьей ступени и ЭСФ с тремя и четырьмя электрополями) представлена в таблице 5.60.


      Таблица .. Экономические данные по ЭСФ, применяемые на установке ФКК

№ п/п

Мощность установки ФКК, млн т/год)

Эффектив-ность, %

Концентрация взвешенных частиц ниже по потоку, мг/Нм3

Инвестиции (млн евро)

Эксплуатационные расходы (млн евро/год)

1

2

3

4

5

6

1

2,4

>50*

<50*

15 - 30

0,15**

2

1,5

-

<30

2,05***

-

      * неизменная концентрация >100 мг/Нм3 -> целевой показатель снижения концентрации <50 мг/Нм3;

      ** 2009: соответственно 20 - 40 млн долл.США (фактические капитальные расходы) и 0,2 млн долл.США [34];

      *** 2008: 1,3 млрд форинтов на весь проект установки ЭСФ.

      Таблица .. Данные о стоимости различных устройств фильтрации установки ФКК

№ п/п

Базовый расчет в 2006 г.

Передовые вторичные циклоны третьей ступени (ATSC)

Электрофильтр с тремя электрополями (ЭСФ- 3)

Электрофильтр с четырьмя электрополями (ЭСФ- 4)


1

2

3

4

5

1

-

-

-

-

-

эффективность

капитальная стоимость в год

фактические эксплуатац. расходы

непостоянные эксплуатац. расходы

концентрация пыли на выходе

эффективность

капитальная стоимость в год

фактические эксплуатац. расходы

непостоянные эксплуатац. расходы

концентрация пыли на выходе

-

эффективность

капитальная стоимость в год

фактические эксплуатац. расходы

непостоянные эксплуатац. расходы

концентрация пыли на выходе

-

2

-

-

-

-

-

%

%

% от общей стоимости возведения/год

% от общей стоимости возведения/год

мг/Нм3

%

%

% от общей стоимости возведения/год

% от общей стоимости возведения/год

мг/Нм3

-

%

%

% от общей стоимости возведения/год

% от общей стоимости возведения/год

мг/Нм3

-

3

-

-

-

-

-

70

7,4

4

1

100

85

7,4

4

1

50

-

90

7,4

4

1

30

-

4

-

планируемое сырье, тыс.т/год

использование, %

фактическое сырье, тыс.т/год

концентрация пыли на выходе, мг/Нм3

концентрация пыли на выходе, мг/Нм3

утилизированная пыль (из расчета), т/год

общая стоимость возведения (базовый вариант), млн евро

годовые расходы: от базового варианта до ATSC, тыс. евро/год

экономическая эффективность: от базового варианта до ATSC, евро/т пыли

концентрация пыли на выходе, мг/Нм3

утилизированная пыль (из расчета), т/год

общая стоимость возведения (базовый вариант), млн евро

годовые расходы: от базового варианта до ЭСФ- 3, тыс. евро/год

экономическая эффективность: от базового варианта до ЭСФ- 3, евро/т пыли

эффективность дополнительных затрат: от ATSC до ЭСФ- 3, евро/т пыли

концентрация пыли на выходе, мг/Нм3

утилизированная пыль (из расчета), т/год

общая стоимость возведения (базовый вариант), млн евро

годовые расходы: от базового варианта до ЭСФ- 4, тыс. евро/год

экономическая эффективность: от базового варианта до ЭСФ- 4, евро/т пыли

эффективность дополнительных затрат: от ЭСФ- 3 до ЭСФ- 4,евро/т пыли

5

Предполагаемый базовый расчет по пыли составляет 250 мг/Нм3

6

1 - уст-ка

5480

97 %

5319

250

100

199

8,8

1,094

5485

50

266

22

2724

10242

24513

30

293

32,5

4029

13773

49077

7

2 - уст-ка

3911

99 %

3856

250

100

145

7,2

894

6181

50

193

17,9

2225

11541

27621

30

212

26,5

3291

15519

55299

8

3 - уст-ка

2857

88 %

2 06

250

100

94

6

740

7878

50

125

14,9

1843

14710

35207

30

138

22

2726

19781

70487

9

4 - уст-ка

1927

97 %

1877

250

100

70

4,7

585

8304

50

94

11,7

1455

15505

37109

30

103

17,4

2153

20850

74295

10

5 - уст-ка

1646

99 %

1625

250

100

61

4,3

532

8728

50

81

10,7

1324

16297

39005

30

89

15,8

1958

21915

78091

11

6 - уст-ка

1388

82 %

1131

250

100

42

3,9

480

11316

50

57

9,6

1195

21130

50571

30

62

14,3

1768

28413

101247

12

Предполагаемый базовый расчет по пыли составляет 200 мг/Нм3

13

1 - уст-ка

5480

97

5319

200

100

133

8,8

1094

8228

50

199

22

2724

13656

24513

30

226

32,5

4029

17824

49077

14

2 - уст-ка

3911

99

3856

200

100

96

7,2

894

9271

50

145

17,9

2225

15388

27621

30

164

26,5

3291

20083

55299

15

3 - уст-ка

2857

88

2 06

200

100

63

6

740

11 817

50

94

14,9

1843

19614

35 207

30

106

22

2726

25599

70487

16

4 - уст-ка

1927

97

1877

200

100

47

4,7

585

12456

50

70

11,7

1455

20673

37109

30

80

17,4

2153

26982

74295

17

5 - уст-ка

1646

99

1625

200

100

41

4,3

532

13092

50

61

10,7

1324

21730

39005

30

69

15,8

1958

28 361

78 091

18

6 - уст-ка

1388

82

1131

200

100

28

3,9

480

16974

50

42

9,6

1195

28173

50571

30

48

14,3

1768

36770

101247

19

Предполагаемый базовый расчет по пыли составляет 100 мг/Нм3

20

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

концент-рация пыли на выходе

-

эффект-ть

капита-льная стоимость в год

фактич. эксплуата-ционные расходы

непостоян. эксплуатац. расходы

на выходе концентра-ция

-

21

-

-

-

%

%

-

-

-

-

-

% от общей стоимости возведения/год

% от общей стоимости возведения /год

мг пыли/ Нм3

-

мг/Нм3

-

%

%

% от общей стоимости возведения/год

% от общей стоимости возведения /год

мг пыли/Нм3

-

22

-

-

-

90

7,4

-

-

-

-

-

4

1

30

-

50

-

90

7,4

4

1

30

-

23

-

планируемое сырье, тыс. т/год

использование, %

концентрация пыли на выходе, мг/Нм3

утилизированная пыль (из расчета), т/год

-

-

-

-

-

общая стоимость возведения (баз. вариант), млн евро

год. расходы: от баз. варианта до ЭСФ- 4, тыс. евро/год

рентабельность: от баз. варианта до ЭСФ- 4, евро/т пыли

эффек-ть дополнительных затрат: ЭСФ- 3 к ЭСФ- 4, евро/т пыли

экономич. эффек-ть: от баз. варианта до ЭСФ- 3, евро/т пыли

-

концентрация пыли на выходе, мг/Нм3

утилизированная пыль (из расчета), т/год

общая стоимость возведения (баз. вариант), млн евро

годовые расходы: от баз. варианта до ЭСФ- 4, тыс. евро/год

эконом.эффек-ть: от баз. варианта до ЭСФ- 4, евро/т пыли

-

24

1 - уст-ка

5480

97 %

30

93

-

-

-

-

-

32,5

4029

43286

49077

40969

-

30

93

32,5

4029

43286

-

25

2 - уст-ка

3911

99 %

30

67

-

-

-

-

-

26,5

3291

48773

55299

46163

-

30

67

26,5

3291

48773

-

26

3 - уст-ка

2857

88 %

30

44

-

-

-

-

-

22

2726

62168

70487

58841

-

30

44

22

2726

62168

-

27

4 - уст-ка

1927

97 %

30

33

-

-

-

-

-

17,4

2153

65527

74295

62020

-

30

33

17,4

2153

65527

-

28

5 - уст-ка

1646

99 %

30

28

-

-

-

-

-

15,8

1958

68876

78091

65189

-

30

28

15,8

1958

68876

-

29

6 - уст-ка

1388

82 %

30

20

-

-

-

-

-

14,3

1768

89299

101247

84519

-

30

20

14,3

1768

89299

-

      источник [21].


      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов взвешенных частиц.

      Справочная литература

      [5], [8], [9], [12], [13], [21], [36],[39], [40],[41], [42].


5.9.12. Методы очистки газов от взвешенных веществ. Другие фильтры

      Описание

      Одним из вариантов очистки выхлопных газов регенератора являются рукавные фильтры, а также фильтры из керамики или нержавеющей стали.

      В керамических или металлокерамических фильтрах обратной продувки взвешенные вещества после улавливания осаждаются на наружной поверхности фильтрующих элементов, которые затем удаляются методом обратной импульсной продувки, далее из фильтровальной установки – на утилизацию.

      Достигнутые экологические выгоды

      Применение обратной продувки и рукавных фильтров демонстрирует более высокие показатели производительности (1 - 10 мг/Нм3), чем циклоны и электрофильтры. Кроме того, использование керамических фильтров особенно эффективно для улавливания мельчайших частиц, они не снижают производительности во время запуска и сбоев.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Использование рукавных фильтров ограничено температурным режимом (<200 - 240 °C). Необходимо учитывать, что их применение влечет за собой перепад давления в фильтре.

      С другой стороны керамические фильтры обратной продувки являются высокотехнологическими системами, которые доказали свою эффективность в работе. Один из таких фильтров, установленный с середины 2004 года в качестве полнофункционального трехступенчатого фильтра на установке каталитического крекинга остаточного сырья мощностью 2100 т/сут, работал без инцидентов с момента запуска. Обратная импульсная продувка задействуется по мере постепенного увеличения перепада давления, создаваемого фильтром. Это является важным параметром мониторинга работы системы. Система фильтров достигает устойчивого состояния перепада давления после примерно 100 циклов продувки (т. е. практически один месяц). Благодаря фильтру рабочее давление падает до достаточно низких значений, чтобы избежать неблагоприятных воздействий на работу установки ФКК остаточного сырья. Такая система фильтрации оказывает меньший вред окружающей среде, в сравнении с другими процессами фильтрации, применяемыми на установках ФКК остаточного сырья. Как показано на рисунке 5.18 концентрация взвешенных частиц, измеренная с помощью анализа мутности, всегда ниже 5 мг/Нм3 с момента ввода фильтра в эксплуатацию, а стандартная производительность фильтра составляет 1 - 2 мг/Нм3.

     


      Рисунок .. Производительность трехступенчатого фильтра обратной продувки из спеченного сплава на установке ФКК


      Наряду с перепадом давления в фильтре для обеспечения стабильного функционирования фильтра необходимо контролировать и другие параметры, такие как время эксплуатации и закрытия клапана, температура дымовых газов, значение сжатого давления при продувке и температура продувочного газа.

      Последние данные по трехступенчатому фильтру обратной продувки (изготовленного из нержавеющей стали), работающего на установке ФКК (мощностью 1,1 млн т/год) на НПЗ в г. Хайфа (Израиль), показывают, что выбросы взвешенных частиц соответствуют стандарту на эмиссии 20 мг/Нм3. Значения концентрации выбросов значительно ниже 15 мг/Нм3 [43].

      Кросс-медиа эффекты

      Не было выявлено ни одного негативного воздействия, за исключением необходимости удаления или утилизации собранной пыли, что характерно для всех фильтров с сухой фильтрующей средой.

      Применимость

      Рукавные фильтры переоборудуют для подвода к циклонам третьей ступени. Однако они не подходят для использования на установке ФКК из-за перепада давления, "забивания" пылью фильтрующего элемента, их неспособности работать во внештатном режиме и необходимости в достаточном пространстве.

      Керамические фильтры третьей ступени доказывают свою эффективность в очистке дымовых газов каталитического крекинга с 2004 года. Они успешно функционируют и при наличии сбоев на установке ФКК. До сих пор в литературе сообщалось о двух конкретных случаях. В первом случае сообщалось об очистке газов по направлению потока концентрацией до 20000 мг/Нм3 с изношенными катализаторами, работающими уже две недели, с увеличенной массовой концентрации с 250 кг/сут до 1000–2000 кг/сут. Это позволило установке ФКК остаточного сырья продолжать придерживаться стандартам по выбросам и работать непрерывно без необходимости останова агрегата. Во втором случае речь шла о безопасной эксплуатации такого фильтра при использовании горелочных устройств для поддержания температуры в регенераторе в случае простоя и срочного ремонта. В сравнении с ЭСФ керамические фильтры функционируют значительно лучше во время запуска и выключения. Необходимо продемонстрировать максимальные затраты на оснащение регенераторов выбранных установок ФКК Европы керамическими фильтрами.

      Керамические фильтры третьей ступени фильтрации полного потока рабочей жидкости или фильтры из нержавеющей стали эксплуатируются на трех НПЗ по миру. Около 15 керамических сепараторов частичного потока (четвертой ступени) и бункерные фильтры также эксплуатируются в Западной Европе, Северной Америке и на Ближнем Востоке.

      Экономика

      Удельные инвестиционные затраты на керамические фильтры с обратной продувкой будут зависеть от температуры и пропускной способности потока. Стоимость фильтра третьей ступени (полного потока), работающего при температурах ниже 450 °C, оценивается в 80 долл. США/м3/ч. Высокотемпературные фильтры, работающие до 750 °C, оцениваются в 210 долл. США/м3/ч. Стоимость высокотемпературных фильтров четвертой ступени составляет около 260 долл. США/м3/ч (данные для 2009 года и согласно фактическим объемам дымовых газов), капитальные расходы на установки ФКК мощностью 2,4 млн т/год в 2009 году оценивались в 15 - 20 млн евро (22 - 30 млн долларов США).

      Эффект от внедрения

      Современные керамические фильтры обратной продувки представляют наибольший интерес для применения на установке ФКК, так как образующийся объем выбросов взвешенных частиц, а также их гранулометрический состав и химические свойства негативно отражаются на здоровье человека и окружающей среде. Этот метод позволяет проводить высокоэффективную фильтрацию выбросов взвешенных частиц катализатора, включая мелкодисперсные частицы и тяжелые металлы. Запуски и сбои фильтра не влияют на его производительность, предотвращают неблагоприятные последствия запыленности воздуха, размера частиц или скорости потока. Он хорошо переоснащается из-за своего относительно небольшого размера.

      Справочная литература

      [19], [34], [43], [44].


5.9.13. Методы, предотвращающие загрязнение оксидами серы. SOX-снижающие присадки

      Описание

      Содержание диоксида серы в отходящем газе регенератора установки ФКК снижается введением катализатора на основе оксида металла (например, алюминий/магний, церий). Он переносит значительную часть сернистого кокса на отработанном катализаторе обратно в реактор, где выделяется в виде сероводорода. В результате крекинга реактор перенаправляет циркулируемый продукт в виде пара на систему аминовой очистки газа НПЗ, перерабатывая серу на установке производства серы.

      Сокращение SOX – это трехэтапный процесс, включающий:

      каталитическое окисление SO2 до SO3 в регенераторе;

      адсорбцию присадки SO3 проводимой в регенераторе с выделением сульфата, который возвращается в реактор;

      возвращение к оксиду и выделение сероводорода в газовой поток продукта для извлечения.

      Разработанные в конце 1970-х годов SOX-снижающие катализаторы первоначально были разработаны на основе оксида алюминия, поэтому у них был очень короткий срок службы. Постепенно потенциал улавливания частиц SO3 в регенераторе существенно увеличился за счет замены чистого оксида алюминия в основе связующего вещества на алюминат магния (1980-е годы: 1 моль алюминия на 2 моль магния), а затем на гидроталькит (1990-е годы: 1 моль алюминия на 3 - 4 моль магния). Современные катализаторы, разработанные с 2000 года, демонстрируют улучшение характеристик на 35- 80 % в сравнении с первыми реагентами на гидротальките. Значение коэффициента поглощения (PUF – кг утилизированного SO2 на кг введенной присадки) теоретически достигает до 20.

      Достигнутые экологические выгоды

      Количество утилизируемого SOX сильно зависит от концентрации в сырье, выделяемого в регенераторе SOX, объема используемой присадки, а также типа и качества самой присадки. Некоторые имеющиеся данные испытаний показывают, что эффективность утилизации сильно зависит от текущей концентрации кислорода и собственной стойкости присадки к истиранию в условиях эксплуатации, преобладающих на конкретной установке.

      В режиме полного сжигания эффективность утилизации, достигаемой с помощью современных присадок, как правило, составляет >60 %, в промышленном производстве скорость утилизации выбросов доходит до 95- 99 %. Продуктивность систем утилизации выбросов напрямую зависит от хороших условий эксплуатации установок, в частности, серосодержащего сырья в регенераторе, улучшение параметров работы регенератора и других технологических параметров.

      В режиме неполного сжигания стандартные показатели сокращения выбросов ниже, чем в режиме полного сжигания, и зачастую необходимо вводить большее количество присадки. В настоящее время разработаны специальные присадки для работы в режиме неполного сжигания, эффективность которых в два раза выше по сравнению с ранее используемыми присадками. В настоящее время эффективность современных присадок, снижающих концентрацию SOX, как правило, составляет >50 %, в промышленном производстве скорость очистки газовых потоков доходит до 95 - 99 %. Эффективность сокращения выбросов также напрямую зависит от условий эксплуатации установок. В частности, от концентрации серы в сырье регенератора, изначального содержания COS, H2S в регенераторе до попадания в котел дожига CO и временем пребывания в регенераторе (см. рисунок 5.19). Тем не менее на некоторых установках ФКК, где условия эксплуатации установок далеки от идеальных, максимально достигнутые показатели снижения концентрации SOX в газовых потоках составляют 30 - 35 %.

      Отмечено, что чем выше скорость утилизации, тем ниже коэффициент поглощения частиц.

      В одном из примеров [45] сообщается о случае, когда концентрация оксида серы SOX снизилась на 85 %, коэффициент поглощения равнялся 18 кг утилизированного оксида серы (SOX) на кг присадки. Выбросы по остаточным продуктам составили 50 ppm по объему (0 % от O2). Дальнейшее сокращение выбросов до уровня ниже 25 ppm по объему (0 % от O2) снизили коэффициент поглощения до 14 кг утилизированного SOX на кг присадки. Выбросы, концентрация которых снизилась до 25 (ppm) по объему, составили около 5 % мас./мас. от общего объема запасов катализаторов. Относительное уменьшение количества SOX с 50 до 25 (ppm) составило 31 %.

      Второй случай подробно описан в серии непродолжительных испытаний № 1, проведенных на установке "глубокого" неполного сжигания на установке ФКК с 7 - 8 моль% CO в регенераторе [46]. Полученные результаты снижения SOX до 30 - 35 % при PUF>10 являются достаточно приемлемыми. Такой пример показывает, что с технической и экономической точки зрения попытка получить 50 % утилизацию SOX при ненадлежащих условиях эксплуатации установок практически невозможна. В этом случае удельные затраты достигли 10 тыс. евро/т утилизируемого SO2 и больше, так как коэффициент поглощения PUF упал до пяти, потребление электроэнергии увеличилось, а показатели потребления пара возросли более чем на 8 %.

     


      Рисунок .. Графическое изображение влияния SOX-снижающих присадок на исходный профиль концентрации газа на установке ФКК неполного сжигания


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На установке ФКК, применяющего эту технологию, концентрация SO2 в выходящем потоке составляет 1000 - 3000 мг/Нм3 при 3 % O2 (в зависимости от расхода присадки и режима сжигания). На входе потока концентрация SO2 была 4000 - 4500 мг/Нм3 (что соответствует содержанию серы в сырье около 2 - 2,5 %).

      Рисунки 5.20 и 5.21 показывают значения на установке ФКК полного сжигания. Эксплуатация установки проходит в довольно неблагоприятных условиях из-за очень редкого замещения остатков катализатора (ежедневно вводят только 0,5 % от запасов на установке) с повышением температуры в установке в среднем до 508 °C и температурой в регенераторе равной 673 °C. Два приведенных набора данных демонстрируют результаты, когда в одном случае содержания серы высокое (1,6 %) и низкое (0,5 %) (где качество выходного потока выше).

      Графики на рисунках 5.20 и 5.21 показывают эффективность применения присадок с течением времени (выраженную в днях по оси X) для двух различных типов сырья (с высоким и низким содержанием серы).

     


      Рисунок .. Эффективность SOX-снижающих присадок в переработке сырья с содержанием серы 1,6 % на установке ФКК

     


      Рисунок .. Эффективность SOX-снижающих присадок, если в составе сырье с 0,5 %- м содержанием серы на установке ФКК


      Результаты, показанные на рисунках 5.20 и 5.21 согласуются с данными, представленными европейским объектом, как показано на рисунке 5.22, где с 2009 года было достигнуто 50 %–ное сокращение концентрации (средняя концентрация от 980 до 450 мг/Нм3 при 3 % O2) на 1,5 млн т/год на установке ФКК с сырьем с серой в составе 0,32 - 0,45 %.

      Если количество присадки составляет всего 3 % от объема катализаторов, выбросы SO2 сокращаются на 25 % и при стандартном содержании серы в 0,6 - 1,8 %. Способность присадок последнего поколения к утилизации SOX определяется его количеством в остатке катализатора, а не частотой введения, что свидетельствует о повышенной стабильности.

     


      Рисунок .. Снижение выбросов SO2 на французской установке ФКК с применением присадок, сокращающих концентрацию SOX


      Кросс-медиа эффекты

      Концентрация SOX в газовом потоке на выходе, полученная в результате использования этого метода, сильно зависит от концентрации SOX на входе, количества присадки и режима эксплуатации установки.

      Применяя этот метод необходимо учитывать множество параметров установки, особенно регенератора. Метод эффективно работает в условиях полного сжигания, когда практически вся сера в дымовых газах утилизируется, а агрегаты переоснащаются в наиболее благоприятных условиях эксплуатации.

      Однако это повлияет на производительность установки ФКК, а частота замены катализатора переноса увеличится. В случае подачи большого количества присадок требуется тонкая перенастройка каталитической системы.

      Благодаря своей практичности этот метод показывает хорошие результаты в сочетании с другими мерами борьбы с выбросами технологических процессов.

      В сочетании с мокрой очисткой газов, где присадки помогли снизить потребление энергии (например, использование насосов) и расход химических веществ (например, едкого натра). Другим примером служит НПЗ на Ближнем Востоке, который перерабатывает 30000 баррелей 100 % мазута с высоким содержанием серы (2,7 %) в день (около 2 млн т/год), работающий в режиме полного сжигания, где было решено использовать такую присадку к нефтепродуктам для решения проблем с коррозией из-за высокой концентрации оксида серы SOX на входе в действующую установку очистки газов. На этом НПЗ наблюдалось снижение эксплуатационных затрат на скруббер на 15 %. Это увеличило затраты на SOX-снижающую присадку, которые в будущем оправдали их [30].

      В сочетании с высокоэффективными фильтрами эти два метода демонстрирует отличные с экономической точки зрения результаты [34].

      Для того, чтобы располагать вариантами при выборе сырья (например, качество внешних потоков на установку), или для снижения интенсивности гидроочистки сырья в начале потоке.

      С другой стороны, применение данного метода менее эффективно на установке ФКК, работающей в режиме глубокого неполного сжигания, где температура регенератора высокая, замена катализатора нечастая или на установке, требующей очень низкие концентрации SOX в потоке на выходе. В Северной Америке катализаторы SOX-снижающую присадку предпочтительно используются в скрубберах на базе установки ФКК на НПЗ мощностью менее 150000 баррелей в день (8 млн т/год).

      Применимость

      Недостатки применения этого метода следующие.

      SOX-снижающие присадки на самом деле не являются универсальной технологией, реализуемой на всех установках, поскольку, несмотря на достигнутый в последнее время прогресс, применение их эффективно и экономически выгодно в режиме полного сжигания.

      При очень высоких скоростях подачи присадок (>10 - 15 % от подачи свежего катализатора) снижается эксплуатационная гибкость установки ФКК, повышается риск получения некачественных нефтепродуктов на выходе.

      SOX-снижающая присадка отрицательно влияет на образование NOX, СО, взвешенных частиц, увеличивая потери катализатора из-за истирания. При ее использовании в режиме неполного сжигания это приведет к значительному увеличению расхода топлива в котле дожига угарного газа (CO) при эквивалентном значении производства пара.

      Кроме того, это приведет к дополнительным выбросам и возникновению проблемных зон на установках аминовой очистки H2S.

      Более 60 НПЗ по всему миру применяют присадки снижения концентрации SOX в катализаторе, в том числе несколько установок неполного сжигания в Германии, Японии и Южной Африке. Этот метод хорошо зарекомендовал себя в коммерческих целях.

      Экономика

      Не требуется больших инвестиционных затрат, лишь незначительные капитальные затраты на оборудование подачи присадки в каталитическую систему. Имеются данные, что стоимость европейского объекта, составляет 300000 евро, включая закладку фундамента, возведение, монтаж трубопроводов, повышение пропускной способности ниже по потоку нефтепродукта и получение разрешения на эмиссии в окружающую среду.

      Эксплуатационные расходы зависят от установки содержания выбросов SO2 в начале и итоговых показателей SO2. Стоимость европейского объекта при объеме подачи присадки в 264 кг/сут. и с функцией дополнительной утилизации отработанного катализатора в 94 т/год составляет 1,3 млн евро в год.

      Потенциальные инвестиции и эксплуатационные затраты на внедрение этой технологии на двух установках ФКК на НПЗ Колорадо (США) были оценены в 2005 году. Данные по 2007 год сообщают об экономии в 500 долларов США за тонну SO2 в год, предполагая, что в результате концентрация выбросов SO2 снизится всего на 35 - 50 % [22]. Эти данные подтверждаются затратами, о которых недавно сообщили другие источники из США. За 2007 год затраты на получение 25 ppm по объему при 0 % O2 (среднегодовое значение) и 50 ppm по объему при 0 % O2 (усредненное значение за неделю) составили 500 - 880 долл. США за тонну утилизированного оксида серы (SO2).

      Другая оценка затрат, основанная на опыте крупного производителя катализаторов на НПЗ США, приведена на рисунке 5.23. График представлен для n-ной установки мощностью в 50000 баррелей в день (около 3 млн т/год) с запасом катализатора в 150 т. Диапазон затрат отражает широкий спектр конфигураций установок ФКК с различными уровнями SOX в неочищенных отходящих газах, типами подачи присадка и условиями эксплуатации регенератора (включая полное и неполное сжигание). [45].

     


      Рисунок .. Удельная стоимость присадок снижения содержания SOX на установке ФКК в сравнении с целевыми показателями снижения содержания SOX


      На рисунке 5.24 представлен анализ по аналогичному методу из опыта европейских специалистов по продаже катализаторов, который предлагает оценку затрат для установок, работающих в режиме полного и неполного сжигания [47].

     


      Рисунок .. Экономические аспекты присадок сокращения концентрации SOX на установках ФКК - общий обзор затрат


      В таблице 5.20 представлены результаты специальных испытаний по удельным затратам с целью получения сверхнизких показателей SO2 [34].


      Таблица .. Производительность и удельные затраты на утилизацию SOX-снижающих присадок при постоянной работе форсуночных устройств

№ п/п

Наименование

НПЗ А

НПЗ B

1

2

3

4

1

Скорость подачи нового сырья, т/сут.

2 876

6 847

2

Новое сырье (API)

24,9

28,5

3

Нерегулируемое содержание SO2, ppm по объему

178

326

4

Регулируемое содержание SO2, ppm по объему

10

7

5

Сокращение концентрации SO2, %

95

98

6

Затраты на утилизацию*, евро/т SO2

780

940

      * соответственно 0,51 и 0,61 долл.США за фунт SO2 (данные 2009 года).


      В таблице 5.21 представлены экономические аспекты двух мер борьбы с выбросами серы: присадки и скруббер мокрой очистки газов – данные об эффективности затрат по шести установкам ФКК.

      Таблица .. Экономические аспекты двух мер борьбы с выбросами серы: присадки и скруббер мокрой очистки газов – данные об эффективности затрат по шести установкам ФКК.

№ п/п

Базовый расчет в 2006 г.

Присадки для снижения концентрации серы (СКС)

Скруббер мокрой очистки газов (МОГ)

эффектив-ность

капитальная
стоимость
в год

фактические эксплуатацион-ные расходы

непостоянные эксплуатацион-ные расходы

эффек-тивность

капиталь-ная
стоимость
в год

фактические эксплуатацион-ные расходы

непостоянные эксплуата-ционные расходы

40 %

7,4 %

4 % от ОСВ/год

1000 евро/т SO2

90 %

7,4 %

4 % от ОСВ/год

0,93 евро/т свежего сырья












установка

планируемое сырье

использование

фактическое сырье

SO2 на выходе

SO2 на выходе

SO2 утилизированное
(базовый вариант)

общая стоимость
возведения
(базовый вариант)

годовые расходы:
от базового
варианта до СКС

экономическая эффективность:
от базового
варианта до СКС

SO2 на выходе

SO2 утилизир
(базовый вариант)

общая стоимость
возведения
(базовый вариант)

годовые расходы:
от базового варианта до МОГ

экономическая эффективность:
от базового
варианта до МОГ

эффективность
дополнительных затрат:
от СКС до МОГ


тыс.т/
год

%

тыс.т/
год

мг/Нм3

мг/Нм3

т/год

млн евро

тыс. евро/
год

евро/т SO2

мг/Нм3

т/год

млн евро

тыс. евро/
год

евро/т SO2

евро/т SO2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

1

5480

97 %

5319

3134

1880

3334

0,9

3439

1031

313

7502

49,4

10582

1410

1714

2

2

1591

85 %

1351

3012

1807

814

0,4

863

1061

301

1831

23,5

3940

2152

3024

3

3

2857

88 %

206

1504

902

754

0,6

824

1094

150

1695

33,4

6143

3623

5647

4

4

1999

79 %

1577

1486

892

469

0,5

526

1122

149

1055

27,0

4543

4307

6856

5

5

1648

99 %

1625

860

516

279

0,4

330

1181

86

629

24,0

4250

6758

11220

6

6

1927

97 %

1877

362

217

136

0,5

192

1410

36

306

26,4

4756

15543

26850

      источник: [21].

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов оксида серы на установках ФКК

      Справочная литература

      [8],[11],[12], [13], [21],[23], [26], [30], [34], [45], [46], [47].


5.9.14. Мокрая очистка газов скрубберами

      Описание

      Существует несколько способов мокрой очистки газов. Их краткое описание приведено в разделе 3.19 технологии мокрой очистки газов, применяемые на установках ФКК, следующие:

      деструктивная мокрая очистки газов с адсорбентом на основе натрия или магния; насадочные, тарельчатые, форсуночные скрубберы или скруббер Вентури;

      технологии, сочетающие деструктивные и регенеративные методы очистки с использованием запатентованного раствора, содержащего соду и фосфорную кислоту, или процесс CANSOLV с аминовым раствором.

      Две системы Вентури были разработаны специально для применения на установке ФКК:

      Эжекторные скрубберы Вентури (ЭСВ) очищают низконапорный поток газа, где орошаемая жидкость распыляется в поток газовой среды на входе в трубу скруббера Вентури над "сужающейся горловиной". Затем газ и жидкость проходят через горловину в условиях высокой турбулентности.

      Высокоэнергетический скруббер Вентури (ВЭСВ) очищает высоконапорный поток газа, который использует кинетическую энергию дымового газа для распыления абсорбционной жидкости на капли. Этот метод требует большего перепада в давлении газа, но у него эффективность улавливания мелких взвешенных частиц выше по сравнению с эжекторными скрубберами Вентури, в частности, частиц размером 10 мкм, 2,5 мкм и 2 мкм.

      Электродинамическая трубка Вентури, которая сочетает в себе методы, используемые в скрубберах Вентури с электростатической сепарацией пыли. В системе находится распылительная колонна, а также модули фильтрации принудительной конденсации, распыления воды и сепараторы капель. Система интегрируется с регенеративным методом LABSORBTM, а также с методом LoTOXTMdeNOXSNERT впрыска озона.

      Достигнутые экологические выгоды

      В случае, если утилизация SO2 является первостепенной целью, тщательно спроектированный процесс мокрой очистки газов обычно обеспечивает очень высокую эффективность утилизации как SO2, так и взвешенных частиц, принимая во внимание, что сокращение концентрации SO3, как правило, не так высоко, как SO2. NOX эффективно утилизируется дополнительной очистной колонной с окислением NO до NO2. В таблице 5.22 показаны ожидаемые технологические показатели после применения скруббера мокрой очистки.


      Таблица .. Основные предполагаемые значения эффективности очистки и технологические показатели после применения скрубберов мокрой очистки

№ п/п

Параметр

Эффектив-ность, %*

Концентрация на входе при 3 % O2, мг/Нм3

Концентрация на выходе при 3 % O2, мг/Нм3

1

2

3

4

5

1

SO2

95 - 99,9

600 - 10 000

<60 – 160**

2

Взвешенные
частицы

85 - 95

350 - 800

<30 – 60**

3

NOX

До 70

600

180

      примечание: улавливание взвешенных частиц напрямую связано с конфигурацией конструкции, а перепад давления в системе сильно варьируется. Скрубберы менее эффективны при улавливании субмикронных частиц;

      * источник: [48];

      ** на основе выборочных данных нерегенеративных скрубберов, как показано в таблице 5.24.


      В случае регенеративной очистки основное дополнительное преимущество заключается в возможности восстановления реагента, поглощающего SOX и извлечения концентрированного потока SO2. Полученный продукт с оксидом серы перегоняется и реализуется/перерабатывается в виде жидкого SO2, серной кислоты или элементарной серы. В связи с этим необходимо извлекать и удалять гораздо меньшее количество твердого остатка. Имеется информация, что в сравнении с нерегенеративным процессом потребление энергии ниже (см. параграфы "Эксплуатационные данные и экономические аспекты").

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Нерегенеративная очистка

      В таблице 5.23 приведены данные по семи установкам ФКК США. Все они оборудованы скрубберами Вентури [23].


      Таблица .. Производительность скрубберов Вентури мокрой очистки газов некоторых установок ФКК в США

№ п/п

Тип

Взвешенные частицы на выходе

Усредненное кол-во взвешенных частиц на выходе

Содержание взвешенных частиц в %

Концентра-ция SO2 на входе

Концентра-ция SO2 на выходе

Содержа-ние SO2 в %


1

2

3

4

5

6

7

8

1

Режим неполного сжигания
с котлом дожига угарного газа*

35 - 60

47

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

2

Режим неполного сжигания
с котлом дожига угарного газа*

39 - 50

46

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

3

Установка полного сжигания*

48 - 109

74

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

4

Установка полного сжигания*

Нет данных

56

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

5

Режим неполного сжигания
с котлом дожига угарного газа*

43 - 61

56

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

6

Режим неполного сжигания
с котлом дожига угарного газа**

Нет данных

Нет данных

Нет данных

425

61

90

7

Режим неполного сжигания
с котлом дожига угарного газа**

Нет данных

Нет данных

93

>1800

125 – 160***

93

      * среднее значение в мг/Нм3 при 3 % O2 (сухой газ), основанное на точечных измерениях;

      ** среднесуточное значение в мг/нм3 при 3 % o2 (сухой газ), основанное на системе непрерывного мониторинга выбросов эжекторного скруббера Вентури (ЭСВ);

      *** среднесуточное значение, рассчитанное из диапазона 95-го процентиля полного набора данных.


      Регенеративная система очистки газов

      Система регенеративной очистки LABSORBTM работает с 2004 года на НПЗ в Саннаццаро (Павия, Италия). Эта система очищает весь дымовой газ (0,18 млн Нм3/ч при 300 °C), выделяемый из установки ФКК мощностью 5500 т/сут. при концентрации SO2 на входе >1700 мг/Нм3 (3 % O2). Отходящий газ (с расходом 208000 Нм3/ч при температуре 67 °C) с концентрацией SO2 от 50 до 250 мг/Нм3 (3 % O2) очищается от SO2 с эффективностью более 85 % в среднем за сутки. Дополнительный поток концентрированного оксида серы (SO2) со скоростью 250 кг/ч направляется в установку извлечения серы. Производство жидких отходов составляет 1 т/ч, а твердых отходов - 19 кг/ч (по сравнению с 9 т/ч и 1000 кг/ч в случае обычного поглощения NaOH при одной и той же мощности).

      Еще одна система регенеративной очистки работает с 2006 года на НПЗ в Делавэр-Сити (шт. Делавэр, США). Он включает в себя скруббер предварительной очистки, регенеративный насадочный абсорбер аминовой очистки и фильтра тонкой очистки едкого натра. Он предназначен для очистки потока со скоростью 0,75 млн Нм3/ч на входе со скоростью утилизации SO2>97 %. С момента его установки значения постоянно составляли 1 - 2 ppm по объему SO2 при 0 % O2 (т.е. 3 - 6 мг/Нм3 при 3 % O2) [45].

      В таблице 5.24 приведены стандартные значения производительности, достигнутые с помощью регенеративной системы очистки скруббером Wellman-Lord.


      Таблица .. Стандартные значения производительности, достигнутые с помощью регенеративной системы очистки скруббером Wellman-Lord.

№ п/п

Метод

Эффективность сокращения выбросов SO2,
%

Концентрация SO2 на входе в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 при температуре 160 - 180 ºC

Концентрация SO2 на выходе в мг/Нм3 при 3 % содержании O2 при температуре 120ºC

1

2

3

4

5

1

Wellman-Lord

98

2000 - 7000

100 - 700

      Кросс-медиа эффекты

      Нерегенеративные системы мокрой очистки газов создают вторичные проблемы необходимости утилизации водного шлама и увеличивают потребление энергии на НПЗ. Очищенные сточные воды содержат сульфаты (например, Na2SO4). Другим недостатком является потребление большого количества дорогостоящего сырья (например, каустической соды), которое примерно пропорционально содержанию серы на входе потока. Дымовые газы повторно нагреваются для предотвращения образования дымового тумана.

      Обычные последствия применения регенеративных систем заключаются в необходимости усовершенствовать установки, работающие с сероводородом (H2S) (например, установка производства серы, установка аминоочистки) и производить побочные продукты, т.к есть необходимость в поставке и обработке сырья.

      Применимость

      Скруббер мокрой очистки газов адаптируется под любые производственные нужды и признается надежным в эксплуатации. Ежедневные изменения в работе установок не влияют на производительность скруббера. Они создают низкий перепад давления и работают при низких температурах. На их производительность влияет процесс образования осадков после пяти лет цикла нормальной эксплуатации. Количество осадков зависит от катализатора, подаваемого на входе, содержания SO2 в скруббере, качества подпиточной воды, рабочего значения рН в скруббере и степени промывки, применяемой к очищаемой суспензии. Отложения формируются из-за каталитической пыли, которая оседает в низких точках оборудования, а также из-за каплеуловителя и твердых отложений (например, солей кальция), которые осаждаются при повышении рабочего значения рН, необходимого для достижения высокой эффективности утилизации SO2. Некоторое количество CO2 утилизируется скрубберами мокрой очистки газов, однако в этом случае такой метод снижает способность среды растворять SO2. Такие системы очистки, в частности, скрубберы Вентури, довольно компактны: необходимые площади на объекте варьируют от 93 м2 до 465 м2 для установки ФКК мощностью от 1,5 до 7,5 млн т/год.

      Эта технология не применяется на установках, расположенных в районах с дефицитом воды, а также если отсутствует возможность повторной переработки побочных нефтепродуктов или их надлежащей утилизации. Требуются наличие большой площадки для реализации этой технологии.

      Этот метод широко используется на установках ФКК в США. Система Wellman-Lord успешно применяется на электростанциях.

      Экономика

      В таблице 5.25 приведен примерный порядок затрат на переоснащение скрубберов мокрой очистки газов, расположенных на установках ФКК.


      Таблица .. Затраты на переоснащение скрубберов мокрой очистки газов, расположенных на установках ФКК

№ п/п

Цель процесса

Мощность установки ФКК, млн т/год

Инвестиционные расходы, млн евро

Эксплуатационные расходы,
мил евро/год

1

2

3

4

5

1

Сокращение концентрации SO2 и взвешенных частиц

2,4

17 – 40*

3,5 - 4,2*

      * соответственно 25 - 60 млн долл. США и 5 - 6 млн долл. США в 2009 году. капитальные расходы на каждую из установок различаются и зависят от типа скрубберов и необходимости переоснащения производственно-технической базы и установок УПС, аминоочистки.


      Нерегенеративные скрубберы

      Сметные затраты 2003 года на установку нерегенеративных скрубберов мокрой очистки газов на шести различных НПЗ указаны в отчетах о перспективном развитии за 2009 год Окружного органа контроля за качеством воздуха Южного побережья (шт. Калифорния, США). Инвестиционные затраты покрывают все производственные и монтажные затраты в аккумуляторной зоне скруббера. Затраты не включают закладку фундамента, монтаж внешних подводов в скруббер, внешних трубопроводов и электроснабжающего оборудования, которые прибавят 30 - 50 % к вышеуказанным затратам. Результаты оценочной стоимости приведены в таблице 5.26.


      Таблица .. Удельные затраты установки ФКК на различные нерегенеративные скрубберы мокрой очистки отходящих газов

№ п/п

Номер НПЗ

Расход отходящего газа, млн Нм3/ч)

Капитальные вложения* (млн долл. США)

Эксплуатационные расходы (млн евро/г)

1

2

3

4

5

1

№ 1

0,04 - 0,16

10

0,37

2

№ 2

0,34 - 0,36

13,8

0,56

3

№ 3

0,16

10

0,36

4

№ 4

0,37 - 0,47

15

0,57

5

№ 5

0,20 - 0,23

12,23

0,39

6

№ 6

0,15

9,5

0,32

      * инвестиционные затраты покрывают затраты на проектирование, изготовление, поставку, установку всей системы, включая новую вытяжную трубу, соответствующей установки для продувки газов, а также внутренние трубопроводы и электроснабжающее оборудование для аккумуляторной зоны скруббера. Все затраты на 2003 год.


      Принимая во внимание 25-летний срок службы скруббера с ежегодным приростом затрат на 4 %, этот отчет приводит данные по общей средней экономической эффективности на шести установках, утилизирующих оксиды серы SO2, стоимостью 24600 долл. США/т. Его концентрация на выходе равна не менее 5 (ppm) по объему, а выбросы снижены до 90 %.

      Регенеративные скрубберы мокрой очистки газов

      Регенеративные скрубберы мокрой очистки газов обычно обходятся дороже, чем нерегенеративные установки из-за дополнительной сложности ее эксплуатации. Один поставщик оборудования ссылается на ориентировочный коэффициент 2,4. Ежегодные эксплуатационные затраты на эксплуатацию регенеративной системы значительно ниже, т.к щелочные абсорбирующие реагенты расходуются экономнее и затраты окупают себя за счет реализации побочных продуктов (например, элементарной серы). Ежегодные затраты ниже на 35 % от эксплуатационных затрат нерегенеративной системы. Более подробное сравнение приведено в таблице 5.27.


      Таблица .. Сравнение затрат между регенеративными и нерегенеративными скрубберами мокрой очистки газов, применяемых на установках ФКК

№ п/п

Разбивка затрат на мокрую очистку газов

Стоимость применения регенеративной системы в сравнении с нерегенеративной (%)


1

2

3

1

Капитальные расходы

240

2

Эксплуатационные затраты:

35

3

Электрическая мощность

10

4

Пар

18

5

Едкий натр

5

6

Фосфорная кислота

<5

7

Подпиточная вода

<35

8

Охлаждающая вода

<5

9

Сброс и очистка воды

<5

10

Утилизация твердых бытовых отходов

<5

11

Персонал по эксплуатации и техническому обслуживанию

20


      Более благоприятные затраты были отмечены в случае установки ENI Sannazzaro LABSORB с 40 %-ной экономией общих эксплуатационных затрат по сравнению с обычной технологией мокрой очистки газов каустической содой. Они включает в себя 95 %-ную экономию подпиточной воды, поглощающей раствор и 25 %-ую экономию энергопотребления.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов оксидов серы и взвешенных частиц из дымовых газов.

      Справочная литература

      [4], [5], [12],[23],[34], [45], [48], [49].


5.9.15. Скрубберы сухой и полусухой очистки

      Описание

      Существуют два типа методов очистки: сухая и полусухая. Ключевым компонентом полусухой очистки является распылительная сушилка, в которой горячий дымовой газ вступает в контакт с распыленными мелкими каплями известковой суспензии. SO2 поглощается каплями, образуя продукты реакции, которые высушиваются до мелкого порошка горячим дымовым газом. Как для сухих, так и для полусухих процессов очистки требуются системы улавливания пыли, такие как электрофильтр или очистка рукавными фильтрами.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение содержания SO2 в дымовых газах. Эффективность утилизации серы методом полусухой очистки составляет 90 % и сухой очистки – 50 %. Эффективность метода полусухой очистки в 50 % достигается с помощью применения извести при относительно высоких температурах (около 400 °C), когда Ca/S=1, или при температуре 130 - 140 °C, когда Ca/S=2. Большое влияние оказывает соотношение Ca/S. С таким реагентом, как гидрокарбонат натрия (NaHCO3), скорость сокращения выбросов была бы намного выше. С известью также можно проводить обработку при температуре 900 °C в реакторе. Он должен быть достаточно большим, чтобы обеспечить соответствующее время пребывания в нем. Снижение выбросов в этом случае составляет 80 % при Ca/S=2,1 и 90 % при Ca/S=3.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Применяя этот метод, необходимо учитывать наличие других загрязнителей, таких как взвешенные частицы, соли, триоксид серы (сернистый ангидрид) и т.д.

      Кросс-медиа эффекты

      Осаждение твердых отходов приводит к тому, что продукты реакции не соответствуют заданным характеристикам, необходимым для реализации потребителям.

      Другие недостатки:

      высокие перепады давления на рукавных фильтрах при использовании;

      повышенное содержание пыли в газовом потоке; необходимость улавливания частиц пыли;

      эксплуатационные трудности в распределения водно-теплового баланса (только распылительные сушилки);

      возможно значительное падение давления на установках для улавливания пыли рукавными фильтрами

      образование твердых отходов: получение одной тонны сокращения SO2 влечет за собой образование около 2,5 тонн твердых отходов;

      с помощью скрубберов сухой и полусухой очистки получают смесь CaSO3, CaSO4, летучей золы и извести.

      Применимость

      Работает при низкой температуре. Образующиеся отходы сложно использовать повторно (нет рынка сбыта гипса) и возможности для захоронения на полигоне.

      Экономика

      Метод сухой очистки является относительно недорогим решением. Стоимость сырья для этих процессов невысокая. Капитальные и эксплуатационные затраты, как правило, ниже, чем при мокрой очистке газов. Инвестиционные затраты составляют около 15 - 20 млн евро, а эксплуатационные затраты – около 2 - 3 млн евро в год (стоимость окиси кальция + утилизация полигонных отходов).

      Справочная литература

      [8], [11], [12], [50].


5.10. Олигомеризация

      Установка по процессам олигомеризации, действующая в РК (ТОО "АНПЗ"), является современной технологической установкой, в качестве НДТ можно применять смежные НДТ, сопутствующие повышению экологической и энергетической эффективности.

      Например, пункты 4.1, 4.4, 4.5, 4.6, 5.2.2 и иные.


      5.11. Процессы адсорбции

      На НПЗ и ГПЗ преимущественно по всем технологическим процессам применяются процессы адсорбции, т. е. поглощение газов (паров) или жидкостей поверхностью твердых тел (адсорбентов). Явление адсорбции связано с наличием сил притяжения между молекулами адсорбента и поглощаемого вещества.

      В нефтегазовой промышленности адсорбцию применяют для отбензинивания попутных и природных газов, при разделении газов нефтепереработки для получения водорода и этилена, осушки газов и жидкостей, выделения низкомолекулярных ароматических углеводородов и иных процессах.

      В качестве НДТ применительно к процессам адсорбции можно применять смежные НДТ, указанные в настоящем справочнике по НДТ, сопутствующие повышению экологической и энергетической эффективности.

      Например, пункты 4.1, 4.4, 4.5, 4.6, 5.2.2 и иные.


5.12. Процессы коксования

5.12.1. Методы предотвращения выбросов в результате замедленного коксования. Направление в газоотделительную установку для передачи в сеть топливного газа НПЗ

      Описание

      Описание данного процесса можно найти в разделе 3.12. Ниже приведен список методов, которые могут быть применены к установкам замедленного коксования для предотвращения выбросов.

      Предотвращение попадания неконденсирующихся паров, образующихся в процессе коксования, в факельную систему путем направления их в газоотделительную установку для передачи в сеть топливного газа НПЗ.

      Передача сброса давления из коксовых барабанов в закрытую систему продувки, например, в закалочную башню.

      Методы предотвращения загрязнения коксовых барабанов, включая проведение окончательной вентиляции в газовом факеле газового компрессора для рекуперации в качестве топливного газа НПЗ, а не сжигания на факелах, и отправку конденсированной воды на водоотведение.

      Использование пара, образующегося в данном процессе, для нагрева других процессов нефтепереработки.

      Улучшение интеграции тепла: сам процесс замедленного коксования имеет низкий уровень интеграции тепла. Тепло для поддержания коксовых барабанов при температуре коксования подается путем нагрева сырья и рециркуляционного потока в печи. Однако атмосферный остаток и/или вакуумный остаток можно подавать непосредственно в установку замедленного коксования без промежуточного охлаждения, что приводит к высокому уровню интеграции тепла между различными установками и экономит значительное количество капитальных затрат на теплообменниках.

      Использование газа коксования. Энергоэффективность установки коксования может быть дополнительно повышена, если газ коксования сжигается в газовой турбине парогазовой установки.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов ЛОС, рекуперация продуктов и сокращение выбросов H2S достигаются при применении некоторых из вышеупомянутых методов. Применение этих методов также способствует повторному использованию воды.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Некоторые эксплуатационные данные об установках замедленного коксования представлены в разделе 3.12.1.

      Кросс-медиа эффекты

      Информация отсутствует.

      Применимость

      В Европе существует много подобных процессов, хотя процессы коксования в целом чаще используются в США. В 2011 году по всему миру было установлено 67 установок замедленного коксования.

      Экономика

      Инвестиции в полное замедленное коксование (из расчета 1 млн т/год прямой подачи вакуумных остатков, побережье Мексиканского залива США, топливный кокс, включая рекуперацию паров) оценивались в долл. США. 136250–218000 за т/год в 1998 году.

      Эффект от внедрения

      Производственный процесс.

      Справочная литература

      [11], [51],[52],[53].


5.12.2. Методы предотвращения выбросов в результате замедленного коксования. Направление в газоотделительную установку для передачи в сеть топливного газа НПЗ

      Описание

      Описание данного процесса представлено в разделе 3.12.1. Общие методы борьбы с выбросами, такие как ЭСФ, применимы к установкам жидкофазного коксования. Другой метод, который может быть использован для предотвращения выбросов или увеличения интеграции энергии при жидкофазном коксовании, заключается в использовании газа коксования в газовой турбине парогазовой установки.

      Достигнутые экологические выгоды

      Коэффициенты выбросов при жидкофазном коксовании (единицы измерения в кг/1000 л свежего сырья) приведены в таблице 5.28.


      Таблица .. Коэффициенты выбросов при жидком коксовании





№ п/п

Процесс

Взвешенные частицы

SOX
(как SO2)

CO

HC

NOX (как NO2)

Альдегиды

NH3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Установки жидкого коксования
неконтролируемый

1,5

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

2

Жидкое коксование с ЭСФ и котел CO

0,0196

Нет данных

Отриц.

Отриц.

Нет данных

Отриц.

Отриц.

      отриц.: незначительный.


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Данная система работает в условиях псевдоожиженного слоя.

      Кросс-медиа эффекты

      Нет данных.

      Применимость

      Во всем мире существует несколько установок для коксования жидкости.

      Экономика

      Инвестиции (побережье Мексиканского залива США 1996): долл. США 10000 - 13200 за м3/сут.

      Эффект от внедрения

      Производственный процесс.

      Справочная литература

      [16].


5.12.3. Методы предотвращения выбросов в процессе прокаливания нефтяного кокса

      Описание

      Краткое описание этого процесса представлено в разделе 3.12.2 Некоторые методы могут быть применены к процессу прокаливания для предотвращения выбросов, и некоторые из их представлены ниже.

      В печах могут непосредственно использоваться газ коксования или коксовая мелочь, удаляя летучие вещества и сжигая их в печи.

      Горячий поток отходящего газа от прокаливания нефтяного кокса во вращающихся печах содержит значительное количество взвешенных частиц, которые, возможно, после рекуперации тепла из отходящего газа отделяются подходящими фильтрующими устройствами, например, высокоэффективными мультициклонами, рукавными фильтрами и электрофильтрами. Во время прокаливания в многоподовых печах методы борьбы с выбросами взвешенных частиц обычно не используются из-за сравнительно низких выбросов в отходящих газах.

      Негорючие газы из установки прокалки нефтяного кокса сжигаются в инсинераторе, пропускаются через котел-утилизатор, а затем выбрасываются в атмосферу через систему сбора пыли.

      Метод селективного каталитического восстановления может быть применим к этим отходящим газам прокаливания для эффективного снижения содержания NOX.

      Прокаленный кокс сбрасывается во вращающийся охладитель, где он охлаждается прямым впрыском воды. Отходящие газы из охладителя переходят на газоочистку с помощью мультициклонов и мокрого скруббера.

      Собранные мелкие частицы от методов борьбы с пылью следует транспортировать в бункер с фильтрами отработанного воздуха. Собранные гидроциклонные мелкие частицы могут быть переработаны в продукт, использованы на нефтеперерабатывающем заводе или проданы как продукт.

      Достигнутые экологические выгоды

      Некоторые из упомянутых выше методов увеличивают тепловую интеграцию установки прокалки нефтяного кокса, снижая расход топлива на нефтеперерабатывающем заводе. Другие уменьшают количество взвешенных частиц, выбрасываемых в атмосферу, повторно используя коксовую мелочь, образующуюся в процессе прокаливания. Значения выбросов для установок по производству нефтяного кокса, достигаемые при непрерывной работе, представлены в таблице 5.29. Эти значения могут быть достигнуты путем применения методов, упомянутых выше.


      Таблица .. Значения выбросов при производстве нефтяного кокса (прокаливание зеленого кокса)

№ п/п

Компонент выбросов

Значения, достигаемые при непрерывной работе (значения выбросов в виде среднечасовых значений в мг/Нм3 при 3 % O2, если не указано иное)

1

2

3

1

Взвешенные частицы (пыли)

20 - 60
(в котельной - ежедневно - без коррекции на содержание O2)
40 - 150
(на охладителе или комбинированном котле /охладителе- ежедневно без коррекции на содержание O2)

2

Компоненты взвешенных частиц (пыли): Ni, V и их компоненты (заданные как общие Ni и V)

3 - 15

3

NOX (как NO2)

450 - 875 (метод борьбы с выбросами NOX не включен)

4

SOX (как SO2)

(метод борьбы с SO2 не включен)
1100 – 2300*
300 – 700**

5

CO

100

6

HC (представлен как общий углерод)

20

      * в среднем за день;

      ** в среднем за день для кокса с низким содержанием серы.


      Принимая во внимание энергосберегающие дополнительные устройства и наличие соответствующего температурного окна, дальнейшее значительное снижение содержания NOX может быть достигнуто с помощью СКВ или СНКВ.

      В настоящее время в службе установок прокалки нефтяного кокса в ЕС не сообщалось о каких-либо примерах использования методов СКВ.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Некоторые эксплуатационные данные установок прокалки нефтяного кокса представлены в разделе 3.12.2.

      Скорость потока отходящих газов из установок прокалки нефтяного кокса (при 3 % содержании O2 сухого газа) обычно составляет от 1,8 Нм3 до 3 Нм3 на тонну коксового сырья (скорость подачи влажного кокса в установку прокалки нефтяного кокса). Вариации могут быть связаны с типом кокса и отходящих газов (например, возможное сочетание охладителя и котельных труб).

      Дополнительные данные о выбросах в атмосферу NOX, SOX и пыли в дымовой трубе установок прокалки нефтяного кокса с некоторых европейских площадок (отчет о мониторинге) представлены вместе с соответствующей информацией о методах и условиях эксплуатации в таблице 5.30.


      Таблица .. Выбросы в атмосферу из образца установок прокалки нефтяного кокса, эксплуатируемых на европейских нефтеперерабатывающих заводах

№ п/п

Тип установки прокалки нефтяного кокса

Тип зеленого кокса

Методы на месте

SO2

NOX

Пыль

Ежемесячный минимум

Ежемесячный максимум

Ежемесячный минимум

Ежемесячный максимум

Ежемесячный минимум

Ежемесячный максимум

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Печь с вращающимся подом

Два различных вида: анод и
графит

Гидроциклоны

600

1200

500

750

28*

62*

2

Печь с
вращающимся подом

Одиночный
степень

Гидроциклоны

1500

2200

280

380

55*

152*

3

Вращающийся под
(диск)

Содержание серы:
1,6 %

Гидроциклоны+
ЭСФ

2100

2500

280

380


<20

4

Печь с
вращающимся подом

Нет данных

Гидроциклоны +
ЭСФ

2000**

2300**

370**

430**


<10

      примечание: все значения концентраций выражены в мг/Нм3 при 3 % содержании О2;

      * были представлены данные НПЗ S о выбросах пыли, пересчитанные на фактическое содержание O2 равное 8 %;

      ** относительно НПЗ K были представлены все значения, пересчитанные на фактическое содержание O2 равное 7 %;

      источник: CONCAWE 2012.


      На рисунках 5.25 - 5.27 показана изменчивость выбросов в атмосферу SO2, NOX и пыли в течение длительного периода времени от двух установок прокалки нефтяного кокса, соединенных общей трубой (названной SA1) и работающих на двух сортах кокса (с различным содержанием серы). Выбросы SO2 и NOX, по всей вероятности, в основном зависят от типа кокса, в то время как выбросы пыли подвержены меньшему влиянию (применяемый метод борьбы только с пылью).

      Что касается методов вторичной борьбы с NOX, то сообщается, что на одном объекте, где работает установка прокалки нефтяного кокса, оснащенной СНКВ, суточная норма выбросов составляет менее 350 мг/Нм3 [54].

     


      Рисунок .. Вариабельность выбросов в атмосферу SO2: Пример двух установок прокалки нефтяного кокса (вращающихся печей) с общей трубой

     


      Рисунок .. Вариабельность выбросов в атмосферу NOX: Пример двух установок прокалки нефтяного кокса (вращающихся печей) с общей трубой

     


      Рисунок .. Вариабельность выбросов в атмосферу пыли: Пример двух установок прокалки нефтяного кокса (вращающихся печей) с общей трубой


      Применимость

      Применяется при получении кокса на установках замедленного коксования и установках для коксования в псевдоожиженном слое.

      Применимость методов борьбы с пылью связана с типом используемой установки прокалки нефтяного кокса: печь с вращающимся подом или вращающийся под (диск).

      В ЕС не сообщалось о каких-либо примерах методов борьбы с выбросами SOX на установке прокалки нефтяного кокса.

      Не сообщалось о применении каких-либо первичных методов для борьбы с выбросами NOX на установке прокалки нефтяного кокса.

      Относительно вторичных методов борьбы с выбросами NOX имеется информация об единичном применении установки, оснащенной СНКВ, имеющей суточное значение выбросов <350 мг/Нм3 [54].

      Существует много примеров в Европе и во всем мире. Печи с несколькими подами широко применяются для сжигания отходов. В большинстве установок для прокаливания кокса используются вращающиеся печи. Последними двумя построенными прокаливающими установками были вращающиеся печи.

      Экономика

      Предварительная оценка модернизации СКВ на двух обжиговых печах дает следующие затраты, которые следует принимать только в качестве первых оценок порядка величины:

      проект №1: капитальные затраты 24,24 млн евро, эксплуатационные расходы 0,920 млн евро в год (2007); расчетное количество NOX уменьшилось на 601 т/год (7450 евро/т в течение 15 -лет срока службы, предполагаемая ставка 12 %) при сокращении выбросов на 85 %;

      проект № 2: капитальные затраты 20,8 млн евро, эксплуатационные расходы 0,71 млн евро в год (2007 год); расчетное количество NOX уменьшилось на 563 т/год (6672 евро/т в течение 15 -лет срока службы, предполагаемая ставка 12 %) при сокращении выбросов на 85 %.

      Эффект от внедрения

      Производственный процесс. Для некоторых режимов нефтяной кокс, произведенный на установке замедленного коксования, должен быть прокален перед использованием или продажей.

      Справочная литература

      [7], [9], [41], [55], [56].


5.12.4. Флексикокинг

      Описание

      Ниже приведены некоторые методы, которые могут быть применены для предотвращения выбросов из флексикокинга.

      Процесс флексикокинга имеет высокий уровень тепловой интеграции. Единственным источником тепла в процессе флексикокинга является газификатор, где кокс частично окисляется. Оставшаяся часть тепла в коксовом газе утилизируется путем выработки пара. Энергоэффективность может быть дополнительно повышена, если газ коксования сжигается в газовой турбине парогазовой установки.

      Поскольку выгрузка кокса из барабанов с использованием воды не требуется, выбросы и образование грязных сточных вод предотвращаются в отличие от замедленного коксования. Кроме того, компоненты серы из коксового газа легко удаляются. Около 84 - 88 % мас./мас. углеводородного сырья извлекается в виде углеводородного продукта, остальная часть преобразуется в CO, CO2 и H2O.

      Коксовый газ из нагревателя пропускается через гидроциклон, установленный для удаления более грубых частиц кокса, и затем охлаждается путем образования пара высокого давления и предварительного нагрева питательной воды котла. Около 75 % коксовой мелочи, проходящей через две ступени нагревательных гидроциклонов, извлекается в третичных циклонах. Почти все мелкие частицы кокса, которые выходят из третичных гидроциклонов, очищаются в скруббере Вентури. Водяная суспензия из скруббера Вентури очищается от паров поглощенного сероводорода и аммиака.

      Достигнутые экологические выгоды

      Экологические выгоды от описанных методов включают в себя:

      повышение энергоэффективности процесса флексикокинга;

      образование меньшего объема отходов, чем при замедленном коксовании;

      предотвращение выбросов взвешенных частиц, сероводорода и аммиака.

      Кросс-медиа эффекты

      Информация отсутствует.

      Применимость

      Полностью применим. Однако, поскольку продукты флексикокинга отличаются от продуктов других процессов коксования (например, не производится кокс), при реализации этого варианта следует учитывать требования к продуктам нефтепереработки.

      Существуют много примеров в Европе (Нидерланды, Греция), США (Техас, Калифорния) и остальном мире (Япония, Венесуэла).

      Экономика

      Типичные инвестиции (на основе данных о побережье Мексиканского залива США 1996 года): долл. США 15100 - 19500 за м3/сут.

      Эффект от внедрения

      Реализация в основном обусловлена производственной стратегией самого объекта.

      Справочная литература

      [4], [57].


5.12.5. Обработка и хранение кокса

      Описание

      Существует несколько подходящих методов для сокращения выбросов взвешенных частиц, которые могут возникать при обработке кокса (сырого и прокаленного).

      Если сырой кокс остается влажным, перемещение между выгрузкой и загрузочным бункером установки прокалки нефтяного кокса не проблематично. Существует вероятность того, что части приемного бункера могут высохнуть, хотя маловероятно, поскольку кокс обычно очень влажный и покрыт остаточными углеводородами, которые, как правило, заставляют его слипаться. Необходимо рассмотреть вопрос о строительстве ветрозащитных полос вокруг котлована. Еще одной возможностью является полное ограждение котлована и связанных с ним погрузочно-разгрузочных сооружений. Котлованы очень большие и такое ограждение было бы очень дорогим. Следует разработать программу мониторинга для оценки необходимости, действительно ли этот вариант необходим или желателен.

      Другим методом является резка кокса в двухвалковой дробилке и транспортировка его в бункер промежуточного хранения. Затем железнодорожные вагоны загружаются из бункера-хранилища. Этот подход позволит собирать, фильтровать и обезвоживать кокс перед хранением.

      Другой вариант – распыление нефти на прокаленный кокс очень тонким слоем, которая прилипает к коксу мелкой пылью. Использование нефти ограничено ее приемлемостью для дальнейшей переработки. Вариант с нефтью имеет дополнительное преимущество, заключающееся в уменьшении проблем с разгрузкой.

      Покрытие и герметизация конвейерных лент.

      Использование аспирационных систем для извлечения или сбора пыли.

      Использование закрытой системы горячей продувки.

      Ограждение зон загрузки и поддержание положительного/отрицательного давления, выход через рукавные фильтры. В качестве альтернативы системы пылеудаления могут быть встроены в погрузочное оборудование.

      Транспортировка пневматически собранных мелких частиц из гидроциклонов в бункер с фильтрами отработанного воздуха. Системы сбора пыли предназначены для обработки, хранения и погрузки с использованием рукавных фильтров. Собранные мелкие частицы утилизируются на хранение закрытыми средствами.

      Достигнутые экологические выгоды

      Устраняет выбросы взвешенных частиц (содержащих металлы) в воздух из этой части процесса во время обычной эксплуатации, а также при хранении кокса.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Бункер для хранения обеспечивает буферную емкость для технологических колебаний и контролируемую загрузку железнодорожных вагонов.

      Применимость

      Смазка кокса иногда практикуется в жидкофазном и прокаленном коксовании, но редко применяется с замедленным коксом.

      Сбор и переработка коксовой мелочи в основном применимы к установкам прокалки нефтяного кокса, для жидкофазного коксования и флексикокинга.

      Многие примеры можно найти на европейских нефтеперерабатывающих заводах.

      Экономика

      Для системы хранения могут потребоваться инвестиционные затраты в размере около 30 млн евро на типичную установку коксования мощностью 1,5 млн тонн в год.

      Эффект от внедрения

      Уменьшение потерь кокса в окружающую среду. Если нефтяной кокс поступает непосредственно из коксовых установок в железнодорожные вагоны-хопперы, это может привести к переполнению вагонов, что ухудшит качество рассыпанного кокса и увеличению количества взвешенных веществ, поступающих в систему очистки сточных вод. Также сокращение выбросов взвешенных частиц из системы хранения кокса.

      Справочная литература

      [9], [19], [41], [58].


5.12.6. Методы предотвращения выбросов взвешенных частиц в процессах коксования

      Описание

      Дымовые газы и коксовый газ в процессах коксования обычно содержат частицы кокса (включая металлы). Системы сбора пыли используются во всех соответствующих разделах процессов коксования, чтобы обеспечить очистку:

      коксового газа;

      газа образующегося при охлаждении кокса в установке прокалки нефтяного кокса;

      дымовые газы из установки прокалки нефтяного кокса, которые также содержат коксовую мелочь. Горячие дымовые газы проходят через котел-утилизатор, оснащенный системой сбора пыли.

      В дополнение к методу борьбы с выбросами взвешенных частиц, используемому в установке ФКК, рукавные фильтры также могут использоваться для процессов коксования.

      Достигнутые экологические выгоды

      Достигаемые уровни выброса взвешенных частиц (значения, основанные на усредненном непрерывном мониторинге) из установок прокалки нефтяного кокса и охладителей, как правило, сообщаются находятся в диапазоне 20 - 150 мг/Нм3 (см таблицу 5.30). Наиболее эффективные установки (например, OMV в Бургхаузене, DE) достигают концентрации 10 - 20 мг/Нм3 с помощью ЭСФ [39].

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Применение ЭСФ для контроля выбросов взвешенных частиц из установок прокалки нефтяного кокса имеет некоторые трудности в достижении нижнего предела диапазона. Основная причина заключается в том, что кокс является очень плохим проводником электричества, и, следовательно, его поверхность очень трудно электрически заряжать, и, следовательно, трудно подключить ЭСФ.

      Применимость

      Высокоэффективные гидроциклоны легче применять, чем ЭСФ.

      На европейских нефтеперерабатывающих заводах имеются много примеров: например, четыре установки коксования установлены в Германии, четыре – в Испании.

      Экономика

      Рукавные фильтры могут быть использованы по цене около 5 млн евро. Гидроциклоны котлов установок прокалки нефтяного кокса стоят 225000 евро (1999). Экономические показатели для других типов систем недоступны. Экономическое исследование, проведенное на нефтеперерабатывающем заводе в ЕС в 1992 году, показало, что стоимость ЭСФ для установки прокалки нефтяного кокса была высокой.

      Эффект от внедрения

      Уменьшение выбросов взвешенных частиц из установки прокалки нефтяного кокса.

      Справочная литература

      [7], [8], [9], [39], [41], [59], [60], [61].


5.12.7. Использование нефтесодержащих шламов и/или отходов в качестве коксового сырья

      Описание

      На нефтеперерабатывающих заводах с коксом нефтяные шламы, шламы от очистки сточных вод и отходы могут быть уничтожены на установке коксования (замедленном, жидкофазном или флексикокере). В случае производства кокса качество получаемого кокса должно оставаться приемлемым (в отношении дальнейшего использования в качестве топлива внутри/за пределами завода или в качестве материала для других целей). Многие нефтяные шламы могут быть отправлены на коксохимическую установку, где они становятся частью продуктов нефтепереработки.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение количества шлама и/или отходов, образующихся на нефтеперерабатывающем заводе. Нефтеперерабатывающий завод с установками коксования способен значительно сократить образование нефтешлама. Тем не менее, требования к высококачественному коксу могут ограничить его применение.

      Кросс-медиа эффекты

      Как правило, происходит снижение качества производимого кокса.

      Если шламы от очистки сточных вод включаются в качестве сырья для установки коксования, часть воды необходимо удалить (например, путем вакуумного испарения или отдувкой), чтобы максимально увеличить количество углеводородов.

      Применимость

      Необходимо обеспечить баланс между количеством отходов шлама, отправляемых на установку коксования и спецификациями качества кокса. Однако процессы коксования могут быть модернизированы, чтобы увеличить количество шлама, с которым они могут работать.

      Количество вводимого шлама зависит от содержания взвешенных веществ в суспензии, обычно составляющее 2 - 10 %. Типичными считаются скорости загрузки, превышающие 40 кг безнефтяных сухих веществ на тонну кокса.

      Как правило, установки коксования являются привлекательным технологически интегрированным выходом для переработки нефтесодержащих шламов при условии, что соотношение шлама к подаче поддерживается ниже 1 - 2 % в зависимости от требуемого качества кокса и работоспособности.

      Экономика

      Нет информации.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования отходов на нефтеперерабатывающем заводе.

      Примеры

      На момент написания статьи (2010) использование шлама в качестве исходного сырья коксования обычно осуществлялось на нефтеперерабатывающих заводах, где не производится высококачественный кокс.

      Справочная литература

      [58].


5.12.8. Методы сокращения выбросов SO2

      Описание

      Оксиды серы выделяются в процессе коксования, особенно в процессе прокаливания. Основным вариантом сокращения выбросов диоксида серы в результате процесса является использование как можно более низкого содержания серы в исходном сырье. На практике сырье с низким содержанием серы обычно используются согласно качеству продукта, поскольку значительная часть серы остается фиксированной в продукте. Однако этот вариант не всегда возможен, и выбросы SO2 могут быть значительными, особенно в процессе прокаливания. Для контроля данных выбросов оксидов серы в этом процессе могут также использоваться те же методы борьбы с выбросами, которые применяются на установке ФКК за исключением добавки катализатора DeSOX.

      Достигнутые экологические выгоды

      Достигаются концентрации SO2 25 - 300 мг/Нм3 

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Никаких данных с объектов, применяемых методы борьбы с SO2 на установках прокалки нефтяного кокса, не поступало.

      Кросс-медиа эффекты

      См. пункты 5.9.13 и 5.27.4 

      Применимость

      Обычно применяется для установки прокалки нефтяного кокса дымовых газов.

      О каких-либо примерах использования данных методов и связанных с ними выбросов технической рабочей группой европейского Бюро НДТ не сообщалось.

      Экономика

      См. пункты 5.9.13 и 5.27.4.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов SO2.

      Справочная литература

      [68]


5.12.9. Очистка коксового газа

      Техническое описание

      После очистки коксового газа для удаления взвешенных частиц и рекуперации части тепла, его нагревают и пропускают через слой катализатора в конвертере COS, где COS преобразуется в H2S. Затем газ охлаждается и большая часть воды конденсируется. H2S извлекается из коксового газа в аминоочистителе для окончательного извлечения серы (см. аминоочистку топливного газа нефтеперерабатывающего завода в пункте 5.27.1. Чистый коксовый газ с низким содержанием серы может использоваться в качестве топлива на стройплощадке, либо продаваться в качестве газа с низкой теплотворной способностью. На рисунке 5.28 показана схема этого процесса.

     


      Рисунок .. Обработка коксового газа


      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов H2S (в диапазоне, показанном в таблице 5.72) и COS.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Для аминовой очистки пункт 5.27.1.

      Кросс-медиа эффекты

      Увеличение использования системы аминовой очистки и увеличение энергопотребления преобразователя COS.

      Применимость

      Аминовая очистка применяется для всех типов установок коксования. Преобразователи COS применяются к некоторым единицам измерения.

      Эти системы встречаются во многих установках коксования.

      Экономика

      Экономические данные по поглощению H2S аминами можно найти в пункте 5.27.1.

      Имеются данные, что для существующих установок коксования применимость модернизации ограничена из-за высоких инвестиционных и эксплуатационных затрат.

      Эффект от внедрения

      Очистка коксового газа.

      Коксовый газ образует основной источник газа на нефтеперерабатывающем заводе (после удаления пыли, конверсии COS и обработки амином для удаления H2S).

      Справочная литература

      [41], [58].


5.12.10. Методы предотвращения загрязнения воды. Разделение нефтяной/коксовой мелочи от воды для резки кокса

      Описание

      Этот метод заключается в модернизации отстойника, в котором мелкая фракция нефти/кокса собирается с помощью наклонного пластинчатого сепаратора для повышения эффективности разделения.

      Достигнутые экологические выгоды

      Мелкие частицы кокса и вода, образующиеся в результате процесса резки кокса, поступают в отстойник, расположенный на земле, где взвешенные частицы и вода отделяются под действием силы тяжести. Исследование нефтеперерабатывающего завода показало, что этот метод может предотвратить попадание более 25 т коксовой мелочи в канализацию в год из данного сепаратора.

      Кросс-медиа эффекты

      Дополнительные мелкие частицы нефти/кокса, собранные сепаратором, нуждаются в соответствующей обработке или должны быть надлежащим образом утилизированы.

      Применимость

      Техника полностью применима.

      Экономика

      Ежегодная стоимость затрат, связанная с увеличением извлечения продукта (кокса) и сокращением взвешенных частиц разделения нефти и воды, составила примерно 300000 евро (7,5 млн т/год на НПЗ).

      Эффект от внедрения

      Уменьшает количество коксовой мелочи, поступающей в канализационную систему, и улучшает техническое обслуживание канализационной системы и, соответственно, качество необработанных сточных вод, поступающих в водоотводные сооружения.

      Справочная литература

      [57], [60].


5.12.11. Методы снижения загрязнения почвы. Контроль и повторное использование коксовой мелочи

      Описание

      Коксовая мелочь часто присутствует вокруг установки коксования и помещений для хранения кокса. Мелкие частицы кокса могут быть собраны и переработаны перед тем, как их смоют в канализацию или унесут с площадки ветром. Методы сбора включают сухую очистку коксовой мелочи и отправку взвешенных частиц на переработку или утилизацию в качестве неопасных отходов. Другой метод сбора включает использование вакуумных каналов в пыльных помещениях (и вакуумных шлангов для ручного сбора), которые проложены к небольшому складу для сбора.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение загрязнения почвы частицами кокса (включая металлы). Коксовая мелочь может быть переработана для использования в качестве топлива или продана (например, для производства цемента).

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление электроэнергии вакуумными каналами/шлангами.

      Применимость

      Полностью применим.

      Эти методы уже используются на нефтеперерабатывающих заводах США.

      Эффект от внедрения

      Снижение загрязнения почвы.

      Справочная литература

      [57].


5.13. Производство битума

5.13.1. Хранение битумных продуктов

      Описание

      Битум должен храниться в надлежащих резервуарах для хранения в условиях нагрева и изоляции. Загрузка и разгрузка резервуара обычно производится следующим образом: если резервуар заполнен, то азот не поступает в резервуар, и давление снижается, позволяя части газа испариться; если резервуар разгружается с низкой скоростью, то небольшое количество азота поступает в резервуар; однако, когда скорость разгрузки выше, то необходимо использовать большее количество азота. Если резервуар оснащен системой очистки, то его легко обслуживать и мыть.

      Достигнутые экологические выгоды

      Для предотвращения пожара из-за самовозгорания конденсированных паров резервуары, содержащие окисленный битум, оснащены азотным покрытием и предохранительными клапанами давления и вакуума. Эти клапаны нуждаются в техническом обслуживании из-за наличия шлама. В некоторых случаях эти клапаны могут быть демонтированы, после чего используется схема очистки газовых дистиллятов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Для отопления можно использовать электричество, термальное масло и пар низкого давления. Теплообменник может находиться внутри или снаружи резервуара, и в этом случае через него циркулирует битум. Перепады температур не должны быть слишком резкими с учетом температуры поверхности и коксования.

      Кросс-медиа эффекты

      Углеводороды и соединения серы могут выделяться в результате утечек (особенно в системах отопления с верхней разводкой) и клапанах сброса давления, а также в виде аэрозолей, содержащих капли жидкости, после продувки операций верхнего налива танкеров.

      Применимость

      Битумные продукты хранятся на НПЗ, производящих битум. Для хранения битума обычно применяются превентивные технологии.

      Некоторые НПЗ в Европе используют упомянутые здесь технологии. Была построена современная установка (2010) в Уэльве (Испания).

      Экономика

      Нет данных.

      Эффект от внедрения

      Для обеспечения безопасности, т.е. для предотвращения несчастных случаев, битумные резервуары оснащены азотным покрытием и предохранительным клапаном давления и вакуума.

      Справочная литература

      [9].


5.13.2. Технологии контроля выбросов в атмосферу. Обработка газов головных погонов

      Описание

      Головные погоны окислителя могут быть направлены в скруббер вместо прямой закалки в воде для удаления загрязнений перед сжиганием. Отходящие газы конденсируются в скруббере, где удаляется большая часть углеводородов. Водяной пар (иногда после полной конденсации) оставляют в воздушном потоке для сжигания при температуре приблизительно 800 °C.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов H2S, SO2, SO3, СО (угарного газа), ЛОС (летучих органических соединений), взвешенных частиц, дыма и запаха.

      Кросс-медиа эффекты

      Дополнительная загрязненная вода. Вода в скруббере содержит загрязнения и требует отделения нефти и взвешенных частиц перед повторным использованием в качестве обессоленной промывочной воды и/или биоочистки. Кислую воду из скруббера направляют в отпарную колонну кислой воды и очищают перед повторным использованием.

      Применимость

      Обычно применяется для верхних продуктов колонны от систем продувки битума.

      Многие заводы в Европе, например, недавняя установка (Biturox® - 2010) в компании CEPSA, Уэльва (Испания), используют схему очистки газовых выбросов.

      Справочная литература

      [9].


5.13.3. Технологии контроля выбросов в атмосферу. Использование тепла от неконденсируемых продуктов и конденсатов

      Описание

      Как неконденсирующиеся продукты, так и конденсаты из сепаратора, углеводородного и водного блоков могут сжигаться в специально сконструированной печи сжигания отходов, используя при необходимости вспомогательное топливо или в промышленных нагревателях.

      Окисленная некондиционная нефть с верха колонны также может быть очищена в процессе переработки шлама или переработана в системе переработки некондиционной нефти на НПЗ.

      Достигнутые экологические выгоды

      Уменьшение эмульсии легкой нефти, воды и взвешенных частиц. Также экологическим преимуществом является удаление неприятных запахов, которые трудно устранить в других местах.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Установка сжигания конденсатов должна работать при температуре не менее 800 °C, а продолжительность пребывания в камерах сгорания должна составлять не менее 0,5 сек. Концентрация кислорода на выходе из камеры сгорания должна превышать 3 % об./об. В этих инсинераторных установках могут быть установлены горелки, обеспечивающие низкое содержание NOX.

      Кросс-медиа эффекты

      После промывки аэрозоли выбросов могут привести к загрязнению входных потоков. В исправной установке отсутствует запах SO2 или от сжигания неконденсирующихся битумных материалов.

      Применимость

      Широко используется для избавления от паров битума. Несгораемые материалы и/или конденсаты могут сжигаться в промышленных нагревателях. Однако они должны быть очищены или промыты для удаления соединений серы или продуктов сгорания, которые могут вызывать неприятные запахи или другие экологические проблемы.

      Многие окислители битума имеют сопутствующие установки для обработки газовых и жидких отходов.

      Эффект от внедрения

      Уменьшение запахов, осадка и нефтяных отходов.

      Справочная литература

      [76].


5.13.4. Технологии контроля выбросов в атмосферу. Эксплуатация вентиляции при хранении и транспортировке битумных материалов

      Описание

      Техники, которые могут быть применены для предотвращения выбросов ЛОС и запахов, включают:

      вентиляцию пахучих газов во время хранения битума и операций смешивания/наполнения резервуаров в инсинерационной установке;

      использование компактных мокрых электрофильтров, которые способны успешно удалять жидкий элемент аэрозоля, образующийся при верхней загрузке емкостей;

      адсорбцию на активированном угле.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов соединений серы, ЛОС, взвешенных частиц, дыма и запаха.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В отходящих газах очистительной установки может соблюдаться массовая концентрация ЛОС в общей сложности 150 мг/Нм3. В отходящих газах инсинерационной установки массовая концентрация ЛОС, приведенная в виде общего количества серы, в общей сложности 20 мг/Нм3 может соответствовать (средним значениям за полчаса, достижимым при эксплуатации).

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление энергии и в случае мокрого электрофильтра образование отходов.

      Применимость

      Полностью применим.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов и вредных веществ.

      Справочная литература

      [71].


5.13.5. Технологии предварительной обработки сточных вод

      Описание

      Сточные воды окислителя с верха колонны, накопленные в емкости для сбора конденсата, могут быть отправлены в отпарную колонну кислой воды перед отправкой на очистные сооружения для сточных вод. В некоторых конкретных схемах вода из окислителя не подходит для использования в отпарной колонне кислой воды и направляется прямо на очистку. Более подробная информация об очистке сточных вод содержится в разделе 3.27

      Достигнутые экологические выгоды

      Отпарка уменьшает содержание H2S, нефти, ароматических веществ, летучих полициклических ароматических углеводоодов, серной кислоты и продуктов окисления с запахом (кетоны, альдегиды, жирные кислоты) в кислых сточных водах, уменьшая загрузку в центральную систему сточных вод НПЗ.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Нет данных.

      Кросс-медиа эффекты

      Увеличение нагрузки углеводородов и взвешенных веществ на отпарную колонну кислой воды.

      Применимость

      Обычно применяется для очистки сточных вод от процесса окисления битума.

      Экономика

      Нет данных.

      Эффект от внедрения

      Снижение сбросов загрязняющих веществ в сточные воды НПЗ.

      Справочная литература

      [68].


5.14. Переработка сероводорода

      Процессы переработки сероводорода тесно связаны с процессами гидрогенизации, каталитическими процессами и очистки попутных газов, в этой связи рекомендуется применять НДТ указанные в соответствующих пунктах 5 раздела настоящего справочника по НДТ. Например, пункты 5.4.1, 5.4.2, 5.4.3, 5.4.4, 5.4.5, 5.5.1 и иные.


5.15. Производство водорода

      Для сокращения выбросов SO2 водород приобретает все большее значение в качестве ключевого реагента для снабжения установок гидроочистки, которые в настоящее время имеют решающее значение для десульфуризации и модернизации промежуточного сырья и конечных продуктов

      Производство водорода с использованием богатого углеводородами сырья требует в качестве первого шага конверсии исходного сырья в синтез-газ, богатый оксидами углерода и водородом. Производство синтез-газа может осуществляться с помощью различных технологий, таких как паровой риформинг, риформинг с подогревом газа и частичное окисление. Затем требуется дополнительная стадия очистки. На рисунке 5.30 показано соотношение H2/CO для различных доступных технологий производства водорода.

      Как упоминалось в разделе 3.15, производство водорода не является исключительным для нефтеперерабатывающего сектора. Поэтому информация по секторам, содержащаяся в этой главе, может быть дополнена по мере необходимости информацией, имеющейся в других документах BREF, например, LVIC-AAF [79] (рисунок 5.29), или справочниках по НДТ Республики Казахстан.

     


      Рисунок .. Соотношение H2/CO для процессов производства водорода, доступных на НПЗ


5.15.1. Паровой риформинг метана

      Описание

      Установка парового риформинга должна потреблять большое количество тепла при высокой температуре для реакции парового риформинга путем сжигания топлива, в результате чего большое количество тепла потенциально теряется в дымовых газах. В результате многие нефтеперерабатывающие заводы рекуперируют тепло в рамках своей тепловой интеграции. Все процессы могут быть использованы на НПЗ для отвода пара в качестве ценного продукта, тем самым устраняя необходимость в выделенном производстве пара в других местах и непосредственно приводя к экономии энергии и выбросов CO2. Кроме того, если есть потребители CO2, может возникнуть некоторый спрос, например, со стороны сельского хозяйства, пищевой промышленности, производства напитков или других химических объектов поблизости, и спрос на углекислый газ, который может быть продуктивно использован вместо того, чтобы выбрасываться в виде CO2.

      Достигнутые экологические выгоды

      Исключительно или главным образом в качестве процесса производства водорода паровой риформинг метана является внутренне выгодным как с точки зрения выхода продукта, так и с точки зрения потребления энергии. Кроме того, паровой риформинг метана снижает потенциал выбросов CO2 с учетом его потребности в более легком сырье.

      Паровой метановый риформинг природного газа, как правило, имеет небольшой углеродный след. При наличии такой возможности максимизация использования внешнего метана, импортируемого на нефтеперерабатывающий завод, для производства водорода вместо выработки тепловой энергии может рассматриваться в качестве предпочтительного варианта, когда необходимо увеличить производство водорода.

      Паровой риформинг метана обычно требует избытка воздуха на 10 - 15 %, при этом минимальное значение ограничено требованиями обеспечения безопасности. Это относительно небольшое количество является неотъемлемой основной мерой сокращения выбросов NOX.

      Поскольку это процесс с замкнутым циклом, обязательство тщательно контролировать избыточное содержание O2 и/или CO в дымовых газах паровой риформинг метана также предоставляет возможность для более эффективного контроля и сокращения выбросов CO и несгоревших углеводородов.

      Процесс парового риформинга метана требует очень глубокой десульфуризации сырья, чтобы предотвратить "отравление" катализатора. В результате остаточный газ после короткоцикловой адсорбции практически не содержит серы. Поскольку он образует до 90 % топлива, выбросы SOX соответственно сокращаются и будут зависеть только от содержания серы в дополнительном топливе.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Сочетание высокой температуры и давления предъявляет серьезные требования к трубам парового риформинга, которые должны быть изготовлены из дорогих сплавов. Камерная печь должна быть большой, чтобы обеспечить высокую скорость передачи тепла от дымовых газов к трубам. Эти совокупные факторы делают установку парового риформинга самым крупным и дорогим оборудованием в водородной установке. Большой размер установки означает, что для еҰ нагрева и охлаждения требуется много времени, и это делает еҰ наиболее трудоемкой частью процедуры запуска и останова.

      Кросс-медиа эффекты

      Выбор системы рекуперации тепла может оказать существенное влияние на производство NOX, поскольку это повлияет как на количество сжигаемого топлива, так и на температуру пламени. Предварительный нагрев воздуха уменьшит горение, но поскольку образование NOX увеличивается с повышением температуры пламени, произойдет общее увеличение концентрации NOX, ограничивающее общее снижение массового расхода NOX. Другие методы уменьшения горения, такие как предварительный риформинг или паровой риформинг с газовым нагревом (см. раздел 3.23), не влияют на температуру пламени и уменьшают общую требуемую мощность горения без увеличения концентрации NOX и, следовательно, уменьшают производство NOX. Образование CO2 также имеет важное значение. На каждую тонну произведенного H2 также производится около 10 т CO2, включая количество, связанное с производством пара. Это значение может сильно варьироваться в зависимости от стратегии ведения производства пара. Другие воздействия, такие как выбросы SOX или воды минимальны, поскольку обычно используется топливо с низким содержанием серы.

      Применимость

      Полностью применим.

      Существует множество примеров действующих установок парового риформинга метана, связанных с европейскими НПЗ.

      Экономика

      Эксплуатационные расходы зависят от типа используемого сырья, и типичный диапазон удельного расхода энергии (сырье + топливо - для отвода пара) составляет от 3 до 3,4 Гкал/1000 Нм3 (12,5 - 14,2 кДж/Нм3).

      Эффект от внедрения

      Потребность в дополнительных источниках водорода становится все более важным требованием для максимизации мощности по гидроочистке на НПЗ и решения проблем с SOX и уровнем серы, предусмотренным в стандартах качества конечной продукции.

      Справочная литература

      [51], [11].


5.15.2. Частичное окисление

      Описание

      Парогазовая установка с внутрицикловой газификацией (ПУВГ) также может функционировать в качестве поставщика водорода, и в этом случае водород удаляется из синтез-газа (после удаления серы), где сырье реагирует при высоких температурах с кислородом.

      Достигнутые экологические выгоды

      Газификация кокса

      Система десульфуризации с неподвижным слоем, использующая регенерируемый феррит цинка в качестве сорбента, была испытана в качестве продолжения обработки выхлопных газов газификации. В этой системе было достигнуто содержание серы в очищенном газе на уровне 10 - 20 ppm. Газ продукта также содержит следы аммиака (менее 5 %) и цианистого водорода (HCN), производных азота в сырье. Использование известняка в газификаторе имеет тенденцию снижать уровень этих компонентов. Аммиак не удаляется ферритом цинка в процессе внешней десульфуризации. Если в сырье есть щелочь, часть ее может испариться в газификаторе и, возможно, ее придется удалить с помощью щелочного сорбента или путем охлаждения газа, поступающего в фильтр. Частицы в газообразном продукте удаляются в барьерном фильтре до уровня менее 5 ppm.

      Газификация тяжелой нефти

      Экологическим преимуществом газификации является то, что она уменьшает количество тяжелой нефти, которые при использовании другим способом могут значительно больше загрязнять окружающую среду.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Обычно ПУВГ включает в себя секцию очистки воды со следующими блоками:

      извлечение сажи путем промывки нафтой и рециркуляции смеси прямогонного бензина (нафты) и сажи в секцию газификации и/или фильтрации;

      предварительная обработка воды для удаления взвешенных частиц (углерод, металлы, соли) путем фильтрации перед окончательной обработкой на биологической установке, например, очистки сточных вод.

      Очистка сточных вод предназначена для очистки продувочной воды из установки экстракции углерода с помощью конденсата синтез-газа и, возможно, системы регенерации аминов; вода после очистки сточных вод в итоге направляется на биологическую очистку. Очистка сточных вод может использовать физическую и химическую обработку для уничтожения цианидов и удаления тяжелых металлов, и отпарную колонну кислой воды, которая удаляет сульфиды, аммиак и углекислый газ из воды.

      Газовые потоки полностью промываются для удаления любых загрязнений, и процесс обычно включает в себя следующие вспомогательные установки для очистки газа:

      промывка водой и иногда нефтью для удаления сажи и взвешенных частиц;

      реактор для стабилизации сырой нефти или цианидов гидролизом;

      поглощение кислого газа амином или эквивалентной системой и получение элементарной серы из H2S в установке Клауса.

      Кросс-медиа эффекты

      Частичное окисление требует кислородной установки (95 - 99 % чистоты), что увеличивает затраты.

      Применимость

      Относительные затраты на производство водорода в первую очередь зависят от стоимости сырья. Основной проблемой инвестиций в газификационную установку являются ее капитальные и эксплуатационные затраты. Чтобы быть коммерчески привлекательной, она, как правило, должна быть крупной. Стандартными требованиями для производства химических веществ являются выработка более 200 МВт электроэнергии с помощью ПУВГ или использование водорода, монооксида углерода и пара в больших масштабах.

      В настоящее время на европейских НПЗ осуществляется, по меньшей мере, пять процессов газификации.

      Экономика

      Общепринятые инвестиционные затраты на ПУВГ на основе газификации нефти в диапазоне от 200 МВт и выше составляют 1300 - 1700 евро на каждый установленный кВт с тепловым КПД около 40 % и близким к 99 % снижением выбросов серы. В среднем спрос на электроэнергию на НПЗ обычно составляет менее 80 МВт, инвестиции в ПУВГ часто зависят от возможности экспортировать излишки вырабатываемой электроэнергии. Однако пар высокого давления также может быть ценным продуктом газификации, и есть примеры гораздо меньших установок газификации, которые легко устанавливаются на НПЗ.

      Относительные затраты на производство водорода в процессе в первую очередь зависят от стоимости сырья. Паровой риформинг метана обычно производит водород с меньшими затратами, чем частичное окисление топливной нефти.

      Эффект от внедрения

      Затраты на производство водорода, сокращение производства тяжелой нефти, экспорт электроэнергии и синтез-газ, производимый в качестве сырья для нефтехимии, являются движущими силами для осуществления парового риформинга с газовым нагревом.

      Справочная литература

      [78], [8].


5.15.3. Риформинг с газовым нагревом

      Описание

      Метод риформинга с газовым нагревом обычно использует компактную установку, нагреваемую отходами высокотемпературного производства от сырого синтез-газа, часто с помощью реактора теплообменного типа после обычного генератора синтез-газа. В других примерах риформингов с газовым нагревом также может быть полностью интегрирован в генератор синтез-газа.

      Рекуперированное тепло используется в риформингах для запуска реакций эндотермического риформинга вместо того, чтобы использовать это тепло исключительно для производства пара в паровом котле. Следовательно, установка по производству водорода с установкой риформинга газового нагрева производит меньше избыточного пара, чем обычная установка по производству синтез-газа на основе установки парового риформинга или реактора частичного окисления.

      Достигнутые экологические выгоды

      Паровой риформинг с газовым нагревом снижает энергопотребление самого процесса производства синтез-газа. Он особенно подходит для НПЗ, где пар высокого давления строго не требуется для работы других производственных установок.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Установка риформинг газового нагрева рекуперирует удельную теплоту технологического газа, чтобы запустить реакцию эндотермического риформинга в дополнительном реакторе. Существует множество различных возможностей для проектирования установки риформинга, и многие используют только небольшое дополнительное количество сырья (т. е. 10 - 20 %) в качестве доли от общего объема сырья. Результирующая экономика может сильно меняться. Одним из примерных вариантов применения риформинга газового нагрева является специальный теплообменник, заполненный высокоактивным катализатором.

      Суровые условия эксплуатации (высокая температура) требуют очень тщательного проектирования. Из-за более высоких температур стенок теплообменной поверхности по сравнению с обычными паровыми котлами и атмосферы восстановительного газа весьма вероятна сильная и мгновенная коррозия особенно высоколегированных материалов в результате коррозии металлического напыления. Помимо риска для работы из-за выхода из строя теплообменного оборудования, образующиеся частицы металла и углерода накапливаются в технологическом конденсате и могут оказать влияние на работу установки. Поэтому для применения технологии риформинга газового нагрева необходимо будет учитывать конкретные требования по промышленной безопасности, охране труда, здоровью, окружающей среды и надежности/доступности.

      Интеграция технологии риформинга газового нагрева в установку синтез - газа требует специальных процедур для запуска, эксплуатации и остановки и, следовательно, требует эксплуатационных усилий для поддержания срока службы катализатора.

      Кросс-медиа эффекты

      При применении установки риформинга газового нагрева из водородной установки практически или совсем не производится пар. В зависимости от конкретной конфигурации энергетической системы участка, возможно, потребуется увеличить производство пара в других установках. Затем выгоды от применения риформинга газового нагрева должны быть сбалансированы с соответствующим сокращением пара, требуемым сетью промышленных тепловых электростанций, и/или дополнительным потреблением энергии и атмосферными выбросами, которые будут сопровождать увеличение производства пара за пределами завода по производству водорода.

      Применимость

      Полностью применим. Однако применение риформинга с газовым нагревом в качестве технологии процесса редуцирования пара должно быть оценено по сравнению с другими вариантами конструкции, которые могут включать использование избыточного пара для выработки электроэнергии или механической энергии во вращающемся оборудовании. Паровой риформинг с газовым нагревом может представлять собой привлекательную альтернативную промышленную технологию, если пар высокого давления не может потребляться другими установками за пределами установки производства синтез-газа.

      Установка риформинга с газовым нагревом – это новая альтернатива, уже зарекомендовавшая себя на рынке для нескольких областей применения, например, в производстве аммиака и метанола. Что касается переработки, то риформинг газового нагрева обычно применяется для демонтажа существующих обычных водородных установок на основе ПРМ.

      Экономика

      Экономика сильно зависит от конкретной конфигурации участка. Из-за тяжелых условий парового риформинга с газовым нагревом (высокая температура, агрессивная атмосфера) стандартный вариант, описанный выше, – специальный теплообменник, заполненный высокоактивным катализатором, представляет собой значительные капитальные затраты.

      Эффект от внедрения

      Водород все больше необходим для гидроочистки, проводимой на нефтеперерабатывающем заводе.

      Справочная литература

      [78], [8].


5.15.4. Очистка водорода

      Описание

      Информацию о процессах очистки можно найти в разделе 3.15. Ниже приведены некоторые техники, которые могут быть применены к установкам очистки водорода для достижения лучших экологических показателей.

      Использование нескольких слоев адсорбера, периодически переключающих поток газа из одного сосуда в другой, позволяет регенерировать адсорбент путем снижения давления и продувки, тем самым высвобождая адсорбированные компоненты. Десорбированный газ используется в качестве топлива в удобном месте.

      Использование систем короткоцикловой адсорбции (КЦА) только для очистки водорода с целью снижения атмосферных выбросов.

      Использование остаточного газа КЦА в качестве топливного газа НПЗ в печи риформинга вместо топлива с более высоким соотношением C/H.

      Использование мембранной технологии, которая позволяет достичь коэффициента очистки 80 % объемного содержания.

      Достигнутые экологические выгоды

      Повторное использование отработанного топливного газа в качестве топлива в процессе.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Система КЦА полностью автоматическая и предлагает более чистый продукт. Установка КЦА проще в эксплуатации, чем система мокрой сероочистки, так как в ней нет вращающегося оборудования или циркулирующих растворов. Обычный процесс производит водородный продукт максимальной чистоты 97 - 98 % об./об., в то время как процесс адсорбции под давлением производит очень чистый водородный продукт между 99,9 % об./об. и 99,999 % об./об. Остаточными компонентами газа продукта являются в основном метан и менее 10 ppm CO. Некоторые данные о потреблении энергии системой КЦА, например: 3700 Нм3/ч с содержанием Н2 не менее 85 % и давлением от 37 до 47 бар. Поток продукта: 2400 Нм3/ч очищенный Н2 с концентрацией не менее 99,5 %, температура: 45 °C, давление: 35 бар; отходящий газ: 1 300 Нм3/ч, P: 3 бар, T: 30 °C, содержит 60 % Н2, 1,4 % H2S и 40 % соединений С1 -С6 с более высокими температурами кипения.

      Кросс-медиа эффекты

      Из-за потери водорода в остаточном газе КЦА установка риформинга и передняя часть установки КЦА больше, чем на установке мокрой сероочистки. Однако установка КЦА использует меньше технологического пара и не требует тепла для ребойлера. КЦА является потребителем высокой энергии из-за систем высокого вакуума/давления, которые она использует.

      Эффект от внедрения

      Для очистки водорода. Выбор между системой КЦА и системой очистки зависит от требуемой чистоты продукта, надежности и экономичности процесса. Дополнительные инвестиции в систему КЦА для больших производственных мощностей обычно могут быть компенсированы более низкими эксплуатационными расходами. Кроме того, система КЦА производит более чистый H2.

      Применимость

      Существует много примеров, когда обычно используется КЦА.

      Справочная литература

      [73]


5.16. Производство ароматических углеводородов

      Установка по процессам глубокой переработки нефти в части производства ароматических углеводородов, действующая в РК (ТОО "АНПЗ"), является современной технологической установкой, в качестве НДТ можно применять смежные НДТ, сопутствующие повышению экологической и энергетической эффективности.

      Например, пункты 4.1, 4.4, 4.5, 4.6, 5.2.2 и иные техники.


5.17. Хранение и транспортировка жидких углеводородных соединений

5.17.1. Резервуары с понтоном

      Описание

      Резервуар с понтоном имеет как постоянную стационарную крышу, так и плавающую крышу (понтон), устанавливаемый внутри резервуара. Понтон поднимается и опускается вместе с уровнем жидкости. Он плавает непосредственно на поверхности жидкости (полноконтактный понтон), либо опирается на стойки в нескольких сантиметрах над поверхностью жидкости (понтон неконтактного типа). Типы полноконтактного понтона:

      алюминиевые – сэндвич-панели с алюминиевым сотовым заполнителем, скрепленные вместе;

      стальные плавающие крыши в виде поддона с или без поплавков;

      покрытые эпоксидной смолой; полиэстер, армированный стекловолокном (FRP), плавучие панели.

      Большинство полноконтактных понтонов, находящихся в эксплуатации в настоящее время, представляют собой алюминиевые сэндвич-панели или стальные плавающие крыши в виде поддона.

      Более подробную информацию смотрите в разделе 3.17.

      Замена первичных/вторичных уплотнений на герметичные уплотнения, снижающие выбросы ЛОС, также применяются в конструкциях понтонов.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов ЛОС. Оснащение резервуаров со стационарной крышей понтоном и уплотнением сокращает потери хранящегося продукта. Эффективность регулирования этого метода колеблется от 60 % до 99 % в зависимости от типа плавающей крыши, установленных уплотнений и истинного давления паров хранимой жидкости. Согласно Reference Document on Best Available Techniques on Emissions from Storage ожидаемое сокращение выбросов после установки понтонов с первичным уплотнением составляет от 62,9 % до 97,4 % (по методу EPAAP- 42).

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Технические данные по выбросам и другая полезная информация о резервуарах с понтоном смотрите в [91].

      Кросс-медиа эффекты

      Полезный объем резервуара со стационарной крышей уменьшается примерно на 10 %. При проектировании необходимо учитывать возможность контактов с воспламеняющейся атмосферой.

      Применимость

      Понтоны широко используются в нефтяной промышленности, однако они предназначены только для вертикальных резервуаров со стационарной крышей. Применение понтонов в резервуарах меньшего диаметра не является эффективным решением из-за плохой герметичности уплотняющего затвора на небольших резервуарах. Необходимо учитывать совместимость материала конструкции понтонов с хранящимися веществами. Например, алюминиевые листы/поплавки и прокладочные/уплотнительные материалы. Если очистка едким натром применяется на последующих стадиях обработки нефтепродукта, образующаяся коррозия послужит причиной отказа от использования понтона. Всасывающие трубопроводы, режимы высокой скорости заполнения, смесительные аппараты и другие выступающие части в действующих резервуарах создают трудности для его переоборудования.

      Экономика

      Затраты на переоснащение приведены в таблице 5.31. Сумма зависит от диаметра резервуара.


      Таблица .. Контроль ЛОС в резервуарном парке нефти и нефтепродуктов (хранилище нефти и нефтепродуктов)

№ п/п

Источник выбросов

Хранилище нефти и нефтепродуктов НПЗ

1

2

3

1

Технология управления

Понтоны в резервуарах со стационарной крышей

Вторичные/двойные уплотняющие затворы на резервуарах с плавающей крышей

Другие методы регулирования выбросов от фитинговых соединений крыши (опорные стойки, успокоительные колодцы)
и параметры (окраска резервуара)

2

Эффективность

90 - 95 %

95 %

Более 95 %, если вместе
с вторичными уплотнениями

3

Инвестиционные затраты
(млн евро)

0,20 ->0,40 за
резервуары диаметром в
20 - 60 м*

0,05 - 0,10 за
резервуары диаметром в
20 - 50 м**

0,006 за
резервуары диаметром в 50 м*

4

Эксплуатационные расходы

Незначительные

Замена каждые
10 лет

Незначительные

5

Другие последствия / примечания

Необходимо вывести резервуар из эксплуатации; уменьшает полезный объем резервуара на
5 - 10 %

Уменьшает максимальную емкость резервуара

Не подходит для хранения сырой нефти с высоким содержанием серы из-за возможности образования самовоспламеняющихся твердых отложений.

      примечание: (сооружен и дооснащен);

      * [92], а также отраслевая внутренняя информация;

      **[92] и также отраслевая внутренняя информация (UN-ECEECAIR/WG6/1998/5).


      Эффект от внедрения

      Европейская директива 94/63/EC (этап 1) предписывает, что резервуары хранения бензина со стационарной крышей должны оснащаться понтонами (с первичным уплотнением на действующих резервуарах и с вторичным уплотнением на новых резервуарах), либо присоединяться к установке улавливания паров. Как вариант применятся метод утилизации паров, когда процесс улавливания паров осуществляется в небезопасных условиях либо это технически неосуществимо из-за объемов возвращаемого пара.

      Справочная литература

      [93],[91],[12],[91],[9].


5.17.2. Резервуары с плавающей крышей

      Техническое описание

      Резервуары с плавающей крышей применяются для хранения сырой нефти, светлых нефтепродуктов и промежуточных продуктов с давлением пара от 14 кПа до 86 кПа при нормальной температуре хранения. Более подробную информацию смотрите в разделе 3.17.

      В резервуарах с плавающей крышей потери на заполнение и испарение значительно уменьшаются по сравнению с резервуарами со стационарной крышей. Однако потери пара, присущие этому типу резервуаров, необходимо свести к минимуму.

      В результате повышения давления паров сырья объем вредных веществ, выпущенный через уплотняющий затвор и соединительные фитинги меняется из-за повышения/понижения температуры и давления. Однако наибольшее воздействие на объем выбросов оказывает действие ветра, так же как и отверстия в крыше. Количество выбросов из резервуаров с плавающей крышей, как правило, больше, чем выделяемых выбросов при опорожнении резервуара.

      Потери на смачивание во время испарения жидкости со стенок резервуара, когда уровень жидкости понижается при его опорожнении.

      Пары, выделяемые при опорожнении резервуара

      Во многих случаях выбросы через фитинги резервуара с плавающей крышей превышают потери через уплотняющий затвор, особенно на резервуарах с вторичными уплотнениями. Основным источником выбросов через соединительный фитинг является небольшое отверстие успокоительного колодца (колодец для отбора проб или колодец для погружения щупа).

      Некоторые из методов сокращения выбросов из резервуаров с плавающей крышей (рисунок 5.30):

      установить усовершенствованные первичные уплотнения на плавающей крыше. Например, вмонтированный уплотняющий затвор от выпуска паров и жидкости;

      установить муфты вокруг трубы, а также вокруг очищающего устройства успокоительного колодца;

      установить поплавки со очистителем внутри перфорированной трубы;

      выгружать резервуары с плавающей крышей как можно реже, чтобы избежать излишние выбросы паров;

      уплотнить все отверстия плавающей крыши (например, измерительные уровномеры, опорные стойки) предохраняющей обмоткой изоляции, муфтами или компенсаторами волновых колебаний;

      установить вторичные или третичные уплотнения между стенками резервуара и крышей;

      спроектировать дренажи на резервуарах с плавающей крышей, что позволит предохранить дождевую воду от загрязнения углеводородами.

      Достигнутые экологические выгоды

      При хранении одного и того же вещества, например, бензина, в резервуаре предпочтительно использовать плавающую крышу, чем стационарную, т. к. в этом случае объем выбросов (ЛОС) в атмосферу меньше. Резервуары с плавающей крышей сокращают выбросы в атмосферу на 95 %, в сравнении со стационарной крышей. Сохранение нефтепродукта в полном объеме приводит к эксплуатационным выгодам.

     


1 Прибор для измерения уровня
2 Ручной калибровочный порт
3 Прибор для измерения температуры
4 Платформа
5 Люк доступа на палубе
6 Люк для доступа к понтону
7 Гибкое ободное уплотнение
8 Опора плавучей крыши
9 Вентиляционный клапан (автоматический)
10 Измерительный порт
11 Подключение периферийных измерительных устройств

12 Система направляющих шлангов
13 Трап на крыше
14 Калибровочный поплавок
15 Слив из бака
16 Наклон
17 Форсунка для наполнения и опорожнения
18 Поворотная трубка (плавающая система отвода пара)
19 Нижний слив
20 Слив остатков
21 Направляющий столб
22 Двойное дно бака

      Рисунок .. Пример резервуара с плавающей крышей


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Технические данные по выбросам и другая полезная информация о резервуарах с плавающей крышей смотрите в [91]. Примеры эффективного сокращения выбросов (по сравнению с резервуарами со стационарной крышей) после оснащения плавающими крышами приведены в следующих таблицах [61].

      Кросс-медиа эффекты

      Применение плавающих крыш теоретически приводит к большему загрязнению водного пространства, чем стационарные крыши резервуара, поскольку дождевая вода просачивается в резервуар через уплотняющие затворы. Перед отправкой нефтепродукта на реализацию необходимо слить любые посторонние жидкости, т. к. они ухудшают качество этого продукта (таблицы 5.32 и 5.33).


      Таблица .. Проектные данные сооружения резервуаров

№ п/п

Продукт

Диаметр, м

Высота, м

Рассчитанные выбросы в год, кг/год*

1

2

3

4

5

1

Прямогонный бензин (нафта), тяжелая

23

14,5

3 942

2

Прямогонный бензин (нафта), легкая

30

17

2 492

3

Сырая нефть

57

16,5

5 519

      * в зависимости от площади уплотнительной поверхности, погружных/успокоительных колодцев, отверстий в фитингах крыши без учета потерь на смачивание;

      источник: [112].


      Таблица .. Выбор уплотнений и прогнозируемая эффективность

№ п/п

Случай

Конструкция уплотнений

Эффективность, %

Нафта тяжелая

Нафта легкая

Сырая нефть

1

2

3

4

5

6

1

Случай 1

Двойной уплотняющий затвор (установлены вторичные уплотнения) погружные/
успокоительные колодцы не герметизированы, места соединений опорных стоек с крышей не герметизированы

51,8

50

95,7

2

Случай 2

Двойной уплотняющий затвор (установлены вторичные уплотнения) погружные/
успокоительные колодцы герметизированы, места соединений опорных стоек с крышей герметизированы

92,5

92

98,3

3

Случай 3

Двойной уплотняющий затвор (установлены вторичные уплотнения) погружные/
успокоительные колодцы герметизированы, включая направляющие опорных стоек

93,3

93

98,8

4

Случай 4

Двойной уплотняющий затвор (с доступом к поплавку) погружные/успокоительные колодцы герметизированы, ножки крыши герметичные

95,6

96,1

98,9

5

Случай 5

Третичный уплотняющий затвор погружные/ успокоительные колодцы герметизированы, опорные стойки герметизированы

97,1

97,5

99,1

6

Случай 6

Третичный уплотняющий затвор погружные/
успокоительные колодцы герметизированы + направляющие опорных стоек герметизированы

97,9

98,1

99,6

      источник: [77].


      Применимость

      В случае модернизации, если требуется продлить срок службы резервуара, приемлемой альтернативой плавающей крыши послужит оснащение резервуара со стационарной крышей понтоном.

      Экономика

      Инвестиционные затраты на переоборудование стационарной крыши резервуара на плавающую составляют 0,26 млн евро за резервуар диаметром 20 м. Необходимо действие оператора, чтобы опорожнить резервуар. Это приводит к некоторым эксплуатационным расходам.

      Эффект от внедрения

      По директиве 94/63/EC (приложение 1) резервуары с плавающей крышей определены как резервуары, которые предотвращают выпуск ЛОС на 95 % эффективнее, чем резервуары со стационарной крышей без регулирующих устройств выпуска паров. То есть резервуар со стационарной крышей оснащен только предохранительным клапаном.

      Справочная литература

      [93], [61], [94], [37], [12], [95], [96], [9].


5.17.3. Система уплотнений на плавающей крыше

      Техническое описание

      Два или три слоя уплотнения на затворе плавающей крыши обеспечивают многократную защиту от выпуска ЛОС из резервуаров хранения нефтепродуктов. Установка вторичных и третичных уплотняющих затворов крыши является эффективным методом сокращения выбросов. В резервуарах, хранящих нефтепродукты без парафина в составе, второй или третий слой уплотнения на затворе плавающей крыши оснащается дренажным элементом на внутренней стенке резервуара (дополнительное уплотнение, предохраняющее от атмосферных осадков). Предпочтение отдается уплотнениям, установленным на затворе (в отличие от уплотнений, установленных на металлическом башмаке), поскольку они обеспечивают контроль выбросов в случае протечки первичного уплотнения (рисунок 5.31).

     


      Рисунок .. Пример нескольких уплотнений на резервуаре с плавающей крышей, сооруженном на НПЗ в Германии


      Достигнутые экологические выгоды

      Выбросы ЛОС значительно снижаются после установки вторичных и третичных уплотнений на резервуарах для хранения. Совместное исследование Amoco/EPA США показало, что потери ЛОС из резервуаров для хранения сокращаются на 75–95 % по сравнению с выбросами, выпускаемыми резервуаром со стационарной крышей той же емкости без плавающей внутренней крыши. Третичные уплотнения обеспечивают сокращение выбросов до 99 % (см. раздел 3.17). Вместе с вторичными уплотнениями третий слой уплотнений также снижает вероятность попадания дождевой воды в резервуар. Использование вторичных уплотнений на резервуарах хранения бензина снижают выбросы ЛОС до 95 %.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Технические данные по выбросам и другая полезная информация об уплотняющих затворах смотрите в [91].

      Кросс-медиа эффекты

      Оснащение уплотнительными затворами обычно приводит к потере полезного объема резервуаров примерно на 5 %.

      Применимость

      Несколько уплотняющих затворов легко устанавливаются на новых установках (именуемые двойными или третичными уплотнениями). Кроме того, уплотнения модернизируются (вторичные уплотнения). Сообщается, что возникают сложности с модернизацией третичных уплотнений.

      Вторичные уплотнения повсеместно используются во всем мире. В Швеции многие резервуары хранения светлых нефтепродуктов (с давлением паров по Рейду выше 27 кПа) оснащены крышами с двойным уплотнением. Третичные уплотнения применяются на нескольких НПЗ и нефтебазах Германии.

      Экономика

      Оснащение резервуара среднего размера системой вторичного уплотнения оценивалось примерно в 20000 долл. США (1991 год). Инвестиционные затраты: 0,05–0,10 млн евро за резервуары диаметром 20 - 50 м. Эксплуатационные расходы: замена, вероятно, каждые 10 лет.

      Эффект от внедрения

      На НПЗ и резервуарных паках Европейская директива 94/63/EC (этап 1) предписывает устанавливать вторичные уплотнения на резервуары с плавающей крышей и на новые резервуары хранения бензина с понтоном.

      Справочная литература

      [39], [91], [12], [95],[9].


5.17.4. Система организации хранения

      Описание

      Зачастую вопрос с потребностью в определенных резервуарах устраняется за счет улучшения производственного планирования и бесперебойной эксплуатации установок. Тематика пункта 4.5 схожа с этим методом. Примером служит реализация встроенной системы поточного смешивания (см. пункт 5.17.14).

      Достигнутые экологические выгоды

      Поскольку резервуары для хранения являются одним из крупнейших источников выбросов ЛОС, сокращение количества используемых резервуаров способствует сокращению выбросов ЛОС. Вследствие этого сокращается количество осевших на дно резервуара взвешенных частиц и объем отстоянных сточных вод.

      Применимость

      Сокращение количества резервуаров, как правило, требует полного изменения в системе переработки готовых и промежуточных продуктов. Поэтому этот метод легче применять на новых установках.

      Эффект от внедрения

      Сокращение количества эксплуатируемых резервуаров для хранения позволяет оптимально использовать пространство на объекте для других целей.

      Справочная литература

      [114].


5.17.5. Предотвращение утечки через днища резервуаров

      Предписания этого раздела вытекают из методов, которые следует учитывать при определении НДТ, направленных на предотвращение утечки через днища резервуаров. Эта тема хорошо раскрыта в публикации EEMUA 183 "Руководство по предотвращению утечек через днища вертикальных, цилиндрических, стальных резервуаров для хранения".


5.17.6. Резервуар с двойным днищем

      Описание

      Двойное днище может устанавливаться на действующих резервуарах, либо изначально присутствовать в конструкции новых резервуаров. После переоснащения днище действующего резервуара обычно используется в качестве второго днища, а песок, гравий или бетон засыпается между новым основным и вторым днищами. В этом случае обычно пространство между днищами сводят к минимуму. Поэтому основное днище конструируют так, чтобы оно повторяло геометрию конструкции второго днища. Уклоны к основанию резервуаров могут быть прямыми, конусообразными (наклонными от центра вниз к периметру резервуара), либо конусообразными (наклонными вниз от периметра резервуара). Практически все днища резервуаров изготовлены из углеродистой стали. При установке двойного днища (на действующих резервуарах, либо новых) выбирается материал для нового днища. В качестве материала используется углеродистая сталь или выбирается более устойчивая к коррозии нержавеющая сталь, либо поверх стальной поверхности наносят эпоксидную смолу, армированную стекловолокном.

      Использование резервуаров с двойным днищем позволяет установить вакуумную установку. В этом случае сохраняется воздушное пространство между нижним и верхним днищами, которые разделяются стальными распорками. Такие распорки обычно изготавливают из стальной арматурной сетки. В более поздних системах поддерживают постоянное наблюдение за состоянием вакуумного пространства. Любая утечка в основном или втором днище изменит давление вакуума, что приведет в действие сигнал тревоги. Последующий анализ отработанного воздуха покажет неисправность верхнего днища, если произошла утечка нефтепродукта или паров. Если следов нефтепродуктов и паров нет, то значит неисправно нижнее днище (кроме случаев, когда загрязнения под днищем остались после предыдущей аварии).

      Достигнутые экологические выгоды

      Второе непроницаемое днище в резервуаре предотвращает некатастрофические выбросы вредных веществ вследствие коррозии, поврежденных сварных соединений, трещин в материале днища или деталях конструкции. Помимо защитной функции конструкция второго днища оснащена системой обнаружения утечки, которую невооруженным глазом определить невозможно.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В результате оснащения резервуаров двойным днищем сокращается время осмотра внутреннего состояния и частота ежегодной очистки резервуара.

      Кросс-медиа эффекты

      В случае установки двойного днища время простоя резервуаров увеличивается. Двойное днище уменьшает полезный объем резервуара.

      Применимость

      Применим как к модернизированным, так и к недавно сооруженным резервуарам.

      Экономика

      Типовые затраты на переоснащение резервуаров двойными днищами указаны заводами-поставщиками из Германии и Швейцарии. Затраты включают в себя установку вакуумной системы течеискателя:

      углеродистая сталь: 110 евро/м2;

      нержавеющая сталь: 190 евро/м2;

      эпоксидная смола, армированная стекловолокном: 175 евро/м2.

      НПЗ Великобритании сообщает, что фактическая стоимость установки резервуара с двойным днищем объемом 10340 м3 составила 600000 евро.

      Эффект от внедрения

      Предотвращение утечек из резервуаров для хранения.

      Справочная литература

      [122].


5.17.7. Непроницаемые геомембраны

      Описание

      Непроницаемый геосинтетический материал представляет собой однородный изолирующий полимерный лист под всей поверхностью днища резервуаров. Он служит альтернативой двойному днищу или выступает в качестве дополнительной защиты от протекания резервуара. Как и двойное днище резервуара, геомембрана первую очередь предназначена для предотвращения небольших, но постоянных утечек, а не для устранения катастрофического разрушения всего резервуара. Причина эффективности геомембраны заключается в том, что швы материала плотно прилегают либо к стальному корпусу резервуара, либо к бетонной стене, которая поддерживает и окружает резервуар. Минимальная толщина гибкой мембраны составляет 1 мм, хотя обычно используются листы толщиной 1,5 - 2 мм. Мембрана не должна быть чувствительна к воздействию химических соединений, хранимых в резервуаре.

      Достигнутые экологические выгоды

      Предотвращение утечек из резервуаров для хранения.

      Кросс-медиа эффекты

      Длительный простой резервуара, если требуется укладка его днища листами геомембраны.

      Применимость

      Непроницаемая геопленка укладывается как на новых резервуарах, так во время модернизации действующих. Укладка происходит во время капитального ремонта и, как правило, они оборудованы системой обнаружения утечек.

      В ряде неевропейских стран непроницаемая геомембрана используется вместо сооружения двойного днища.

      Экономика

      Недавно обновленные данные о затратах (2011 год) от НПЗ Великобритании (источник: UKPIA) приведены в таблице 5.34.


      Таблица .. Сметные затраты на модернизацию непроницаемой геомембраной на различных резервуарах.

№ п/п

Небольшие резервуары

Средние резервуары

Большой резервуар

3 небольших резервуара диаметром 22 м, высотой 20 м с общим обвалованием

3 средних резервуара диаметром 48,5 м, высотой 20 м с общим обвалованием

1 большой резервуар диаметром 81 м, высотой 20 м с отдельным обвалованием


1

2

3

4

1

Объем резервуара, м3 (один резервуар)

7603

Объем резервуара м3(один резервуар)

36949

Объем резервуара м3

103060

2

Габариты резервуара м2 (один резервуар)

380

Габариты резервуара м2
(один резервуар)

1847

Габариты резервуара м2

5153

3

Требуемая протяженность обвалования (все резервуары, высота ограждений 2 м)*

4942

Требуемая протяженность обвалования (все резервуары, высота ограж-дений 2м)1)

24017

Требуемая протяженность обвалования (высота ограж-дений 2 м)*

56683

4

Стоимость укладки геомембраны под днищем резервуара

5


Евро*


Евро*


Евро*

6

Покрытие основания обвалования

317755

Покрытие основания обвалования

1672754

Покрытие основания обвалования

4787890

7

Покрытие стен обвалования

282575

Покрытие стен обвалования

621892

Покрытие стен обвалования

1038379

8

Укладка геопленки под резервуары

110079

Укладка геопленки под резервуары

535644

Укладка геопленки под резервуары

498195

9

Применение домкрата

680904

Применение домкрата

1021356

Демонтаж и замена днища резервуара

907872

10

Итого на обвалование

1391314

Общая стоимость за обвалование типового возведения

3851647

Итого на обвалование

7232335

11

Итого на резервуар

464150

Общая стоимость одного резервуара типового
возведения

1284639

Общая стоимость одного резервуара типового
возведения

7232335

12

Стоимость замены днища резервуара, установки нового фундамента под резервуар

13

Покрытие основания обвалования

317755

Покрытие основания обвалования

1672754

Покрытие основания обвалования

4787890

14

Покрытие стен обвалования

282575

Покрытие стен обвалования

621892

Покрытие стен обвалования

1038379

15

Возведение нового
фундамента и замена днища резервуара
 

1429898

Возведение нового
основания и замена днища резервуара

2859797

Возведение
нового
основания и замена днища резервуара

1815744

16

Итого на обвалование

2030229

Общая стоимость за обвалование типового
возведения

5154443

Итого на обвалование

7642013

17

Общая стоимость одного резервуара типового возведения

18

Небольшой резервуар

676743

Средний резервуар

1718148

Большой резервуар

7642013

      * расходы в евро берутся в пересчете из фунта стерлингов в размере 1,13484 по состоянию на 25.07.2011;

      примечание:

      требуемая протяженность бунда берется из расчета 110 % номинального объема резервуара от объема наибольшего резервуара в группе обвалования;

      расходы, связанные с организацией работ, проектированием, опорожнением и очисткой резервуара, не учитываются. В теории составят 10 - 15 % от общей стоимости одного резервуара.

      домкрат для больших резервуаров диаметром более 48,5 м не используется. Поэтому оцениваются расходы только по демонтажу и замене днища резервуара.

      также исключаются расходы, связанные с необходимостью аренды места под резервуар во время его длительного простоя до завершения работ (предположительно 9 месяцев на один резервуар);

      покрытие стен обвалования включает в себя установку волноотражающего козырька в верхней части стены ограждения и ее крепление к существующему основанию обвалования (при необходимости);

      после демонтажа днища резервуара установка нового днища считается эффективным решением в случаях, когда грунт слишком пористый, или когда есть опасения, что геопленка повредится в результате монтажных работ;

      после оснащения резервуаров усовершенствованными вторичными и третичными уплотнениями увеличение темпов роста налоговой нагрузки не было взято в расчет;

      протяженность обвалования, вероятно, увеличится из-за его конфигурации. Кроме того, высота ограждений в 2 м не учитывает наклон ограждений обвалования, что приведет к увеличению его площади.

      источник: CONCAWE/UKPIA 2011.


      Эффект от внедрения

      Предотвратить загрязнение почвы.

      Справочная литература

      [112].


5.17.8. Обнаружение утечек

      Описание

      Как и в случае со сточными водами, одним из способов предотвращения загрязнения почвы и грунтовых вод является преждевременное обнаружение утечек. Утечки через днища резервуара выявляются системой обнаружения утечек. Такой метод предусматривает наличие смотрового люка, наблюдательных скважин и системы управления производственными ресурсами. Более продвинутые системы имеют зонды электронных датчиков или кабели проведения импульсов к датчику. Во время утечки кабель датчика вступает в контакт с продуктом, в результате меняется значения сопротивления и срабатывает сигнал тревоги. Кроме того, регулярно осматривают резервуары и проверяют их целостность. Смотрите также пункт 5.27.5 о программе LDAR. Рассматриваемые методы:

      оснащение резервуаров для хранения сигнализации о переливе и, при необходимости, устройством автоматического отключения насоса;

      установка двойного днища со встроенной системой обнаружения утечек на резервуарах, где это практически реализуемо.

      Необходим систематический анализ рисков на основе произошедших аварий, чтобы разработать рекомендации по предотвращению переполнения резервуаров.

      Предохранительные клапаны на резервуарах хранения под давлением необходимо периодически проверять на наличие внутренних утечек. Проверка утечки выполняется портативными звукопоглощающими экранами или, если есть доступ к предполагаемой утечке, применяется анализатор общего содержания углеводородов в рамках программы LDAR.

      Достигнутые экологические выгоды

      Предотвратить загрязнение почвы и подземных вод.

      Применимость

      Зонды и кабели подключения датчиков погружает достаточно глубоко, если площадь предполагаемого разлива утечки небольшая. Следовательно, в некоторых случаях освидетельствование резервуаров дает более достоверные результаты, чем применение зонда.

      Экономика

      Один из НПЗ сообщает, что стоимость установки системы обнаружения утечек в группе из четырех резервуаров диаметром 12 м обошлась в общей сложности в 55000 евро при эксплуатационных расходах в 4000 евро в год. Плановая проверка резервуаров на другом НПЗ оценивалась в 2000 евро в год за один резервуар.

      Эффект от внедрения

      Предотвратить загрязнение почвы и грунтовых вод.

      Справочная литература

      [197, MWV 2000].


5.17.9. Катодная защита

      Описание

      Электрохимическая защита предотвращает образование коррозии на внешней стороне днища резервуара.

      Достигнутые экологические выгоды

      Уменьшается загрязнение почвы и подземных вод, а также сокращаются выбросы в атмосферу за счет принятия мер борьбы с коррозией резервуара.

      Кросс-медиа эффекты

      Катодная защита наложенным током применяется при наличии источника постоянного тока.

      Эффект от внедрения

      Предотвратить образование коррозии на резервуарах и трубах, а также снизить затраты на техническое обслуживание.

      Справочная литература

      [114].


5.17.10. Сокращение донных остатков в резервуаре

      Описание

      Количество донных остатков в резервуаре сокращают путем тщательного разделения нефти и воды, оставшихся на днище резервуара. Фильтры и центрифуги также используются для извлечения и отправки нефти на переработку. Другие применяемые методы — это установка на резервуарах трубопровода с боковым ответвлением, струйных смесителей или использование химических веществ. Далее основной осадок и вода передаются на приемочные НПЗ.

      Достигнутые экологические выгоды

      Донные остатки в резервуарах сырой нефти содержат большой процент твердых отходов на НПЗ, которые сложно поддаются утилизации из-за присутствия в них тяжелых металлов. Они состоят из тяжелых углеводородов, взвешенных частиц, воды, продуктов коррозии и отложений.

      Кросс-медиа эффекты

      Переход отложений и воды из резервуаров с сырой нефтью на НПЗ означает, что они, скорее всего, выявятся в установке обессоливания.

      Справочная литература

      [7].


5.17.11. Операции по очистке резервуара

      Описание

      Для проведения регулярных внутренних проверок и ремонта в резервуарах хранения сырой нефти и других нефтепродуктов необходимо опорожнить, очистить и стравить газы. Очистка резервуара от донных остатков предполагает растворение большей части содержимого (>90 %) горячей дизельной фракцией при температуре около 50 °C. В результате растворяется большая часть донных остатков. Далее после фильтрации они отправляется в резервуар с сырой нефтью. Обычно очистка резервуара хранения нефти выполняется рабочими. Они спускаются в резервуар и счищают осадок механически. Как следствие, они подвергаются воздействию потенциально взрывоопасной и токсичной атмосферы. Существуют также и полностью автоматизированные методы очистки резервуаров. Она выполняется следующим образом:

      устанавливается технологическое оборудование: сопла низкого/высокого давления устанавливаются либо на крыше резервуара, либо через встроенные в стенку резервуара люки и собирают загрязнения с поверхности жидкости.

      создают слой инертного газа в резервуаре: впрыскивается инертный газ, поддерживается уровень кислорода до 8 %, не допуская условий самовоспламенения.

      удаляют шлам и очищают резервуар: шлам выкачивается и рециркулируется через очистительные форсунки, используя нефть в резервуаре в качестве чистящего средства. При необходимости добавляют сырую нефть или газойль и/или нагревают рециркулируемую среду для снижения вязкости.

      разделяют и извлекают нефть: часть шлама механически отделяется (декантируется) без добавления химических реагентов.

      промывают водой: производится окончательная промывка горячей водой и, наконец, стравливается инертный газ.

      Достигнутые экологические выгоды

      Выбросы после очистки резервуаров возникают при естественной или механической вентиляции. Благодаря специальным мерам, например, мобильным факельным установкам, ожидается дальнейшее сокращение выбросов ЛОС до 90 %. В настоящее время такие установки проектируются с целью очистки резервуаров хранения сырой нефтью и нефтепродуктов. Автоматизированные методы очистки резервуаров, работающие в системах с замкнутым контуром, уменьшают выброс ЛОС в окружающий воздух. В таких системах атмосфера из резервуара с нефтью дегазируется.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Выбросы, возникающие во время очистки резервуара с сырой нефтью, и их сокращение детально описаны в [222, UBA 2000]. Использование горячего дизельного топлива для очистки донных осадков требует нагрева. Соответствующий расход сильно зависит от типа и размера резервуара, а также типа обрабатываемых остатков. Согласно информации от завода-поставщика автоматизированной очистки резервуаров [102, ORECO 2011], в таблице 5.35 приводятся типовые данные по очистке резервуаров сырой нефти.


      Таблица .. Типовые данные по очистке резервуаров сырой нефти

№ п/п

Наименование

Автоматическая очистка

Механизированная очистка


1

2

3

4

1

Выбросы углеводородов

1 - 2 т

30 - 50 т

2

Расход топлива

30000 - 70000 л в зависимости от потребности в нагреве

20000 - 25000 л

3

Отходы на сжигание

20 - 50 м3

2000 - 5000 м3
в зависимости от объема, предназначенного для очистки

4

Сточные воды

20 - 50 м3

около 500 м3

      примечание: резервуар сырой нефти: диаметр 50 - 80 м - плавающая крыша - 2000 м3 нефтешлам.


      Кросс-медиа эффекты

      Во время очистки резервуара выбросы ЛОС значительно увеличиваются, если использовать естественную или принудительную вентиляции. При нормальной эксплуатации резервуара концентрация ЛОС остается без изменений. Благодаря рециркуляции воды в системе автоматизированной очистки обеспечивается экономия пресной воды, а нефть повторно используется в качестве чистящего средства. Потребление электроэнергии в автоматизированной очистки и создания слоя инертного газа выше, чем при механизированной очистке. Твердые и жидкие отходы уменьшаются в результате автоматической очистки. Система замкнутого контура в инертных условиях проходит в более безопасных условиях, так как снижается риск взрыва и воздействие опасных веществ на человека.

      Если на НПЗ работает собственная установка по сжиганию шлама, отложения после очистки поставляются на нее.

      Применимость

      Операции по очистке резервуара широко применяются. Тем не менее, применимость такого метода ограничена типом и размером резервуаров, и типом обработки остатков.

      Такой метод широко применяется на многих НПЗ и нефтебазах ЕС.

      Экономика

      Эксплуатационные расходы, приведенные в таблице 5.36, характерны для очистки резервуаров сырой нефтью [7].


      Таблица .. Типовые сметные затраты на очистку резервуаров сырой нефти

№ п/п

Наименование

Автоматическая очистка

Механизированная очистка

1

2

3

4

1

Переменные затраты на очистку

300000

200000

2

Транспортировка отходов

5000

100000

3

Утилизация или переработка отходов

10000

200000

4

Общие расходы (евро)

315000

500000

      примечание: резервуар сырой нефти: диаметр 50 - 80 м - плавающая крыша - 2000 м3 нефтешлам.


      Эффект от внедрения

      Снизить выбросы ЛОС и уменьшить содержание донных остатков в резервуаре.

      Справочная литература

      [7].


5.17.12. Цвет резервуаров

      Описание

      Рекомендуется окрашивать резервуары, содержащие летучие материалы, в светлый цвет для того чтобы:

      предотвратить излишнее испарение вследствие повышения температуры продукта;

      предотвратить увеличения частоты испарения хранимой жидкости из резервуаров со стационарной крышей. Рекомендуется, чтобы общий коэффициент отражения тепла составлял не менее 70 %. Такой коэффициент достигается при использовании теплоотражающего покрытия, например, белого (1,0) или алюминия серебристого цвета (1,1). И наоборот, любой другой обычно используемый цвет, включая светло-серый, показывает более высокие значения (>1,3), что не позволяет достичь вышеупомянутого коэффициента отражения тепла.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов ЛОС.

      Кросс-медиа эффекты

      В зависимости от особенностей природного ландшафта окрашивание в светлые цвета делает резервуары более "заметными". Возможно, это придаст резервуарам отрицательный визуальный эффект. Во время покраски выбросы вредных веществ попадают в атмосферу.

      Применимость

      Покраска крыши и верхней части корпуса резервуара, расположенного в центре резервуарного парка, имеет тот же теплоотражающий эффект, как и покраска всего резервуара.

      Эффект от внедрения

      Применение этого метода также является требованием Директивы 94/63/EC к резервуарам хранения бензина. За исключением визуально чувствительных областей резервуара, где требования ЕС частично ослабляются.

      Справочная литература

      [7], [28]


5.17.13. Другие эффективные методы хранения

      Описание

      Надлежащее обращение и хранение материалов сводят к минимуму возможность разливов, утечек и других потерь, которые приводят к образованию отходов, выбросам в атмосферу и в водное пространство. Некоторые эффективные методы хранения перечислены ниже:

      использование больших контейнеры вместо металлических емкостей. Использование больших контейнеров повторно, если они оснащены патрубками приемо-раздаточных трубопроводов в верхней и нижней части. Металлические же емкости необходимо переработать или утилизировать как отходы. Хранение в бункерах сводят к минимуму вероятность утечек и разливов по сравнению с металлическими емкостями. С точки зрения применимости безопасная утилизация одноразовых больших контейнеров создает ряд сложностей;

      сокращение количества пустых металлических бочек для хранения нефти. Оптовая закупка (через автоцистерны) часто используемой нефти и заполнение контейнеров для перевозки в качестве промежуточного хранилища. После персонал переливает нефть из контейнеров в многоразовые металлические емкости, поддоны или другие контейнеры. Это позволяет сократить количество пустых металлических емкостей и связанные с ними расходы на обработку;

      хранение емкостей над поверхностью земли предотвращают образование коррозии в результате разливов или "потения" бетона;

      хранение контейнеров закрытыми, за исключением случаев опорожнения контейнера;

      регулярный осмотр, применение профилактических мер, устранение коррозии трубопроводов, проложенных под землей, днищах резервуаров (см. НДТ 89);

      хранимая в резервуарах балластная вода является причиной большого количества выбросов ЛОС. Поэтому они оснащают плавающей крышей. Такие резервуары также применяются в качестве уравнительных резервуаров в системе очистки сточных вод;

      проведение вентиляционных отверстий из резервуаров хранения серы в устройства с кислым газом или другие установки улавливания газов;

      вытяжная вентиляция из резервуарных парков к центральным системам борьбы с выбросами;

      установка самоуплотняющихся соединительный муфт для подсоединения шланга или слив нефтепродуктов через трубопровод;

      укладка изолирующих материалов и/или установка блокировочных устройств, предотвращающих повреждение оборудования в результате случайного перемещения или сдвига транспортных средств (автомобильных или вагон- цистерн) во время погрузочных работ;

      обеспечение условий, при которых наливной рукав не приводится в действие до его полного размещения над контейнером. Это предотвратит разбрызгивание в случае, если используется рукав с верхней загрузкой;

      применение устройств или процедур, предотвращающих переполнение резервуаров;

      сигнализация аварийного уровня работает автономно от типовой системы учҰта резервуарных запасов.

      Достигнутые экологические выгоды

      Информация по достигаемым экологическим показателям представлены в Таблице 5.37.


      Таблица .. Достигнутые экологические выгоды и экологические показатели

№ п/п

Методы

Коэффициент выбросов
неметановых ЛОС
(пропускная способность г/т)

Эффективность борьбы с выбросами, %

Размер (диаметр в м)

Стоимость, евро

1

2

3

4

5

6

1

Резервуар хранения со стационарной крышей (РСК)

7 - 80




2

Резервуар с плавающей крышей (РПК)

7 - 80




3

Резервуар с понтоном (РП)

2 - 90




4

Внешняя отделка краской более светлого оттенка


1 - 3 РСК

12

39001



40

25400

5

Установка понтона в действующий резервуар со стационарной крышей


97 - 99 РСК

12

32500



40

195000

6

Замена первичного уплотнения, устанавливаемого над паровым пространством, на уплотнение плавающей крыши, установливаемое на поверхность жидкости.
первичное уплотнение


30 - 70 РПК
43 - 45 РП

12

4600



40

15100

7

Оснащение действующих резервуаров вторичными уплотнениями


90 - 94 РПК
38 - 41 РП

12

3400



40

113001

8

Усовершенствование первичного уплотнения, установка вторичного уплотнения и регулирование установки крыши (понтона и двойного днища)


98 РПК
48 - 51 РП

12

200



40

200

9

Установка стационарной крыши на действующий резервуар с понтоном


96 РПК

12

18000



40

200000

      примечание: колонки в таблице по эффективности, размеру и стоимости процедуры борьбы с выбросами относятся к методам. Расходы это усредненные затраты по резервуарам диаметром в два метра. Значения эффективности методов борьбы с выбросами применяются к различным типам резервуаров.


      Справочная литература

      [39], [62].


5.17.14. Поточное смешение

      Описание

      На рисунке 5.32 показана схема поточного смешения газойля.

      Достигнутые экологические выгоды

      Электроэнергия, потребляемая на поточное смешение в разы меньше, чем при смешении партиями. Поточное смешение сокращает общее количество операций по обработке потока нефтепродуктов. Вследствие чего, реже происходит налив-слив нефтепродуктов из резервуара, что приводит к сокращению общего объема выбросов в атмосферу. Многочисленные клапаны и насосы, герметически изолируемые двойными уплотнениями, регулярно осматриваются, что также минимизирует выбросы ЛОС. Поточное смешивание, как правило, дает возможность корректировать технические характеристики и количество нефтепродукта. Кроме того, предотвращает его большие потери за ненадобностью промежуточного хранения.

     


I

Керосин из установки переработки нефти;

II

Легкий газойль из установки переработки нефти;

III

Тяжелый газойль из установки переработки нефти;

IV

Легкий вакуумный газойль из установки вакуумной перегонки;

V

Легкий газойль установки замедленного коксования;

VI

Легкий газойль из установки висбрекинга.

      Рисунок .. Упрощенная схема поточной системы смешения газойлей (автомобильного дизельного топлива и топочного мазута)


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Необходимо уделить особое внимание поточным анализаторам, чтобы получить качественный смешанный продукт на выходе.

      Кросс-медиа эффекты

      Система поточного смешения содержит множество фланцевых соединений и клапанов, которые являются потенциальными источниками утечек, особенно во время технического обслуживания.

      Применимость

      Оптимизированное соотношение компонентов в смеси отвечает всем значимым характеристикам готового продукта. Поточное смешение, в некотором смысле, выполняется путем проб и ошибок, а автоматизированный способ существенно сокращает время. Существует ряд альтернативных решений смешения, которые в итоге дают примерно эквивалентную общую стоимость или прибыль. Специальные программы позволяют компьютеру выдать оптимальное сочетание компонентов смеси, чтобы минимизировать затраты и увеличить прибыль.

      Системы поточного смешения обычно применяются для смешения большого объема сырья и/или потоков нефтепродукта.

      Справочная литература

      [62].


5.17.15. Смешение партиями

      Описание

      Некоторые аспекты рассмотрены в разделе 3.17

      Применимость

      Причины применения технологии смешения партий следующие: предъявление минимальных требований к хранению с стратегической точки зрения, фискальному и налоговому регулированию; гибкости технологических процессов и размерам резервуаров.

      Примеры

      По причинам, упомянутым выше, с точки зрения применимости, смешение партиями сырья и нефтепродуктов иногда все еще применяется.


5.17.16. Стабилизация давления пара в процессе налива нефтепродуктов

      Описание

      Существует несколько вариантов предотвращения выбросов в атмосферу во время работ слива/налива. Там, где, налив происходит из резервуаров со стационарной крышей, используется уравнительный трубопровод. Вытесненная смесь затем возвращается в расходный резервуар и, таким образом, заменяет откачанный объем жидкости. Пары, испаряемые во время наливных операций, возвращаются в загрузочный резервуар. Если резервуар со стационарной крышей, там они хранятся до улавливания или утилизации паров. Эта система также используется на суднах и баржах.

      Достигнутые экологические выгоды

      Стабилизация давления пара значительно уменьшает объемы паров, выбрасываемых в атмосферу. Выбросы ЛОС снижаются до 80 %.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Следует применять меры предосторожности при работе со взрывоопасными смесями, т.е предотвратить риск воспламенения и его распространение. Для предотвращения выбросов резервуары необходимо держать закрытыми, эксплуатироваться при низком давлении, а улавливание и отбор проб проводить закрытым способом. Гасители детонации рекомендуется регулярно очищать, т. к. пары содержат взвешенные частицы (например, сажу из плохо работающих систем создания инертной среды в грузовых резервуарах).

      Кросс-медиа эффекты

      Во время транспортировки жидкость в приемном сосуде испаряется (выделение пара путем разбрызгивания). Как правило, образуется избыточный объем паров в сравнении с объемом вытесненной жидкости. Балансировочный трубопровод передачи наиболее летучих жидкостей не считается эффективным средством борьбы с ЛОС.

      Применимость

      Не все пары улавливаются. Влияет на скорость залива в резервуар и гибкость технологических процессов. Резервуары, содержащие несовместимые пары, нельзя размещать вместе. Может использоваться только в том случае, если продукт откачивается из резервуара со стационарной крышей, оснащенного клапанами сброса давления/вакуумного предохранительного клапана.

      Загрузка сжиженного газа. Последующий налив в транспортные контейнеры осуществляется системой с замкнутым контуром или выпуском в систему подготовки топливного газа на НПЗ.

      Экономика

      Необходимые инвестиции составляют 0,08 млн евро за резервуар, эксплуатационные расходы небольшие.

      Эффект от внедрения

      Сократить выбросы ЛОС.

      Справочная литература

      [65], [67]


5.17.17. Нижний налив нефтепродуктов

      Описание

      Фланцевый трубопровод слива-налива соединен с соплом, расположенным в самой нижней точке резервуара. Вентиляционная труба на резервуаре подключается к трубопроводу стабилизации давления газа, установке улавливания газов или к вентиляционному отверстию. В последнем случае ЛОС выбрасывается в атмосферу. Фланцевое соединение на трубопроводе налива имеет специальную конструкцию ("блокировочное соединение"), которая позволяет отсоединять трубопровод с минимальными утечками/выбросами.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение выбросов ЛОС.

      Эффект от внедрения

      Директива 94/63/EC о регулировании выбросов ЛОС во время налива бензина в автоцистерны.

      Справочная литература

      [65], [67]


5.17.18. Герметичный настил на нефтеперерабатывающем объекте

      Описание

      Обращение с материалами, используемыми на НПЗ, зачастую приводит к случайным разливам, которые загрязняют почву, поверхностные или подземные воды. Мощение и бордюрное покрытие участка, где обрабатываются нефтепродукты необходимы для устранения возможного разлива материала.

      Достигнутые экологические выгоды

      Предотвращение загрязнения почвы и направление любого разлива продукта в место скопления некондиционной нефти. Такой подход сводит к минимуму объем образующихся отходов и позволяет собирать и утилизировать материал.

      Эффект от внедрения

      Предотвратить загрязнение почвы и дождевой воды.

      Применимость

      Многие НПЗ Европы применяют такой подход.

      Справочная литература

      [67]


5.17.19. Автоматизированная установка тактового налива

      Техническое описание

      Автоматизированная установка тактового налива (АУТН) предназначена для прямого взвешивания и налива различных типов нефтепродуктов в цистерны через наливные телескопические трубы, а также для удаления и рекуперации па­ров из зоны загрузки. Эстакада точечного налива нефтепродуктов отвечает современным требованиям, особенно с точки зрения: техники безопасности и взрыво- пожаробезопасности производства; охраны окружающей воздушной среды; автоматизации режима налива и точности регистрации количества, окружаемых нефтепродуктов; предотвращения смешивания продуктов при наливе и смене продуктов: автоматизации изготовления транспортных документов; зашиты от переполнения: высокой степени надежности работы наливного оборудования; степени механизации маневровых работ и точности установки цистерн на позиции налива.

      Достигнутые экологические выгоды

      Высокий уровень автоматизации процесса, наличие блокировок и специальных систем противоаварийной защиты обеспечивает его безопасность, точный учет отгружаемой продукции. Установка обеспечивает полностью герметичный налив и оснащена современной системой фильтров, которая улавливает пары углеводородов и возвращает их обратно в систему. Это позволяет практически полностью исключать попадание в атмосферу вредных выбросов во время налива нефтепродуктов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На резервуарных парках и сливно-наливных для снижения выбросов в атмосферу углеводородов резервуары бензинового парков НПЗ оборудованы понтонами и азотными подушками, а сырьевого парка – плавающей крышей. Все резервуары возможно оборудовать отражательными дисками. Эффективность улавливания выбросов углеводородов составляет от 95 до 99 %.

      Кросс-медиа эффекты

      Эстакада тактового налива светлых нефтепродуктов требует специальной площадки и оборудования. (по опыту ТОО "АНПЗ" Эстакада тактового налива светлых нефтепродуктов строится на площади 20 га. Площадь застройки 0,415 га.).

      Применимость

      Незначительная потребность в обслуживающем персонале; наличии блокировок, исключающих аварийные ситуации или ошибочные действия персонала; способность приема всех типов и моделей отечественных цистерн, курсирующих по железнодорожным путям, включая перспективные модели.

      В Республике Казахстан используется на ТОО "АНПЗ", планируется к постройке на ТОО "ПНХЗ" и некоторых европейских НПЗ.

      Экономика

      Эстакада тактового налива светлых нефтепродуктов требует специальной площадки и оборудования.

      Эффект от внедрения

      Исключение перегруза или перелива, сокращение потерь нефтепродуктов при отгрузке.

      Экологический фактор


5.18. Подготовка и переработка природного и попутного газа

5.18.1. Технологии сокращения выбросов ЛОС

      Во время обычной эксплуатации терминалов природного газа и других процессов необходимо предотвращать выбросы природного газа в воздух. Технологии, которые необходимо рассмотреть для сокращения этих выбросов, приведены ниже:

      минимизируйте частоту использования элементов камеры пуска / приема скребка, работая с герметиками на высокой скорости, т.е. используйте условия эмульсионного режима;

      сведите к минимуму восстановление элементов с помощью приемников, содержащих несколько устройств;

      используйте вентиляционные приемники газа высокого давления для части процесса низкого давления для рекуперации газа путем рекомпрессии, прежде чем открывать доступ к элементам камеры пуска / приема скребка;

      сведите к минимуму случайную остановку и вентиляцию технологической установки (при необходимости, например, для целей технического обслуживания, сбоя и переналадки) с помощью соответствующего выбора и проектирования установки;

      избегайте использования хладагентов для контроля точки росы газа, которые представляют серьезную экологическую проблему;

      конденсация и сжигание верхних продуктов и любого газа, выделяемого из хранилищ и установок регенерации гликоля и метанола;

      применить программу обнаружения и устранения утечек (LDAR);

      поддерживать выбросы ЛОС, включая неорганизованные выбросы, в диапазоне 200 - 250 кг/ч (300 - 350 кг/м3).

      Справочная литература

      [108]


5.18.2. Технологии сокращения сбросов

      Описание

      Следующие техники могут быть применены для сокращения сбросов:

      минимизация и контроль, по возможности, количества и уровеня загрязнения сточных вод, подлежащих очистке, т. е. сточных вод, поступающих в результате процесса переработки нефти и газа;

      использование трехфазного сепаратора для жидкостей из ловушки конденсата для контроля и минимизации содержания углеводородов в водной фазе;

      обработка кислой воды в установке отпарки кислых стоков (см. пункт 5.28.1)

      хранение технологических стоков установок регенерации гликоля или метанола и любые другие стоки с высоким содержанием БПК/ХПК отдельно от других потоков, например, поверхностных вод, и обработка их перед сбросом в систему сточных вод на объекте;

      применять методы управления водными ресурсами.

      Методы, которые могут быть использованы при очистке сточных вод, описаны в разделе 5.27.

      Достигнутые экологические выгоды

      Достижимые уровни сбросов для хорошо функционирующих очистных сооружений сточных вод в пределах установки по производству природного газа приведены в таблице 5.38.


      Таблица .. Типичная производительность канализационных очистных сооружений на установках по производству природного газа

№ п/п

Параметр воды/состав

Концентрация (ppm)

Нагрузка (кг/МНм3 сырья)


1

2

3

4

1

Сточные воды


160 м3/МНм3

2

Общее содержание нефти

0,1 - 5

0,4 - 0,6

3

ООУ

60 - 100

3,5 - 12

4

ХПК

400


5

Взвешенные вещества

25


6

Фенол

0,1 - 0,5


      примечание: значения в настоящей таблице являются средними за день.


      Справочная литература

      [67], [68].


5.18.3. Технологии сокращения объемов образования отходов

      Описание

      Технологии, которые могут быть применены для сокращения образования отходов, включают:

      Возвращение использованных катализаторов, абсорбентов, адсорбентов и т.д. производителям на переработку.

      Осушка потока газа гликолем помогает удалять взвешенные частицы. Гликоль, содержащий воду, направляется в специализированное оборудование для обезвоживания и затем повторно используется для осушки газа.

      Некоторые газовые месторождения содержат пары ртути в очень низких концентрациях. Эта ртуть удаляется из газа в "холодной ловушке" (например, путем расширения газа) и извлекается в виде ртутьсодержащего осадка. Специализированная компания перерабатывает этот осадок путем обработки в установке вакуумной перегонки.

      Справочная литература

      [10], [51].


5.18.4. Удаление сероводорода амином из природного газа

      Описание

      Многие реакции могут протекать в процессе, когда H2S поглощается водным смешанным раствором амина, главным образом путем переноса протонов, как показано ниже:


RNH2 +H2S - RNH + + HS- 3
R'R'NH +H2S - R'R'NH2+ + HS-

Где
R = C(CH3)2CH2OH R'= CH2CH2OH

      Информация о применяемых аминах для удаления сероводорода из природного газа представлена в пункте 5.27.1.

      Техническое описание

      Если извлеченный поток газа H2S не должен использоваться в качестве сырья для коммерческого применения, газ обычно передается в печь дожига остаточного газа, в которой H2S окисляется до SO2 и затем выбрасывается в атмосферу через дымовую трубу.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение концентрации H2S в природном газе.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Восстановленный поток сероводородного газа может:

      продуваться, сжигаться в факелах отработавших газов или современных бездымных факелах;

      сжигаться, или использоваться для производства элементарной серы или серной кислоты.

      Кросс-медиа эффекты

      См. пункт 5.27.1

      Применимость

      Полностью применим.

      В настоящее время аминный процесс (также известный как процесс Гирдлера) является наиболее широко используемым методом удаления H2S.

      Экономика

      См. пункт 5.27.1

      Эффект от внедрения

      В соответствии с параметрами процесса производства серы из природного газа.

      Справочная литература

      [105], [116].


5.19. Процесс сепарации природного и попутного нефтяного газа

5.19.1. Сокращение летучих выбросов

      Описание

      Газогенераторные установки используют легкие соединения для выработки электроэнергии и, следовательно, с большей вероятностью производят выбросы летучих соединений. Использование двойных механических уплотнений на насосах, компрессорах и мешалках может снизить выбросы ЛОС. Использование клапанов с низкой скоростью утечки также может способствовать снижению выбросов ЛОС. Эта техника описана как комплексная мера в пункте 5.27.5, поскольку летучие соединения в выбросах образуются после всех процессов нефтепереработки, но она упоминается здесь, поскольку используемые легкие соединения приводят к относительно высокому уровню летучих выбросов.

      Достигаемые экологические преимущества

      Применяя указанные в настоящем пункте методы, можно значительно сократить летучие выбросы, такие как ЛОС, H2S и другие соединения серы.

      Технико-эксплуатационные данные

      См. пункт 5.27.5

      Кросс-медиа эффекты

      См. пункт 5.27.5

      Применимость

      См. пункт 5.27.5

      Программы минимизации выбросов ЛОС имеются на многих европейских и неевропейских нефтеперерабатывающих заводах.

      Экономика

      См. пункт 5.27.5

      Эффект от внедрения

      Чтобы уменьшить потери продукта.

      Справочная литература

      См. пункт 5.27.5


5.19.2. Технология отбензинивания газов (технология извлечения целевых углеводородных компонентов из газов) низкотемпературной сепарацией

      Техническое описание

      НДТ является технология извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной сепарацией при температурах от минус 10 до минус 25 °С и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. Жидкая фаза состоит преимущественно из углеводородов С3+, а газовая - из метана и этана.

      Эффективность работы установок низкотемпературной сепарации зависит от состава исходного газа, температуры и давления в низкотемпературном сепараторе. Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних.

      Продукцией является газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан), газ стабилизации.

      Достигаемые экологические преимущества

      Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.39.


      Таблица .. Технологические показатели пункта 4.2 при извлечении углеводородов методом низкотемпературной сепарации

№ п/п

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

1

2

3

1

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,1

2

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

3

Метан (СН4)

≤0,1

4

Углеводороды предельные (С1 - С5) (исключая метан)

≤0,5

5

Диоксид серы (SO2)

≤0,2

6

Сероводород (H2S)

≤0,01


      Применимость

      Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях переработки природного газа.


5.19.3. Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации

      Техническое описание

      НДТ является технология извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной конденсации углеводородного сырья (сырьевого природного газа) при температурах до минус 120 °С (температура на выходе из турбодетандера) и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз.

      Продукцией являются: газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан).

      Достигаемые экологические преимущества

      Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени извлечения этана до 87 %, пропана - до 99 %, бутана и высших - до 100 %.

      Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух при извлечении углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации, и холодильного отделения, приведенных в таблице 5.40.


      Таблица .. Технологические показатели пункта 4.3 воздух при извлечении углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации

№ п/п

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции в год

1

2

3

1

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,1

2

Монооксид углерода (СО)

≤1,5

3

Метан (СН4)

≤0,1

4

Углеводороды предельные (С1 - С5) (исключая метан)

≤0,1


5.19.4. Технологии сорбционного отбензинивания газов

      Техническое описание

      НДТ являются технологии сорбционного отбензинивания газов с возможностью применения: установки низкотемпературной абсорбции тяжелых углеводородных компонентов; установки деэтанизации; криогенной установки глубокой переработки сухого отбензиненного газа.

      Абсорбционное отбензинивание газов, является технологией отбензинивания углеводородных компонентов на основе низкотемпературной сепарации, которая осуществляется при температуре в абсорбере на уровне от минус 20 °С до минус 60 °С (минимально до минус 100 °С).

      Адсорбционное отбензинивание газов. Существует необходимость отбензинивания больших потоков газа с малым содержанием извлекаемых углеводородов (1 - 20 г/м3). Для отбензинивания таких газов применяется адсорбционный процесс, к настоящему времени модифицированный в короткоцикловую адсорбцию (КЦА), при осуществлении которой одновременно с углеводородами извлекается и вода.

      Достигаемые экологические преимущества

      Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух при сорбционном отбензинивании газов на установках низкотемпературной абсорбции, короткоцикловой адсорбции, установках деэтанизации, криогенной установке глубокой переработки сухого отбензиненного газа (таблица 5.41).


      Таблица .. Технологические показатели пункта 4.4 при сорбционном отбензинивании газов

№ п/п

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции в год

1

2

3

1

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,1

2

Монооксид углерода (СО)

≤0,2

3

Метан (СН4)

≤1,4

4

Углеводороды предельные (С1 - С5) (исключая метан)

≤0,02


5.19.5. Технология очистки широкой фракции легких углеводородов от сернистых соединений

      Техническое описание

      НДТ является технология переработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и очистки ШФЛУ от сернистых соединений.

      Достигаемые экологические преимущества

      Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в атмосферный воздух при переработке ШФЛУ и очистки ШФЛУ от сернистых соединений, приведенных в таблице 5.42.


      Таблица .. Технологические показатели очистки ШФЛУ от сернистых соединений

№ п/п

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции в год

1



1

Метан (СН4)

≤0,1

2

Углеводороды предельные (С1 -С5) (исключая метан)

≤0,2


5.19.6. Техника получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

      Техническое описание

      НДТ является техника получения СУГ с возможностью применения: установки низкотемпературного разделения газа, установки получения пропана и пропан-бутана.

      Достигаемые экологические преимущества

      Применяя эту технику, можно достичь показателей выбросов ЗВ в атмосферный воздух при получении СУГ, приведенных в таблице 5.43.


      Таблица .. Технологические показатели при получении СУГ

№ п/п

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции в год

1

2

3

1

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,05

2

Монооксид углерода (СО)

≤0,03

3

Метан (СН4)

≤0,04

4

Диоксид серы (SO2)

≤0,03


      Применимость

      Техника имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях переработки природного газа.


5.19.7. Технология выделения гелия из природного газа

      Техническое описание

      НДТ является технология выделения гелия из природного газа с возможностью применения: установки получения гелия, этана и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), установки получения гелиевого концентрата и выделения этановой фракции и ШФЛУ, установки ожижения гелия.

      Достигаемые экологические преимущества

      Применяя технологию производства гелия из природного газа, можно достичь показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.44.


      Таблица .. Технологические показатели пункта 5.1.2 при выделении гелия из природного газа

№ п/п

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции в год

1

2

3

1

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,005

2

Монооксид углерода (СО)

≤0,004

3

Метан (СН4)

≤0,04


5.19.8. Технология ректификационного разделения широкой фракции легких углеводородов (газофракционирующие установки)

      Техническое описание

      НДТ является технология разделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) методом ректификации на газофракционирующей установке (ГФУ) с использованием пара в качестве обогревающего агента по полной схеме переработки (получение в качестве продукции индивидуальных компонентов - пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ или их смеси), или по сокращенной схеме переработки (получение в качестве продукции - пропан, бутановая фракция, пентановая фракция или фракция С5+).

      Достигаемые экологические преимущества

      При ректификационном разделении ШФЛУ на ГФУ с использованием пара в качестве обогревающего агента можно достичь показателей потребления энергетических ресурсов, показателей норм расхода материально-технических ресурсов и выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.45.


      Таблица .. Технологические показатели пункта 5.2.2 - показатели потребления энергетических ресурсов, показатели норм расхода материально-технических ресурсов и выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух технологии разделения ШФЛУ на ГФУ

№ п/п

Показатель

Единицы измерения

ГФУ

АОП

1

2

3

4

5

1

Электроэнергия, не более

кВтч/1000 м3

10

2,3

2

Тепловая энергия, не более

Гкал/1000 м3

0,50

0,70

3

Расход сырья на вырабатываемую продукцию, не более

Кг/тонну

1100

1003


Удельные показатели выбросов ЗВ, не более:

4

Метан

г/т сырья

18

0

5

Углеводороды предельные С2 - С5

г/т сырья

160

20

6

Спирт метиловый

г/т сырья

0

0,08


5.20. Системы охлаждения

5.20.1. Воздушное охлаждение

      Достигнутые экологические выгоды

      Основное преимущество использования воздухоохладителей по сравнению с водными холодильниками заключается в том, что не требуется дополнительная среда.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Основным недостатком является то, что обычно требуется больший участок по сравнению с водными охладителями (5 - 30 м2/МВт). Требуется электричество, но затраты на техническое обслуживание минимальны.

      Кросс-медиа эффекты

      Воздушное охлаждение, как правило, производит больше шума, чем водяное охлаждение. Уровень шума, создаваемого вентилятором воздушного охладителя, составляет 97 - 105 дБ(А) у источника.

      Применимость

      Воздушного охлаждения может быть достаточно для удовлетворения потребностей в охлаждении в некоторых частях процесса нефтепереработки. Условия окружающей среды ограничивают уровни температуры, которые могут быть достигнуты. Климатические условия (жаркий климат или температура ниже 0 ° C) обычно ограничивают его использование. Кроме того, вентиляторы не могут быть расположены вблизи зданий, так как может произойти короткое замыкание в воздухе.

      Существуют много примеров применения на нефтеперерабатывающих заводах ЕС.

      Экономика

      Воздушные охладители воздуха могут быть дорогими. Минимальные затраты на техническое обслуживание.

      Справочная литература

      [62], [63], [26].


5.20.2. Разделение охлаждающих и технологических вод

      Описание

      Поскольку технологические воды, как правило, более загрязнены, чем охлаждающие воды, важно поддерживать их разделение. Только в тех случаях, когда охлаждающие воды нуждаются в обработке (системы рециркуляции), их следует смешивать, и то только в нужном месте (после первичной обработки технологических вод).

      Достигнутые экологические выгоды

      Сегрегация потоков уменьшает загрязнение охлаждающей воды нефтью, поступающей из других вод. Это увеличивает извлечение нефти установкой очистки сточных вод.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Нет полученной информации.

      Кросс-медиа эффекты

      Воздействия на различные компоненты окружающей среды не были обнаружены.

      Применимость

      Установки очистки сточных вод, которые первоначально были рассчитаны на совместную обработку потока технологической воды и потока охлаждающей воды, возможно, придется модифицировать после разделения потоков, чтобы эффективно обрабатывать образующиеся более чистые и более концентрированные сточные воды.

      Экономика

      Сегрегация может быть очень дорогостоящей, отчасти в существующих установках.

      Эффект от внедрения

      Предотвратить загрязнение охлаждающей воды технологическими водами, которые обычно более загрязнены, и избежать разбавления технологических вод перед их обработкой. Некоторые темы, связанные с загрязнением воды из систем охлаждения, уже были изучены в процессах ОСПАР и ХЕЛКОМ (регион Северного и Балтийского морей).

      Справочная литература

      [62], [63].


5.20.3. Предотвращение утечки нефти в охлаждающую воду

      Описание

      Потери нефти из-за утечек могут быть сведены к минимуму благодаря непрерывному мониторингу, связанному с системой обнаружения утечек и ремонта.

      Первый шаг включает в себя мониторинг сепараторов охлаждающей воды на предмет накопления нефтепродуктов. Если обнаружена утечка нефтепродуктов, то необходимо будет проследить ее через систему, чтобы определить источник утечки, чтобы можно было принять корректирующие меры. Для этой деятельности необходимы подробные системные чертежи и блок-схемы. Состав нефтепродукта ("отпечатки пальцев") также может ускорить идентификацию утечки.

      Этот метод лучше поддерживается и более эффективен, когда в различных точках системы охлаждения воды установлены мониторы для нефтепродуктов. Это позволяет быстро обнаруживать утечки и принимать корректирующие меры. Более подробная информация приведена в Reference Document on the application of Best Available Techniques to Industrial Cooling Systems.

      Достигнутые экологические выгоды

      Предотвращение утечки нефти в охлаждающую воду

      Эффект от внедрения

      Обнаруживает и исправляет утечки нефтепродуктов в охлаждающую воду.

      Справочная литература

      [63], [26].


5.21. Энергетическая система

5.21.1. Методы проектирования

      Меры, которые могут быть приняты для улучшения интеграции и рекуперации тепла и повышения эффективности, рассматриваются в качестве общего вопроса в справочном документе по энергоэффективности (ENE) [65]. Более конкретно, методы, применимые к нефтеперерабатывающим заводам, включают (неполный перечень):

      Общие меры по снижению энергопотребления, такие как оптимизированная интеграция тепла и повышение эффективности печи в сочетании с компьютерным управлением сжиганием. Это приведет к снижению расхода топлива на тонну переработанной сырой нефти.

      Установка котлов-утилизаторов в нагревателях.

      Установка расширителей/рекуперации мощности, например, в блоке установки ФКК.

      Расширенные зоны теплообменников, в которых холодные потоки предварительно нагреваются потоками теплого продукта непосредственно из технологических процессов.

      Прямая подача промежуточных продуктов в технологические процессы без охлаждения и хранения. С точки зрения энергосбережения всегда полезно утилизировать отработанное тепло горячих продуктов установки дистилляции сырой нефти, например, путем последующей подачи их непосредственно в нижестоящие установки, а не охлаждать их для хранения и последующей подачи в нижестоящие установки из резервуаров.

      Балансировка паровых и нефтеперерабатывающих топливных газовых систем.

      Оптимизация производства энергии (см. раздел 3.21).

      Достигнутые экологические выгоды

      Тепловая интеграция технологических систем гарантирует, что значительная доля тепла, необходимого в различных процессах, обеспечивается за счет обмена теплом между потоками, подлежащими нагреву, и потоками, подлежащими охлаждению. На нефтеперерабатывающем заводе важно максимально интегрировать тепло на заводе, чтобы свести к минимуму расходы на отопление и охлаждение. Таким образом, значительное количество продуктов может быть продано. Методы интеграции/рекуперации тепла непосредственно приводят к снижению выбросов CO2, NOX, взвешенных частиц и SO2 (для выбросов в атмосферу из энергетической системы см. раздел 3.21).

      Кросс-медиа эффекты

      Обмен теплом между процессами подразумевает передачу технологического возмущения от одного процесса энергетического процесса к другому. Это может повлиять на безопасность, поэтому могут потребоваться системы контроля устойчивости.

      Применимость

      Отработанное тепло в изобилии используется на нефтеперерабатывающих заводах, а также пар низкого/среднего давления и низкой температуры. Любые усилия по рекуперации отработанного тепла в виде пара низкого давления/низкой температуры бессмысленны, если нет дополнительного использования полученного дополнительного пара. Варианты использования этого тепла должны быть тщательно определены и квалифицированы. Для теплообменников требуется место. Выявление и использование возможностей или синергии для совместного использования энергии за пределами нефтеперерабатывающего завода иногда затруднительно и требует поиска партнеров.

      Методы широко применяются на нефтеперерабатывающих заводах.

      Экономика

      Имеет экономический смысл максимизировать интеграцию тепла на заводе и, как следствие, минимизировать требования к отоплению и нагрузку на систему охлаждения. Интеграция/рекуперация тепла дает возможность снизить затраты на электроэнергию (50 % от общих эксплуатационных затрат нефтеперерабатывающих заводов), но при анализе интеграции тепла необходимо учитывать стоимость теплообменников и трубопроводов.

      В таблице 5.46 приведены различные примеры инвестиций для увеличения площадей теплообменных поверхностей ("надстроек") существующих установок и, при наличии, соответствующих сроков окупаемости.


      Таблица .. Примеры инвестиций в увеличение теплообмена, о которых сообщалось на нефтеперерабатывающих заводах Европейского Союза

№ п/п

Ссылка*

Тип установки

Рекуперация энергии

Инвестиционные затраты, евро в год

Срок окупаемости, год

1

2

3

4

5

6

1

[14]

Атмосферная дистилляция

10 т/ч пара

1,2 миллиона

-

2

[26]

Накладные расходы дебутанизатора

5,3 МВт

200000 (2003)

<1,5

3

[39]

Гидроочистка дизельного топлива

2000 TEP/год

2,5 млн (2006)

6

4

Гидроочистка дизельного топлива

400 TEP/год

400000 (2006)

4

5

Перегонка сырой нефти

6600 TEP/год

3 млн (2006)

6

      * справочный номер отчета объекта.


      Эффект от внедрения

      Экономия затрат за счет снижения расхода топлива.

      Справочная литература

      [9], [24], [53], [65].


5.21.2. Управление паром и снижение потребления пара

      Описание

      Пар, используемый для зачистки, создания вакуума, распыления и обогрева, обычно теряется в сточных водах и в атмосфере. Пар, используемый для производства механической и/или электрической энергии и отопления, обычно рекуперируется в виде конденсата в системах HP-, MP- и LP-конденсата и собирается в резервуаре для хранения конденсата. Для оптимизации использования и снижения расхода пара может быть реализовано несколько методов.

      Уменьшение количества пара для отпаривания, когда это не является строго необходимым, является не только частью рационального управления энергией, но и вариантом сокращения образования сточных вод. Отпаривающий пар обычно используется с учетом спецификации температуры вспышки и улучшения фракционирования в колоннах. Один из способов снижения как объема кислой воды на отпарной колонне, так и используемых химических реагентов на установках, расположенных выше по потоку, считается использование ректификационной колонны с боковой стриппинг секцией вместо отпарной колонны для отпаривания бокового отгона, в особенности легких фракций. Однако, большая часть пара используется для очистки дна колонны, которое не может быть прокипячено каким-либо другим способом, поэтому уменьшение количества конденсированного пара в любом случае будет ограничено, кроме того, очистка намного лучше в потоке пара, чем в условиях повторного кипячения, потому что удаляется более летучая фракция.

      Там, где инертный газ, такой как N2, доступен по экономичной цене, он может быть альтернативой водяному пару для операций по зачистке, особенно для более легких продуктов.

      Оптимизация производства пара также может быть достигнута за счет рекуперации отработанного тепла в котлах-утилизаторах из горячих дымовых газов (например, дымовых труб) и потоков горячих продуктов (в соответствии с методами, приведенными в разделе 3.23).

      Некоторые объекты сообщают об интересных инициативах, связанных с систематическими программами проверки очень большого числа клапанов для отвода конденсата пара, которые обычно устанавливаются на нефтеперерабатывающих заводах. Эти программы состоят из ранжирования всех клапанов с учетом вызванного потребления пара и оценки всех критических клапанов с технологической и экономической точек зрения. Мероприятия по обнаружению и ремонту утечек связаны с программой ("паровые ловушки").

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение потребления пара снижает общее потребление энергии и сводит к минимуму конденсаты, что положительно влияет на образование сточных вод. Сокращение потребления энергии при производстве пара приведет к снижению потребности в энергии и, следовательно, к снижению выбросов в атмосферу.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На одном из французских объектов в 2008 году была проведена программа "паровая ловушка", включающая систематическое картографирование систем дренажных клапанов, которая охватывает 20000 единиц оборудования. На момент написания этой статьи (2010 год) с момента начала программы было сэкономлено около 30 т пара/час. Такой же подход был применен на британском объекте, где с 2008 года была задействована специальная команда, которой удалось сократить потери пара в атмосферу примерно на 50000 т/год.

      Кросс-медиа эффекты

      Уменьшение количества сточных вод из паровых конденсатов.

      Экономика

      Упомянутая программа соответствует общим ежегодным инвестициям, оцениваемым в 450000 евро.

      Эффект от внедрения

      Экологическая движущая сила, направленная на энергосбережение и связанное с этим снижение выбросов в атмосферу и сбросов воду.

      Применимость

      Применение можно найти на некоторых нефтеперерабатывающих заводах.

      Справочная литература

      [8] .


5.21.3. Увеличение потребления газа

      Описание

      Альтернативой сокращению выбросов SO2, NOX, CO2 и металлов с НПЗ или ГПЗ может быть замена или сокращение использования жидкого технологического топлива сжиженным газом (часто производимым на заводе), топливным газом НПЗ (получаемым с помощью некоторых методов конверсии) или природным газом (из внешних источников). Это увеличение использования газа, как правило, сопровождается балансом и контролем системы топливного газа НПЗ между подходящими пределами давления, чтобы обеспечить вариативность системы, при этом подпитка топливного газа НПЗ осуществляется из чистых видов топлива, таких как сжиженный газ или природный газ. В этих случаях необходимы современные средства управления, которые оптимизируют производительность топливного газа НПЗ.

      Достигнутые экологические выгоды

      Котлы и печи сжигания вырабатывают значительные выбросы CO2, SO2, NOX и взвешенных частиц, особенно при использовании тяжелого дизельного топлива. Газовые котлы практически не выделяют сажи и не выделяют SO2 при очистке топливного газа НПЗ в аминных скрубберах. Выбросы NOX также значительно ниже, чем у котлов, работающих на мазуте.

      Из-за низких концентраций SO2 в дымовых газах газовых котлов температура выбросов в дымовой трубе может быть снижена до 150 °C (коррозия точки росы меньше или больше не является ограничением). Более низкая температура дымовых газов представляет собой разницу в энергоэффективности и снижении выбросов CO2.

      Полный переход на 100 % газовое топливо нефтеперерабатывающий завод значительно сократит выбросы SO2, CO2 и NOX. Выбросы тяжелых металлов также будут сокращены. Кроме того, при использовании газа образуется очень мало сажи и очень низкие выбросы SO2, так как часть нефтеперерабатывающих газов очищается в аминных скрубберах (см. следующий раздел). Выбросы серы значительно ниже, когда вместо дистиллята используется чистый нефтеперерабатывающий топливный газ, такой как автомобильный газойль, он в 10–20 раз лучше, чем обычный мазут с низким содержанием серы (1 %).

      Газообразное топливо обычно выделяет меньше NOX на единицу энергии по сравнению с жидким топливом, особенно жидким нефтеперерабатывающим топливом. Для газообразного топлива обычно имеет значение только термический NOX; однако выбросы NOX будут зависеть от состава газообразного топлива. Сжигание нефти обычно приводит к более высоким уровням выбросов NOX по нескольким причинам, особенно в связи с топливным NOX, обусловленным содержанием азота, необходимости сбалансировать выбросы NOX и взвешенных частиц, и частых требований к конструкции для сжигания в сочетании с газом.

      Вкратце, преимущества перехода на 100 % газовый нефтеперерабатывающий завод приведены ниже.

      Выбросы SO2 из энергетической системы будут резко сокращены. Эти выбросы от нефтеперерабатывающего газа будут очень низкими и практически нулевыми для природного газа. Основной составляющей "колпака" на нефтеперерабатывающих заводах будет в основном обусловлен выбросами из других источников (УПС, установка ФКК, факелы и т. д.)

      Выбросы взвешенных частиц, включая тяжелые металлы, будут сокращены.

      Уровни NOX, обычно достигаемые при сжигании газа, будут снижены до уровней, обычно достигаемых при сжигании газа для технологий производства энергии, и, следовательно, другие источники, такие как каталитический крекинг, станут преобладающими источниками выбросов на нефтеперерабатывающем заводе.

      Сокращение выбросов CO2 достигается главным образом за счет более низкого содержания углерода в газе, более высокой теплотворной способности и, кроме того, за счет более высокой достижимой эффективности (дымовые газы могут быть дополнительно охлаждены).

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На рисунке 5.33 показана очень четкая корреляция между долей газообразного топлива, сжигаемого в энергобалансе площадки, и удельными выбросами NOX и SO2, достигнутыми выборкой из 55 европейских нефтеперерабатывающих заводов в период 2007 - 2008 годов.

     


      Рисунок .. Соотношение между частицами топливной смеси и удельными выбросами NOX и SO2 для выборки европейских нефтеперерабатывающих заводов


      На рисунке 5.34 показаны текущие соответствующие виды использования газа и нефти в энергетической системе для выборки европейских нефтеперерабатывающих заводов. Исходя из этих данных, в 2008 году средний процент сжигания газа составлял около 75 %, а нефти-около 25 %. При сжигании нефти соответствующее среднее содержание серы составляло 1,06 %.

      Эта информация согласуется с отчетом CONCAWE по выбросам диоксида серы [21], показывающим снижение потребления нефти с 28,5 % в 1998 году до 19,1 % в 2006 году и среднее содержание серы 1,33 % в 2006 году.

     


      Рисунок .. Процентное содержание серы в газе и нефти в выборке данных технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год


      Кросс-медиа эффекты

      Считается, что замена остаточного топлива газом приводит к дальнейшему избытку остатка, который должен учитываться в любом интегрированном решении для топливной системы нефтеперерабатывающего завода. Эти остаточные виды топлива могут быть неправильно сожжены за пределами нефтеперерабатывающего завода, поэтому выбросы, произведенные таким образом, можно рассматривать как просто перенос выбросов наружу, а не устранение. Также, конверсия тяжелых фракций в легкие продукты и целевые показатели для более низких характеристик серы топлива требуют значительных дополнительных затрат энергии. Это приведет к неизбежному увеличению выбросов CO2, если только CO2 не будет улавливаться.

      В первом приближении выбросы NOX могут быть увеличены за счет использования водорода, самых тяжелых газообразных углеводородов и остаточного топлива, содержащего связанный топливный азот. Топливо с высоким содержанием водорода приводит к повышению температуры пламени, что обычно приводит к повышению уровня NOX. Хотя не весь топливный азот в конечном итоге образует выбросы NOX, доля NOX в топливе может варьировать от несуществующего, как в случае оборудования, работающего на природном газе, до в несколько раз превышающего долю теплового NOX оборудования для нефтеперерабатывающих заводов. Топливный газ НПЗ может содержать амины (соединения азота) и другие соединения. В литературе имеются корректирующие коэффициенты для выбросов NOX в зависимости от содержания связанного азота в тяжелых дизельных топливах. Общепризнанная ссылка на этот вопрос содержится в руководящем документе "Besluit Emissie-Eissen Stookinstallaties MilieubeheerA" (BEES), опубликованном компетентными органами Нидерландов в 1987 году. Коэффициент корреляции (применяемый только к существующим установкам), предложенный в BEES, показан на рисунке 5.35.

     


      Рисунок .. Влияние состава топливного газа нефтеперерабатывающего завода на выбросы NOX (применяется только к существующим установкам)


      Поправочный коэффициент, предложенный в документе BEES, складывается из комбинации двух факторов, умноженных вместе. Первый объясняет содержание водорода, а второй относится к углеводородам, имеющим углеродное число больше трех.

      Тем не менее, линейное соотношение образования NOX с содержанием водорода в газообразном топливе не может быть непосредственно применена: изменчивость выбросов также связана с изменением качества и количества газа, а также с различными типами установок [66].

      Дополнительную информацию о методах переработки тяжелых фракций в топливный газ НПЗ можно найти в разделах коксования и разделах процессов гидропереработки.

      Применимость

      Переход с жидкого топлива на газовое потребует модернизации технологических процессов и подключения к газовым сетям. Некоторые газы используются локально, т.е. в процессе происхождения или смежном процессе, но большинство нефтеперерабатывающих заводов используют общую магистраль топливного газа НПЗ, в которую подается большая часть топливного газа НПЗ и передается потребителям газа. На современном нефтеперерабатывающем заводе магистрали топливного газа НПЗ тщательно "сбалансированы" по отношению к спросу и предложению; необходимая гибкость достигается за счет контроля производства (например, пропускная способность установки риформинга, испарение сжиженного газа). Взаимосвязь с факельной системой нефтеперерабатывающего завода важна, топливного газа НПЗ обычно включает газ, полученный от рекуперации факельного газа. Он также может выделять избыточный газ в факел, если превышен верхний предел давления. Применение концепций энергосбережения может помочь нефтеперерабатывающим заводам удовлетворить все свои потребности в газе, производимом собственными силами.

      EPA США недавно достигло ряда мировых соглашений (называемых гражданскими судебными соглашениями о партнерстве или Постановлениями о согласии) с крупными компаниями на уровне компании или участка, чтобы исключить или свести к минимуму использование твердого и жидкого топлива во всех котлах и нагревателях, эксплуатируемых на нефтеперерабатывающих заводах [45]. В соответствии с этими принятыми соглашениями использование твердого/жидкого топлива допускается только в периоды сокращения потребления природного газа.

      В настоящее время ряд европейских нефтеперерабатывающих заводов также перешли на 100 %-ный газ с аналогичными условиями работы.

      В 2008 году на половине нефтеперерабатывающих заводов ЕС доля сжигания газа (топливный газ НПЗ + природный газ) составляла более 75 %.

      Очень немногие европейские предприятия полагаются на более чем 25 % тяжелого жидкого топлива для собственного энергоснабжения.

      Экономика

      Стоимость перехода на газ может достигать 30 млн евро в год для нефтеперерабатывающего завода мощностью 10 т/год.

      Для использования сжиженного нефтяного газа вместо мазута приблизительные капитальные затраты незначительные (некоторое повторное сжигание), а приблизительные эксплуатационные расходы в год составляют 120 евро за тонну топлива (разница в стоимости между сжиженным нефтяным газом и мазутом). Однако эксплуатационные расходы могут значительно варьироваться в зависимости от сезона года и от цены сжиженного газа на рынке.

      Для использования природного газа вместо мазута приблизительная капитальная стоимость установки составляет около 4 млн фунтов стерлингов. Приблизительные эксплуатационные расходы в год могут варьироваться от менее 50 евро за тонну до более 100 евро за тонну (разница в стоимости природного газа и мазута). Также, эксплуатационные расходы могут значительно варьироваться в зависимости от сезона года и рынка.

      Использование газообразного топлива вместо мазута может иметь экономические выгоды, подробный расчет представлен в Приложении 1.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов CO2, NOX, SO2 и взвешенных частиц (включая металлы).

      Справочная литература

      [67], [68], [53], [69], [9], [70].


5.21.4. Гидроочистка жидкого топлива НПЗ

      Описание

      Содержание азота, серы, взвешенных частиц и металлов в топливе, используемом на нефтеперерабатывающих заводах, определяется сырой нефтью, используемой на нефтеперерабатывающем заводе, и технологическими установками, через которые она прошла. Потоки жидкого топлива НПЗ образуются в результате различных процессов, таких как установки для дистилляции сырой нефти, вакуумная дистилляция, термический крекинг, каталитический крекинг и гидрокрекинг остатков. За исключением последнего содержание серы в этих остатках может контролироваться только выбором исходного сырья. Как правило, жидкое технологическое топливо может содержать одну или несколько вышеупомянутых фракций, и содержание серы может сильно варьироваться. В таблице 5.47 приведено содержание серы, азота и металлов в различных фракциях, пригодных для использования в качестве жидкого технологического топлива.


      Таблица .. Содержание серы, азота и металлов в фракциях, пригодных для использования в качестве жидкого технологического топлива

№ п/п

Фракция, пригодная для использования в качестве жидкого нефтеперерабатывающего топлива

Происхождение сырой нефти

S, %

N, %

Содержание металла, %

1

2

3

4

5

6

1

Атмосферный осадок

Северное море

0,6 - 1,1

0,03 - 0,32

0,03 - 0,06

2

Атмосферный осадок

Ближний Восток

2,3 - 4,4


0,04 - 0,06

3

Вакуумный остаток

Северное море

1,1 - 1,8

0,18 - 0,58


4

Вакуумный остаток

Ближний Восток

3,6 - 6,1


0,07 - 0,13

5

Крекинг остаток

Ближний Восток

3,5 - 6,5




      Основываясь на реакциях гидрирования, гидроочистка топлива может снизить содержание серы, азота и металлов во фракциях нефтеперерабатывающего завода. Гидроочистка жидкого топлива позволяет снизить содержание серы до 0,03 - 1 %. Этот метод представляет собой оперативное изменение в предкамере, обрабатывающей сырье перед его использованием.

      Достигнутые экологические выгоды

      Гидроочистка топлива снижает содержание азота, серы и металлов в сырье, что, в свою очередь, снижает выбросы SO2, NOX и взвешенных частиц. Было подсчитано, что, перейдя на мазут с содержанием серы 1 % или менее, нефтеперерабатывающие заводы Великобритании могут сократить выбросы SO2 на 19 - 64 %. Преимуществом перехода на топливо с низким содержанием серы также является то, что он снижает потери тепла в дымовую трубу (инвестиции в дополнительные теплообменники или поверхность теплообменника, которые необходимо сделать), поскольку коррозия точки росы минимизируется или больше не является ограничением.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В литературе имеются корректирующие коэффициенты для выбросов NOX в зависимости от содержания связанного азота в тяжелых дизельных топливах. Общепризнанная ссылка на этот вопрос содержится в руководящем документе "Besluit Emissie - Eissen Stookinstallaties MilieubeheerA" (BEES), опубликованном компетентными органами Нидерландов в 1987 году. Коэффициент корреляции (применяемый только к существующим установкам), предложенный в BEES, показан на рисунке 5.36.

     


      Рисунок .. Содержание серы, азота и металлов в фракциях, пригодных для использования в качестве жидкого технологического топлива


      Кросс-медиа эффекты

      Гидроочистка топлива — это очень энергоемкий процесс, который потребляет водород и, следовательно, приводит к увеличению выбросов CO2. Кроме того, образуются сточные воды и отходы (использованный катализатор).

      Применимость

      Полностью применим.

      Количество нефтеперерабатывающего газа, сжигаемого нефтеперерабатывающими заводами по сравнению с жидким топливом, в пересчете на мегаватты, обычно составляет от 60 % топливного газа НПЗ до 40 % жидкого топлива НПЗ. Однако данные государственного реестра за 1996 год в Великобритании показывают, что на некоторых нефтеперерабатывающих заводах количество сжигаемого мазута приближалось к 60 %.

      Экономика

      Интенсивная гидроочистка обходится очень дорого, что увеличивает стоимость жидкого топлива НПЗ. В таблице 5.48 приведен пример затрат на процессы десульфурации жидкого топлива НПЗ.


      Таблица .. Затраты на десульфурацию жидкого топлива НПЗ

№ п/п

Наименование

Показатель

1

2

3

1

Мощность нефтеперерабатывающего завода

5 млн т/год

2

Топливо, используемое на нефтеперерабатывающем заводе

120 000 т/год жидкого топлива НПЗ
180 000 т/год топливного газа НПЗ

3

Объем выделенного дымового газа

1,68 x 109 Нм3/год

4

Выбросы серы

5000 мг/Нм3 (для жидких топлив НПЗ с 3 % S) , что составляет 8400 т/год (750 мг/Нм3 с гидроочисткой)

5

Эффективность десульфуризации

До 85 %

6

Инвестиционные затраты (евро)

100 - 300 млн

7

Эксплуатационные расходы (евро/год)

20 - 50 млн


      Эффект от внедрения

      Оптимизация оснащенности НПЗ.

      Справочная литература

      [23], [12], [53],[71], [70].


5.21.5. Печи и котлы

      Описание

      Основные меры, рассмотренные в этом разделе для печей и котлов, приведены ниже (см. [67]):

      Установка подогреватель воздуха горения, что позволяет значительно повысить КПД печи (более чем на 5 %).

      Оптимизация работы печи и, следовательно, эффективности сгорания за счет расширенного контроля параметров работы (соотношение воздух/топливо для топливной смеси, избегание потерь физического тепла за счет оптимизации избытка воздуха).

      Высокая тепловая эффективность конструкции нагревателя/котла с хорошими системами управления (например, кислородная отделка).

      Минимизация потерь тепла через выхлопные газы (например, минимизация потерь тепла через несгоревшие газы (H2, CO) или несгоревшие остатки, т.е. потери при прокаливании).

      Непрерывный контроль температуры и концентрации O2 дымовых газов для оптимизации горения. Также может быть рассмотрен вопрос о мониторинге СО.

      Поддержание высокого давления в котле.

      Подогрев топлива, заправляемого в котлы.

      Подогрев питательной воды котла паром (см. также раздел 3.23).

      Предотвращение конденсации выхлопных газов на поверхностях.

      Минимизация собственных потребностей с помощью высокоэффективных насосов, вентиляционных отверстий и другого оборудования.

      Оптимизация условий горения.

      Методы контроля выбросов СО, такие как:

      исправная работа и контроль;

      постоянная подача жидкого топлива во вторичное отопление;

      хорошее смешивание выхлопных газов;

      каталитическое дожигание.

      Регулярная очистка горячей трубки нагревателя от накипи и горячая конвекционная очистка (сухая обработка).

      Регулярная очистка поверхности нагрева (выдувание сажи) при сжигании жидкого или комбинированного топлива.

      Керамические покрытия для защиты технологических труб от окисления и предотвращения образования накипи.

      Огнеупоры с высокой излучательной способностью для улучшения теплопередачи, например, путем нанесения керамических покрытий.

      Достигнутые экологические выгоды

      В таблице 5.49 - 5.51 приведены достижимые технологические показатели при осуществлении первичных мер в печах и котлах для каждого загрязнителя воздуха. Некоторые конкретные методы, такие как обессеривание дымовых газов с низким содержанием NOX и другие, рассматриваются далее в этой главе. Значения в таблицах указаны в мг/Нм3, достижимые при непрерывной работе (средние значения за полчаса) и основаны на 3 %-ном объеме кислорода в отходящем газе, за исключением случаев, когда установлены другие. Более низкие значения в диапазонах, приведенных ниже для газа, относятся к сжиганию природного газа. Жидкое технологическое топливо относится к термическому крекинговому остатку, вакуумному остатку и т.д.


      Таблица .. Ожидаемые выбросы CO из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

№ п/п

Источник

Газовое топливо

Жидкое технологическое топливо*

1

2

3

4

1

Технологические печи

5 - 80

20 - 100

2

Котлы

5 - 80

20 - 100

3

Двигатели

10 - 150


      * для жидкого технологического топлива концентрация ниже 50 мг/Нм3 достижима при температурах выше 800 °C с достаточной подачей и временем удерживания;

      источник: [26].

      Таблица .. Ожидаемые выбросы NOX из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

№ п/п

Источник

Газовое топливо

Жидкое технологическое топливо

0,3 % N

0,8 % N

1

2

3

4

5

1

Технологические печи

80–120 *

280 - 450

280 - 450



250



2

Котлы

в некоторых случаях модернизации в старые установки **

300 - 450

350 - 600

3

Двигатели

250 - 400

Нет данных

Нет данных

      * сбор данных технической рабочей группой европейского Бюро НДТ 2010;

      ожидаемые выбросы обусловлены множеством факторов, включая оптимизацию сжигания и конструкцию горелок;

      ** вопросник по сбору данных технической рабочей группой европейского Бюро НДТ 2010 № 14.


      Таблица .. Ожидаемые выбросы взвешенных частиц из печей и котлов с оптимальной горелкой и конструкцией

№ п/п

Источник

Газовое топливо

Жидкое технологическое топливо

1

2

3

4

1

Котлы и печи

<1

20 - 250


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Газовые нагреватели и котлы прямого нагрева обычно достигают тепловой эффективности более 85 %. Если применяется предварительный нагрев воздуха и продукты сгорания (дымовые газы) охлаждаются близко к точке росы, тепловая эффективность может достигать 90 - 93 %.

      Среднее снижение расхода топлива примерно на 3 % было достигнуто за счет модернизации керамических покрытий на существующих трубах технологических печей (например, на печах каталитического риформинга и вакуумной дистилляции). Снижение на 2 % также наблюдалось после модернизации керамических покрытий с высокой излучательной способностью на существующих огнеупорах стенок печей парового риформинга. В обоих случаях соответствующее сокращение выбросов NOX может быть оценено в 30 % для печей, оснащенных обычными горелками, и в 5 % для печей, оснащенных горелками с низким содержанием NOX.

      Кросс-медиа эффекты

      Предварительный нагрев воздуха, как правило, увеличивает образование NOX. В литературе имеются корректирующие коэффициенты для выбросов NOX в зависимости от температуры предварительно нагретого воздуха. Общепризнанная ссылка на этот вопрос содержится в руководящем документе "Besluit Emissie-Eisse nStookinstallaties Milieubeheer A" (BEES), опубликованном органами Нидерландов в 1987 году. Коэффициент корреляции (применяемый только к существующим установкам), предложенный в BEES, показан на рисунке 5.37.


     


      Рисунок .. Влияние предварительного нагрева воздуха на выбросы NOX при сжигании топливного газа нефтеперерабатывающего завода (применяется только к существующим установкам)


      Этот коэффициент применяется непосредственно к установкам, работающим на топливном газе нефтеперерабатывающего завода, и касается только увеличения производства термического NOX. В случае сжигания мазута или комбинированного жидкого/газового топлива этот коэффициент следует применять после первой регулировки связанного азота топлива до нуля, чтобы избежать двойного учета увеличения NOX из-за конверсии азота топлива.

      Применимость

      Большинство методов, упомянутых в этом разделе, в целом применимы. Однако следует учитывать некоторые ограничения на применимость для модернизации существующих установок. В конкретном случае керамических покрытий не рекомендуется применять эту технологию для печей, работающих на 100 % тяжелом жидком топливе.

      Все методы, упомянутые в этом разделе, широко используются во многих технологических печах, эксплуатируемых по всему миру. В частности, в случае трубных и/или огнеупорных керамических покрытий с 2000 года в Австралии, Канаде, Германии, Италии, Мексике, Японии и США было обработано более 30 технологических печей.

      Экономика

      Модернизация керамических покрытий на трубах и огнеупорных стенках печи каталитического риформинга мощностью 0,5 млн т/год и печи вакуумной дистилляции мощностью 2,1 млн т/год обходится примерно в 0,2 - 0,4 млн евро на печь (2004). Соответствующий срок окупаемости был оценен в шесть месяцев для повышения производительности (мощности и/или продолжительности цикла) и в два года в том, что касается потребления энергии.

      Эффект от внедрения

      Сокращение потребления энергии и связанных с этих выбросов в результате процессов, требующих производства тепла или пара.

      Справочная литература

      [67], [23], [12], [41], [53], [3], [69], [9], [8].


5.21.6. Газовые турбины

      Описание

      Описание газовых турбин представлено в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии". Ниже перечислены некоторые методы, которые могут быть применены к газовым турбинам для сокращения выбросов в атмосферу:

      закачивание пара;

      газовые турбины с выхлопными газами в качестве воздуха для горения;

      оптимизированное преобразование пара в электрическую энергию (максимально возможная разница давлений в паровой турбине, выработка пара с высокой температурой и давлением, многократный подогрев пара);

      другие основные методы, такие как сухие горелки с низким выбросом NOX;

      использование высокоэффективных турбин, например, путем оптимизации конструкции турбин, снижая до минимально возможного уровня давление пара на выходе в турбине с противодавлением.

      Достигнутые экологические выгоды

      В таблице 5.52 обобщены технологические показатели, которые могут быть достигнуты при применении основных мер для газовых турбин.


      Таблица .. Ожидаемые технологические показатели в атмосферу от газовых турбин при применении первичных методов

№ п/п

Загрязнитель

Газовое топливо*, мг/Нм3

Жидкое технологическое топливо**, мг/Нм3


1

2

3

4

1

CO

5 - 100

<50

2

NOX (как NO2) при 15 % O2

20 - 50 (новые турбины)
20 - 90 (существующие турбины***

200 (с впрыском воды)

3

Взвешенные частицы (при 15 % O2)

-

<5 - 30 с уменьшением выбросов

      * нижний диапазон относится к сжиганию природного газа;

      ** газойль/нефть;

      *** нижний диапазон с сухими горелками с низким выбросом NOX (DLN);

      источник: [67].


      Дополнительные меры по снижению выбросов NOX до 65 мг/Нм3 (15 % O2), например, с помощью СКВ, также возможны для существующих газовых турбин.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В таблице 5.53 показаны достигнутые значения выбросов по выборке газовых турбин, эксплуатируемых на некоторых европейских нефтеперерабатывающих заводах и использующих, как минимум, один из методов сокращения выбросов NOX, а именно, описано ранее. Эти данные показывают минимальные и максимальные месячные концентрации NOX (на уровне 15 % O2), наблюдаемые в результате непрерывного мониторинга ряда газовых турбин нефтеперерабатывающих заводов в Европе, применяемых в настоящее время методов и условий эксплуатации. [72]


      Таблица .. Выбросы NOX от газовых турбин - данные по выборке европейских нефтеперерабатывающих заводов

№ п/п

Методы и условия эксплуатации

NOX, мг/Нм3

NOX, мг/Нм3

ежемесячный минимум

ежемесячный максимум


1

2

3

4

1

Закачивание пара, топливный газ НПЗ, синтез-газ, изменение смеси ПГ

40

70

2

Закачивание пара, отходящие газы, сжигаемые на установке ФКК

52

75

3

Закачивание пара, топливный газ НПЗ, синтез-газ, изменение смеси природного газа

40

80

4

Закачивание пара, сжигание природного газа в течение периода сбора данных

85

95

5

Ограничение пиковой нагрузки закачивания пара (изменение коэффициента высокой нагрузки)

80

110

6

Четыре небольшие турбины мощностью 6 МВт, работающие на топливном газе НПЗ/природном газе

95

110

7

подобранный СКВ Сжиженный топливный газ НПЗ

110

120

8

Закачивание пара менялось в течение определенного периода. Обжигается на природном газе/топливном газе НПЗ/среднем дистилляте

85

135

9

Закачивание пара, смеси природного газа (96 %) и топливного газа НПЗ – на выбросы NOX влияет перерабатываемая сырая нефть

130

160

10

Работа при частичной нагрузке: 150 мг/Нм3

230

340

      примечание: все значения концентрации выражены в при содержании О2 15 %;

      источник: [72].

     


      Рисунок .. Суточные вариации выбросов в атмосферу от газовой турбины, использующей три вида топлива (пример с нефтеперерабатывающего завода J-GTA - 170 МВт)

     


      Рисунок .. Эффект применения закачивания пара в газовую турбину, работающую со смесью природного газа и топливного газа НПЗ (75 % топливного газа НПЗ)


      Кросс-медиа эффекты

      Закачивание пара, как правило, приводит к более высоким выбросам CO и углеводородов. Следует производить пар, если он отсутствует на нефтеперерабатывающем заводе.

      Применимость

      Полностью применим. Закачивание пара особенно применим там, где используется топливо с высоким содержанием водорода (H2) [72], [73].

      Существуют много примеров применения на нефтеперерабатывающих заводах. На нескольких нефтеперерабатывающих заводах установлены или в настоящее время устанавливаются газовые турбины комбинированного цикла (ГТЗЦ), предназначенные для производства пара и электроэнергии для нефтеперерабатывающего завода. Обычно это делается для полной или частичной замены старой котельной, работающей на мазуте, для снижения эксплуатационных расходов и уменьшения зависимости от других генераторов электроэнергии. Недавний пример (декабрь 2011 года) модернизации шести газовых турбин на заводе СПГ Qatargas (Катар) показывает сухую систему с низким содержанием NOX, предназначенную для достижения уровня выбросов 25 ppm (<50 мг/Нм3).

      Пример суточных вариации выбросов в атмосферу от газовой турбины, использующей три вида топлива представлен на рисунке 5.38

      Пример эффекта применения закачивания пара в газовую турбину, работающую со смесью природного газа и топливного газа НПЗ (75 % топливного газа НПЗ) представлен на рисунке 5.39.

      Экономика

      Закачивание пара применялось к выходной турбине мощностью 85 МВт. Неконтролируемые выбросы NOX от 500 мг/Нм3 при 15 % O2 до 50 - 80 мг/Нм3 при 15 % O2. Инвестиционные затраты (1998 год): 3,4 млн евро (включая затраты на производство пара). Операционные расходы: 0,8 млн евро (без учета капитальных затрат).

      Эффект от внедрения

      Технологические методы, используемые для производства электроэнергии.

      Справочная литература

      [67],[72],[12],[13], [53], [73].


5.21.7. Методы контроля и борьбы с оксидами азота. Горелки с низким выбросом NOX. Горелки с ультранизким выбросом NOX

      Описание

      Горелки с низким выбросом NOX, как воздушные, так и топливные, имеют целью снижение пиковых температур, снижение концентрации кислорода в зоне первичного сгорания и сокращение времени пребывания при высоких температурах, тем самым уменьшая термически образующийся NOX. Кроме того, в случае горелок, работающих на топливе, гипостехиометрические условия, создаваемые вторичным пламенем после дополнительного добавления топлива, создают дальнейшее химическое восстановление NOX в N2 радикалами NH3, HCN и CO.

      Горелки со сверхнизким выбросом NOX добавляют внутреннюю или внешнюю рециркуляцию дымовых газов в базовую конструкцию горелок с низким выбросом NOX, что позволяет снизить концентрацию кислорода в зоне горения и дополнительно снизить выброс NOX, воздействуя, в частности, на сжигание топлива. Дополнительную информацию о различных конструкциях и функциях горелок можно найти справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии".

      Достигнутые экологические выгоды

      При успешном внедрении горелки с низким выбросом NOX могут обеспечить снижение выбросов NOX на 40 - 60 % для газообразного топлива и на 30 - 50 % для жидкого топлива по сравнению с обычными горелками той же тепловой мощности. Соответственно, горелки с ультранизким выбросом NOX, успешно применяемые в газовых технологических нагревателях и котлах, могут обеспечить снижение выбросов NOX на 60 - 75 %.

      На основе вопросников по сбору данных технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год (см. таблицу 5.54) из оперативных данных на некоторых нефтеперерабатывающих заводах ЕС- 27+ были получены следующие диапазоны:

      65 - 150 мг/Нм3 для газового топлива во всех случаях, за исключением одной старой модификации, где наблюдалось значение 253 мг/нм3;

      190 - 470 мг/Нм3 для комбинированного топлива (верхнее значение указано для 50 % жидкого обжига).

      Замена старых горелок на новые горелки с низким выбросом NOX, а также система управления воздухом/топливом также могут оказать положительное влияние на:

      энергоэффективность процесса, поскольку новые горелки, как правило, более экономичны по расходу топлива;

      шум, создаваемый установкой сжигания, как возможность общего улучшения.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В таблице 5.54 и на рисунке 5.40 приведены результаты, представленные различными европейскими нефтеперерабатывающими заводами в рамках процесса сбора данных, начатого для обзора BREF (технической рабочей группой европейского Бюро НДТ 2008).


      Таблица .. Представленная производительность горелок с низким выбросом NOX в вопросниках на уровне технической рабочей группы европейского Бюро НДТ завода

№ п/п

Тип топлива/горелки

Выбросы (среднесуточные)
мг/Нм3 при 3 % O2

Имеющиеся комментарии


1

2

3

4

1

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

<100

Технологические печи, использующие, как правило, топливный газ НПЗ или природный газ
Значения <150 для парового крекинга

2

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

123

6 ступенчатая топливная горелка - модернизация (2008)
Блок гидродесульфурации – достигнуто снижение выбросов: 60 %

3

Газовое/ Горелка с низким выбросом NOx Горелка с низким выбросом NOx

253

Модернизация (1991 - 2000)

142

Модернизация (2006)

97

Модернизация (2006)

4

Комбинированное / Горелка с низким выбросом NOx

297

Модернизация (1991 - 2000)

191

110 горелка с низким выбросом NOx из 128

315

222 горелка с низким выбросом NOx из 242

5

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

104 (ежемесячно)

Макс. (спот): 194

6

Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOx

317 (ежемесячно)

Макс. (спот): 400

7

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

100

Средние диапазоны, достигнутые на 2 печах, работающих на топливный газ НПЗ, и 1 печи сжигания комбинированного топлива, оснащенных горелками с низким выбросом NOХ первого поколения

8

Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ

300

9

Газовое/Горелка с низким выбросом NOХ

80 - 120

Средние диапазоны достигаются на большом количестве печей, оснащенных горелками с низким выбросом NOХ

10

Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ

200 - 250

11

Газовое/
Горелка с низким выбросом NOx

65

6 ступенчатая топливная горелка - модернизация (2002)
на печи мощностью 20 МВт

12

Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ

301

30/70 жидкое технологическое топливо к газовому топливу

317

34/66 жидкое технологическое топливо к газовому топливу

330 - 360

40/60 жидкое технологическое топливо к газовому топливу

336

45/55

469

50/50

322

58/42


(Содержание N в жидком технологическом топливе: 0,6 %)

14

Комбинированное /Горелка с низким выбросом NOХ

435

50/50 жидкое технологическое топливо к газу
Содержание N: 2,44 % (жидкость)/0,47 % (взвешенные частицы) H2 в топливном газе НПЗ: 32 % (масса)

15

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

54

Концентрация, рассчитанная из 15 мг/МДж
Вакуумные нагреватели - модернизация (1991)
Достигнутое снижение выбросов: 80 %

16

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

72

Концентрация, рассчитанная из 20 мг/МДж
Нагреватели сырой нефти - модернизация (1998)
Достигнутое снижение выбросов: 65 %

17

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

<125

Горелка с низким выбросом NOx
Последнее поколение горелок: 2000
Достижимо при низкой пропускной способности и низкой потребности в кислороде

18

Жидкое технологическое/Горелка с низким выбросом NOx

<250

19

Газовое/Горелка с низким выбросом NOx

93

Достигается с помощью горелок длч ультранизкосернистого топлива (ULSG)


 

20

Комбинированное/Горелка с низким выбросом NOx

340

Оптимальный котел - 50/50 жидкое технологическое топливо к газу

21

Комбинированное/Горелка с низким выбросом NOx

220

Оптимальная печь- 50/50 жидкое технологическое топливо к газу



      Рисунок .. Характеристики горелок с низким уровнем выбросов NOX для газовых и многотопливных установок сжигания (данные из таблицы 5.31)


      Была проведена обширная работа по разработке корреляций, которые помогают объяснить, как выбросы NOX связаны с изменениями эксплуатационных параметров, например, типа и состава топлива (в частности, связанного с топливом азота), температуры предварительного нагрева воздуха для горения и температуры топки. Хорошим примером может служить набор корректирующих коэффициентов, разработанный в Нидерландах и представленный в качестве национального руководства для авторов разрешений в 1987 году [23 (приложение I)].

      В таблице 5.55 приводится сводная информация о типичных диапазонах выбросов NOX, достигнутых в реальных условиях эксплуатации нефтепереработки.


      Таблица .. Типичные диапазоны выбросов, измеренные при различных условиях эксплуатации НПЗ в случае модернизации

№ п/п

Топливо

Тип горелки

Выбросы (среднесуточные)

Комментарии

1

2

3

4

5

1

Топливный газ НПЗ

Горелка с низким выбросом NOX с воздушное или топливное базовое разделение

80 – 140*

Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре
окружающей среды

Горелка со сверхнизким выбросом NOX - Первое поколение

60 – 90*

Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды

Горелка со сверхнизким выбросом NOX - Последнее поколение

30 – 60*, **

Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды и температуре топки
<900°

2

Комбинированное толиво

Смешанное сжигание
Горелка с низким выбросом NOX
(заправка топливом только для газа)

200 – 350*, **, ***

Для воздуха, предназначенного для сжигания при температуре окружающей среды.
Самые низкие значения достигаются при обжиге жидкостью 25 - 50 % (содержание N 0,21 - 0,5 %).
Самые высокие значения достигаются при обжиге 50 - 70 % жидкости (содержание N 0,4 - 0,55 %).

      * более низкие значения достижимы при температуре топки <800 °C и <10 % в/в водорода или С3 + в составе топливного газа нефтеперерабатывающего завода;

      ** более низкие значения достижимы для топливного газа, не содержащего аммиака или другого связанного с топливом азота;

      *** более низкие значения достижимы при массовом содержании связанного с топливом азота <0,1 % в сжигаемом жидком топливе. Примечание: Единицы измерения в мг/Нм3 при 3 % O2;

      источник: [23].


      Что касается сектора переработки газа в Норвегии, то в следующей таблице приведены недавние примеры использования горелок со сверхнизким выбросом NOX представлены в таблице 5.96


      Таблица .. Пример горелок со сверхнизким выбросом NOX на заводах по производству природного газа в Норвегии

№ п/п

Объект

Тепловая входная мощность

Тип горелки/топливо/год выпуска

NOX
выбросы, мг/Нм3

Комментарии

1

2

3

4

5

6

1

Ормен Ланге

2 х 42,1 МВт

Горелка со сверхнизким выбросом NOX с рециркуляцией дымовых газов/
Природный газ/2007

20 

Измерения в 2008 году в диапазоне 20 - 90 мг/Нм3
(30 - 10 МВт) –
Выбросы NOX изменяются противоположно МВт тепла, подаваемого в печи

2

Kollsnes

18.4 МВт

Горелка с низким выбросом NOX/
Природный газ/2012**

30*


      * значение, гарантированное поставщиком для диапазона рабочих режимов нагревателя от 60 до 100 %;

      ** нагреватель планируется ввести в эксплуатацию в 2012 году и использовать вместо существующего;

      примечание: единицы измерения в мг/Нм3 при 3 % O2.


      Кросс-медиа эффекты

      При сжигании тяжелого жидкого технологического топлива существует прямая связь между NOX и взвешенными частицами, т. е. снижение содержания NOX по мере снижения температуры пламени приведет к увеличению содержания взвешенных частиц. Выбросы CO также увеличиваются.

      Применимость

      Новые установки. Помимо предельных условий для конкретного топлива (см. ниже), применение новых нагревателей и котлов является простым.

      Ретрофиттинг существующих установок. По сравнению с обычными горелками, обычные горелки с низким и сверхнизким выбросом NOX одинаковой тепловой мощности, как правило, растягивают длину пламени до 50 % и диаметр пламени до 30 - 50 %. Им также требуется больше места (внутренняя и внешняя площадь и объем) для установки по мере увеличения их территории вследствие наличия топливных инжекторов и/или включения устройств рециркуляции печного газа в плитку горелки и за ее пределами. В итоге, они обычно обеспечивают более низкие пределы функциональности (потенциальная пригодность "неполная загрузка") между самой высокой и самой низкой доступной скоростью сжигания для данных условий эксплуатации, что повышает эксплуатационные ограничения и потенциальные проблемы безопасности.

      Поэтому некоторые старые обогреватели оснащены большими горелками высокой интенсивности, которые не могут быть легко переоборудованы новыми горелками с низким выбросом NOX. Другим примером является модернизация двухтопливных горелок, теоретически способных работать на 100 % газовом топливе, но с практическим ограничением максимального количества газа из-за ограничений температуры обшивки труб в секции первичного и вторичного пароперегревателя.

      Модернизация горелок с низким выбросом NOX в целом возможна, но будет зависеть от конкретных условий на месте (таких как конструкция печи и окружающая среда). Тем не менее, в некоторых конкретных случаях это может привести к существенному изменению технической интеграции печи в блок или к изменению печи.

      Некоторые современные горелки были специально разработаны для модернизации существующих установок и могут быть очень хорошо адаптированы для модернизации нагревателей, работающих на газе для переработки нефти. Они извлекают выгоду из передового моделирования вычислительной гидродинамики (CFD) и демонстрируют более высокую компактность, связанную с улучшенной возможностью отключения.

      Предельные условия для конкретного топлива. Применимость современных газовых горелок со сверхнизким выбросом NOX ограничена топливными газами, имеющими небольшое количество компонентов тяжелее пропана и низкое содержание олефинов. Производительность NOX с горелками со сверхнизким выбросом NOX (ГСНВА) более чувствительна к избытку кислорода. Таким образом, эта производительность будет зависеть от осуществимости и надежности контроля концентрации кислорода в топке.

      Существует множество примеров применения на европейских нефтеперерабатывающих заводах. В компании Preem Lysekil (SE) горелки с низким выбросом NOX используются в 16 из 21 печей и котлов. На нефтеперерабатывающем заводе Shell в Гетеборге (SE) 85 % печей оснащены горелками с низким выбросом NOX.

      Экономика

      В следующей таблице 5.57 приведены различные примеры затрат на установку горелок с низким выбросом NOX, полученные в результате различных проектов модернизации нефтеперерабатывающих заводов.


      Таблица .. Конкретные примеры затрат на модернизацию горелок с низким и сверхнизким выбросом NOX

№ п/п

Проект/обзор

Инвестиционные затраты

Комментарии


1

2

3

4

1

1/Повторное сжигание типичной печи для сырой нефти, состоящей из 40 горелок с дутьевым вентилятором

2 млн фунтов стерлингов (1998)
Средний на отдельную горелку:
50000 галлонов в сут. (7,8863 м3/ч)

В том числе общая модернизация воздуха, топлива и систем управления печи, которая, вероятно, будет проводиться одновременно
нефтеперерабатывающим заводом

2

2/Модернизировать нескольких установок с газовыми горелками с низким выбросом NOX следующим образом:
вакуумные нагреватели
 
подогреватель сырой нефти

Общий объем инвестиций:
 
 
11 млн шведских крон (1991)
41 млн шведских крон (1998)

Предполагая 5 -летний срок службы:
 
 
25000 шведских крон/т в год (сэкономлено 80 т/год NOX)
34000 шведских крон/т в год (сэкономлено 220 т/год NOX)

3

3a/Модернизация нескольких технологических нагревателей, работающих внутри:
установки подготовки нефти
(10 млн т/год - 20 горелок)
термического крекинга (3 млн т/год - 120 горелок)
установки гидродесульфурации (12 горелок)
 
 
- газовые горелки с низким выбросом NOX
- горелки со сверхнизким выбросом NOX

Этап предварительной оценки: среднее значение от общего +
проект с участием 152 горелок (начало 2007 года)
 
 
 
Стоимость за отдельную горелку:
- 16200 фунтов стерлингов
- 17200 фунтов стерлингов

Не включает в себя общую модернизацию систем подачи воздуха, топлива и системы управления.
 
 
Для блока установка подготовки нефти: предположительно 5 -летний срок службы:
 
- 639 фунтов стерлингов/т в год (сэкономлено 141 т/год NOX)
- 472 фунтов стерлингов/т в год (сэкономлено 202 т/год NOX)

4

3b/Модернизация нескольких технологических нагревателей, работающих в блоках, включая:
установку подготовки нефти
(10 млн т/год - 20 горелок)
установку алкилирования
(0,4 млн т/год - 6 горелок)
установку вакуумной перегонки мазута (7 млн т/год - 16 + 13 горелок)
установки гидродесульфурации (12 + 12 горелок)
 
горелки со сверхнизким выбросом NOX

Обновленный шаг вычисления с 2А выше
(предварительный проект): среднее значение для общего окончательного проекта, включающего 79 горелок (начало 2009 года)
 
 
 
Стоимость за отдельную горелку:
- 40000 фунтов стерлингов

Включает в себя общую модернизацию систем подачи воздуха, топлива и систем управления
 
Для блока установки подготовки нефти:
 
предполагается 5 -летний срок службы:
- 644 фунтов стерлингов т/год (сэкономлено 202 т/год NOX)

5

4/Модернизация 20 горелок с низким выбросом NOX в печи висбрекинга в 2008 году

Общая стоимость отдельных горелок:
140000 евро
(7000 евро/горелка)
 
Общая стоимость установки: 756000 евро

Дополнительные расходы на установку горелок:
+ 37800 евро/горелка в среднем (+ 540 % от индивидуальной стоимости горелки)


      Сравнение примеров 2 и 3 в таблице показывает, что, учитывая небольшую разницу в стоимости, горелка с ультранизким выбросом NOX может быть отличным экономически эффективным вариантом, когда можно модернизировать установку с высокой мощностью по сравнению с горелками с низким выбросом NOX.

      Потенциальные инвестиционные и эксплуатационные затраты, выраженные в общих годовых затратах, на внедрение этой методики в 2007 году на технологических нагревателях, работающих на НПЗ и природном газе, на нефтеперерабатывающих заводах Колорадо (США) были оценены следующим образом:

      Для горелок с низким выбросом NOX: 2818 евро (3 817 долларов США) в год и тонны NOX, которых удалось избежать при условии, что в результате снижение выбросов NOX составит 28 - 50 %;

      Для горелок со сверхнизким выбросом NOX (первое поколение): 4087 евро (5536 долларов США на основе курса пересчета валют 0,73822 на 1/07/2007) в год и тонны NOX, которых удалось избежать, при условии, что в результате выбросы NOX снизятся на 55 %;

      Для горелок с ультранизким выбросом NOX (последнее поколение): 613 - 908 евро (831 - 1 230 долларов США) в год и тонны NOX, при условии, что в результате выбросы NOX снизятся на 75 - 85 %.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX в сочетании с хорошими условиями с точки зрения затрат и выгод.

      Справочная литература

      [22], [23].


      5.21.8. Сухие камеры сгорания с низким содержанием NOX

      Описание

      Более подробную информацию можно найти в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии".

      Достигнутые экологические выгоды

      Возможно сокращение выбросов NOX на 90 % при использовании газовых турбин, работающих на природном газе.

      Основные поставщики предоставляют газовые турбины, оснащенные сухими камерами сгорания с низким содержанием NOX, с гарантией (для природного газа) выбросов NOX от ≤ 9 до 40 ppm по объему (18 - 80 мг/Нм3) в сухих условиях 15 % O2. таблица 5.58.


      Таблица .. Выбросы NOX достигаются с помощью сухих камер с низким содержанием NOX для различных типов оборудования

№ п/п

Тип топлива

Огневые обогреватели

Котлы

Газовые турбины

1

2

3

4

5

1

Топливный газ НПЗ или природный газ

Нет данных

Нет данных

20 – 90*

      примечание: единицы измерения в мг/Нм3 при 15 % O2;

      нет данных: не применимо;

      * там, где применимы сухие камеры сгорания с низким содержанием NOX;

      источник: [67], [74], [75].


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Сухие камеры сгорания отличаются от горелок тем, что их производительность увеличивается при более высоких нагрузках.

      Кросс-медиа эффекты

      Не выявлено.

      Применимость

      Применимо к газовым турбинам. Сухие камеры сгорания с низким выбросом NOX не предназначены для газовых турбин, работающих на комбинированном топливе, содержащим более 5 - 10 % об./об. водорода. При использовании топливного газа НПЗ с высоким содержанием водорода в газовых турбинах могут потребоваться дополнительные методы, такие как закачивание разбавителя. [74]

      Экономика

      Инвестиционные затраты составляют 2,2 млн евро (1998 год), а эксплуатационные расходы на турбину мощностью 85 МВт равны нулю.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX.

      Справочная литература

      [13], [26], [74], [75]


5.21.9. Закачивание разбавителя

      Описание

      Инертные разбавители, такие как дымовые газы, пар, вода и азот, добавляемые в оборудование для сжигания, снижают температуру пламени и, следовательно, концентрацию NOX в дымовых газах.

      Достигнутые экологические выгоды

      Контроль выбросов NOX в камерах сгорания газовых турбин может осуществляться с помощью закачивания пара/воды, который обеспечивает снижение образования на 80 - 90 %. На основе данных непрерывного мониторинга образца газовых турбин, эксплуатируемых на некоторых европейских нефтеперерабатывающих заводах, соответствующий достижимый диапазон при использовании закачивания разбавителя представлен в таблице 5.59.


      Таблица .. Выбросы NOX, достигаемые газовыми турбинами с помощью закачивания разбавителя

№ п/п

Тип топлива

Выбросы NOX от газовых турбин

1

2

3

1

Топливный газ НПЗ

40 - 120

      примечание: единицы измерения в мг/Нм3 при 15 % O2;

      источник: [72].


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Использование пара вызывает больше коррозии в системе, чем использование азота.

      Данные непрерывного мониторинга образца газовых турбин, работающих на переменной смеси топливного газа нефтеперерабатывающего завода на некоторых европейских площадках и использующих закачивание пара, показывают рабочий диапазон 40 - 120 мг/Нм3 при 15 % O2. (Таблицу 5.59).

      Кросс-медиа эффекты

      Когда для производства пара требуется дополнительная энергия, это может привести к увеличению выбросов и снижению общей эффективности системы. Пример энергетического дебета увеличения добавления пара для значительного снижения концентраций NOX приведен для установки мощностью 109 МВт: расход пара 13,7 т/ч требует 11 МВт топлива для его производства (из расчета 3 ГДж топлива на тонну пара).

      Недавно было коммерчески доказано, что побочный продукт азота из установки разделения воздуха в проектах газификации остатков нефтеперерабатывающих заводов также является в качестве разбавителя для снижения NOX газовых турбин. В нефтеперерабатывающей промышленности преобладает закачка пара.

      Применимость

      Закачивание пара и воды широко применяется в газовых турбинах как в новых установках, так и при модернизации, а также применяется к огневым нагревателям и котлам, работающим на огне. Существуют технические трудности при применении закачки воды в котлах и печах. Разбавление азота применяется только тогда, когда азот уже имеется на нефтеперерабатывающем заводе.

      Экономика

      Капитальные затраты на закачку пара и воды меньше, чем у СКВ, что делает технологию оптимальным первым выбором для значительного снижения уровня NOX, при этом СКВ часто применяется, если требуется более сильное снижение NOX. Однако при производстве пара высокой чистоты возникают значительные периодические эксплуатационные расходы, а затраты на техническое обслуживание при повторной очистке могут быть высокими.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX.

      Справочная литература

      [72],[11],[13],[9].


5.21.10. Энергетическая система. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      Описание

      См. раздел 3.9.

      Достигнутые экологические выгоды

      В нефтепереработке было продемонстрировано снижение содержания NOX с 25 % до 70 % при благоприятных условиях для полноразмерных установок сжигания.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В таблице 5.60 приведены некоторые наглядные примеры для трех котлов, эксплуатируемых на нефтеперерабатывающих заводах.


      Таблица .. Выбросы NOX, достигаемые с помощью модернизированного СНКВ для различных котлов нефтеперерабатывающих заводов

№ п/п

Тепловая мощность

Тип топлива

Содер-жание N в жидком топли-ве, %

Процент жидкого топлива/
всего

Концентрация на входе

Достигну-тое снижение выбросов NOX, %.

Комментарии

1

2

3

4

5

6

7

8

1

98 МВт

Комбини-рованный

0,40 - 0,50

30/95

244 - 810

25 - 40

40 % достигается только для конкретного котла
загрузка

2

45 МВт

Комбини-рованный

0,34 - 0,45

80/95

667 - 877

25 - 30

проскок аммиака
>15 ppm для
>30 % снижение выбросов

3

45 МВт

Комбини-рованный

0,34 - 0,45

70/90

568 - 780

25 - 30


      примечание: выбросы в мг/Нм3 при 3 % O2 (сухой газ). Система непрерывного мониторинга выбросов для отчета [№ 13].

      источник: [23].


      Эти цифры согласуются с результатами испытаний карбамида, проведенных с 2008 по 2009 год на французском нефтеперерабатывающем заводе на котле мощностью 99 МВт. В потоке дымовых газов мощностью 104 т/ч, содержащем 600 - 800 мг/Нм3 (3 % сухого O2) NOX, начальная скорость закачивания карбамида составляла 150 - 200 л/ч, что соответствует примерно 1 кг карбамиды на кг NOX, подлежащего обработке. Достигнутое снижение NOX составило 35 - 45 % при концентрациях в диапазоне 380 - 400 мг/Нм3. Однако после некоторых перфораций труб из-за коррозии скорость закачивания была снижена, а затем остановлена для изменения и оптимизации условий закачивания.

      На Гетеборгском нефтеперерабатывающем заводе ST1 (SE) сообщается, что установка СНКВ, работающая на одном котле (45 МВт), обеспечивает следующие сокращения:

      от 300 до 150 мг/Нм3 для сжигания газа;

      от 1 100 до 550 мг/Нм3 для сжигания нефти.

      Кросс-медиа эффекты

      В конкретном контексте переработки нефти следует отметить эффекты, приведенные ниже.

      Побочным эффектом, имеющим важное значение, является образование сульфатов аммония при сжигании серосодержащих топлив, таких как жидкое нефтеперерабатывающее топливо. Отложения сульфатов приводят к загрязнению и коррозии холодильного оборудования по переработке. Сульфат аммония также может привести к выбросам аэрозолей из дымовой трубы и может способствовать выбросам взвешенных частиц.

      Хранение и использование газообразного или сжиженного безводного аммиака несет большую потенциальную опасность. Если нет возможности ограничения такого хранения, следует провести оценку риска и принять соответствующие меры по предотвращению. Когда это технически возможно, всегда следует отдавать предпочтение жидкому раствору аммиака (25 %). Температура дымовых газов падает после закачивания карбамида или аммиака, который снижает потенциальную рекуперацию энергии.

      Применимость

      Для СНКВ требуется температура в следующем диапазоне:

      850 - 1000 °C, для аммиака и едкого аммиака (оптимальная температура 870 °C);

      800 - 1100 °C, для карбамида (оптимальная температура 1000 °C).

      Модернизация существующих котлов и печей может быть ограничена технологией процесса ввиду недостаточности времени пребывания дымовых газов в области закачивания карбомида и/или раствора аммиака при требуемых уровнях температуры.

      Таким образом, применение метода СНКВ в существующих печах и котлах требует хорошо подобранных мест закачивания и области смешивания с соответствующей температурой и размером, чтобы обеспечить допустимое снижение температуры.

      Применение также осложняется, когда дымовые газы, подлежащие обработке, образуются при сжигании тяжелого мазута с высоким содержанием серы, для которого выбросы аммиака могут привести к образованию отложений сульфата аммония.

      При модернизации новые требования к пространству могут быть очень ограниченными, особенно к оборудованию для хранения и закачивания аммиака.

      Этот процесс был применен к нагревателям и котлам нефтеперерабатывающих заводов. Опыт применения СНКВ на огневом нагревателе на жидком топливе более ограничен. Исследование в США показывает, что для контроля NOX СНКВ используется реже, чем СКВ и что только 12 из 150 котлов/нагревательных установок восьми нефтеперерабатывающих заводов используют этот тип техники. В ЕС, например, на нефтеперерабатывающем заводе Shell в Гетеборге (SE) работает СНКВ на одном котле.

      Экономика

      В таблице 5.61 показана экономическая эффективность применения СНКВ для обработки дымовых газов, поступающих в результате процессов горения из различных источников. Данные о затратах на СКВ и СНКВ, используемые на установках сжигания для различных объемов и эффективности борьбы с выбросами, приведены в таблице 5.103.


      Таблица .. Примеры и основные факторы затрат на селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

№ п/п

Значения, соответствующие установке 100 ГДж/ч - модернизация существующей установки

Огневые нагреватели и котлы, сжигающие комбинированное топливо

Котлы, работающие на остаточном мазуте


1

2

3

4

1

До ppm при 3 % O2

50

100

2

Инвестиционные затраты (1998) (млн евро)

0,4 - 0,5

0,4 - 0,9

3

Эксплуатационные расходы в год (без учета капитальных затрат) (млн евро)

0,025

0,05 - 0,07

4

Мощность нефтеперерабатывающего завода

5

1,5 млн т/год

5

Расход топлива

120 000 (жидкое технологическое топливо)
180 000 (топливный газ НПЗ)

т/год

6

Объем дымового газа

3 109

Нм3/год

7

Эффективность СНКВ

60 - 80

%

8

Выбросы NOX (в виде NO2)

200

мг/Нм3

9

Инвестиции

3 - 5

млн евро

10

Эксплуатационные расходы

0,2 - 1

млн евро/год

11

Параметры расходов

евро/установка

евро/год

12

Время эксплуатации (ч/год)

8 000



13

Инвестиции (евро)

1 090 093



14

Производственные факторы для годовых затрат: Количество лет
Процентная ставка (%)

 
15
6



15

ежегодное погашение вкл. проценты (евро/год)

112 239



16

Пропорциональные инвестиционные затраты, включая %



112 239

17

техническое обслуживание + истирание
(% от инвестиционных затрат)

2



18

техническое обслуживание + истирание (евро/год)

21 802



19

техническое обслуживание + истирание



21 802

20

Параметры расходов

евро/установка

евро/год

21

Электроэнергия (кВтч/ч)

40

0,07 евро/кВт·ч

20930

22

Воздух (Нм3/ч)

1200

0,01 евро/Нм3

118602

23

жидкий аммиак NH3(кг/ч)

83,15

0,25 евро/кг

169201

24

Общие затраты

442 774

      примечание: установка на объеме выхлопных газов 250 000 Нм3/ч после электростанции, на нефтеперерабатывающем заводе, обеспечивающем снижение выбросов NOX на 500 мг/нм3 по отношению к фактическому содержанию кислорода и для концентрации чистого газа <200 мг NOX/Нм3.


      Потенциальные инвестиции и эксплуатационные затраты на внедрение этого метода в 2007 году на технологических нагревателях на нефтеперерабатывающих заводах Колорадо (США) оценивались в 3644 евро (4936 долларов США - на основе курса пересчета валют 0,738 22 на 01.07.2007) в год и тонны NOX, которых удалось избежать, предполагая, что в результате выбросы NOX сократятся на 43 - 60 %. Другой набор данных, собранных в ходе испытания применимости на французском нефтеперерабатывающем заводе (см. подробности в разделе эксплуатационные данные), дал менее дорогостоящие затраты, как показано в таблице 5.62 ниже.


      Таблица .. Оценка затрат на модернизацию СНКВ карбамида для котла нефтеперерабатывающего завода мощностью 99 МВт (2009 год)

№ п/п

Затраты на модернизацию СНКВ карбамида для котла мощностью 99 МВт

Стоимость (EUR)

Комментарии

1

2

3

4

1

Инвестиционные затраты

500000

Год реализации - 2009

2

Эксплуатационные расходы:
Включая:
Аренда оборудования для производства карбамида 200 л/ч
Энергия для технического обслуживания испарения (40 % карбамида в воде)

539000
 
376000
100000
55000
8000

(Без учета капитальных затрат) 190 евро/т - 1980 т/год
предположительно 180 кВт
120 часов

3

Входная концентрация: 700 мг/Нм3 Выходная концентрация: 420 мг/Нм3 Снижение 40 % NOX: 330 т/год
Удельные затраты на 2009 год

EUR/т NOX
1935

37,7 кг/ч (без учета капитальных затрат)

      Таблица .. Данные о затратах на методы борьбы с выбросами NOX на установках сжигания (СКВ и СНКВ)

№ п/п

Основание

СНКВ

СКВ

капитальная стоимость в год

факти- ческие эксплуа-тационные расходы

непостоянные эксплуатационные расходы (50 МВт)

эффек-тивность

капитальная стоимость в год

факти- ческие эксплуа- тационные расходы

непостоянные эксплуатационные расходы (50 МВт)

%

%/год

1000 евро/год

%

%

%/год

1000 евро/год

7,4

4

70

85

7,4

4

64

установка

Тепловое сжигание

Нефть

дымовая труба NOХ

дымовая труба NOХ

утилизированный NOХ (базовый вариант)

общая стоимость возведения (базовый вариант)

годовые расходы: от базового варианта до реакторного блока СНКВ

экономическая эффективноть: от базового варианта до реакторного блока СНКВ

концентрация NOХ на
выходе

утилизированный NOХ (базовый вариант)

общая стоимость возведения (базовый вариант)

годовые расходы: от базового варианта до реакторного блока СКВ

эконом эффективность: от базового варианта до реакторного блока СКВ

эффективность дополнительных затрат: от СНКВ к СКВ


МВт

% Всего МВт

мг/Нм3

мг/Нм3

т/год

млн евро

тыс. евро/год

евро/тNOX

мг/Нм3

т/год

млн евро

тыс. евро/год

евро/тNOX

евро/тNOX


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

Снижение выбросов NOХ на установках сжигания (при условии, что КПД СНКВ составляет 30 %)

2

установка 1

289

72 %

450

315

328

2,9

730

2225

70

924

18,3

2 445

2645

2876

3

установка 2

179

75 %

450

315

204

2,2

496

2434

70

574

13,7

1788

3117

3492

4

установка 3

123

31 %

356

250

111

1,7

368

3318

55

312

10,9

1401

4491

5136

5

установка 4

254

30 %

351

245

225

2,7

657

2923

54

634

16,9

2247

3546

3889

6

установка 5

76

45 %

425

298

81

1,3

251

3099

66

229

8,2

1025

4483

5245

7

установка 6

51

77 %

450

315

58

1

187

3218

70

163

6,5

799

4890

5811

8

установка 7

158

21 %

305

213

122

2

448

3684

47

343

12,7

1649

4807

5425

9

установка 8

89

10 %

250

175

56

1,4

285

5075

39

158

9

1138

7185

8346

10

установка 9

215

5 %

227

159

123

2,4

573

4658

35

346

15,3

2010

5804

6434

11

установка 10

170

0 %

200

140

86

2,1

475

5533

31

242

13,3

1728

7142

8028

12

установка 11

63

0 %

200

140

32

1,2

219

6873

31

90

7,3

915

10173

11989

13

установка 12

46

0 %

200

140

23

0,9

172

7438

31

65

6

746

11453

13662

14

Снижение выбросов NOХ на установках сжигания (при условии, что КПД СНКВ составляет 40 %)

15

установка 1

289

72

450

270

437

2,9

730

1669

70

924

18,3

2445

2645

3522

16

установка 2

179

75

450

270

272

2,2

496

1825

70

574

13,7

1788

3117

4277

17

установка 3

123

31

356

214

148

1,7

368

2488

55

312

10,9

1401

4491

6289

18

установка 4

254

30

351

210

300

2,7

657

2192

54

634

16,9

2247

3546

4762

19

установка 5

76

45

425

255

108

1,3

251

2324

66

229

8,2

1025

4483

6423

20

установка 6

51

77

450

270

77

1

187

2413

70

163

6,5

799

4890

7116

21

установка 7

158

21

305

183

162

2

448

2763

47

343

12,7

1649

4807

6643

22

установка 8

89

10

250

150

75

1,4

285

3806

39

158

9

1138

7185

10220

23

установка 9

215

5

227

136

164

2,4

573

3494

35

346

15,3

2010

5804

7879

24

установка 10

170

0

200

120

115

2,1

475

4150

31

242

13,3

1728

7142

9830

25

установка 11

63

0

200

120

43

1,2

219

5155

31

90

7,3

915

10173

14682

26

установка 12

46

0

200

120

31

0,9

172

5579

31

65

6

746

11453

16730

27

Снижение выбросов NOХ на установках сжигания (при условии, что КПД СНКВ составляет 50 %)

28

установка 1

289

72

450

225

547

2,9

730

1335

70

924

18,3

2445

2645

4542

29

установка 2

179

75

450

225

339

2,2

496

1460

70

574

13,7

1788

3117

5516

30

установка 3

123

31

356

178

185

1,7

368

1991

55

312

10,9

1401

4491

8111

31

установка 4

254

30

351

175

375

2,7

657

1754

54

634

16,9

2247

3546

6142

32

установка 5

76

45

425

213

135

1,3

251

1859

66

229

8,2

1025

4483

8283

33

установка 6

51

77

450

225

97

1

187

1931

70

163

6,5

799

4890

9177

34

установка 7

158

21

305

152

203

2

448

2210

47

343

12,7

1649

4807

8567

35

установка 8

89

10

250

125

94

1,4

285

3045

39

158

9

1138

7185

13180

36

установка 9

215

5

227

114

205

2,4

573

2795

35

346

15,3

2010

5804

10161

37

установка 10

170

0

200

100

143

2,1

475

3320

31

242

13,3

1728

7142

12678

38

установка 11

63

0

200

100

53

1,2

219

4124

31

90

7,3

915

10173

18934

39

установка 12

46

0

200

100

39

0,9

172

4463

31

65

6

746

11453

21576

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX.

      Справочная литература

      [21], [23], [12],[24], [13].


5.21.11. Энергетическая система. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      Описание

      См. раздел 3.

      Достигнутые экологические выгоды

      Применение СКВ позволяет снизить содержание NOX на 80 - 95 % в очистных котлах и нагревателях, а также в дымовых газах газовых турбин.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      На нефтеперерабатывающем заводе Shell (SE) была установлена установка СКВ на котле мощностью 68 МВт (1998). В качестве топлива использовался мазут, а выбросы NOX составляли 16 мг/МДж (55 мг/Нм3, 3 % O2). Снижение содержания NOX составило около 94 %, а содержание аммиака значительно ниже 5 промилле. PreemLysekil (SE) имеет блок СКВ в УККФ. Завод Preem в Гетеборге (SE) имеет две установки СКВ на риформинге и одну на одной из двух установок перегонки сырой нефти.

      На электростанции STEAG (нефтеперерабатывающий завод TOTALMitteldeutschland в Германии) три огневых нагревателя на жидком топливе (каждый из которых производит 160 т/ч пара - 100 бар - 505 ° С, потребляя 12 т/ч тяжелого мазута при 3,7 % С) оснащены установкой СКВ (с высоким содержанием пыли); они должны достигать выбросов NOX ниже 150 мг/м3. В таблице 5.64 ниже приводятся дополнительные данные, касающиеся этого конкретного примера.


      Таблица .. Концентрация газа на электростанции всего нефтеперерабатывающего завода в Mitteldeutschland

№ п/п

Параметры (в среднем за 2009 год)

Сырой газ

Очищенный газ

1

2

3

4

1

Объем дымовых газов, влажный, м3/ч при 7 % содержании O2

171690

188249

2

Температура, °C

<180

<76

3

Пыль, мг/Нм3 при 3 % содержании O2

220

<10

4

NOX в виде NO2, мг/Нм3 при 3 % содержании O2

800

<150

5

SO2, мг/Нм3 при 3 % содержании O2

<4 100


6

SO3, мг/Нм3 при 3 % содержании O2

650

<10

7

SOX в виде SO2, мг/Нм3 при 3 % содержании O2


<220


      Кроме того, CONCAWE сообщает о двух других объемах данных СКВ на нефтеперерабатывающих заводах, один из которых охватывает огневой нагреватель, работающий на комбинированном топливе (газе/мазуте), а другой - общую трубу из четырех котлов, работающих на смешанном комбинированном топливе (газе/мазуте). В обоих случаях показано удаление 80 - 82 %, что приводит к концентрации на выходе 90 - 120 мг/Нм3 (3 % O2).

      В результате один недавний пример СКВ был представлен для применения газовой турбины на нефтеперерабатывающем заводе мощностью 19 МВт во Франции. После возобновления эксплуатации в 2009 году ранние результаты показали снижение концентрации NOX на 80 % по сравнению с концентрациями, зарегистрированными ранее (максимум 350 мг/Нм3), до новых максимальных концентраций, измеренных ниже 65 мг/Нм3 (15 % O2). Сообщалось о потере генерируемой мощности на 2 %.

      Кросс-медиа эффекты

      В конкретном контексте переработки нефти следует отметить эффекты:

      для метода СНКВ побочным эффектом, имеющим важное значение, является образование сульфатов аммония при сжигании серосодержащих топлив, таких как жидкое нефтеперерабатывающее топливо. Отложения сульфатов приводят к загрязнению и коррозии холодильного оборудования по переработке. Сульфат аммония также может привести к выбросам аэрозолей из дымовой трубы и может способствовать выбросам взвешенных частиц;

      для метода СНКВ хранение и использование газообразного или сжиженного безводного аммиака несет большую потенциальную опасность. Если нет возможности ограничения такого хранения, следует провести оценку риска и принять соответствующие меры по предотвращению. Когда это технически возможно, предпочтение отдается жидкому раствору аммиака (25 %).

      Применимость

      Имеются сведения о сдерживающих факторах модернизации метода СКВ для существующих установок сжигания, в частности с точки зрения наличия пространства, температуры и перепада давления.

      Например, при эксплуатации котлов и нагревателей нефтеперерабатывающих заводов, работающих на тяжелом топливе, летучая зола содержит оксиды металлов, сажу и кокс. Постоянные концентрации летучей золы находятся в диапазоне 100 - 600 мг/Нм3 (с самыми высокими значениями, соответствующими вакуумным остаткам). Установка СКВ, применяемая в таких условиях, может выйти из строя от засорения летучей золой и сульфатами. Возможность осаждения сульфатов, как правило, выше с вакуумным остатком из-за высокого содержания серы (2,5 - 4 %).

      Эффективность удаления NOX также будет зависеть от концентрации NOX на входе, которая должна быть снижена, поскольку и при оптимальных тепловых условиях существует нижний предел технически достижимого снижения производительности и концентрации на выходе из-за особых условий смешивания и химической кинетики.

      Что касается энергетических систем нефтеперерабатывающих заводов, то СКВ применяется к газовым турбинам, технологическим котлам, технологическим нагревателям, таким как установка риформинга нафты, установка парового риформинга, установки сырой и вакуумной перегонки, установки термического крекинга и гидроочистки. Отчет по нефтеперерабатывающим заводам США показывает, что 20,7 % (или 31 котел/нагреватель) из 150 установок котлов/нагревателей на восьми нефтеперерабатывающих заводах используют СКВ в качестве метода управления. Это же исследование показывает, что три установки СКВ были применены к четырем турбинам, найденным на восьми проанализированных нефтеперерабатывающих заводах.

      Экономика

      Затраты на СКВ варьируют в зависимости от топлива, объема выхлопных газов и требуемого снижения выбросов NOX.

      Для новых электростанций диапазон затрат может составлять от 25 до 110 евро/кВт. Затраты на техническое обслуживание минимальны, основная часть которых приходится на потребление NH3.

      Два примера применения СКВ для модернизации на нефтеперерабатывающих электростанциях приведены в таблице 5.65 и Таблице 5.66. Применение установки СКВ для очистки дымовых газов электростанции было оценено в режиме работы с сырым газом и чистым газом. Эти две таблицы затрат относятся к общему проекту нефтеперерабатывающего завода в Миттельдойшланде в двух уже упомянутых случаях, данные о производительности, которых приведены в таблице 5.66.


      Таблица .. Основные факторы затрат на селективное каталитическое восстановление (СКВ) при работе на очищенном газе

№ п/п

Подробная информация о расходах (работа на очищенном газе) в 1998 году

количество

евро/
установка

евро/
год


1

2

3

4

5

1

Время эксплуатации, ч/год

8000



2

Инвестиционные затраты, евро

3270278



3

Производственные факторы для годовых затрат:
Количество лет
Процентная ставка, %

 
15
6



4

Ежегодное погашение включая проценты, евро/год

336717



5

Пропорциональные инвестиционные затраты, включая %



336717

6

Пористость катализатора, м3

20



7

Износоустойчивость, год

15



8

Замена катализатора, м3/год

1,33

14535 евро/м3


9

Средние затраты на катализатор, евро/год

19379



10

Катализаторы



19379

11

Техническое обслуживание + истирание, % от инвестицион-ных затрат

2



12

Техническое обслуживание + истирание, евро/год

65406



13

Техническое обслуживание + истирание



65406

14

Падение давления, мбар

35



15

Электронергия для повторного нагрева, МДж/ч

11806,67

3,63 евро/ГДж

343210

16

Электроэнергия, кВт·ч/ч

610

0,07 евро/кВт·ч

319187

17

жидкий аммиак NH3, кг/ч

46,20

0,25 евро/кг

94001

18

Общие затраты (1998)

1177900

      примечание: установка на объҰме выхлопных газов 250000 Нм3/ч в очищенном отходящем газе после электростанции, на нефтеперерабатывающем заводе, обеспечивающая сокращение выбросов NOX на 500 мг/Нм3 по отношению к фактическому содержанию кислорода и концентрацию чистого газа <100 мг NOX/Нм3.


      Таблица .. Основные факторы затрат на селективное каталитическое восстановление (СКВ) при работе на очищенном газе

№ п/п

Подробная информация о расходах (работа на очищенном газа) в 1998 году

Количество

евро/установка

евро/год

1

2

3

4

5

1

Время эксплуатации, ч/год

8000



2

Инвестиционные затраты, евро

2180185



3

Производственные факторы для годовых затрат:
Количество лет
Процентная ставка, %

 
 
15
6



4

Ежегодное погашение включая проценты, евро/год

224478



5

Пропорциональные инвестиционные затраты, включая %



224478

6

Пористость катализатора, м3

35



7

Износоустойчивость, год

8



8

Замена катализатора, м3/год

4,38

14535 евро/м3


9

Средние затраты на катализатор, евро/год

63589



10

Катализаторы



63589

11

Техническое обслуживание + истирание, % от инвестицион-ных затрат

2



12

Техническое обслуживание + истирание, евро/год

43604



13

Техническое обслуживание + истирание



43604

14

Падение давления, мбар

8



15

Электронергия для повторного нагрева, МДж/ч

0

3,63 евро/ГДЖ

0

16

Электроэнергия, кВт·ч/ч

160,07

0,07 евро/кВт·ч

83753

17

жидкий аммиак NH3, кг/ч

46,20

0,25 евро/кг

94001

18

Общие затраты (1998)

509425

      Примечание: Установка при объеме выхлопных газов 250000 Нм3/ч после электростанции, на нефтеперерабатывающем заводе, обеспечивающем снижение выбросов NOX на 500 мг/Нм3 по отношению к фактическому содержанию кислорода и для концентрации чистого газа <100 NOX мг/Нм3.


      Таблица 5.67 показывает пример затрат на модернизацию печи-реформатора шведского нефтеперерабатывающего завода Preem, проведенного в 1998 году.


      Таблица .. Инвестиционные затраты на переоборудование СКВ в печь-реформатор (1998 год)

№ п/п

Данные

Комментарии

1

2

3

4

1

Мощность

68 МВт

Общая тепловая мощность установки риформинга

2

Эффективность (проект)

90 %

Рассчитан на низкую температуру:
185 ºC
Проскок аммиака 5 ppm

3

Эффективность (эксплуатационная)

91 %

Достигнутое значение до 2009 года
В 2009 году: 75 %, включая один месяц выхода из эксплуатации для пересмотра

4

Инвестиционные затраты (1998 год)

3,2 млн евро



      Данные о затратах на СКВ и СНКВ, используемые на установках сжигания для различных объемов и эффективности борьбы с выбросами, приведены в таблице 5.67.

      Кроме того, потенциальные инвестиции и эксплуатационные затраты на внедрение этого метода в 2007 году на существующих котлах и технологических нагревателях на нефтеперерабатывающих заводах Колорадо (США) оценивались в диапазоне от 2000 до 6054 евро (от 2708 до 8201 долл. США) в год и предотвращена тонна NOX, если предполагать, что в результате сокращение выбросов NOX составит 70 - 90 % (на основе курса пересчета валют 0,738 22 на 01.07.2007).

      Для модернизации газовой турбины нефтеперерабатывающего завода мощностью 19 МВт во Франции были показаны следующие расходы:

      общая стоимость строительства (2008): 7 миллионов евро;

      годовая стоимость: 200000 евро.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX.

      Справочная литература

      [21],[23],[12],[24],[13],[4].


5.21.12. Каталитическое восстановление CO и NOX

      Техническое описание

      В методе используется ординарный катализатор на основе платины, покрытый карбонатом калия (K2CO3), который работает в двух циклах: окисление/поглощение и регенерация. Катализатор работает, одновременно окисляя CO до CO2 и NO до NO2, а затем поглощая NO2 на своей поверхности с помощью покрытия-поглотителя карбоната калия. Регенерация катализатора осуществляется путем пропускания контролируемой смеси регенерационных газов по поверхности катализатора в отсутствии кислорода. Газами регенерации являются пар, водород и углекислый газ. Следовательно, нитраты восстанавливаются до азота. Дополнительный слой катализатора необходим для снижения выбросов SO2 и сохранения катализатора, восстанавливающего CO и NOX, когда в топливе присутствует сера.

      Поскольку цикл регенерации должен проходить в бескислородной среде, участок катализатора, подвергающийся регенерации, должен быть изолирован от выхлопных газов. Это достигается с помощью набора жалюзи, одна из которых находится выше по течению от регенерируемой секции, а другая- ниже по течению. Во время цикла регенерации эти жалюзи закрываются, и открывается клапан, пропускающий регенерационный газ в секцию (рисунок 5.41).


     


      Рисунок .. Схематическое описание каталитической системы


      Достигнутые экологические выгоды

      Используя этот метод, газовые турбины комбинированного цикла могут эксплуатироваться с очень низким уровнем выбросов NOX. В то же время система снижает выбросы СО и неметановых летучих органических соединений. Аммиак не используется. В случае необходимости, в сочетании с методом катализатора для удаления серы эта система также может быть использована для восстановления соединений серы из выхлопных газов. Достижимыми уровнями являются следующие:

      Выбросы NOX ниже 2 ppm (4 мг/Нм3 в виде NO2 при стандартных условиях 0 ºC; 1 013 мбар);

      коэффициент конверсии CO в CO2 составляет 90 %;

      разрушение неметановых летучих органических соединений (НМЛОС) более 90 % при температуре 315 C;

      разрушение формальдегида и ацетальдегида, измеренное на 97 % и 94 % соответственно при 150 C.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Для этой системы требуется электроэнергия для систем управления, клапанов и приводов, природный газ для производства регенерационного газа и пар как для производства регенерационного газа, так и в качестве носителя разбавления. Типичный перепад давления составляет от 8,5 до 15 мбар. Система может эффективно работать при температуре от 150 °C до 370 °C. Потребность в энергоносителях для газовой турбины мощностью 25 МВт составляет пар (333 - 389 ºC): 1590 кг/ч и натуральный газ: 14 кг/ч.

      Агентство по охране окружающей среды США заявило о своей обеспокоенности (письмо от 19.11.1999 года) по поводу технической неопределенности такого метода, особенно в отношении его применения к большим установкам комбинированного цикла.

      Кросс-медиа эффекты

      Катализатор очень чувствителен к загрязнению серой в дымовых газах и может нуждаться в дополнительном специальном катализаторе поглощения серы. Система выбрасывает в дымовую трубу CO2, H2O, N2 и незначительные уровни SO2. Из-за маскирования и отравления катализатора требуется ежегодная или шестимесячная очистка катализатора деионизированной водой и раствором карбоната калия (K2CO3). Отработанные чистящие растворы могут быть нейтрализованы и утилизированы через канализационную систему, они безвредны для воды и почвы. Драгоценные металлы на отработанном катализаторе имеют остаточную стоимость и могут быть повторно использованы. Проблема утилизации отходов, вызванная отработанным катализатором, отсутствует.

      Применимость

      Применяется как для новых, так и для модернизированных установок, система эффективно работает при температуре от 150 °C до 370 °C и не ограничивает производительность газовой турбины. Такая установка устанавливается в задней части котла или паровом генераторе рекуперации тепла, в том же участке, что и обычная система СКВ.

      Есть примеры применения в США на небольших газовых электростанциях. Например, турбина внутреннего сгорания мощностью 32 МВт работает на Федеральной когенерационной установке холодного хранения в Калифорнии.

      Экономика

      Представленная смета (таблица 5.68) затрат относится к газовой электростанции с комбинированным циклом мощностью 400 МВт. Приведенные ниже цифры сметы затрат основаны на 8000 ч/год эксплуатации и снижении содержания NOX с 25 до 5 ppm (от 50 до 10 мг/нм3 в виде NO2 при стандартных условиях 0 ° C; 1013 мбар), что составляет примерно 666 тонн удаляемого NOX в год. В эти цифры включены инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание, а также косвенные ежегодные расходы.


      Таблица .. Инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание

№ п/п

Расходы

Единица измерения,
млн евро

Включая

1

2

3

4

1

Инвестиции

19,2

Поставка, монтаж и пуско-наладочные работы

2



Общее техническое обслуживание;




Пар и натуральный газ потребление в цикл регенерации;


Эксплуатация и
техническое обслуживание

1,6

Падение давления на установке (прибл. 10 мбар)
(преобразовано в потребляемую мощность);




Средняя стоимость замены катализатора в год (7 лет




срок службы катализатора для ведущего ряда);




Утилизация/возврат катализатора.

      примечание: дополнительные косвенные ежегодные расходы подрядчика не включены.


      Снижение содержания NOX с 25 ppm до 2 ppm (от 50 до 4 мг/Нм3 в виде NO2 при стандартных условиях 0 ºC; 1013 мбар) будет способствовать увеличению инвестиций в связи с необходимостью дополнительного катализатора. Это также несколько увеличит затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание вследствие увеличения потребления природного газа и пара, а также увеличения перепада давления.

      Второй пример дает стоимость установки в размере 6,2 млн евро для применения этой технологии к газовой турбине мощностью 25 МВт. Эксплуатационные расходы оцениваются примерно в 0,42 млн евро в год, включая техническое обслуживание, пар и природный газ, падение давления в системе и затраты на замену катализатора.

      Эффект от внедрения

      Требования к очень низким выбросам NOX и ограничения к оборудованию для борьбы с загрязнением воздуха, использующего аммиак, особенно для заводов, расположенных в густонаселенных районах.

      Справочная литература

      [76], [9], [77].


5.21.13 Электростатические фильтры (ЭСФ)

      Описание

      См. дополнительные сведения в разделе 3.

      Достигнутые экологические выгоды

      ЭСФ может обеспечить выбросы взвешенных частиц (ТЧ) <10 - 50 мг/Нм3 с сокращением до 95 %. Продувка сажи — это процесс, который выполняется через регулярные промежутки времени для удаления сажи, которая накопилось на печном оборудовании и затруднила надлежащее функционирование. Во время этого процесса содержание ТЧ в выхлопных газах может достигать значений 2000 мг/Нм3. ЭСФ и аналогичные методы удаления пыли, установленные для нормальной работы, эффективны в снижении выбросов взвешенных частиц до приемлемого уровня. Таким образом, ЭСФ, работающие на технологических печах, обычно дают более высокие средние концентрации из-за продувки сажи.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Более подробная информация приведена в разделе 3.

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление электроэнергии, удаление пыли и в некоторых случаях, выбросы аммиака. См. дополнительные сведения в разделе 3.

      Применимость

      ЭСФ широко применяются в установках ФКК, на тепловых электростанциях и в мусоросжигательных заводах. ЭСФ могут быть не применяться к некоторым частицам с высоким электрическим сопротивлением. Они могут быть установлены как на новых, так и на существующих заводах. Для их применения требуется место (пространство).

      Мокрые ЭСФ являются наиболее распространенным типом, используемым для борьбы с выбросами взвешенных частиц в процессах сжигания тяжелого мазута. На нефтеперерабатывающих заводах ЭСФ используются как в установках ФКК, так и в установках крекинга тяжелой нефти и остатков. Они могут использоваться для очистки выбросов при сжигании тяжелого жидкого или твердого топлива.

      Экономика

      Типичные установленные капитальные затраты для ЭСФ составляют от 1 млн до 3,8 млн евро.

      Эффект от внедрения

      Сократить выбросы взвешенных частиц и металлов или других опасных веществ, содержащихся в них.

      Справочная литература

      [12], [5].


5.21.14. Когенерационные установки (КГУ)

      Описание

      Краткое описание можно найти в разделе 3.21.

      Достигнутые экологические выгоды

      При комбинации нефтеперерабатывающего завода/других источников энергии (электрогенераторов) потребление энергии и выбросы CO2 будут сокращены за счет применения концепции когенерации. На других источниках энергии (электрогенераторах) потребление топлива и все связанные с этим выбросы будут снижены, но на НПЗ потребление топлива и выбросы могут увеличиться. НПЗ, который производит свой собственный пар и электроэнергию (без импорта из других источников энергии), может извлечь выгоду из (улучшенной) когенерации. В этих случаях экологические выгоды включают сокращение потребления топлива и связанных с ним выбросов.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Большинство турбин требуют особо стабильной смеси топлива, чтобы быть уверенными в устойчивости пламени, и в основном предназначены для сжигания природного газа. Компоненты топливного газа НПЗ могут значительно варьировать, особенно при производстве избыточного водорода, например, при временном отключении установки гидроочистки, в результате чего избыточный водород направляется в систему топливного газа. Однако эти проблемы, как правило, могут быть преодолены, вплоть до предела около 70 % водорода в топливе.

      Кросс-медиа эффекты

      Воздействия на различные компоненты окружающей среды не были обнаружены.

      Применимость

      В целом применимо. Принципы когенерации пара и электроэнергии также может быть применена к котлам, работающим, например, на жидком нефтеперерабатывающем топливе. Они могут быть предназначены для генерирования паров высокого давления и понизить давление над экспандером/турбогенератором. Экономайзеры и оптимизация регулирования соотношения воздуха и топлива также являются методами, применимыми на когенерационных установках.

      Ряд нефтеперерабатывающих заводов имеют или в настоящее время устанавливают парогазовую турбину (ГТЗЦ) или комбинированную теплоэнергетическую установку (ТЭУ), предназначенную для производства пара и электроэнергии для нефтеперерабатывающего завода. Обычно это делается для полной или частичной замены старой котельной, работающей на мазуте, для снижения эксплуатационных расходов и уменьшения зависимости от других генераторов электроэнергии.

      Эффект от внедрения

      Для производства пара и энергии, которые будут использоваться внутри или за пределами нефтеперерабатывающего завода.

      Справочная литература

      [12], [5].


5.21.15. КотҰл с псевдоожиженным слоем

      Описание

      Альтернативным методом использования тяжелых нефтяных остатков или нефтяного кокса является сжигание в котле с псевдоожиженным слоем для улавливания серы.

      Достигнутые экологические выгоды

      Около 90 % содержания серы в топливе улавливается, и около 50 % кальция в известняке используется для поглощения серы.

      Кросс-медиа эффекты

      Полученный сульфат кальция и непереработанный оксид кальция вместе с никелем и ванадием в топливе выгружаются из котла в виде твердого остатка, который может быть использован в качестве дорожного заполнителя или утилизирован на свалку.

      Такие схемы имеют более низкие показатели улавливания серы, чем газификация, и они не обеспечивают возможности получения водорода. Кроме того, могут возникнуть экологические ограничения против добычи и транспортировки известняка и удаления остатков. По этим причинам газификация в целом может быть более привлекательной в долгосрочной перспективе.

      Применимость

      Комбинация котлов с псевдоожиженным слоем с деасфальтированием растворителя или замедленным коксованием может быть экономически эффективным решением для нефтеперерабатывающих заводов с существующей мощностью установки ФКК и дефицитом пара/мощности.

      Экономика

      Как правило, дешевле, чем газификация.

      Эффект от внедрения

      Сокращение образования твердых отходов.

      Справочная литература

      [12].


5.21.16. Рециркуляция дымовых газов

      Описание

      Внешняя рециркуляция дымовых газов (РДГ) применяется в котлах и нагревателях для увеличения влияния разбавителя, следовательно, для снижения температуры сгорания. Обычно 20 % доступного дымового газа из котельной трубы отводится по каналам для смешивания со свежим воздухом для горения.

      Достигнутые экологические выгоды

      Использование рециркулированного дымового газа в составе воздуха для горения может больше снизить образование NOX.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Этот процесс трудно контролировать, особенно во время неполной загрузки.

      Применимость

      Применяется для котлов и огневых обогревателей. При модернизации (в частности, котлов и печей в режиме принудительной тяги) РДГ увеличивает гидравлические нагрузки и смещает тепловую нагрузку в сторону конвективной секции(секций) и может быть непрактичным.

      Экономика

      Более высокая стоимость, по сравнению с другими первичными мерами.

      Эффект от внедрения

      Для снижения выбросов NOX из котлов и нагревателей.

      Справочная литература

      [21], [23].


5.21.17. Стадия сжигания топлива (дожигание)

      Описание

      Стадия сжигания топлива, также называемая дожиганием, основана на создании различных зон в печи путем ступенчатого впрыска топлива и воздуха. Цель состоит в том, чтобы сократить выбросы NOX, которые уже образовались, обратно в азот. Этот метод добавляет к охлаждению пламени реакцию, с помощью которой органические радикалы способствуют расщеплению NOX. Более подробная информация доступна в справочнике по НДТ "Сжигание топлива на крупных установках с целью получения энергии".

      Достигнутые экологические выгоды

      Достижимые уровни составляют <200 мг/Нм3 эквивалента NO2, особенно для сжигания газа, для которого более легко достижимы самые низкие уровни.

      Кросс-медиа эффекты

      Дополнительное потребление энергии (по оценкам, около 15 %, без какой-либо дополнительной рекуперации энергии).

      Применимость

      Этот метод применяется на уровне печи или котла, но он тесно связан с конструкцией горелки. Он широко используется для сжигания газа. Для сжигания комбинированного и жидкого топлива требуется специальная конструкция горелки.

      Эффект от внедрения

      Сокращение выбросов NOX.

      Справочная литература

      [5], [23].


5.21.18. Переход на малозольные виды топлива

      Описание

      Топливный газ НПЗ и гидроочищенное жидкое технологическое топливо имеет меньшое содержание взвешенных частиц в составе, чем тяжелое жидкое технологическое топливо. Переход на эти виды топлива оказывает положительное влияние на сокращение выбросов взвешенных частиц. Достигнутые технологические показатели взвешенных частиц, а также эффекты между средами, эксплуатационные данные, применимость и экономические аспекты уже были описаны в пунктах 5.21.3. и 5.21.5.


5.21.19. Присадки к топливам

      Описание

      1 -метод: использование извести или известняка в качестве присадки к топливу для улавливания оксидов серы.

      2 -метод: использование присадок на основе магния для ингибирования окисления SO2 в SO3. Магний соединяется с пятиокисью ванадия, образующейся при сжигании тяжелых жидких топлив.

      Достигнутые экологические выгоды

      1 -метод: этот метод уменьшает выделение SO2 примерно на 90 %. Требуется 100 % известняка, превышающего стехиометрическое количество.

      2 -метод: цель этого метода состоит не в том, чтобы уменьшить выбросы SOX, а в том, чтобы уменьшить количество SO3 в шлейфе для уменьшения его видимости.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      2 -метод: объем закачиваемой жидкости составляет около одного литра на каждые 5,6 т сожженного жидкого топлива.

      Кросс-медиа эффекты

      1 -метод: смесь известняка и гипса должна быть утилизирована.

      2 -метод: нет никаких заметных последствий.

      Применимость

      1 - метод: для обычных котлов и печей нефтеперерабатывающих заводов закачка извести или известняка в печь для улавливания серы не допускается. Если нагреватели и котлы представляют собой котлы с псевдоожиженным слоем или котлы с циркулирующей жидкостью для сжигания нефтяного кокса или тяжелого битума, полученного в результате деасфальтизации растворителем, есть возможность закачивать известь/известняк в печь в качестве борьбы с выбросами.

      2 - метод: этот метод был применен в качестве испытательного метода (2008) на европейском нефтеперерабатывающем заводе для уменьшения видимого результата от двух из шести котлов. В 2010 году метод был принят неработающим, так как объект не смог количественно доказать достигнутые улучшения.

      Эффект от внедрения

      Снижение выбросов оксида серы.

      Справочная литература

      [108]


5.21.20. Процессы десульфуризации дымовых газов

      Описание

      К методам десульфурации дымовых газов, которые могут быть рассмотрены на предмет их применения, относятся, например, мокрый известняковый скруббер, процесс Вальтера, процесс Уэллмана-Лорда, процесс SD, процесс AI, процесс SNOX и очистка морской воды. Подробную информацию об этих процессах можно найти в пункте 5.27.4.

      Экономика

      Последние данные о затратах на использование мокрого газового скруббера по сравнению с заменой топлива (природный газ заменяет нефтеперерабатывающее топливо) доступны в [108]).


      5.22. Интегрированное управление нефтеперерабатывающим заводом

      Необходимо применение качественных НДТ.

      Например, пункт 4.1 и иные.


      5.23. Утилизация тепла дымовых газов

      Суть НДТ по утилизации тепла дымовых газов состоит в перераспределении горячих потоков дымовых газа или сырья.


5.24. Комбинированные / комплексные установки НПЗ

      Комбинированные/комплексные установки НПЗ являются системой нескольких различных технологических процессов и могут включать в себя различные техники, по соответствующим технологическим процессам, и рекомендуются к применению в связи с возможностью оптимизации процессов переработки нефти и газа в целом по заводу.


5.25. Методы управления отходами

5.25.1. Обработка и обращение со шламом

      Описание

      Шламы — это полужидкие остаточные отложения, образующиеся в результате очистки сточных вод на промышленных установках. На НПЗ образуется ряд различных типов шламов из следующих источников: резервуары сырой нефти и нефтепродуктов (донные отложения), API сепаратор нефть-вода, установки флокуляции и флотации, а также установки напорной флотации. Биошламы представляют собой значительную категорию шламов с точки зрения содержания нефти и обезвоживаемости. Захоронение отходов, вывоз отходов с целью перемешивания их с верхним слоем почвы строго запрещено.

      Предварительная очистка и очистка шлама. Очистка шлама методом обезвоживания, осушки и/или сжигания направлена на уменьшение объема и остаточного содержания углеводородов с целью экономии затрат на последующую переработку или утилизацию. Принцип механического обезвоживания шлама с помощью декантеров или трикантеров основан на центробежных силах и разнице плотностей между водой, нефтью и взвешенными веществами. Стадии термической переработки подразумевают процессы испарения. Испарение происходит в результате косвенного нагрева и/или разрушения органических компонентов путем термического окисления (сжигания).

      Декантеры широко используются для обезвоживания биошламов. Паровые сушилки применяются практически только для осушки биошлама и зачастую на стадии предварительной очистки перед сжиганием.

      В нефтеперерабатывающей промышленности декантеры повсеместно распространены для обезвоживания и обезжиривания шлама. Выполнены как в виде стационарной, так и передвижной установки, предоставляемой подрядными организациями. Осушенные био- и нефтешламы дополнительно обрабатываются в установках осушки и/или сжигания. Такая обработка практически удаляет нефть из остатков, для которых находят полезное применение.

      Методы обезвоживания нефтешлама применяется только на НПЗ, утилизирующие шламовый кек за пределами своих объектов. Это делается для того, чтобы уменьшить количество шлама и сократить затраты на их утилизацию. Повсеместно используются установки сжигания в цементных печах, углесжигающие электростанции, специальные установки сжигания осушенного шлама, печи и установки утилизации опасных отходов. На НПЗ сушка практически не используется из-за угроз безопасности. В результате обезмасливания/обезвоживания шламы содержат небольшой объем твердых отходов с низким содержанием растворителей (после обработки в центрифуге или пропускание через фильтры) На НПЗ, перерабатывающих нефтешламы, в процессе коксования нефтешламы используются повторно.

      На рисунке 5.42 показана упрощенная технологическая схема эксплуатации декантера в сочетании с топочным устройством с кипящим слоем. Такая схема считается одной из наилучших доступных технологий для сжигания шлама по версии Best Available Techniques Reference Document for Waste Incineration [119]. В топочное устройство с кипящим слоем шламовый кек подается на песчаный слой нагнетательным поршневым насосом.

      Следует отметить, что необходимо тщательно регулировать выбросы SO2, NOX, угарного газа, хлорорганических соединений, ПАУ и тяжелых металлов, образующихся в этих системах, с применением соответствующих мер борьбы с выбросами, которые рассматриваются в справочнике [119].

      Кроме того, другие методы обращения со шламами (включая биологическую очистку) описаны в справочнике 2006 г. по очистке отходов [120].

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема обработки и сжигания шлама


      Достигнутые экологические выгоды

      Образование шламов уменьшается до значений от 0,1 до 0,5 кг на тонну сырья, перерабатываемого на НПЗ.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Проблемы безопасности связаны с запуском и остановом (плановым или аварийным). В связи с этим необходимо следить за положением факела и регулировать систему продувки азотом. Анаэробные и пирофорные отложения (в днище резервуаров) подвержены воспламенению при хранении и сушке.

      Кросс-медиа эффекты

      Последствия сжигания шлама на окружающую среду рассматриваются в Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Waste Incineration.

      Энергопотребность при сушке и сжигания ила сильно зависит от характеристик отложения (содержание воды и остаточной нефти). Энергетическая интеграция со сжиганием кипящего слоя осуществляется двумя процессами: предварительный нагрев первичного воздуха для псевдоожижения происходит привычным способом, а выработка пара из-за экономических аспектов выполняется с помощью систем, способных генерировать более 8 т пара промежуточного давления/ч. Повышенный избыток воздуха необходим для поддержания температуры кипящего слоя, что является существенным недостатком метода сжигания с кипящим слоем.

      Применимость

      Повторное использование нефтешламов в процессах коксования возможна при наличии такой установки и соответствующих технических характеристик конечного продукта. Установки обезвоживания шлама полностью применимы и в основном используются для минимизации отходов перед сжиганием. Установка для сжигания с кипящим слоем — это опробованная технология, широко применяемая в промышленности по переработке отходов.

      Применение декантеров считается надежным, передовым и проверенным методом очистки сточных вод со сниженным количеством отходов. Стационарные декантеры установлены на НПЗ городов Годорф, Гетеборг и Станлоу. Несколько раз в год привлекаются подрядные организации. Они перерабатывают шлам на самом объекте либо за его пределами следующими способами: декантирование, сушка, сжигание в печах для обжига цемента, с задействованием электростанций, переработка в промышленные/бытовые отходы или использование специальных установок сжигания нефтешлама.

      Применение установки сжигания нефтешламов на основе процесса псевдоожижения считаются современным способ утилизации отходов, но требует усовершенствованного метода проектирования и управления технологическим процессом. На нескольких НПЗ такие установки используются ещҰ с 1970 -х годов. На сегодняшний день некоторые из них заменены другими, экономически выгодными установками, так как иначе очистка дымовых газов потребовала бы дополнительного оснащения и вложения инвестиций. Смешивание нефтяных шламов с другими отходами и использование их в качестве вторичного топлива в печах для обжига цемента и/или на электростанциях считается приемлемым способом утилизации, если такие установки применяют соответствующие меры борьбы с выбросами. Международные подрядные организации по работе со шламом используют либо передвижные декантеры, либо сушильные системы для извлечения нефти, либо стационарные системы очистки нефтешламов.

      Экономика

      Для установки мощностью 4 т/ч шламого кека (20 % сухих веществ) требуется площадь около 50х100 м, включая резервуары и установку полной очистки дымовых газов и золы. Высота установки обычно составляет 12 - 15 м (резервуары, печи, котел-утилизатор, ЭСФ, шлаковый бункер), а дымовая труба высотой 40 м и больше, в зависимости от наличия дополнительных установок. Описанная выше система подходит для крупного НПЗ производительностью 20 т/год и требует капитальных вложений в размере около 37,5 млн евро (включая саму установку). Эксплуатационные расходы составляют 500 - 700 евро за тонну сухих взвешенных веществ. Если крупномасштабные печи сжигания шлама, установленные на объекте, располагают технической возможностью перерабатывать промышленные шламы, то установка специальной системы сжигания шлама экономически не оправдана.

      Дымовые газы используются декантерами с усовершенствованной системой сушки нефтешлама. Такая установка займет всего 10 - 15 % от указанной выше площади объекта. В то время как дорогостоящая очистка потребовала бы 5 млн евро капитальных вложений.

      Эффект от внедрения

      Извлечение нефти. Снижение эксплуатационных расходов. Законодательство, регулирующее обращение с отходами


5.25.2. Биологическое разложение отходов

      Этот раздел рассматривает методы биологического разложения отходов НПЗ, используемых непосредственно на самих НПЗ. Информация по методам рекультивации загрязненной почвы в этом разделе не рассматривается.

      Описание

      Многие опасные химические вещества, содержащиеся в отходах НПЗ, преобразуются микробиологическими методами в неопасные соединения, такие как вода и углекислый газ. В целом загрязняющие вещества разлагаются в почве очень медленно, так как для этого процесса требуются оптимальные условия, например, использование биореакторов. Необходимо выполнить ряд условий, чтобы биоразложение происходило быстрее.

      Современные методы биоразложения направлены на улучшение необходимых условий. Нужные микроорганизмы для биоразложения либо уже присутствуют в отходах, либо следует добавить их (если разложение предполагает их наличие). Такие микроорганизмы специально отбирают и подготавливают для переработки.

      Другие методы биоразложения описаны в справочнике по обработке отходов [120].

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Наиболее важные факторы биоразложения заключаются в необходимости контроля температуры, достаточного количества кислорода, питательных веществ и соответствующих микроорганизмов. Также важно учесть уровень концентрации загрязняющих веществ и динамику ее изменения. Присутствие токсичных соединений нарушает процесс биоразложения. Иногда присутствие природных органических соединений оказывает положительное влияние на процесс.

      Таким образом, для увеличения скорости разложения отходов НПЗ необходимо следующее:

      достаточное количество микроорганизмов нужных штаммов;

      нетоксичные концентрации загрязняющих веществ или других соединений;

      расчет точного количества воды;

      нужный объем питательных веществ (в основном фосфора и азота в соотношении 1:10);

      необходимое количество кислорода для аэробных процессов и полное отсутствие кислорода для анаэробных процессов;

      оптимальная температура (20 - 30 C);

      pH 6 – 8;

      регулировка температуры;

      необходимо принять меры для предотвращения выбросов в атмосферу летучих загрязняющих веществ или продуктов разложения. Для предотвращения выбросов в воду и почву применяются плотные настилы на территории объекта, отработанный воздух очищается, а лишняя вода используется повторно.

      наличие загрязняющих веществ (предпочтительно без высоких пиковых концентраций) для разложения, а именно хорошее смешение питательных веществ, отходов, инертных (например, почвы) и загрязняющих веществ.

      Справочная литература

      [120], [13].


5.26. Методы снижения выбросов

      В этом разделе представлена отраслевая информация о ключевых методах управления, сокращения и уменьшения выбросов, которые применяются или могут быть применены для выбросов в атмосферу при переработке нефти и газа.

      В этом разделе можно найти общую информацию об экологических преимуществах, влиянии на разные среды, эксплуатационных данных и применимости, которые не были представлены в других разделах. В дополнение к этим методам, которые могут появиться в ходе производственной деятельности, этот раздел также содержит процессы на выходе из трубы, которые касаются всего нефтеперерабатывающего завода и также должны учитываться при определении НДТ. К этой категории относятся установки регенерации серы, факелы, а также очистка амином и очистка сточных вод.


5.26.1. Методы снижения выбросов CO

      Описание

      Котлы дожига оксида углерода (котлы СО) и катализаторы восстановления CO (и NOX). Первичные меры по снижению выбросов CO:

      соответствующий оперативный контроль;

      постоянная подача жидкого топлива во вторичный обогреватель;

      соответствующее перемешивание дымовых газов;

      каталитический дожиг;

      окисляющие катализаторы.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение выбросов CO. Выбросы на выходе из котла CO: <100 мг/Нм3. В случае обычного сжигания концентрация CO ниже 50 мг/Нм3 достижима при температурах выше 800 ° C, при достаточной подаче воздуха и достаточном времени удерживания.

      Справочная литература

      [114].


5.26.2. Варианты контроля выбросов CO2

      Описание

      В отличие от обработки дымовых газов SO2, NOX или взвешенными частицами, подходящая технология снижения выбросов CO2 недоступна. Доступны методы отделения CO2, но проблема заключается в эффективном управлении энергопотреблением, включая:

      улучшение теплообмена между потоками нефтеперерабатывающих заводов;

      интеграция процессов нефтепереработки во избежание промежуточного охлаждения компонентов;

      улавливание отходящих газов и их использование в качестве топлива (например, улавливание факельного газа);

      использование теплоты дымовых газов;

      использование топлива с высоким содержанием;

      эффективные методы производства энергии; это означает максимально возможную рекуперацию энергии от сгорания топлива;

      улавливание, транспортировка и хранение (CCS - улавливание и хранение углерода) выбросов CO2.

      Поскольку вариант CCS еще не доступен в масштабе одного участка, выбор методов борьбы с выбросами следует применять с учетом возможности дальнейшего использования CO2.

      Достигнутые экологические выгоды

      Снижение выбросов CO2.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные Рациональное использование энергии требует хорошей работы для максимальной рекуперации тепла и управления технологическим процессом (например, избыток O2, тепловые балансы между рефлюксом, температура продукта при хранении, осмотр и очистка оборудования).

      Кросс-медиа эффекты

      Использование топлива с высоким содержанием водорода снижает выбросы CO2 на нефтеперерабатывающих заводах, но в целом не приведет к сокращению выбросов CO2, поскольку эти виды топлива не будут доступны для других целей на заводе.

      Справочная литература

      [120], [13].


5.26.3. Методы снижения выбросов NOX. Низкотемпературное окисление NOX

      Описание

      В процессе низкотемпературного окисления NOX озон вводится в поток дымовых газов при оптимальных температурах ниже 150 ºC для окисления нерастворимых NO и NO2 в хорошо растворимый в воде N2O5. N2O5 удаляется в мокром скруббере с образованием разбавленных сточных вод азотной кислоты, которые можно использовать в производственных процессах или нейтрализовать для выпуска в окружающую среду.

      Достигнутые экологические выгоды

      Низкотемпературное окисление NOX может обеспечить удаление NOX от 90 до 95 % при постоянном уровне NOX до 5 ppm. Дополнительные преимущества — это возможность рекуперации тепла из топливного газа. Весь процесс контролируется, чтобы не производить вторичных газообразных выбросов. Поскольку озон используется в качестве окислителя, выбросы CO, ЛОС и аммиака также снижаются.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Использование озона и низкие оптимальные температуры процесса обеспечивают стабильные условия обработки. Энергозатраты на производство озона колеблются от 7 до 10 МДж / кг (2 - 2,8 кВт·ч/кг) производимого озона с концентрацией 1 - 3 % по весу с подачей сухого кислорода. Температура должна быть ниже 150 ºC, чтобы свести к минимуму разложение озона. Для топлива с тяжелыми взвешенными частицами может потребоваться дополнительное оборудование.

      Кросс-медиа эффекты

      Озон должен производиться на месте по необходимости из хранимого O2. Существует опасность утечек токсичного озона.

      Низкотемпературное окисление (LoTOX) обязательно должно быть связано с новой или существующей очистной установкой и приводит к образованию сточных вод, подлежащих надлежащей очистке. Возможно, придется рассмотреть вопрос об увеличении нитратной нагрузки на существующие очистные сооружения вместе с соответствующими затратами на контроль нитратов. При этом образуется азотная кислота, которую необходимо нейтрализовать с помощью щелочи, используемой в секции очистки.

      Применимость

      Этот процесс был разработан и известен как технология снижения выбросов NOX с использованием скрубберов. Эффективность удаления NOX напрямую связана со скоростью закачки озона и ее регулированием в реальном времени по отношению к целевой концентрации NOX на выходе. Выход NOX можно регулировать, изменяя заданное значение на системном контроллере.

      Этот процесс может использоваться в качестве автономной системы обработки или может следовать за другими модификациями сжигания и системами дожигания, такими как горелки с низким уровнем выбросов NOX, СКВ или удаление SOX, в качестве заключительного этапа полировки, включая устранение проскоков аммиака. Его можно легко модернизировать на существующем заводе.

      Этот процесс используется на коммерческих установках США в таких секторах, как травление кислотой, плавка свинца, паровые котлы и котлы, работающие на угле. Кроме того, ряд устройств ФКК были модернизированы такой технологией в США.

      Экономика

      Этот метод требует минимальных затрат на обслуживание и минимального интерфейса оператора. Относительные капитальные затраты и эксплуатационные расходы, указанные поставщиками технологий, утверждают, что они равны или меньше систем типа СКВ (Селективное каталитическое восстановление).

      Перспективное исследование потенциального контроля над существующими основными промышленными источниками SO2 и NOX в Колорадо (США) предоставляет данные о совокупном капитале и годовых эксплуатационных затратах, выраженные на тонну сокращенных выбросов NOx для некоторых промышленных секторов. На нефтеперерабатывающих заводах указанная заявка (с использованием обновленных экономических данных Агентства по охране окружающей среды США за 2005 г.) касается установок FCC (жидкий каталитический крекинг) с затратами в диапазоне от 1391 до 1595 евро за тонну (1884 - 2161 долларов США за тонну, исходя из обменного курса 0,73822 01.07.2007). Для сравнения доступны другие диапазоны затрат для мокрых обжиговых печей 2303 - 2454 евро за тонну (3102 - 3324 долл. США за тонну) и сухих печей 1717 - 1963 евро за тонну (2327 - 2659 долл.США за тонну) в цементной промышленности.

      Справочная литература

      [106], [108].


5.26.4. Сокращение выбросов и использование катализатора процессов переработки нефти

      Описание

      Более подробная информация приведена в разделе 3.5.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сокращение технологических выбросов и сокращение потребления кислоты и, следовательно, отходов. Мощные установки полимеризации позволяют снизить потребление фосфорной кислоты до уровня 0,1 - 0,2 г/т получаемого полимера. Другой источник сообщает, что типичный расход катализатора (H3PO4+носитель) составляет около 1,18 кг катализатора на тонну произведенного полимера.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Имеющиеся данные приведены в таблице 5.69.


      Таблица .. Стандартное потребление энергии на полимеризационной установке

№ п/п

Коммунальные сети

Потребление

1

2

3

1

Электрическая мощность (кВт/тонна продукта C5+ )

20 - 28

2

Пар (т/тонна продукта C5+ )

0.7 - 1.1

3

Охлаждение (м3/тонна продукта C5+ )

4.4 - 6.0


      Кросс-медиа эффекты

      Отсутствие воздействия на различные компоненты окружающей среды.

      Применимость

      Обычно используется в качестве производственного процесса.

      Экономика

      Процесс каталитической конденсации относительно прост в эксплуатации и требует минимальных затрат труда. Его простота отражена в эксплуатационных требованиях, приведенных в таблице 5.70.


      Таблица .. Типичные эксплуатационные расходы процесса каталитической конденсации

№ п/п

Типичные эксплуатационные расходы

1

2

3

1

Стоимость катализатора и химикатов (евро/тонна продукта C5+)

5,00 - 8,20

2

Трудовые и эксплуатационные расходы (рабочая сила)

1 оператор-помощник

3

Типичные эксплуатационные расходы (евро/тонна продукта C5+)

20 - 30

4

Инвестиции (евро1 995/(тонна/год) продукта C5+)

50 - 95


      Требуется только один оператор. В целом расходы на эксплуатацию установки каталитической конденсации колеблется от 16 до 22,6 евро за м3 С5+полимерный бензин. Данные расходы включают инженерное обеспечение, рабочую силу, катализаторы, химикаты и надбавку за роялти на установку, но не включает никаких прямых или косвенных капитальных затрат.

      Эффект от внедрения

      Производственный процесс.

      Примеры

      Некоторые процессы полимеризации присутствуют на европейских нефтеперерабатывающих заводах. В настоящее время единицы алкилирования преобладают над единицами полимеризации, хотя единицы полимеризации дешевле.

      Справочная литература

      [78], [4], [9].


5.26.5. Методы снижения выбросов. Селективное некаталитическое восстановление (СНКВ)

      Описание

      СНКВ – это некаталитический процесс удаления оксидов азота из дымовых газов с помощью газофазной реакции аммиака или мочевины при высоких температурах (обычно от 850 °C до 1100 °C). Этот метод, также называемый термическим DeNOX, восстанавливает NOX до азота и воды. Для достижения хорошего перемешивания небольшое количество реагента вводят вместе с газом-носителем, обычно воздухом или паром.

      Достигнутые экологические выгоды

      Может быть достигнуто снижение на 25 - 70 %, что дает значения менее 200 мг/Нм3.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Скорость снижения NOX во многом зависит от возможности согласования следующих температурных окон с минимальным временем пребывания в температурном окне 0,2 - 0,5 с:

      850 - 1000 °C, для аммиака и едкого аммиака (оптимально 950 °C);

      800 - 1100 °C, для мочевины (оптимально 1000 °C).

      Ввод реагента ниже этого температурного окна приводит к чрезмерному проскоку аммиака. Ввод реагента выше температурного окна приводит к увеличению выбросов NOX. В некоторых случаях предполагалось, что химические усилители, такие как водород, необходимы для ускорения реакции при более низких температурах, но об этом типе применения в нефтеперерабатывающей промышленности не сообщается.

      Аммиак, образующийся при отпаривании кислой воды (см. пункт 5.28.1), можно использовать в качестве агента DeNOX. Это также зависит от концентрации NOX на входе, которую необходимо уменьшить, потому что и при оптимальных тепловых условиях существует нижний предел технически достижимого выхода восстановления и концентрации на выходе из-за конкретных условий смешивания и химической кинетики.

      Кросс-медиа эффекты

      Неотъемлемым ограничением метода СНКВ является выброс небольшого количества непрореагировавшего NH3 (проскок аммиака) в поток дымовых газов. Проскок аммиака обычно находится в диапазоне 5 - 20 ppm (3 - 4 мг/Нм3), причем более высокие значения связаны с более высоким восстановлением NOX. Агентство по охране окружающей среды США определило аммиак как самый крупный прекурсор мелких взвешенных частиц (загрязнение воздуха (2,5 мк и меньше) в стране).

      Побочным эффектом, вызывающим особую озабоченность, является образование сульфатов аммония при сжигании серосодержащего топлива, такого как жидкое технологическое топливо. Сульфаты вызывают загрязнение и коррозию оборудования, расположенного ниже по потоку.

      Водный аммиак, безводный аммиак или мочевина могут использоваться в качестве реагента в системе СНКВ. Хранение газообразного или сжиженного безводного аммиака имеет большой потенциал опасности. Поэтому по возможности после соответствующей оценки рисков следует использовать жидкий раствор аммиака (25 %) или мочевины.

      N2O — это побочный продукт, образующийся при использовании СНКВ. Восстановление на основе мочевины генерирует больше N2O, чем системы на основе аммиака. В системах на основе мочевины не более 10 % выведенных NOX превращается в N2O [103, EPA 2002].

      Применимость

      СНКВ обычно применяется к дымовым газам от нагревателей и котлов. Требуется лишь очень небольшое пространство, в основном, для хранения NH3.

      В некоторых случаях эксплуатационные и физические ограничения могут затруднить дооснащение, например, необходимое температурное окно может возникнуть в середине ряда труб котла и может привести к попаданию впрыскиваемого химического вещества в трубы.

      Применяется в установках ФКК, технологических печах и котлах.

      Экономика

      Соображения стоимости включают начальные капитальные затраты на модификацию печи или котла, трубопроводов для ввода реагента, системы подачи реагентов и текущих затрат на реакцию аммиака или мочевины с NOX.

      Справочная литература

      [78], [9].


5.26.6. Методы снижения выбросов. Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

      Описание

      Также известен как каталитический DeNOX. Пары аммиака / мочевины смешиваются с дымовыми газами через решетку для впрыска перед тем, как пройти через катализатор для завершения реакции. Доступны различные рецептуры катализаторов для различных температурных диапазонов: цеолиты для температур 300 - 500 °C, традиционные неблагородные металлы, используемые при температуре от 200 °C до 400 °C, а также металлы и активированный уголь для применения при самых низких температурах (150 - 300 °C). Более подробную информацию об этом методе можно найти в [6].

      Достигнутые экологические выгоды

      СКВ особенно подходит для ситуаций со строгими стандартами выбросов. С помощью СКВ эффективность удаления 80 - 95 % может быть достигнута, как правило, для входных концентраций более 200 мг/Нм3. Уровни остаточного NOX в дымовой трубе 10 - 20 мг/Нм3 могут быть достигнуты путем применения СКВ в газовых котлах и печах. При сжигании тяжелых остатков могут быть достигнуты выбросы <100 мг/Нм3 (3 % O2, среднее за получасовое значение, эффективность до 90 %).

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Теоретическое количество восстанавливающего агента для удаления 1 кг NOX зависит от отношения NO к NO2 в объединенной концентрации NOX, поскольку для стехиометрии реакции требуется один моль аммиака для восстановления одного моля NO и два моля на один моль NO2. Особого внимания требуют приложения, в которых в отходящих газах присутствуют загрязняющие вещества, такие как SO3, сажа или другие взвешенные частицы. Присутствие SO3 и аммиака может привести к образованию сульфатов аммония, если температура дымовых газов опускается ниже температуры осаждения соли аммония. Сульфаты аммония могут оказывать вредное воздействие на катализатор из-за маскировки активных центров и могут привести к загрязнению последующих теплообменников. Дезактивацию катализатора можно уменьшить, обеспечив работу технологической установки выше температуры осаждения соли аммония.

      Катализатор имеет общий срок службы от 4 до 7 лет для сжигания жидкого топлива и от 7 до 10 лет для сжигания газа, но сообщалось о более коротких сроках службы в особенно неблагоприятных условиях. Для многотопливного катализатора СКВ срок службы катализатора, вероятно, зависит от самого тяжелого топлива. Падение давления в слое катализатора приведет к небольшому дополнительному потреблению энергии вентиляторами в системе или потере эффективности в случае применения газовой турбины (что эквивалентно 0,5 - 1 % подводимого тепла).

      Повторный нагрев дымовых газов может потребоваться, если СКВ расположен после процессов мокрой очистки или в приложениях с низкими температурами дымовых газов. Минимальная рабочая температура для блока СКВ зависит от типа и состава катализатора и зависит от области применения. Согласно исследованию нефтеперерабатывающего завода API (Италия), топливный газ, необходимый для повышения температуры (примерно до 270 °C), может привести к дополнительным выбросам CO2, порядка 5750 т/год на 100 т сокращенных выбросов NOX.

      На нефтеперерабатывающем заводе Preem Gothenburg (SE) на установке риформинга используется система СКВ низкотемпературного типа (185°C), позволяющая снизить выбросы NOX на 90 %. На НПЗ Preem Lysekil (SE) СКВ, используемая на установке ФКК, сообщает о проскоке NH3 <5 ppm (<3,5 мг/Нм3) на основании данных непрерывного мониторинга с 2010 по 2011 год.

      Кросс-медиа эффекты

      Ниже можно кратко изложить основные кросс-медиа эффекты.

      Как и в случае с СНКВ, внутренним ограничением метода СКВ является выброс небольшого количества непрореагировавшего NH3 (проскок аммиака) в потоке дымовых газов. Проскок аммиака обычно находится в диапазоне 2 - 10 ppm (1,4 - 7 мг/Нм3 при 25 ºC), более высокие значения связаны с более высоким восстановлением NOX и, более конкретно, с условиями в конце цикла катализатора. Следует отметить, что проскок аммиака зависит от многих факторов, включая скорость закачки NH3, активность катализатора, распределение дымовых газов, управляемость процесса.

      Отработанный катализатор следует утилизировать надлежащим образом.

      Что касается СНКВ, в качестве реагента в системе СКВ можно использовать водный аммиак, безводный аммиак или мочевину. Хранение газообразного или сжиженного безводного аммиака имеет большой потенциал опасности. Поэтому, когда это возможно, после соответствующей оценки рисков, как правило, предпочтительнее жидкий раствор аммиака (25 %) или мочевины.

      Небольшое количество SO2 окисляется до SO3 над катализатором СКВ. В достаточных количествах SO3 в дымовых газах может повлиять на непрозрачность шлейфа.

      Дополнительный расход топлива может потребоваться для повышения температуры дымовых газов печи до температуры, необходимой для катализатора. В этом случае будут произведены дополнительные выбросы CO2 (см. пункт настоящего раздела "Эксплуатационные данные и экономика").

      Применимость

      СКВ применяется для дымовых газов сгорания или технологических отходящих газов (например, установка ФКК). Внедрение системы СКВ в существующую установку является проблемой из-за проблем с пространством, давлением и температурой. Часто можно найти творческие решения для снижения затрат на модернизацию. Более высокие рабочие температуры уменьшают размер катализатора и затраты, но усложняют его модернизацию. Более низкие рабочие температуры увеличивают требуемый объем катализатора и затраты, но часто позволяют провести более простую модернизацию.

      Пока что преобладают рабочие температуры от 200 ºC до 450 ºC. Эти температуры обычно доступны перед секцией экономайзера или воздухоподогревателем котла. Газовые печи нефтепереработки обычно имеют температуру дымовой трубы 150 - 300 °C. В зависимости от содержания серы в дымовых газах в хвостовой части может применяться среднетемпературный (MT) или низкотемпературный (LT) катализатор. Катализаторы цеолитного типа вышли на рынок. В США этими катализаторами оснащен ряд газовых турбин.

      Комбинированные методы удаления SO2 и NOX также используют такой катализатор, например, процесс DeSОNOX [7, COM 2006]. Что касается сжигания жидкого топлива, могут применяться только катализаторы МТ из-за присутствия серы и взвешенных частиц. Катализаторы МТ широко применялись на угольных электростанциях, преимущественно в условиях, когда дымовой газ по-прежнему содержит всю летучую золу и SO2 из котла. Две другие конфигурации: низкий уровень запыленности / высокий уровень SO2 и низкий уровень запыленности / низкий уровень SO2 (конфигурация хвостовой части).

      Имеется небольшой опыт использования СКВ для установок, использующих вакуумный остаток в качестве топлива. Однако электростанция нефтеперерабатывающего завода TOTAL Mitteldeutschland в Германии использует вакуумный остаток, остаток висбрекинга и суспензию установки ФКК в качестве топлива в своих трех нагревателях, работающих на жидком топливе. Установка СКВ в конфигурации с высокой запыленностью устанавливается после нагревателей, очищая газ от NOX до концентраций ниже 150 мг/Нм3 (подробные наборы данных см. пункт 5.9.5). Неснижаемые концентрации летучей золы при сжигании мазута находятся в диапазоне от 100 до 600 мг/Нм3 (с самыми высокими значениями для остатков вакуума). СКВ, применяемый в этих условиях, может забиваться летучей золой и сульфатами. Потенциал осаждения сульфата обычно выше в вакуумном остатке из-за высокого содержания серы (2,5 - 4 %).

      Падение давления может быть важным при рассмотрении возможности применения СКВ в системе дымовых газов. По этой причине печь с естественной тягой, вероятно, не могла быть оснащена им.

      См. пункт 5.27.9 для получения информации о комбинированном методе SNOX.

      СКВ применялся для отходящих газов установки ФКК, газовых турбин, технологических котлов и технологических нагревателей. Он успешно применяется в самых разных сферах применения: угольные и мазутные электростанции, мусоросжигательные заводы, дизельные и газовые двигатели, газотурбинные установки, паровые котлы и печи нефтепереработки (например, установки риформинга нафты в США, установки парового риформинга, сырой и установки вакуумной перегонки, установки термического крекинга и гидрообработки) и установки ФКК. Меньше опыта работы с дымовыми газами от сжигания мазута с высоким содержанием серы.

      СКВ широко используется на электростанциях в Японии, Германии и Австрии, а также на газотурбинных установках в Нидерландах и Калифорнии в США. СКВ также широко используется на мусоросжигательных заводах. На сегодняшний день СКВ успешно применяется во всем мире в процессах нефтепереработки, таких как электростанции и установки ФКК. Например, на нефтеперерабатывающих заводах в Японии применение СКВ является обычным явлением. На европейских нефтеперерабатывающих заводах найдено более шести применений (Австрия, Нидерланды и Швеция).

      Экономика

      Инвестиции в новую систему СКВ во многом зависят от объема дымовых газов, содержания в них серы и пыли, а также сложности модернизации. Для существующих установок возможное расположение слоя катализатора часто ограничено пространственными ограничениями, что приведет к дополнительным затратам на модернизацию.

      Установка двух блоков СКВ была изучена в 2007 году на нефтеперерабатывающем заводе API (Италия) с целью снижения выбросов NOX из газовых печей: одна на установке термического крекинга с оценкой инвестиционных затрат (аммиачная система, компрессор, проектирование и установка) 2,2 млн евро, и один - на трубных печах - 3 миллиона евро. Оба СКВ имеют расчетную производительность по снижению выбросов NOX на 85 - 87 % (от среднего значения 120 мг/Нм3, с текущими горелками с низким уровнем выбросов NOX, до 15 мг/Нм3) и поток дымовых газов около 55000 Нм3/ч. Проект не был завершен.

      В таблице 5.71 приведены данные о рентабельности использования СКВ в различных условиях.


      Таблица .. Данные о рентабельности модернизации СКВ для различных установок нефтепереработки

№ п/п

СКВ

Рентабельность в евро за тонну удаленных NOX (включая капитальные затраты в размере 15 %)

1

2

3

1

Нагреватели и котлы, работающие на смеси нефтеперерабатывающих заводов

8300 - 9800
12000
4200 - 9000

2

Котлы на мазуте

5000 - 8000
4500 - 10200

3

Газовые турбины, работающие на природном газе или смеси нефтеперерабатывающих заводов

1700 - 8000

4

Установки каталитического крекинга

2800 - 3300


      Справочная литература

      [78], [4], [9], [6].


5.26.7. Выбросы взвешенных частиц. Циклоны

      Выбросы взвешенных частиц из установок нефтепереработки включают в себя частицы, присутствующие в дымовых газах из печей, в частности сажу, мелкие частицы катализатора, выбрасываемые из установок регенерации ФКК и других процессов на основе катализаторов, при обращении с коксом и коксовой мелочью, а также золой, образующейся во время сжигания шламов. Взвешенные частицы, образующиеся на нефтеперерабатывающем заводе, содержат металлы. Следовательно, уменьшение содержания частиц снижает выбросы тяжелых металлов от нефтеперерабатывающего завода. Размер частиц может варьироваться от больших молекул размером несколько десятых нанометра до крупной пыли, возникающей в результате истирания катализатора. Обычно различают аэрозоли размером <1 - 3 мкм и более крупные частицы пыли. Предотвращение образования мелких частиц <10 мкм (PM10) особенно важно с точки зрения влияния на здоровье.

      Доступные методы удаления пыли можно разделить на сухие и влажные методы или их комбинацию. Ниже кратко обсуждаются обычные методы, применяемые на нефтеперерабатывающих заводах для снижения выбросов пыли. Сухие методы основных процессов обеспыливания включают циклоны, электрофильтры и рукавные фильтры. Некоторые влажные методы, такие как скрубберы, также могут использоваться, в основном в качестве более тонкой обработки.

      Описание

      Принцип циклонного разделения основан на центробежной силе, посредством которой частицы отделяются от газа-носителя. Более подробную информацию можно найти в Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector. Данные о применении циклонов в установках ФКК доступны в пункте 5.9.10.

      Достигнутые экологические выгоды

      Циклоны используются для снижения концентрации пыли в диапазоне от 100 до 500 мг/Нм3. Новая конструкция циклона, называемая вращающимся сепаратором взвешенных частиц, способна эффективно удалять частицы размером > 1 мкм; однако эта конструкция имеет ограниченную производительность по сравнению с обычным циклоном. Третий вид циклонов мультициклоны, позволяют снизить выбросы взвешенных частиц на 90 % (100 - 400 мг/Нм3). Современные мультициклоны, используемые в качестве циклонов третьей ступени, позволяют снизить выбросы взвешенных частиц на 80 % до примерно 50 мг/м3.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Циклоны могут быть рассчитаны на работу при высоких температурах и давлении. Оборудование для сбора пыли обычно простое в эксплуатации и полностью автоматизировано. Для сухой сепарации инженерные сети не нужны. Для удаления пыли обычно не используются никакие добавки. Иногда собранную пыль необходимо повторно смачивать, чтобы предотвратить распространение пыли во время работы.

      Кросс-медиа эффекты

      По своей природе циклоны эффективны для более крупных частиц, но не отделяют и не задерживают самую мелкую часть выбрасываемой пыли. Кроме того, уменьшение воздействия на окружающую среду лучше всего достигается, если для собранной пыли найден полезный выход. Сбор пыли — это, по сути, смещение проблемы выбросов в атмосферу к проблеме отходов. При смачивании пыли образуются шламы, необходимо предусмотреть их утилизацию.

      Применимость

      Мультициклоны, используемые в установках ФКК или коксовальных установках, не способны удалять мелкие взвешенные частицы (PM10 = пыль <10 мкм), и поэтому они в основном используются в качестве стадии предварительного разделения.

      На нефтеперерабатывающих заводах в установках ФКК и РКК используются мультициклоны, часто вместе с ЭСФ (электрофильтры).

      Эффект от внедрения

      Потоки технологического газа часто необходимо очищать, чтобы предотвратить загрязнение катализаторов или продуктов, а также во избежание повреждения оборудования, такого как компрессоры. Токсичные и другие опасные вещества (например, коксовая мелочь и каталитическая мелочь, содержащая тяжелые металлы) должны быть удалены в соответствии с правилами загрязнения воздуха и из соображений экологии.

      Справочная литература

      [110], [78].


5.26.8. Выбросы взвешенных частиц. Электрофильтр (ЭСФ)

      Описание

      Основной принцип работы электрофильтров (ЭСФ) прост. Текущий газ ионизируется при прохождении между высоковольтным электродом и заземленным (осадительным) электродом. Частицы пыли заряжаются в создаваемом электрическом поле и притягиваются к заземленному электроду. Осажденная пыль удаляется с электродов механически, обычно с помощью силы вибрации (сухой ЭСФ) или промывкой водой (влажный ЭСФ).

      Достигнутые экологические выгоды

      Электрофильтры способны собирать большие количества пыли, включая очень мелкие частицы, с высокой эффективностью. ЭСФ могут достигать значений <10 - 50 мг/Нм3 (снижение на 95 % или выше только при более высоких концентрациях на входе). Однако существует "окно" проникновения в субмикронном (0,1 - 1 мкм) диапазоне размеров, где эффективность улавливания снижается.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      ЭСФ потребляет немного электроэнергии. Для удаления пыли обычно не используются никакие добавки. Иногда собранную пыль необходимо повторно смачивать, чтобы предотвратить распространение пыли во время работы.

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление электроэнергии, удаление пыли и в некоторых случаях выбросы аммиака. Кроме того, высокое напряжение в ЭСФ представляет новую опасность для нефтеперерабатывающих заводов. В некоторых установках может быть введен аммиак для улучшения характеристик ЭСФ. Для этих установок выбросы аммиака возникают в результате пропуска аммиака через ЭСФ. Пыль, собранная в ЭСФ, требует утилизации, если нет полезного выхода. При промывке фильтров водой образуются шламы, нужно предусмотреть их утилизацию.

      Применимость

      Электрофильтры можно найти в установках ФКК, процессах десульфурации дымовых газов, электростанциях и мусоросжигательных заводах. Это может быть неприменимо для некоторых частиц с высоким электрическим сопротивлением. Обычно их можно устанавливать на новых и существующих заводах.

      На нефтеперерабатывающих заводах мультициклоны и ЭСФ используются в установках ФКК и установках крекинга тяжелой нефти и остатков.

      Экономика

      Некоторые недавние примеры затрат на ЭСФ для блоков установки ФКК доступны в пункте 5.9.11. Как правило, затраты на утилизацию отходов не включаются и должны учитываться при расчете общей стоимости.

      Эффект от внедрения

      Потоки технологического газа часто необходимо очищать, чтобы предотвратить загрязнение катализаторов или продуктов, а также во избежание повреждения оборудования, такого как компрессоры. Токсичные и другие опасные вещества (например, коксовая мелочь и мелкие частицы катализатора, содержащие тяжелые металлы) должны быть удалены в соответствии с правилами загрязнения воздуха и из соображений гигиены.

      Справочная литература

      [106].


5.26.9. Выбросы взвешенных частиц. Фильтрация

      Описание

      Рукавные фильтры с обратной продувкой см. пункт 5.9.12.

      Достигнутые экологические выгоды

      Фильтры с обратной продувкой с использованием сплошных и сетчатых фильтрующих элементов могут достигать значений по взвешенным частицам менее 5 мг/Нм3. Они более эффективны, чем циклоны и ЭЦН, по улавливанию самых мелких взвешенных частиц. Такие фильтры могут обеспечить фильтрацию, которая гарантирована для взвешенных частиц с минимальной гранулометрией 0,8 - 1 мкм.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Оборудование для сбора пыли обычно простое в эксплуатации и полностью автоматизировано. Для сухой сепарации требуются ограниченные вспомогательные системы.

      Кросс-медиа эффекты

      Как и в других методах сухой сепарации, снижение воздействия на окружающую среду лучше всего достигается, если используется эффективный способ утилизации собранной пыли. Сбор пыли – это переход от проблемы выбросов в атмосферу к проблеме отходов. В случае применения обычных тканевых материалов срок службы фильтрующего материала ограничен (1 - 2 года), что может создать проблемы с утилизацией. В случае жгутов из твердой керамики / сплава срок службы намного больше, но жгуты могут время от времени нуждаться в химической очистке, если в конечном итоге происходит постепенное увеличение падения давления из-за закупоривания, что порождает еще одну проблему устранения отходов.

      Применимость

      Рукавные фильтры эффективны, за исключением применений с пылью высоко адгезивными свойствами или при температурах выше 240 ºC. В зависимости от проектных параметров расхода они могут достигать значительных объемов и потребности в пространстве.

      Сплошные жгутовые фильтры намного компактнее и могут выдерживать гораздо более высокие температуры, до 800 °C, в зависимости от металлургии составляющих жгута.

      Фильтры обычно используются для очистки дымовых газов с производительностью <50000 Нм3/ч, и когда они используются для очистки гораздо более высоких скоростей потока в металлургии. Они хорошо адаптированы для процессов, которые могут обеспечивать переменные потоки дымовых газов и концентрации пыли.

      Эффект от внедрения

      Потоки технологического газа часто необходимо очищать, чтобы предотвратить загрязнение катализаторов или продуктов, а также избежать повреждения оборудования, такого как компрессоры и турбодетандеры. Токсичные и другие опасные вещества (например, коксовая мелочь и мелкие частицы катализатора, содержащие тяжелые металлы) должны быть удалены в соответствии с правилами загрязнения воздуха и из соображений гигиены.

      Справочная литература

      [110].


5.26.10. Выбросы взвешенных частиц. Мокрые скрубберы

      Описание

      При влажной очистке пыль удаляется противоточной промывкой жидкостью, обычно водой, а взвешенные частицы удаляются в виде суспензии. Скрубберы Вентури и с отверстиями представляют собой простые формы мокрых скрубберов. Электродинамическая шайба Вентури снижает выбросы пыли до 5 мг/Нм3. Этот метод сочетает в себе Вентури с электростатическим пылеулавливанием. Сообщается, что электродинамическая шайба Вентури используется для очистки дымовых газов в установках для сжигания и мусоросжигательных заводах. Более подробная информация доступна в Best Available Techniques Reference Document for Waste Incineration [81, COM 2006].

      Достигнутые экологические выгоды

      Гипотетическая кривая (US EPA), иллюстрирующая размер частиц и эффективность улавливания для мокрых скрубберов, показана на рисунке 5.43. Влажные скрубберы сокращают от 85 % до 95 % взвешенных частиц и могут достигать значений концентрации взвешенных частиц <30 - 60 мг/Нм3. Помимо удаления взвешенных частиц, мокрые скрубберы могут использоваться для одновременного охлаждения газа и нейтрализации любых коррозионных компонентов. Эффективность улавливания можно повысить за счет использования пластин или насадок за счет более высокого падения давления.

     


      Рисунок .. Эффективность сбора мокрым скруббером


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Оборудование для сбора пыли обычно простое в эксплуатации и полностью автоматизировано.

      Кросс-медиа эффекты

      Снижение воздействия на окружающую среду наилучшим образом достигается, если найден полезный выход для собранной пыли. Сбор пыли — это, по сути, переход от проблемы выбросов в атмосферу к проблеме отходов. Также необходимо учитывать межсредовые вопросы, связанные с водой. Скрубберы для удаления пыли также могут быть эффективными для снижения содержания SO2. Мокрая очистка требует затрат энергии для перекачивания, а также воды и щелочи.

      Применимость

      Распылительные башни имеют низкий перепад давления, но не подходят для удаления частиц размером менее 10 мкм. Установлены промыватели с трубкой Вентури и уплотненного слоя для установок для сжигания ила очистных сооружений.

      Некоторые установки ФКК оснащены скрубберами.

      Экономика

      Эксплуатационные расходы составляют порядка 0,5 - 10 евро на 1000 Нм3 очищенного дымового газа.

      Эффект от внедрения

      Потоки технологического газа часто необходимо очищать, чтобы предотвратить загрязнение катализаторов или продуктов, а также избежать повреждения оборудования, такого как компрессоры. Токсичные и другие опасные вещества (например, коксовая мелочь и мелкие частицы катализатора, содержащие тяжелые металлы) должны быть удалены в соответствии с правилами загрязнения воздуха и из соображений гигиены.

      Справочная литература

      [110], [78].


5.26.11. Выбросы взвешенных частиц. Другие мокрые методы

      Описание

      Центробежные моечные машины сочетают в себе принцип циклона и интенсивный контакт с водой, как и моечные машины Вентури.

      Достигнутые экологические выгоды

      Выбросы пыли можно снизить до 50 мг/Нм3 и ниже, если используется очень большое количество воды, например, в абсорбере, используемом для двухступенчатой системы очистки.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Оборудование для сбора пыли обычно простое в эксплуатации и полностью автоматизировано.

      Промыватели Вентури должны работать при достаточном давлении и при полной водонасыщенности газовой фазы, чтобы уменьшить выброс пыли. Для удаления SO2 необходима очистка при pH 6 щелочью или известью.

      Применимость

      Промывные колонны или поглотители с набивкой применяются в различных процессах.

      Эффект от внедрения

      Потоки технологического газа часто необходимо очищать, чтобы предотвратить загрязнение катализаторов или продуктов, а также во избежание повреждения оборудования, такого как компрессоры. Токсичные и другие опасные вещества (например, коксовая мелочь и мелкие частицы катализатора, содержащие тяжелые металлы) должны быть удалены в соответствии с правилами загрязнения воздуха и из соображений гигиены.

      Примеры заводов

      Промыватели Вентури в основном применяются для удаления комбинации пыли и кислотных компонентов (HCl и HF), например, в коксовых установках и инсинераторах.

      Справочная литература

      [110].


5.26.12. Выбросы взвешенных частиц. Комбинация методов борьбы с выбросами взвешенных частиц

      Часто применяется комбинация методов, таких как циклон / ЭСФ, ЭСФ / Вентури / промывочная колонна или циклон / Вентури / абсорбер, что приводит к удалению пыли более чем на 99 %.


5.27. Минимизация отходящих газов и их обработка

5.27.1. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SOХ. Обработка амином

      Техническое описание

      Прежде чем элементарная сера может быть извлечена на УПС, топливные газы (в первую очередь метан и этан) необходимо отделить от сероводорода. Обычно это достигается растворением сероводорода в химическом растворителе (абсорбция). Чаще всего используются амины. Также можно использовать сухие адсорбенты, такие как молекулярные сита, активированный уголь, железная губка и оксид цинка. В процессах с аминным растворителем аминный растворитель перекачивается в абсорбционную башню, где газы контактируют, и сероводород растворяется в растворе. Топливные газы удаляются для использования в качестве топлива в технологических печах других операций нефтеперерабатывающего завода. Затем раствор амин-сероводород нагревают и отгоняют паром для удаления газообразного сероводорода. На рисунке 5.44 показана упрощенная технологическая схема установки для обработки аминов.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема установки для обработки аминов


      Онлайн-анализ содержания H2S, выходящего из абсорбера, подается обратно в систему управления технологическим процессом для оптимизации производительности абсорбера.

      Основными используемыми растворителями являются МЭА (моноэтаноламин), ДЭА (диэтаноламин), ДГА (дигликоламин), ДИПА (диизопропаноламин), МДЭА (метилдиэтаноламин) и ряд запатентованных составов, содержащих смеси аминов с различными добавками. Одним из важных вопросов, касающихся выбора типа амина, является селективность в отношении H2S и CO2.

      МЭА получил широкое распространение, поскольку он недорог и очень реактивен. Однако он необратимо разлагается примесями, такими как COS, CS2 и O2, и поэтому не рекомендуется при наличии газов из установок крекинга.

      ДЭА дороже, чем МЭА, но устойчив к разложению COS и CS2 и получила широкое распространение.

      ДГА также устойчив к деградации COS и CS2, но стоит дороже, чем ДЭА и имеет недостаток, заключающийся в высокой растворимости углеводородов в растворе.

      ДИПА, который используется в процессе АДИП по лицензии Shell. Может использоваться для выборочного удаление H2S в присутствии CO2, а также эффективное удаление COS и CS2.

      МДЭА в настоящее время является наиболее широко используемым и имеет характеристики, аналогичные ДИПА, т.е. имеет высокую селективность по H2S, но не по CO2. Поскольку МДЭА используется в виде 40 - 50 % раствора (активированный МДЭА) в воде, это также имеет потенциал для экономии энергии. Из-за низкой селективность поглощения СО2, ДИПА и МДЭА подходят для использования в Клаусе поглотители аминов хвостовых газов, поскольку они не стремятся рециркулировать CO2 через установку Клауса. МДЭА применяется как отдельный растворитель или как смеси патентованных рецептур.

      Достигнутые экологические выгоды

      Сера удаляется из ряда потоков отходящих газов процесса нефтепереработки (высокосернистый газ или кислый газ) для соблюдения пределов выбросов SOX, установленных применимыми правилами, и для извлечения товарной элементарной серы. Установка аминовой обработки производит два потока для дальнейшего использования / обработки в последующих установках:

      поток очищенного газа с остаточным содержанием H2S, обычно в диапазонах, отображаемых в таблице 5.72;

      и поток концентрированного H2S / кислого газа, который направляется в УПС для извлечения серы.


      Таблица .. Достигаемая остаточная концентрация H2S в топливном газе нефтеперерабатывающего завода

№ п/п

Давление очистки амином
(абсолютный бар)

Остаточная концентрация H2S
(мг / Нм3)

1

2

3

1

3.5

20 - 220

2

20

4 - 40

3

50

2 - 15

      источник: отчет CONCAWE 4/09. Среднесуточные значения.


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Следует рассмотреть возможность использования селективных аминов, например, для потока, содержащего диоксид углерода. Следует принять меры для минимизации попадания углеводородов в систему извлечения серы. Следует контролировать работу питающих барабанов регенератора, чтобы предотвратить накопление углеводородов в регенераторе амина и внезапный выброс из него, так как это может привести к аварийному отключению УПС.

      Потребление энергии на тонну H2S, удаляемого в установке аминоочистки, составляет примерно следующее (таблица 5.73):


      Таблица .. Потребление энергии на тонну H2S, удаляемого в установке аминоочистки

№ п/п

Электричество
(кВтч/т)

Израсходованный пар
(кг/т)

Охлаждающая вода
(м3/т, DT = 10 °C)

1

2

3

4

1

70 - 80

1500 - 3000

25 - 35


      Обычно для поддержания концентрации растворителя на нефтеперерабатывающем заводе мощностью 5 млн т / год требуется уровень подпитки свежего растворителя 10 - 50 т / год.

      Растворы аминов следует использовать повторно, где это возможно, и, при необходимости, соответствующим образом обработать перед утилизацией. Рециклинг растворов моноэтаноламина: коррозионные соли, которые концентрируются во время рециркуляции, могут быть удалены с помощью методов ионного обмена или термической регенерации. Некоторые патентованные решения могут использовать биоразлаожение для обезвреживания при подходящих условиях.

      Также важно, чтобы аминовые процессы обладали достаточной производительностью, чтобы допускать работы по техническому обслуживанию и нарушениям. Эта достаточная производительность может быть достигнута за счет наличия избыточного оборудования или применения сброса нагрузки, аварийных аминовых скрубберов или систем с несколькими скрубберами.

      Кросс-медиа эффекты

      Кросс-медиа эффекты сведены в таблицу 5.74. Также необходимо учитывать потребление энергии (см. выше).


      Таблица .. Обзор эффектов в разных средах, связанных с некоторыми аспектами обработки амином

№ п/п

Тип

Источник

Поток

Состав

Комментарии


1

2

3

4

5

6

1

Сточные воды: продувка амином

Аминный
регенератор

10 - 50 т/год
за 5 млн т/год
Очистительный завод

Разложившийся амин
до 50 % в воде

Чтобы не нарушать работу установки для биоочистки и соответствовать требованиям по сбросу сточных вод на N-Kj, можно использовать резервуар для хранения или производственное планирование для управления очень небольшими потоками на очистные сооружения.
Микробиология очистных сооружений требует времени для акклиматизации, чтобы иметь возможность биоразлагать амины - для МДЭА требуется несколько дней, для МЭА оно короче.

2

Отход 1:

Аминный фильтр
остатки чистки

Специфично для заводов

FeS и соль

Удаляется установкой на салазках, которую обслуживает специализированный подрядчик (обычно поставщик фильтров).

3

Отход 2:

Насыщенный активированный
карбон из агрегата на салазках

Специфично для заводов

Продукты разложения, тяжелые фракции и
аминовые эмульсии

Наполнитель из насыщенного активированного угля необходимо время от времени заменять для утилизации или регенерации.


      Применимость

      Потоки технологических отходящих газов из установок для коксования, каталитического крекинга, гидроочистки могут содержать высокие концентрации сероводорода, смешанного с легкими топливными газами нефтеперерабатывающих заводов. Дополнительная обработка, такая как конвертер COS, необходима для обеспечения надлежащего удаления серы из отходящего газа из установок коксования. Также важны аварийные скрубберы H2S.

      Общая техника, используемая во всем мире.

      Экономика

      Стоимость модернизации системы аминовой обработки нефтеперерабатывающего завода (2 %) до содержания сероводорода в топливном газе 0,01 - 0,02 % об. составляет около 3,75 - 4,5 млн евро. Эта стоимость представляет собой предельную стоимость батареи, основанную на ценах 1998 года, и включает такие позиции, как оборудование, лицензионные сборы, фундамент, монтаж, врезки в существующую установку и ввод в эксплуатацию. Факторы, специфичные для участка, такие как планировка, доступное пространство и необходимые модификации существующих заводов, могут иметь значительное влияние. В некоторых случаях эти факторы увеличат затраты примерно на 50 %.

      Справочная литература

      [52], [53], [101], [9].


5.27.2. Установки производства серы (УПС). Повышение эффективности процесса Клауса

      Газовые потоки с высоким содержанием сероводорода из установок аминовой обработки и отпарных аппаратов кислой воды (см. раздел 3.4 и 3.14) обрабатываются в установке производства серы (УПС), которая чаще всего представляет собой процесс Клауса для удаления объемной серы, а затем установка очистки отходящих газов (УООГ) для удаления, оставшегося H2S. Другие компоненты, поступающие в УПС, могут включать NH3, CO2 и, в меньшей степени, различные углеводороды.

      Техническое описание

      Процесс Клауса состоит из частичного сжигания газового потока, богатого сероводородом (с одной третью стехиометрического количества воздуха), а затем реакции образующегося диоксида серы и несгоревшего сероводорода в присутствии активированного катализатора оксида алюминия с получением элементарного сера. Как показано на рисунке 5.45, установка Клауса состоит из реакционной печи, за которой следует ряд преобразователей и конденсаторов, где:

      частичное сгорание и образование части серы (2H2S + 2O2 → SO2 + S + 2H2O) происходит в первичном реакторе;

      основная реакция Клауса с образованием серы (2H2S + SO2 → 3S + 2H2O) протекает в различных каталитических нейтрализаторах;

      жидкая элементарная сера собирается из различных конденсаторов в общей емкости.

      Также возникают побочные реакции, которые приводят к образованию карбонилсульфида (COS) и сероуглерода (CS2), которые вызвали проблемы на многих заводах Клауса, потому что они не могут быть легко превращены в элементарную серу и углекислый газ.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема установки извлечения серы (процесс Клауса)


      Общая мощность заводов Клауса может быть увеличена за счет использования технологий обогащения кислородом (например, с помощью процесса OxyClaus). Однако положительного влияния на эффективность извлечения серы на установке Клауса не выявлено. Использование этого процесса может увеличить производительность до 200 % в существующих установках для извлечения серы Клауса или может быть вариантом более экономичного проектирования новых установок для получения серы Клауса.

      Приведенные ниже методы можно использовать и модифицировать для существующих блоков УПС для повышения эффективности процесса Клауса.

      Усовершенствованная уникальная система горелки и улучшенные условия горения для достижения минимальной температуры 1350 ° C, что позволяет лучше разлагать аммиак и меркаптаны в камере сгорания и уменьшать засорение каталитического слоя Клауса солями аммония.

      Процесс с использованием высокоэффективных катализаторов (например, Selectox), которые можно использовать в комбинации с первой ступенью установки Клауса для ускорения окисления H2S до SO2 без использования пламени. Они позволяют значительно повысить эффективность извлечения серы.

      Автоматическое управление подачей воздуха в печь реакции Клауса оптимизирует извлечение серы.

      Достигнутые экологические выгоды

      УПС характеризуется эффективностью извлечения серы, рассчитываемой как доля серы в сырье, которая извлекается в потоке жидкой серы, направляемой в резервуары для сбора серы. Эта фракция включает растворенный H2S (обычно 200 - 500 ppm), который необходимо удалить из жидкой серы на более поздней стадии процесса.

      Эффективность извлечения серы УПС зависит от количества реакторов Клауса, которые работают последовательно в цепочке блоков извлечения серы, как показано в таблице 5.75 и 5.76.


      Таблица .. Эффективность извлечения серы из УПС процесса Клауса на европейских предприятиях

№ п/п

Количество
Реакторов Клауса

Количество наборов данных

Эффективность извлечения серы (% преобразованного H2S)

Наблюдаемый диапазон

Медиана
 

Средний
 

1

2

3

4

5

6

1

1

Нет данных

Нет данных

Нет данных

90

2

2

87

92,4 - 97,8

96,1

95 - 96,5

3

3

27

96,0 - 98,4

97,0

96,5 - 98

      источники: [23].


      Самые последние или недавно отремонтированные агрегаты имеют от трех до четырех ступеней (включая СуперКлаус), что означает, что они имеют от трех до четырех комплектов преобразователей и конденсаторов.

      Современные катализаторы окисления (например, Selectox или Criterion - эти типы катализаторов подходят для ускорения реакции Клауса) использовались на нефтеперерабатывающих заводах Северной Америки со значительным повышением эффективности [45], конкретно от 90 до 97 %; на первом уровне стадии Клауса, от 96 - 97 % до 99,8 - 99,9 %; для полной трехступенчатой установки Клауса, за которой следует установка очистки хвостовых газов, которая восстанавливает компоненты серы до H2S и восстанавливает H2S с помощью аминов [105].


      Таблица .. Дополнительные выбросы CO2 для основных категорий методов УПС + УООГ

№ п/п

Технология УПС

Добавочная тонна CO2 на дополнительную тонну SO2 уменьшена (по сравнению с базовой двухступенчатой системой Клауса*))

1

2

3

1

Двухступенчатый Клаус + 3 -й этап Клауса

0,25

2

Двухступенчатый Клаус + СуперКлаус

0,25

3

Двухступенчатый процесс Клауса + каталитическое окисление

0,31

4

Двухступенчатый Клаус + точка ниже росы УООГ

0,55

5

Двухступенчатая УООГ
на основе Клауса + амина

0,75

      * на основе УПС 100 т / сутки, в который подается 80 % кислого газа (95 % H2S) и 20 % газа из отпарной колонны кислой воды (56 % H2S, 43 % NH3).


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Регулирование соотношения сырье / воздух, регулирование температуры печи, реакторов и конденсаторов, а также хорошее запотевание жидкой серы, особенно из выходящего из конденсатора газового потока, являются важными параметрами для достижения максимального извлечения серы. Корректный контроль и доступность имеют решающее значение как метод для достижения любых проектных целей. В этой области использование современных систем управления и мониторинга можно рассматривать как важный метод.

      Использование анализатора остаточных газов, связанного с системой управления технологическим процессом (управление с обратной связью), будет способствовать оптимальному преобразованию во всех рабочих условиях завода, включая изменения расхода серы.

      Важно иметь конфигурацию УПС с достаточной производительностью для подачи H2S в установку, включая самую кислую сырую нефть, которая будет использоваться. Дублирование мощности УПС важно учитывать для получения низких выбросов серы. Он также должен быть достаточно большим, чтобы можно было проводить плановое техническое обслуживание каждые два года без значительного увеличения выбросов серы.

      Коэффициент использования, близкий к 100 %, повышает эффективность использования агрегатов. Эти факторы мощности включают влияние капитального ремонта.

      Необходимо использовать правильную конструкцию зоны горения печи и эффективные системы контроля температуры печи и кислорода, где отходящие газы отпарной колонны кислой воды являются потоком сырья, потому что процесс также должен быть спроектирован и эксплуатироваться для полного разрушения аммиака. Прорыв аммиака может привести к отложению и блокированию слоев катализатора солями аммония (например, карбонатом / сульфатом), и эти УПС необходимо контролировать во избежание этого.


      Таблица .. Выбросы УПС 20000 т/год

№ п/п

Тип

Источник

Поток

Состав мин./макс.

Комментарии


1

2

3

4

5

6

1

Выбросы в атмосферу:
СО2
SO2
NOX

Отходящие газы печи

0,2 % от общей нагрузки H2S на УПС

SO2: 1500 мг/Нм3 Из-за присутствия NH3 происходит некаталитическое обезвоживание

Количество выделяемого SO2 зависит от общего производства серы и общего извлечения или конверсии серы.

2

Сточные воды

Отбойный барабан для воды в отходящих газах УОКС

0,02 м3/ч

H2S: 50 мг/л;
Фенол: 100 мг/л;
NH3: 2000 мг/л

Для подпитки
УОКС

3

Твердые отходы

Отработанный катализатор УПС

Специфично для заводов

Преимущественно Al2O3, в зависимости от состава катализатора



      Таблица .. Потребление электроэнергии

№ п/п

Топливо, МДж/т

Электричество,
кВт·ч/т

Пар произведен,
кг/т

Охлаждающая вода, м3/т, DT = 10 °C

1

2

3

4

5

1

1000 - 1600

60 - 75

1500 - 2000

0 - 20


      В некоторых случаях УПС требуется запальное пламя для совместного сжигания природного или топливного газа, когда концентрация H2S настолько мала, что невозможно добиться стабильного пламени.

      Кросс-медиа эффекты

      Уменьшение SO2 приводит к увеличению выбросов CO2. Например, для установки Клауса 100 т/сут. серы применение трех реакторов приведет к выбросу 4,8 т серы в день при затратах 8,5 т CO2 в день. В таблице 5.77 показаны ориентировочные оценки дополнительных выбросов CO2, которые будут связаны с предельным дополнительным сокращением SO2, достигаемым для различных конфигураций УПС + УООГ. Предполагается, что пар низкого давления, генерируемый на УПС, может быть полностью оценен как энергия, что идет вразрез с установкой очистки отходящих газов (УООГ) на основе амина, но это не обязательно отражает реальные ситуации.

      Применимость

      Полностью применимо. Технологии обогащения кислородом (например, процесс OxyClaus) увеличивают гибкость установки, поскольку они позволяют обрабатывать исходные газы для широкого диапазона содержания H2S от 20 до 100 % об./об. Временные более высокие, более низкие или колеблющиеся количества сероводорода могут регулироваться автоматическим переключением с работы на воздухе на кислород и наоборот. Также можно обрабатывать при более высоком содержании углеводородов и почти полное сгорание аммиака, содержащегося в отходящих газах отпарной колонны кислой воды, при условии, что температура реакционной печи выше 1350 °C, имеется адекватное время пребывания и правильно спроектированная горелка.

      На рынке существует более пяти лицензиаров этого процесса. Процесс Клауса широко применяется в нефтеперерабатывающем секторе. Двухэтапный процесс Клауса наиболее распространен в Европе. По всему миру работает более 35 систем обогащения кислородом (OxyClaus) (4 - 270 т/сут.).

      Экономика

      Экономические аспекты указаны в таблице 5.79.


      Таблица .. Примеры затрат на два типичных проекта модернизации существующей двухступенчатой УПС 100 т/сут.

№ п/п

Модернизация проекта

Производительность завода

Приблизительная капитальная стоимость,
млн евро

Приблизительные эксплуатационные расходы в год,
млн евро

1

2

3

4

5

1

Модернизация УПС с обогащением O2 для увеличения пропускной способности со 100 т / д до 170 т/сут.*

100 т/сут

2,1 - 5,3

1,6
(потребление кислорода)

2

Добавление реактора Клауса 3-й ступени**

100 т/сут

2,0 - 3,0

0,1

      * предельные затраты на аккумуляторные батареи основаны на ценах 1998 г. и включают такие позиции, как оборудование, лицензионные сборы, фундаменты, монтаж, врезки в существующую установку и ввод в эксплуатацию. Факторы, специфичные для участка, такие как планировка, доступное пространство и необходимые модификации существующих заводов, могут иметь значительное влияние. В некоторых случаях можно ожидать, что эти факторы увеличат затраты примерно на 50 %;

      ** мощность процесса: 30000 т/год производства серы. Объем очищаемого газа: 60 млн м3/год. Начальная концентрация загрязнителя: 34 000 мг SO2/м3 (1,2 % молярных или 2,3 % масс., остальное считается воздухом) - цены 1998 г.


      Справочная литература

      [45], [23], [12], [13], [4], [103], [96], [105].


5.27.3. Установки очистки отходящих газов (УООГ). Окисление до SO2 и извлечение серы из SO2

      Описание

      В процессах использовалось одно из следующего: (более подробную информацию см. также в пункте 5.27.4 о методах борьбы с выбросами диоксида серы):

      Процесс WELLMAN-LORD, при котором сульфит натрия реагирует с SO2 в дымовых газах с образованием бисульфита натрия. Концентрированный раствор собирают и выпаривают для регенерации. На стадии регенерации с использованием пара бисульфит натрия расщепляется, чтобы высвободить сульфит натрия, который будет возвращен обратно в дымовые газы.

      Процесс CLINTOX, при котором частицы серы сжигаются для превращения в SO2, который затем абсорбируется физическим растворителем, отделяется от растворителя и возвращается в установку Клауса для замены кислорода в воздухе и увеличения емкости печи установки Клауса.

      Процесс LABSORB, основанный на цикле абсорбции / регенерации, включая использование абсорбирующего раствора, содержащего едкий натр и фосфорную кислоту, для улавливания SO2 в виде бисульфита натрия.

      Достигнутые экологические выгоды

      Установки очистки остаточных газов увеличивают общее извлечение H2S и снижают выбросы серы на нефтеперерабатывающем заводе. Например, если на нефтеперерабатывающем заводе есть УПС 100 т/сут. с двухступенчатым реактором Клауса этот УПС будет выделять около 5 т/сут. (1750 т/год) серы и будет одним из основных источников выбросов SO2 на участке. Если на таком нефтеперерабатывающем заводе будет включен процесс очистки остаточных газов, выбросы серы могут быть снижены до 0,5 т/сут., что представляет собой сокращение выбросов серы на 90 % от установок регенерации серы и экономию 1575 т/сут. год SO2.

      Таблица 5.80 показывает ожидаемый общий выход извлеченной серы, результирующую дополнительную извлеченную серу и выбросы серы в пересчете на сухую основу (в форме частиц SO2) после сжигания для выбранных обработок хвостовых газов, рассмотренных в этом разделе.


      Таблица .. Ожидаемые характеристики УПС для различных процессов и конфигураций УООГ

№ п/п

Для типового УПС 100 т / сутки, изначально оснащенного двухступенчатым механизмом Клауса:

Ожидаемая эффективность извлечения
Серы*

Ожидаемый дополнительный объем извлеченной
Серы**

Ориентировочная концентрация SO2
после стадии сжигания (содержание O2 3 % в пересчете на сухое вещество) ***


1

2

3

4

5

1

Добавленный процесс:

(%)

т/сут.

мг/Нм3

2

База (двухступенчатый Клаус)

95 - 96

-

31000 - 38000

3

+ 3 -й этап Клауса

96 - 98

1,00 - 2,00

16000 - 31000

4

+ 3 -й этап Клауса и Selectox

97

NA

24000

5

I. Прямое окисление до серы

6

+ PROClaus

99,5

4,10

4000

7

+ SuperClaus

98 - 99,3 ****

2,77

5700 - 16000

8

II. Продолжение реакции Клауса / точка ниже росы

9

+ CBA (абсорбция в холодном слое)

99,3 - 99,4

3,65

5000 - 5700

10

+ Clauspol *****

99,5 - 99,9


800 - 4000

11

+ Clauspol II ******

99 - 99,8

3,75

1600 - 8100

12

+ Sulfreen

99 - 99,2

3,56

6500 - 8100

13

+ 3 -й этап Клауса
+ Sulfreen

99,2 - 99,5


4100 - 6500

14

+ DoxoSulfreen *******

99,8 - 99,9

4,04

800 - 1600

15

+ HydroSulfreen ********

99,5 - 99,7


2500 - 4100

16

- Maxisulf

98,5


12500

17

+ 3 -й этап Клауса
+ Maxisulf

99,0 - 99,5


4000 - 8100

18

III. Восстановление до H2S и S из H2S

19

+ Flexsorb

99,9

4.10

800

20

-RAR

99,9

4.10

800

21

+ SCOT (процесс на основе амина)

99,5 - 99,95

Нет данных

400 – 4100**********

22

+ LO-CAT
II (9)

99,99

4.16

9010)

23

+ Beavon (BSR)

99,5 - 99,9

Нет данных

800 - 4100**********

24

IV. Сокращение выбросов SO2

25

Техники чистки

99,9


800**********

      основной источник эффективности извлечения серы: [131, Ballaguet et al.2006], [76, Hydrocarbon Processing 2011];

      * для (УПС + УООГ);

      ** только из УООГ;

      ***используя расчет: концентрация SO2 после стадии сжигания зависит от соотношения топливный газ / кислый газ (FG / AG зависит от конфигурации УПС и рабочего параметра). Для иллюстрации расчет был сделан для отношения FG / AG, равного 4 %;

      **** верхний уровень - это максимальное гарантированное значение;

      ***** см. настоящий в разделе "Информация о применимости";

      ****** верхний уровень требует, чтобы COS и CS2 были гидролизованы до 300 ppmv S через каталитическую стадию;

      ******* реакторы Sulfreen, секция гидролиза и реакторы DoxoSulfreen;

      ******** реакторы Sulfreen и секция гидролиза;

      ********* поскольку хвостовой газ LO-CAT II нельзя сжигать, сера находится в форме H2S;

      ********** стадия сжигания может не требоваться систематически для этого метода.


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Фактический выход серы из УПС, связанный с УООГ, зависит от состава сырья, времени работы катализатора (для УООГ каталитического окисления) и прогрессирующего загрязнения в течение рабочего цикла. Таблица 5.80 основана на фактических измерениях извлечения серы, проведенных на более чем 40 европейских нефтеперерабатывающих заводах в период с 2004 по 2008 год. Измерительные кампании проводились в течение ограниченного периода времени (1 - 2 дня) в различные заданные периоды цикла катализатора, что отражает широкий диапазон условий эксплуатации установки и ситуаций, связанных с сроком службы катализатора.

      Кросс-медиа эффекты

      Сокращение SO2 приводит к увеличению выбросов CO2. Например, применение обработки остаточных газов приведет к снижению содержания SO2 на 96 % (по сравнению с вариантом с тремя реакторами), однако при увеличении содержания CO2 на 110 %. Например, для установки Клауса с производительностью 100 т/сут. серы с тремя реакторами применение УООГ снизит выбросы SO2 до 0,1 т/сут., но за счет увеличения выбросов CO2 до 18 т/сут. (таблица 5.81 и 5.82).


      Таблица .. Кросс-медиа-эффекты, связанные с некоторыми из УООГ

№ п/п

Выбросы в расчете на 20 000 т/год СРУ/ТГКУ


Источник

Поток

Состав мин./макс.

Комментарии

1

2

3

4

5

6

1

Сточные воды

Кислая вода из охлаждающей колонны для отходящего газа УПС

произведено 1 м3/тонна S
(2 м3/ч)

H2S: 50 мг/л; Фенол: 100 мг/л; NH3: 2 000 мг/л

Очистка в SWS

2

Отходы:
SCOT

Отработанный катализатор УООГ

Регенерация и утилизация 20 - 100 т/год

2 - 8 % Ni/Mo на Al2O3,
S: 5 - 15 %;
Кокс: 10 - 30 %

Отработанный катализатор Клауса пирофорен и нуждается в продувке N2


      Таблица .. Ожидаемый диапазон эффективности восстановления для основных категорий УООГ

№ п/п


Категории УООГ

Количество наборов
данных

% Эффективность восстановления (% преобразованного H2S) как среднесуточное значение для всего УПС+УООГ

Наблюдаемый диапазон

Среднее значение

Стандартное значение

1

2

3

4

5

6

1

Каталитическое прямое окисление

26

95,5 - 99,3

98,5

98 - 99

2

Точка росы

16

98,0 - 99,8

99,4

99 - 99,5

3

Аминный

19

98,7 - 99,99

99,9

99,5 - 99,95

      источник: CONCAWE.


      Другие показатели эффективности восстановления данных на месте для восьми УПС с пяти немецких нефтеперерабатывающих заводов показаны в таблице 5.83.

      Таблица . Диапазон извлечения серы, измеренный после УООГ на 5 немецких НПЗ

№ п/п

Переработка/ номер установки

Процессы УООГ

Производительность по сере (т/сут)

Эксплуатационные данные (т/д)

Измеренный % эффективности восстановления*

1

2

3

4

5

6

1

Ref 2 -Claus 1 

Сжигание

34,7

18.1

98

2

Ref 3 -Claus 1 

Сжигание

16

Нет данных

98

3

Ref 3 -Claus 2 

Сжигание

17

Нет данных

98

4

Ref 1 -Claus 1 

Sulfreen

55

26,4

99,6

5

Ref 4 -Claus

Sulfreen

69,9

55,2

99,5

6

Ref 1 -Claus 2 

SCOT

170

Нет данных

99,9

7

Ref 5 -Claus

SCOT

128,6

80

99,7

8

Ref 2 -Claus 2 

Clauspol II

33,6

10,2

98,8

      * оценивается как эффективность = 1 -SER (коэффициент выбросов серы). В среднем за день;

      нет данных: недоступно;

      источник: TWG 2010 -DE.


      Применимость

      Установки очистки отходящих газов применимы как к новым, так и к существующим заводам. Мощности комбинированных установок по очистке сточных вод и отходящих газов варьируются от 2 тонн до более чем 2000 т/сут. серы. Однако пространство, занимаемое такими блоками, может быть значительным. Например, новая установка очистки отходящих газов (мощность подготовки газа 540 т/сут. – извлечение серы 10 т/сут.), включающая третью стадию клауса и очистку отходящих газов Sulfreen Maxisulf, была построена в 2008 году на французской площадке и занимает площадь 960 м2.

      Сообщалось о значительных трудностях, связанных с низким коэффициентом использования двух блоков Клауспола (0 - 25 %) из-за побочных реакций, способствующих образованию осадков солей натрия и высококоррозионных компонентов (SO3 и NH4HSO4). Кроме того, остановки для очистки и технического обслуживания приводят к образованию большого количества сильно загрязненных сточных вод, загрязненных серой и PEG (DCO 200 г/л).

      Экономика

      В таблице 5.84 приведены оценки затрат на новый УПС или на модернизацию существующего УПС в зависимости от целевого уровня извлечения серы и мощности очистки, а в таблице 5.20 показано сравнение относительных капитальных затрат для основных категорий вариантов очистки отходящих газов по сравнению с двухэтапным базовым случаем Клауса.


      Таблица .. Примеры затрат для новых УПС и модернизации УПС в зависимости от мощности обработки

№ п/п

Целевая доходность восстановления

Произвоительность, т/сут.

Приблизительная капитальная стоимость,
млн евро

Приблизительные эксплуатационные расходы в год,
млн евро

1

2

3

4

5

1

Дополнительная 3 -я ступень Клауса + УООГ (Maxisulf) для получения> 98,5 %

540

31 (2008)

Нет данных

2

Новый Sulfreen TGT (Sulfreen) на существующем УПС дает 99,5 %

175

18 (2006)

Нет данных

3

Дополнительная 3 -я ступень Клауса + УООГ (Superclaus) для получения > 98,5 %

210

26 (2005)

600000
(2005)

4

Новый УПС, включая УООГ, обеспечивает извлечение> 99 % S (1998 г.)

50
100
250

12
19
35

Нет данных

5

УООГ для повышения извлечения существующих УПС до 99 % (1998)

50
100
250

1,6
2,1
2,9

Нет данных

6

УООГ для повышения извлечения существующего УПС до 99,8 % (1998)

50
100
250

3,5
4,4
6,3

Нет данных

      примечание: существуют лимитные расходы на аккумуляторные батареи, включая оборудование, лицензионные сборы, фундамент, монтаж, врезку в существующую установку и ввод в эксплуатацию. Факторы, специфичные для участка, такие как планировка, доступное пространство и необходимые модификации существующих заводов, могут иметь значительное влияние. В некоторых случаях эти факторы могут увеличить затраты примерно на 50 %.

      Таблица .. Относительные капитальные затраты на модернизацию существующего УПС 100 т/сут.

№ п/п

Вариант модернизации технологии УПС

Относительная капитальная стоимость в 2009 году*

1

2

3

1

Двухступенчатый Клаус

100

2

Двухступенчатый Клаус + 3 -й этап Клауса

109

3

Двухступенчатый Клаус + точка росы TGT (например, CBA)

120

4

Двухступенчатый процесс Клауса + каталитическое прямое окисление TGT (например, SuperClaus)

130

5

Двухступенчатый Клаус + усовершенствованный Sulfreen TGT

140

6

Двухступенчатый TGT Клауса + на основе амина

194

      * на основе УПС 100 т/сут., в который подается 80 % кислого газа (95 % H2S) и 20 % газа из отпарной колонны кислой воды (56 % H2S, 43 % NH3).


      Ссылка на установку серы выше по потоку является ориентировочной и соответствует тому, как такого рода сравнения обычно представлены в литературе. Это сравнение следует проводить с осторожностью при сравнении с другими исследованиями (таблица 5.85 и 5.86), поскольку капитальные затраты на установку серы могут колебаться в пределах +/- 30 %.


      Таблица .. Подробные эксплуатационные расходы установки гидросульфринирования TGT

№ п/п

Потребление

Стоимость
(евро/ч)

1

2

3

1

Катализатор и потребление коммунальных услуг

1.1

Катализаторы и активированный уголь

5 -летний срок службы (предполагается)

9,13

1.2

Топливный газ в мусоросжигательную установку

0,68 т/ч

222,4

1.3

Воздух для горения в мусоросжигательную установку

17,32 т/ч

10,8

1.4

LP пар

0,70 т/ч

11,5

1.5

Питательная вода котла

8,81 т/ч

26,4

1.6

Воздух + азот

50 + 25 м3/ч

1,7

1.7

Электричество

установлено 330 кВт

12,4

1.8

Итого:

294,33

2

Производство коммунальных услуг

2.1

Производство пара MP

8,39 т/ч

- 143,7

2.2

LLP Производство пара

2,90 т/ч

- 41,8

2.3

Итого:

- 185,5

3

Стоимость Нетто:

109


      Таблица .. Экономическая эффективность трех методов борьбы с выбросами SO2 в установках по извлечению серы – данные об эффективности затрат по выборке из 7 УПС

№ п/п

Базовая ситуация в 2006 году - процесс Клауса

Прямое окисление до серы
(например, процесс СуперКлаусса)

Эффектив-ность

ЕКЗ

Зафиксиро-ванные эксплуатаци-онные расходы

Перемен-ные эксплуата-ционные расходы

Рыночная стоимость серы, евро/т

99 %

7,4 %

4 % ОСВ/г

3,9
евро/т серы

160


1

2

3

4

5

6

7

1

Установка

Количество параллельных технологических линий

Предполагаемое
количество серы

Утилизация

Фактическое количество серы

Сжег т/год

Эффективность
извлечения серы

Эффективность извлечения серы

Количество извлеченного SO2 (с момента начала процесса)
 

Общая установленная стоимость
(с момента начала процесса)

Годовая стоимость (с момента начала процесса до процесса СКлауса)
 

Экономическая
эффективность (с момента начала процесса до процесса СКлауса)
 

2


т/год

%

т/год

т/год

%

%

т/год

млн евро

тыс. евро/год

евро/т SO2

3

1

2

150380

58

87833

1313

98,5

99

843

26,1

3243

346

4

2

1

36500

43

15604

566

96,5

99

808

8,4

959

1185

5

3

1

36865

38

14186

233

98,4

99

176

8,5

1009

5715

6

4

1

87965

58

50819

513

99,0


7

5

1

26280

76

20068

140

99,3

8

6

2

151475

28

42116

420

99,0

9

7

3

237250

70

166562

599

99,6

10

Аминовая очистка
(Одноступенчатый процесс по очистке отходящего газа методом Клауса - SCOT)

Температура ниже точки росы (например, процесс Sulfreen)

11


Эффектив-ность

ЕКЗ

Зафиксиро-ванные эксплуатаци-онные расходы

Переменные эксплуата-
ционные расходы

Эффектив-ность

ЕКЗ

Зафиксиро-ванные эксплуатаци-онные расходы

Перемен-ные эксплуата-
ционные расходы

Эффектив-ность

12

99,9 %

7,4 %

4 % ОСВ/год

5,1 евро/тонну свежего сырья

99,5 %

7,4 %

4 % ОСВ/год

2,8 евро/ тонну свежего сырья

99,5 %

13

Установка

Эффективность
извлечения серы

Количество
извлеченного SO2 (с момента начала процесса)
 

Общая установленная стоимость (с момента начала процесса)

Годовая стоимость (с момента начала процесса
до процесса Sulfreen)
 

Экономическая эффективность
(процессы Sulfreen и SCOT)

Эффективность
извлечения серы

Количество
извлеченного SO2
(с момента начала
процесса)
 

Общая установленная стоимость (с момента начала процесса)

Годовая стоимость (с момента начала процесса до процесса Sulfreen)
 

Экономическая
эффективность
(процессы Склауса и Sulfreen)

14

%

т/год

млн евро

тыс евро/год

евро/т SO2

%

т/год

млн евро

тыс. евро/год

евро/т SO2

15

1

99,9

2448

98,8

11513

5573

99,5 %

1734

65,2

7539

4819

16

2

99,9

1100

42,2

4807

18807

99,5 %

970

21,1

2374

8754

17

3

99,9

436

42,5

4882

21198

99,5 

320

21,2

2437

9897

18

4

99,9

924

71,6

8348

10141

99,5 

513

35,8

4184

8152

19

5

99,9

240

34,7

4037

16851

99,5 %

77

17,3

2027

26020

20

6

99,9

755

99,2

11464

15186

99,5 

414

65,5

7548

18203

21

7

99,9

864

129,9

15586

18046






      источник: [21].

      Справочная литература

      [23], [21], [12], [24], [11], [13], [3], [4]


      5.27.4. Методы борьбы с выбросами диоксида серы. Десульфуризация дымовых газов (FGD)

      В дымовых газах нефтеперерабатывающих заводов или отходящих газах SO2 может иметь постоянные уровни концентрации 1500 - 7500 мг/м3. Десульфуризация дымовых газов (FGD) - это метод, с помощью которого SO2 удаляется из этих газов. В процессах FGD часто используется щелочной сорбент, который улавливает SO2 и превращает его в твердый продукт. Существуют различные методы FGD с различной эффективностью удаления SO2. Последние годы показали развитие процессов регенерации растворителя / катализатора, в которых абсорбирующая/концентрирующая среда регенерируется и повторно используется. Более подробную информацию можно найти в Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector [100].

      Системы регенеративного или нерегенеративного типа существуют только для удаления SOX, а также для одновременного удаления пыли и NOX. Они конкурируют с системами, состоящими из отдельных блоков для удаления SO2 (например, мокрые скрубберы) и удаления NOX (например, СКВ).

      Описание безрегенеративных процессов

      Впрыск присадок Additive injection (AI) и сухой абсорбер (spray dry absorber - SD) — это процессы очистки, которые удаляют SO2 по тому же принципу, что и мокрый скруббер из известняка (WS). Однако они включают реакцию с сорбентом на основе кальция без усложняющих требований для получения высококачественного побочного продукта из гипса (т.е. предварительной очистки и окисления). Побочный продукт представляет собой смесь сульфитов, сульфатов и летучей золы, для которой практически нет полезных применений. Процесс AI обеспечивает умеренное удаление SO2 при относительно низком содержании серы. В топку вводится сухой сорбент. В качестве сорбента используется известняк или гашеная известь (для небольших котлов более активный бикарбонат натрия (NaHCO3) вводится в дымоход).

      Seawater СКВubbing - при очистке морской водой используются природные щелочные компоненты - бикарбонаты - морской воды для удаления SO2. Это подразумевает возможность высокой эффективности удаления. Выходной поток будет содержать ионы сульфата и хлора, которые являются естественным компонентом морской воды.

      Walther (WA) — это процесс, в котором SO2 абсорбируется путем распыления водного раствора аммиака с образованием сульфита аммония. Затем сульфит окисляется до сульфата. Раствор соли аммония из секции очистки концентрируется в выпарной установке и гранулируется. Конечный продукт - товарное удобрение.

      Системы мокрого известнякового скруббера Wet limestone СКВubber (WS) были значительно улучшены в последнее время и стали менее сложными, чем предыдущие системы. Обычно в качестве сорбента используется суспензия известняк / вода. Гипс получают окислением (аэрацией) в отстойнике абсорбера.

      Описание регенеративных процессов

      Регенеративные процессы широко применялись на нефтеперерабатывающих заводах для уменьшения выбросов SO2. Первым был Wellman-Lord, затем процесс Cansolv и Labsorb.

      Wellman-Lord (WL) - наиболее широко используемый регенеративный процесс. Процесс основан на равновесии сульфит / бисульфит натрия. Первым этапом является абсорбция SO2 водным раствором сульфита натрия с образованием бисульфита натрия (NaHSO3). При понижении температуры бисульфит натрия затем превращается в пиросульфит натрия (Na2S2O5), который выпадает в осадок из-за его гораздо более низкой растворимости:


      Na2SO3 + SO2 + H2O → 2NaHSO3

      2NaHSO3 → Na2S2O5↓ + H2O


      При повторном нагревании этого осадка с водой могут происходить обратные реакции, что позволяет регенерировать SO2 и повторно использовать сульфит натрия в процессе.


      Na2S2O5 + H2O → 2NaHSO3

      2NaHSO3 → Na2SO3 + SO2 + H2O


      На нефтеперерабатывающих заводах США, где этот процесс используется для очистки отходящих газов УПС, регенерированный SO2 отправляется обратно в установку для получения серы.

      Cansolv - это регенеративный метод, в котором для селективного поглощения диоксида серы используется водный раствор амина. Обрабатываемый газ сначала насыщается в предварительном водоочистителе, а затем вводится в контакт с раствором амина. Раствор амина регенерируют отпаркой паром. Отходящий поток амина необходимо очищать, чтобы предотвратить накопление солей. Побочным продуктом промывки является водонасыщенный газ SO2, полученный отпаркой водяным паром.

     


      Рисунок .. Обзор процесса регенеративной очистки Cansolv


      Labsorb - это регенеративный процесс очистки, при котором в качестве промывочного буфера для поглощения SO2 используется водный раствор фосфата натрия. Он генерирует поток SO2 с концентрацией > 90 %, который можно использовать в качестве сырья для УПС или завода по производству серной кислоты. Промывочный раствор регенерируется с использованием пара низкого давления, что практически исключает сброс жидких стоков из скруббера. На рисунке 5.46 и 5.47 показана упрощенная блок-схема процесса Labsorb, который состоит из первой стадии абсорбции SO2, за которой следует стадия заключительной регенерации.

      На стадии абсорбции дымовой газ очищается от пыли и охлаждается в предварительном скруббере, в который подается вода с низким pH, рециркулируемая из подпиточного резервуара, перед тем, как попасть в саму абсорбционную башню. В качестве абсорбента используется запатентованный раствор, содержащий соду (NaOH) и фосфорную кислоту (H2PO4).

      Регенерация включает в себя испаритель с водяным паром для выпуска SO2, абсорбированного богатым растворителем, с последующим разделением газа и жидкости, отпарной колонной и конденсатором. Концентрированный SO2, насыщенный водой, покидает конденсатор в виде рекуперированного продукта, а вода из конденсатора возвращается в процесс после отпарки паром. Котел-утилизатор перед установкой можно использовать для производства пара низкого давления для создания буфера, что дополнительно снижает общие эксплуатационные расходы.

     


      Рисунок .. Упрощенная схема процесса абсорбционной регенеративной очистки


      SNOX - это регенеративный каталитический процесс, который сочетает в себе стадию предварительной очистки от пыли, за которой следует стадия WSA (описанная непосредственно ниже) и стадия СКВ, цель которой - уменьшить загрязнение воздуха комбинированным методом. Он обеспечивает высокое удаление SO2, NOX и взвешенных частиц.

      Серная кислота из отработанного газа Waste gas sulphuric acid (WSA) - это твердокаталитический процесс, позволяющий конденсировать и восстанавливать концентрированную серную кислоту. Он хорошо адаптирован к влажным газам (не требуется стадия предварительной сушки), но требует тщательной предварительной очистки от пыли (максимум 1 мг/Нм3) для поддержания конкретных характеристик калий-ванадиевого катализатора. Температура газа должна быть отрегулирована на 400 - 420 °C. SO2 реагирует с остаточным O2 и образует SO3, который затем соединяется с остаточным водяным паром и конденсируется при концентрациях 93 - 98 %. В конечном итоге перед каталитическим нейтрализатором требуется регулировка концентраций воды и воздуха.

      Достигнутые экологические выгоды

      Общий обзор представлен в следующей сводной таблице 5.88.


      Таблица .. Общий обзор эффективности

№ п/п

Название техники

Безрегенеративная десульфуризация дымовых газов

Регенеративная каталитическая десульфуризация дымовых газов

1

2

3

4

1

Эффективность

90 % (500 мг/Нм3)

95 - 98 % (250 - 100 мг/Нм3)

      пример: производительность процесса: 5 млн т/год, 12000 т/год жидкого нефтеперерабатывающего топлива, 180000 т/год топливного газа для нефтеперерабатывающего завода. Объем дымовых газов 1,68 x 109 Нм3/год;

      загрязнитель: начальная концентрация: 5000 мг/Нм3 (для жидкого топлива для нефтеперерабатывающих заводов с 3 % S). Общий объем 8400 т/год.


      Подробно зарегистрированные процентные сокращения по методикам представлены в таблицах 5.89 и 5.90.


      Таблица .. Экологические преимущества различных процессов сероочистки

№ п/п

Техника обессеривания

Сокращение SO2, %

Другие преимущества


1

2

3

4

1

Аддитивный впрыск
Additive injection (AI) alone

50 - 70


2

AI + spray dry- absorber (SD)

>92

Как и в случае с влажной очисткой, система SD сочетает в себе эффективное удаление SO2, SO3, хлора и фтора (> 90 % для соединений серы, 70 - 90 % для галогенидов).

3

Seawater СКВubbing

85 - 98

Кислые сточные воды из абсорбера самотеком поступают на водоочистные сооружения. Здесь воздух вдувается в воду для преобразования, абсорбированного SO2 в растворенный сульфат и для насыщения морской воды кислородом (обработка COD (химическая потребность в кислороде)). pH возвращается к нейтральному частично добавлением морской воды и частично аэрацией. Сточные воды очистных сооружений сбрасываются обратно в море.

4

Walther

>88

Продукт, который можно продавать как удобрение. Этот продукт должен соответствовать определенным критериям (особенно по содержанию тяжелых металлов)

5

Wet Limestone СКВubber

92 - 98

Если содержание хлора низкое, эта система производит очень мало сточных вод.

6

Wellman-Lord

98
(100 мг/Нм3)

Наконец, сера может быть извлечена как продукт. Для удаления SO3 вводят аммиак, что приводит к образованию сульфата аммония. Сульфат аммония можно использовать в качестве удобрения при определенных обстоятельствах (особенно при содержании тяжелых металлов)

7

Cansolv

98

Побочные продукты серы имеют высокую чистоту и могут быть переработаны в химические

8

Labsorb

>85

Перед технологическим процессом не требуется внешнего охлаждения дымовых газов. Очень низкий расход химикатов. Не образуются никакие остатки, кроме ограниченного количества солей сульфата натрия, которые составляют менее 1 % массы отходов, образованных мокрым скруббером из известняка. Восстановленный SO2 имеет высокую чистоту (> 90 %) и может быть извлечен как химический продукт или обработан для извлечения серы в существующих УПС.

9

SNOX

94 - 96.6 %

До 96 % по оксидам азота. взвешенные частицы практически полностью удаляются.

10

WSA

99 (1)

NOX также снижается при использовании в процессе SNOX. В сочетании с СКВ может быть достигнуто одновременное снижение выбросов NOx на 95 %.


      Таблица .. Влияние различных процессов десульфуризации на различные среды

№ п/п

Способ десульфуризации

Кросс-медиа эффекты

1

2

3

1

Впрыск присадок (AI) и
Распылительный сухой поглотитель (SD)

Поскольку побочный продукт, полученный этими методами, содержит непрореагировавшую известь, он требует кондиционирования перед утилизацией

2

Процесс AI

Утилизация побочного продукта требует такой же осторожности, как и SD

3

Хелатирование железа, экстракция растворителем, адсорбция NaOH или молекулярная адсорбция

Эти методы, как правило, производят много отходов

4

Очистка морской воды

Часть летучей золы с сопутствующими тяжелыми металлами и органическими веществами переносится в морскую воду

5

Walther

Этот процесс не приводит к образованию твердых побочных продуктов или жидких отходов. Если в дымовом газе присутствуют частицы с возможным содержанием металлов, они появляются вместе с продуктом.

6

Мокрый скруббер известняка

Сточные воды, образующиеся в процессе обезвоживания гипса, содержат взвешенные взвешенные вещества и микроэлементы (металлы, хлориды) и обрабатываются осаждением, флокуляцией и фильтрующим прессованием. Осадок фильтра утилизируется на свалке, а очищенная вода сливается в канализацию.

7

Wellman-Lord

Пыль: NH3 вводится для предотвращения образования SO3. Поэтому до 80 % золы состоит из (NH4)2SO4, который может быть использован в качестве удобрения или в качестве сырья для производства NH3.
Сточные воды из предварительной очистки имеют кислое качество воды с рН около 2 и должны быть нейтрализованы и очищены. Очищенная вода все еще может содержать до 100 мг/л аммиака, но чаще всего значения находятся в диапазоне от 10 до 50 мг/л.

8

Cansolv

Никаких подробных данных

9

Labsorb

До сих пор не было выявлено никаких существенных побочных эффектов или недостатков

10

SNOX

См. пункт 5.27.9

11

WSA

См. пункт 5.27.9


      Экологические показатели и эксплуатационные данные


      Таблица .. Эксплуатационные данные различных процессов сероочистки

№ п/п

Техника обессеривания

Данные по эксплуатации


1

2

3

1

Аддитивный впрыск
Additive injection (AI) alone

Поскольку это сухой процесс, условия коррозии менее суровы, чем в случае с WS. Следовательно, скруббер обычно изготавливается из углеродистой стали (без покрытия). Хлориды кальция могут вызвать кислотную коррозию, поскольку они осаждаются на стенках абсорбера и притягивают влагу. Переработка побочных продуктов с влажными дымовыми газами в резервуар подпитки сорбента может привести к засорению; требуется регулярная чистка.

2

Процесс AI

Система менее эффективна в отношении удаления HCl, поэтому в топливе не должно быть более высокого содержания Cl, чем примерно 0,3 % для предотвращения коррозии.

3

Очистка морской водой
SeawaterСКВubbing

Процесс предлагает простоту, а значит, высокую доступность.

4

Walther

При использовании топлива с высоким содержанием хлора могут образовываться аэрозоли хлоридов и видимый шлейф отработанного газа. Образование аэрозоля можно уменьшить за счет увеличения отношения жидкости к газу в абсорбере и использования нескольких трубчатых фильтров. Отложения сульфатов можно удалить продувкой горячим дымовым газом или промывкой водой. NOX не влияет на процесс FGD, так как не реагирует с аммиаком.

5

Скруббер для мокрого известняка
Wet Limestone СКВubber

Для производства высококачественного гипса требуется принудительное окисление и хороший контроль pH. Кроме того, необходимо использовать известняк хорошего качества (чистота> 93 % по CaCO3), а пыль и микроэлементы, в частности хлор, следует удалять путем предварительной очистки неочищенного газа, обезвоживания и дополнительной промывки продукта. Органические буферы (такие как адипаты и двухосновная кислота) могут использоваться для контроля pH, тем самым существенно повышая эффективность удаления SO2 - обычно на 4 %. Проблемы с ранней коррозией были преодолены; Часто в поглотителе используется резиновая футеровка, требующая некоторого ухода из-за абразивного повреждения.

6

Wellman-Lord

Эксплуатационные аспекты включают проблемы, связанные с загрязнением, коррозией и эрозией. В предварительном газоочистителе могут образовываться отложения сульфата аммония. Испаритель подвержен износу из-за абразивной солевой суспензии, коррозии во время остановов и механическим напряжениям, связанным с высокоскоростной центрифугой.

7

Cansolv

Нет подробных данных

8

Labsorb

В нефтеперерабатывающем секторе этот процесс до сих пор применялся только на установках ФКК.

9

SNOX

См. пункт 5.27.9

10

WSA

Нет подробных данных


      Применимость

      Следует отметить, что потребность в пространстве для скрубберов и вспомогательного оборудования является важным фактором для модернизации дополнительных блоков из-за их размера (таблица 5.92).


      Таблица .. Применимость различных процессов десульфуризации

№ п/п

Способ десульфуризации

Применимость

1

2

3

1

Хелатирование железа, экстракция растворителем, адсорбция NaOH или молекулярная адсорбция

Обычно используется, когда количество SO2 для извлечения невелико, поскольку они производят отходы, например, на небольших специализированных нефтеперерабатывающих заводах или небольших заводах по производству природного газа

2

Очистка морской воды

Поскольку взвешенные частицы (включая содержание в них тяжелых металлов) переносятся в морскую воду, перед очисткой морской воды необходим эффективный метод борьбы с взвешенными частицами

3

Walther

Не подходит для топлива с повышенным содержанием серы, так как это приводит к повышенному проскоку аммиака из-за образования сульфатов аммиака. Сульфаты нежелательны из-за коррозии и аэрозольных выбросов.

4

Wellman-Lord

Несмотря на отличный профиль выбросов, сложность процесса препятствует широкому применению

5

Cansolv


6

Labsorb

В нефтеперерабатывающем секторе успешно применяется в подразделениях FCC

7

SNOХ

Эта система успешно используется для регенерации H2SO4 на месте, используемой в установке алкилирования, а также для очистки газов H2S (УООГ) и отходящих газов из регенераторов установки FCC и электростанций, питаемых высокосернистым топливом и остатками


      Таблица .. Примеры установок, на которых были реализованы процессы сероочистки

№ п/п

Техника обессеривания

Примеры заводов

1

2

3

1

Хелатирование железа, экстракция растворителем, адсорбция NaOH или молекулярная адсорбция

Применяется на некоторых небольших нефтеперерабатывающих заводах и заводах по производству природного газа

2

Очистка морской водой (Seawater СКВubbing)

В некоторой степени этот процесс применялся (в 1994 г .: 2500 МВтэ/47 единиц), также использовался для плавильных, нефтеперерабатывающих заводов и сжигания нефти (при 3 % S)

3

Скруббер для мокрого известняка(Wet limestone СКВubber)

Опыт работы с WS весьма удовлетворителен, что подтверждается высокой доступностью. Эта система широко применяется на электростанциях. В Германии, например, НПЗ TOTAL Mitteldeutschland использует процесс десульфуризации влажной извести после трех масляных обогревателей электростанции. В качестве топлива на этой установке используются остатки вакуума, остатки висбрекинга и суспензия FCC

4

Wellman-Lord

По всему миру применено более 40 систем, например по FCC

5

Cansolv

Установки Cansolv используются на заводах по производству серы, FCC и коксовых установках.

6

Labsorb

ESSO Norge в Слагентангене (Норвегия, 1994 г.) - ENI S.p.A. в Саннаццаро ​​(Италия, 2000 г.) - НПЗ VALERO в Паулборо, штат Нью-Джерси (США, 2002 г.)

7

SNOX – WSA

По всему миру успешно установлено более 25 устройств. Применяется, в частности, на НПЗ AGIP в Геле (Италия, 1997 г.) и на НПЗ OMV AG в Швехате (Австрия, 2007 г.) для электростанций, сжигающих высокосернистый нефтяной кокс и остатки.


      Экономика


      Таблица .. Экономика различных процессов десульфуризации

№ п/п

Способ десульфуризации

Экономика


1

2

3

1

Процесс AI

35 - 55 евро/кВт (размер блока: 75 - 300 МВт). Ежегодные эксплуатационные расходы примерно равны капитальным затратам

2

Хелатирование железа, экстракция растворителем, адсорбция NaOH или молекулярная адсорбция

Они, как правило, очень дешевы по сравнению с другими методами FGD

3

Очистка морской воды

Низкие капитальные затраты и низкие эксплуатационные расходы (не требуется сыпучих химических веществ, хотя иногда для повышения щелочности используется гидроксид магния)

4

Мокрый скруббер известняка

75 - 180 евро/кВт (размер блока: 75 - 300 МВт). Ежегодные эксплуатационные расходы примерно равны капитальным затратам.
Капитальные затраты: 10 - 20 миллионов евро. Операционные расходы: 1,6 - 4 млн евро в год. Потоки дымовых газов 200000 - 650000 Нм3/ч.
Существуют предельные затраты на батареи, основанные на ценах 1998 и включающие такие статьи, как оборудование, лицензионные сборы, фундаменты, строительство и ввод в эксплуатацию. Они только на порядок больше. Факторы, зависящие от конкретного объекта, такие как планировка, доступное пространство и необходимые модификации существующих установок, могут оказать значительное влияние. В некоторых случаях можно ожидать, что эти факторы увеличат затраты примерно на 50 %.

5

Wellman-Lord

Инвестиционные затраты оцениваются в 50 миллионов долларов США на установку для обработки расхода дымовых газов 500000 Нм3/ч и концентрации SO2 0,8 %. В стоимость входят лицензионные сборы, инжиниринг, поставка оборудования, строительные, пуско-наладочные и пусконаладочные услуги.

6

Cansolv

Никакой информации не предоставлено

7

Labsorb

Этот метод позволяет значительно снизить эксплуатационные расходы по сравнению с нерегенеративными процессами мокрой очистки, благодаря очень малому расходу химических веществ, используемых в составе поглощающего буфера, и внутренней энергоэффективности.


      Таблица .. Обзор ведущих факторов внедрения различных процессов сероочистки

№ п/п

Техника обессеривания

Эфекты внедрения


1

2

3

1

Хелатирующее железо, растворитель экстракция, адсорбция NaOH или молекулярная адсорбция.

Уменьшение выбросов SO2 в небольших количествах.

2

Wellman-Lord

Характеристики процесса могут соответствовать потребностям конкретных промышленных предприятий, использующих высокосернистое топливо (на нефтеперерабатывающих заводах в США, Японии и Австрии).

3

Cansolv


4

Labsorb

Образует побочный продукт, готовый к преобразованию в жидкий SO2, серную кислоту или элементарную серу. Соответствует потребностям промышленных процессов, генерирующих высокосернистые дымовые газы, такие как отходящие газы УПС и FCC, а также котлы, работающие на ископаемом топливе, и газы для обжига цветных металлов


      Справочная литература

      [12], [11], [4], [96], [70], [8].


      5.27.5. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Методы предотвращения / сокращения выбросов ЛОС, связанные с технологическим процессом и конструкцией завода

      При перекачке жидкостей в сосуды при атмосферном давлении существующая смесь пара и газа (часто воздуха, но также инертных газов), которая в приемном сосуде часто выбрасывается в атмосферу. Считается, что такая операция загрузки оказывает воздействие на окружающую среду из-за присутствия ЛОС, предшественника озона. Применение блоков улавливания паров (VRU) для предотвращения утечки этих паров в атмосферу нацелены на сбор углеводородов для повторного использования. В некоторых случаях восстановление неэкономично, и предпочтение будет отдаваться установкам для уничтожения паров (VRU). Более общий термин, охватывающий оба варианта, — это системы обработки паров (VHS).

      Описание

      Техники снижения неорганизованных выбросов ЛОС могут быть рассмотрены на обоих этапах проектирования: разработка процесса, проектирование завода.

      Разработка процесса

      Расчетные условия процесса (например, температура, давление, давление паров технологической жидкости) могут влиять на уровень неорганизованных выбросов. Однако они не выбираются независимо, а в зависимости от других параметров (например, активности катализатора, наличия вспомогательных средств, таких как охлаждающий воздух, вода или пар). В некоторых операциях с более низкими рабочими температурами и давлениями, где давление паров жидкости ниже, неорганизованные выбросы относительно ниже [110, ESA 2005].

      Техники сокращения неорганизованных выбросов, возникающих в результате проектирования процесса нефтепереработки, могут быть следующими:

      для достижения баланса между чистотой подпитки, этапами обработки, качеством продукции и образованием отходов;

      для очистки потоков сточных вод, содержащих (смеси) ЛОС, путем очистки, ректификации и экстракции или комбинации этих методов с целью удаления веществ, которые могут способствовать диффузным.

      Проектирование завода

      Выбор компонентов установки и способ их настройки могут влиять на степень неорганизованных выбросов. Для новых блоков существует значительная возможность на начальном этапе проектирования включить широкий спектр техник для сокращения потенциала неорганизованных выбросов. Что касается существующих заводов, можно со временем попытаться внедрить многие из этих методов в рамках процесса непрерывного совершенствования.

      Техники сокращения неорганизованных выбросов за счет выбора и конфигурации компонентов нефтеперерабатывающего завода включают следующее:

      ограничение количества потенциальных источников выбросов, например, соответствующее проектирование схемы трубопроводов с помощью:

      минимизация длины трубопровода;

      уменьшение количества фланцевых (соединительных) клапанов и резьбовой трубопроводной арматуры;

      использование сварных фитингов и труб;

      уменьшение количества насосов за счет использования, если возможно, других средств перекачки жидкости, например, силой тяжести;

      максимальное увеличение встроенных функций сдерживания процесса, например, за счет:

      закрытие (частично или полностью) систем отвода сточных вод и резервуаров, используемых для хранения / очистки сточных вод;

      минимизация выбросов во время отбора проб за счет использования закрытых систем отбора проб или поточных анализаторов;

      установка дренажной системы для обслуживания, чтобы исключить открытые сливы из дренажей;

      выбор высокотехнологичного оборудования, такого как:

      клапаны с двойным сальником или не менее эффективное оборудование;

      установка высокопрочных прокладок для критических применений;

      насосы / компрессоры / мешалки с торцевыми уплотнениями вместо набивки;

      насосы / компрессоры / мешалки с магнитным приводом;

      выбор подходящих материалов для оборудования, таких как:

      гарантировать, что все оборудование (например, прокладки) выбрано соответствующим образом для каждого технологического процесса;

      для избежания коррозии за счет соответствующего выбора материала конструкции;

      для предотвращения коррозии путем футеровки или покрытия оборудования, окраски труб для предотвращения внешней коррозии и использования ингибиторов коррозии материалов, контактирующих с оборудованием;

      для нанесения реактивных красок, например, кислоточувствительные краски, нанесенные на фланцы установки HF-алкилирования;

      содействие мониторингу и техническому обслуживанию за счет обеспечения хорошего доступа к компонентам, которые могут протекать;

      сбор и обработка выбросов, например, транспортировка потенциально собираемых утечек (например, уплотнения компрессора, вентиляционные отверстия и продувочные линии) на факелы или в беспламенные окислители.

      Достигнутые экологические выгоды

      Предотвращение или сокращение неорганизованных выбросов ЛОС.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Неорганизованные выбросы можно оценить во время проектирования технологического процесса и завода, используя методику, которая подсчитывает количество потенциальных точечных источников выбросов (фланцы, клапаны, насосы и т. д.) и применяет стандартные коэффициенты выбросов, относящиеся к содержащейся жидкости. Надежность коэффициента выбросов в данном приложении зависит от качества фактора, конкретных загрязняющих веществ, представляющих интерес, и типа источника.

      Неорганизованные выбросы из резервуаров можно оценить с помощью программного обеспечения "TANKS" Агентства по охране окружающей среды США, основанного на алгоритмах [109]. Методы оценки неорганизованных выбросов из других источников на нефтеперерабатывающих заводах представлены в [108].

      Кросс-медиа эффекты

      Сбор и локализация неорганизованных выбросов может привести к достижению пределов взрываемости в результате накопления ЛОС, например, где устанавливается крышка над очистным сооружением. Этот вопрос регулируется законодательством в области обеспечения промышленной безопасности и охраны труда.

      Применимость

      Вышеупомянутые техники сокращения неорганизованных выбросов, связанные с технологическим процессом и конструкцией завода, применимы ко всем новым установкам, которые имеют потенциальные неорганизованные выбросы. Для существующих единиц применимость может быть ограничена различными ограничениями, и следует прилагать усилия для включения этих методов с течением времени в рамках процесса постоянного улучшения.

      Все новые химзаводы.

      Экономика

      Стоимость техник сокращения неорганизованных выбросов, связанных с технологическим процессом и конструкцией завода, зависит от конкретной установки. Ожидается, что затраты на новые заводы будут ниже. В конечном итоге использование высоконадежного оборудования может снизить затраты на техническое обслуживание и время, затрачиваемое на мониторинг.

      Сокращение неорганизованных выбросов часто предоставляет возможности для экономии сырья, переработки побочных продуктов или предотвращения потерь конечных продуктов, что приводит к экономическим выгодам.

      Эффект от внедрения

      Снижение выбросов ЛОС. К положительным моментам внедрения относятся: снижение материальных потерь, безопасность сотрудников.

      Справочная литература

      [100], [106], [107], [108].


      5.27.6. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Установки улавливания паров (VRU)

      Техническое описание

      Установки улавливания паров (VRU) — это установки, предназначенные для снижения выбросов летучих органических соединений (ЛОС) во время погрузочно-разгрузочных операций. Для нефтеперерабатывающего завода это актуально для бензина и других летучих продуктов, таких как нафта, и более легких продуктов. Улавливание паров также может использоваться для снижения выбросов из резервуаров со стационарной крышей, в которых хранятся летучие продукты, которые не имеют внутренних плавающих крыш. Поскольку сокращение выбросов ЛОС с помощью VRU является лишь одним аспектом общего контроля ЛОС на нефтеперерабатывающем заводе, этот раздел следует рассматривать в сочетании с хранением, обработкой и интегрированным управлением нефтеперерабатывающим заводом. В дополнение к VRU требуется система сбора пара, а также другое оборудование: паропроводы, устройства защиты от детонации, контрольно-измерительные приборы и, возможно, дожимные нагнетатели, а также резервуары для удерживания пара (рисунки 5.48 - 5.50).

      Системы улавливания паров включают два процесса:

      сепарация углеводородов от воздуха;

      сжижение выделенных паров углеводородов.

      Для отделения паров углеводородов от воздуха можно использовать следующие процессы разделения:

      адсорбция при переменном давлении на активированном угле;

      абсорбция при стирке в абсорбирующей жидкости с низкой летучестью;

      селективное мембранное разделение;

      конденсация путем охлаждения или сжатия (разделение и ожижение совмещены в одном процессе).

      Для разделенных паров углеводородов применимы следующие процессы сжижения:

      поглощение, как правило, собственным продуктом;

      конденсация;

      сжатие.

      Для нефтепродуктов используются следующие системы VRU:

      абсорбция в потоке холодной регенерированной нефти;

      адсорбция в двухслойном режиме с переменным давлением;

      косвенная конденсация жидкости в теплообменнике хладагента;

      мембранное разделение при прохождении через поверхность отбора углеводородов.

      Абсорбция: молекулы пара растворяются в подходящем абсорбенте с низкой летучестью ("бедном") (гликоли или фракции нефти, такие как керосин или продукт риформинга). Может потребоваться охлаждение абсорбента для снижения его летучести (обычно при температуре от минус 25 °C до минус 30 °C для керосина или продукта риформинга). Затем необходимо отделить пар от абсорбента путем нагревания смеси абсорбент / регенерированный продукт в теплообменнике и затем реабсорбции паров обогащенного продукта в соответствующем потоке, например, продукта, восстанавливаемого или проходящего в конденсатор, установку дальнейшей обработки или установку для сжигания отходов. Абсорбция обычно не используется для улавливания паров бензина в ЕС, поскольку этот метод считается менее эффективным, чем, например, адсорбция.

      Адсорбция: молекулы пара удерживаются активированными центрами на поверхности твердых материалов адсорбента, таких как активированный уголь (AC) или цеолит. Адсорбент требует периодической регенерации. Непрерывные процессы имеют две адсорбционные колонны, содержащие активированный уголь, которые обычно циклически меняют каждые 15 минут режима адсорбции и регенерации. Эта регенерация активности углеродного адсорбента может быть осуществлена с использованием пара или, чаще, вакуумных насосов. Полученный десорбат затем абсорбируется (например, в циркулирующем потоке компонентов бензина) в промывной колонне, расположенной ниже по потоку (стадия промывки). Остаточный газ из промывной колонны (или сепаратора) направляется на вход установки для повторной адсорбции. Этот метод наиболее часто используется для бензиновых VRU.

     


      Рисунок .. Процесс адсорбции активированным углем VRU


      Мембранное разделение газов: молекулы пара обрабатываются через селективные мембраны для разделения смеси пар / воздух на обогащенную углеводородами фазу (пермеат), которая впоследствии конденсируется или абсорбируется, и фазу, обедненную углеводородами (ретентат). Эффективность процесса разделения зависит от перепада давления на мембране. Для дальнейшей очистки мембранный процесс можно комбинировать с другими процессами.

     


      Рисунок .. Процесс мембранного разделения VRU


      Охлаждение / конденсация: при охлаждении парогазовой смеси молекулы пара конденсируются на поверхности холодного теплообменника и разделяются в виде жидкости. Вторая ступень (например, криогенный конденсатор, использующий жидкий азот) может потребоваться для соблюдения предела выбросов. Поскольку влажность приводит к обледенению теплообменника, требуется двухступенчатый процесс конденсации, обеспечивающий альтернативную работу. Этот метод может достичь низких концентраций на выходе, если применяемая температура охлаждения достаточно низкая. Пары утилизируются в виде чистых жидкостей (без отходов), которые могут быть возвращены непосредственно в резервуар для хранения.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема установки улавливания паров


      Гибридные системы: коммерчески доступны комбинации методов для VRU, отвечающие очень низким стандартам выбросов. Примером может служить двухступенчатая установка с мембранным разделением с последующей адсорбцией.

      Достигнутые экологические выгоды

      Выбросы от различных систем напрямую связаны с эффективностью борьбы с загрязнением и могут составлять всего 10 мг/Нм3 (без метана). При эффективности борьбы с выбросами 99,9 % для автомобильного бензина могут быть достигнуты концентрации 150 мг/Нм3 (без метана), как показано в таблице 5.96.

      Достижимое сокращение выбросов будет зависеть от используемых методов, а также от состава и концентрации ЛОС в подавляемом потоке пара. Например, поток паров бензина может иметь концентрацию неметановых летучих органических соединений (НМЛОС) 1500 г/Нм3. Для достижения концентрации в вентиляционном канале 150 мг/Нм3 требуется эффективность снижения выбросов 99,99 %.

      Система улавливания паров для загрузки резервуаров с сырой нефтью может собирать около 85 % всех ЛОС, которые конденсируются и повторно вводятся в сырье.

      В таблице 5.96 приведены некоторые данные об эффективности и экологических характеристиках установок для улавливания паров. Измерения НМЛОС и бензола можно проводить с помощью FID или GC.


      Таблица .. Значения выбросов для установок улавливания паров при загрузке автомобильного бензина

№ п/п

Тип завода

Уровень извлечения*, %

Средние значения, достижимые при непрерывной эксплуатации **, ***

НМЛОС****, г/Нм3

Бензол, мг/Нм3

1

2

3

4

5

1

Одноступенчатая конденсационная установка

80 - 95

50

1

2

Одноступенчатая абсорбционная установка

90 - 97

35

50

3

Одноступенчатые адсорбционные и мембранные сепарационные установки

90 - 99,5

<10 (5)

1

4

Одноступенчатые адсорбционные установки с дополнительным нагнетателем

99,98

0,15

1

5

Сжатие, абсорбция и мембранное разделение ******

90 - 95

Нет данных

Нет данных

6

Двухступенчатые установки

99,98

0,15

1

      * как показатель уровня производительности;

      ** выражается как среднее часовое значение при непрерывной работе для соответствия 94/63 / EC (приложение II);

      *** эти значения приведены для концентрации углеводородов в неочищенном газе прибл. 1000 г/Нм3;

      **** НМЛОС: неметановые летучие органические соединения. Содержание метана в парах загружаемых веществ может значительно варьироваться. Процессы абсорбции и адсорбции не могут существенно снизить выбросы метана;

      ***** если одноступенчатые установки используются в качестве предварительной ступени для газовых двигателей, концентрация прибл. для работы газового двигателя необходимо 60 г/м3;

      ****** компрессия, за которой следует двухступенчатая секция извлечения: реабсорбция ЛОС во фракцию загружаемого конденсата с последующей стадией мембранного разделения;

      источник: обновленная [23].


      Кросс-медиа эффекты

      Эффекты связаны с потреблением энергии, особенно для двухступенчатых агрегатов (для охлаждения, откачки, нагрева, вакуума); образованием отходов (замена адсорбента / мембраны); образованием сточных вод (т.е. конденсаты от паровой регенерации адсорбента, оттаявшая вода от конденсационных установок). Там, где могут образоваться взрывоопасные смеси, важно принять меры предосторожности, чтобы ограничить риск воспламенения и распространения воспламенения таблица 5.97.


      Таблица .. Сопутствующие эффекты, связанные с методами VRU

№ п/п

Техника VRU

Сопутствующие эффекты

1

2

3

1

Адсорбция

Адсорбент требует замены - срок службы угля обычно превышает 10 лет.

2

Абсорбция

Сточные воды могут образовываться и требуют соответствующей очистки. Регенерация абсорбента более чем вдвое увеличивает инвестиционные затраты и затраты на электроэнергию. Единственные отходы – это отработанная жидкость, которую необходимо заменять один раз в много лет.

3

Мембранная сепарация

Требуется двойной комплект паровоздушного оборудования - компрессор и вакуумный насос. Возможность более высокого потребления энергии, чем для адсорбции.

4

Конденсация

Создает поток загрязненной воды от размораживания. Системы охлаждения могут привести к потерям хладагента и высокому потреблению энергии.
Для криогенных установок производство жидкого азота энергоемко.

5

Гибридные (двухступенчатые) системы

Крупные потребители энергии


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В гавани ГҰтеборга для очистки воды установлены три VRU адсорбционного типа (производительностью 1500 м3/ч, 2000 м3/ч и 2400 м3/ч соответственно), обслуживающих четыре причала, используются для очистки паров, образующихся при загрузке около 1,4 миллиона тонн бензина в год. Расчетные выбросы были сокращены с 300 до 25 т/год, а концентрация общих ЛОС на выходе в выпущенном потоке ниже 10 г/Нм3. Стоимость инвестиций в 2001 году составила около 6,4 млн евро (65 млн шведских крон).

      Один из крупнейших VRU в мире (36 000 Нм3 / ч) находится в эксплуатации с 2008 года на нефтеперерабатывающем заводе Mongstad для очистки паров, образующихся при разгрузке судов с сырой нефтью (два причала). Установленная мощность достигает 5,7 МВт, а эффективность рекуперации фильтрующей системы с активированным углем оценивается примерно в 85 % от общего количества ЛОС. Стоимость инвестиций в 2008 году составила около 60 млн евро (630 млн шведских крон).

      Сообщается, что в Германии степень извлечения позволяет сократить выбросы ЛОС минимум на 99 %.

      Во Франции с конца 1990 г. компаниям предоставлялись субсидии для поддержки инвестиций (15 примеров) для достижения более амбициозных целей, чем нормативная база для улавливания паров на погрузочных сооружениях. В одном процессе используется адсорбция на активированном угле с вакуумной десорбцией. Этот процесс позволяет снизить уровень выбросов ЛОС до 2 г/Нм3, что ниже нормативного целевого показателя 35 г/Нм3.

      На рисунке 5.51 показан пример изменчивости выбросов ЛОС за исключением метана, в атмосферу от VRU (одноступенчатая установка адсорбции углерода) во время загрузки баржи. Измерения представляют собой средние получасовые значения при непрерывном мониторинге во время загрузки (каждая операция выполняется в разные дни). Среднее значение за весь период составляет 4,4 г/Нм3. Среднее значение для каждой операции загрузки составляет менее 10 г/Нм3. В 2 % случаев наблюдаются пики более 10 г/Нм3.

     


      Рисунок .. Изменчивость выбросов в атмосферу от VRU (набор данных 12) в течение месяцев


      Некоторые из этих пиков могут быть связаны с запуском VRU, как, по-видимому, имеет место для двух наборов данных: номер 8 (среднее значение за семичасовой период: 0,2 г/Нм3) и номер 9 (среднее значение: 6 г/Нм3), где дневные изменения концентраций на входе и выходе при непрерывном мониторинге показаны на рисунке 5.52. Самые высокие почасовые значения появляются во время запуска операции загрузки.

     


     


      Рисунок .. Изменчивость выбросов в атмосферу от двух VRU (наборы данных 8 и 9) в течение дня


      Кросс-медиа эффекты

      Улавливание паров может применяться к загрузке сырой нефти (за исключением адсорбции, если не использовалась предварительная обработка, такая как отпарная колонна серы, из-за загрязнения адсорбентом), на станциях отправки продукта и на станциях загрузки судов. Однако для загрузки сырой нефти она менее эффективна, чем системы для загрузки продукта, поскольку более высокие уровни метана и этана в парах сырой нефти извлекаются с низкой эффективностью.

      Эти системы не применимы к процессам разгрузки, когда приемный резервуар оборудован внешней плавающей крышей. Установки улавливания паров обычно не считаются применимыми, если количество рекуперированного продукта невелико, например, для продуктов с низкой летучестью.

      VRU занимают ограниченное пространство. Обычно их предварительно собирают и поставляют на салазках. Промышленные мощности VRU варьируются от 500 до 2000 Нм3/ч. Адсорбционные системы широко используются из-за простоты, хорошей работоспособности и высокой производительности.

      Основные технические ограничения, включая соображения безопасности, описаны в таблице 5.98. Кроме того, следует отметить, что одним из основных ограничений для VRU является потенциальная несовместимость системы с парами, существующими на судне из-за предыдущего груза, когда очистка не была проведена должным образом.


      Таблица .. Обзор применимости некоторых методов VRU

№ п/п

Техника ВРУ

Ограничение применимости методики

1

2

3

1

Адсорбция

Обработка несовместимыми соединениями, присутствующими в потоке пара, может отравить или разрушить активированный уголь, например, H2S в сырой нефти.
Из-за высокой температуры адсорбции и использования дополнительных нагнетателей требуются системы безопасности для предотвращения самовоспламенения. Также необходим соответствующий мониторинг для предотвращения этого.

2

Мембранная сепарация

Хорошо подходит для систем с большим объемом пара (компрессор на входе в мембранный блок). Для очень малых или переменных объемов пара, например при загрузке автоцистерн обычной практикой является установка паросодержащего резервуара переменного объема на впускном паропроводе к VRU.

3

Конденсация

Может потребоваться установка двойного теплообменника для размораживания агрегата во время непрерывной работы.
Легкие углеводороды образуют твердые гидраты при низких температурах, которые могут вызвать засорение.
Чтобы обеспечить эффективную конденсацию, необходимо избегать изменения расхода.
Оборудование, работающее при очень низких температурах, требует общих мер безопасности.

4

Гибридные системы

Из-за сложности эксплуатации сложно поддерживать высокий уровень производительности.


      Экономика

      Основываясь на отчете AEAT [110] о сокращении выбросов при погрузке судов, в таблице 5.99 показаны капитальные затраты на установку VRU для различных технологий в диапазоне потоков пара до 2 000 м3/ч. Эти затраты не включают гражданское строительство, обеспечение инженерной инфраструктуры и систем сбора пара. Сообщается, что соответствующие дополнительные затраты могут меняться в зависимости от расстояния от VRU до погрузочного сооружения (до пятикратной стоимости VRU). Эксплуатационные расходы на технологии состоят из компонента, не зависящего от производительности, который находится в диапазоне от 5000 до 40000 евро в год, плюс переменный компонент, который приблизительно равен 0,05 евро за тонну загруженной продукции.

      Капитальные затраты на некоторые методы VRU и термическое окисление (2001 год) представлены на рисунке 5.53.

     


      Рисунок .. Капитальные затраты на некоторые методы VRU и термическое окисление (2001 год)


      В одном отчете о выполнении Директивы 94/63/EC [111] приводятся примерные данные о стоимости гипотетической одноступенчатой установки адсорбционного типа, работающей с коэффициентом извлечения 99,7 % и концентрацией на входе 1160 г/Нм3, следовательно, при концентрации на выходе 3,5 г/Нм3. (таблица 5.99).


      Таблица .. Пример данных о затратах (2008 г.) для одноступенчатой адсорбции VRU, работающей при 3,5 г/Нм3

№ п/п

Параметр

VRU №1

VRU №2

1

2

3

4

1

Максимальная скорость загрузки (м3/ч)

273

1090

2

Капитальные затраты без учета установки (млн евро)

0,345

0,690

3

Стоимость годового потребления электроэнергии (евро)

20000

82000


      Во Франции данные по инвестиционным затратам (полученные из программы субсидирования), приведенные в таблице 5.100, доступны для процесса, работающего при 2 г/Нм3.


      Таблица .. Примеры данных о затратах для некоторых французских сайтов VRU

№ п/п

Грузоподъемность,
т/год)

Мгновенный поток очистки, м3/ч

Год

Инвестиционная стоимость,
млн евро

т ЛОС/год

1

2

3

4

5

6

1

1 200 000

3000

2005

0.580

100

2

192 500

800

1999

0.200

106

3

1000 000

Нет данных

1998

0.980

130


      Установки VRU производительностью 1000 Нм3/ч могут потребовать капитальных затрат в размере 2 млн евро с коэффициентом установки от 1,5 до 5, при этом морские погрузочные приложения находятся в верхней части диапазона.
      Общие капитальные вложения сильно зависят от конкретных факторов площадки, таких как количество погрузочных судов, подключенных к системе, расстояние между причалом и установкой по контролю выбросов (стоимость трубопроводов), потребность в воздуходувках и системах безопасности (взрыв и пламегасители). Капитальные затраты могут варьироваться от 4 до 20 миллионов евро для VRU производительностью 2000 Нм3/ч. Инвестиционные затраты могут варьироваться от 2 до 25 млн евро при КПД 99,2 %, что подразумевает эксплуатационные расходы в размере 0,02 - 1 млн евро, затраченные на погрузочные операции (автомобильные, железнодорожные и внутренние перевозки нефтеперерабатывающих заводов).
      Инвестиционные затраты на нефтеперерабатывающие заводы в Гетеборге и Mongstad были следующими:
      в ГҰтеборге три установки адсорбционного типа (производительностью 1500 м3/ч, 2000 м3/ч и 2400 м3/ч соответственно), обслуживающие четыре причала, обошлись в 2001 году примерно в 6,4 млн евро (65 млн шведских крон);
      в Монгстаде стоимость VRU сырой нефти 36 000 Нм3/ч в 2008 году составила около 60 млн евро (630 млн шведских крон).
      По данным CONCAWE (2012), расценки и характеристики мощности для судовых VRU, загружающих бензин, использующих различные технологии VRU, следующие (таблица 5.101).
     
      Таблица .. Примеры заявленных капитальных затрат и спецификаций мощности для VRU

№ п/п

Техника

Производитель-ность, м3/ч

Предел выбросов, г/Нм3

Расходы,
млн евро

Характеристики мощности (установленная мощность), кВт


1

2

3

4

5

6

1

Одноступенчатая адсорбция VRU/углем

2500

10

1,05

425 
 

2

Одноступенчатый VRU / мембранное разделение

2500

10

1,37

655

3

Одноступенчатое мембранное разделение

3500

10

2,7

785

4

Двухступенчатая мембрана плюс адсорбция углем

3500

0.15

3,5

980

5

Одноступенчатая адсорбция углем

5000

10

Стоимость единицы 3,5
Общая стоимость системы 23

Нет данных

      источник: [112].


      Применимость

      Директива 94/63/EC по контролю выбросов ЛОС в результате хранения бензина и его распределения предписывает установку линий уравновешивания паров и блоков улавливания паров (VRU) или систем улавливания паров (VRS) во время загрузки /разгрузка бензина авто- и железнодорожных танкеров и барж на нефтеперерабатывающих заводах и терминалах для достижения предельного уровня выбросов 35 г/Нм3.

      ГҰтеборгский протокол устанавливает предел выбросов в 10 г/Нм3 для общего количества ЛОС (за 24 -часовой период) для бензиновых VRU, за исключением загрузки морских судов. Это требует применения улавливания паров только для загрузки автомобильного бензина в автоцистерны, железнодорожные цистерны и баржи и при пропускной способности более 5000 м3/год.

      Многие VRU на установках (разгрузке) бензина для снижения выбросов ЛОС были построены в Европе в соответствии с законодательством стадия 1 или для разгрузки сырой нефти, например, в порту Гетеборга, НПЗ Mongstad, в Германии и Франции (см. предыдущие параграфы по экологическим характеристикам и эксплуатационным данным).

      Справочная литература

      [93], [12], [24], [41], [182], [4], [5], [96], [9], [26], [112].


5.27.7. Методы борьбы с выбросами ЛОС. Деструкция паром (VD)

      Описание

      Помимо традиционных методов сбора и уничтожения ЛОС путем подачи в факельную систему, в этом отношении важны две специфические системы:

      окисление: молекулы пара превращаются в CO2 и H2O либо путем термического окисления при высоких температурах, либо путем каталитического окисления при более низких температурах:

      термическое окисление происходит обычно в однокамерных, футерованных окислителях, оборудованных газовой горелкой и стек. Если присутствует бензин, эффективность теплообменника ограничивается, а температура предварительного нагрева поддерживается ниже 180 °C для снижения риска воспламенения. Диапазон рабочих температур составляет от 760 °C до 870 °C, а время пребывания обычно составляет одну секунду или меньше;

      для каталитического окисления требуется катализатор для ускорения окисления за счет адсорбции кислорода и ЛОС на поверхности. Катализатор позволяет реакции окисления протекать при более низких температурах, чем требуется для термического окисления: обычно в диапазоне от 320 °С до 540 °C. Первая стадия предварительного нагрева (электрическая или газовая) имеет место для достижения температуры, необходимой для начала каталитического окисления ЛОС. Стадия окисления происходит, когда воздух пропускается через слой твердых катализаторов.

      Директива 94/63 / EC (стадия 1) допускает окисление только в особых ситуациях, например, когда улавливание паров небезопасно или технически невозможно из-за большого объема возвращаемого пара;

      биофильтрация: разложение до CO2 и H2O достигается при температурах немного выше температуры окружающей среды микроорганизмами, находящимися в твердой увлажненной поддерживающей среде.

      Достигнутые экологические выгоды

      Соответствующие коэффициенты удаления ЛОС, достижимые с помощью таких методов, следующие: термическое окисление: 99 - 99,9 %, каталитическое окисление: 95 - 99 % и биофильтры: 95 - 99 %. Однако эффективность биофильтров спорна: поскольку высокая эффективность удаления достигается только при высоких нагрузках на входе, концентрации выбросов значительно ниже 50 мг/Нм3 НМЛОС достигаются редко.

      Установки биологической очистки требуют минимального обслуживания и не производят шума. Никакого топлива или химикатов не требуется. Биофильтры удаляют или уничтожают алифатические и ароматические углеводороды, другие ЛОС, H2S и запахи в отходящих газах технологических потоков, вентиляционных отверстий резервуаров, предохранительных клапанов, экстракции паров почвы и очистки сточных вод и т. д.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Средний срок эксплуатации превышает два года. Для биофильтров температура входящего воздуха должна составлять 5 - 55 ºC при соответствующем уровне влажности.

      Кросс-медиа эффекты

      Термическое окисление может привести к появлению нежелательных продуктов сгорания, таких как NOX, что требует дополнительной обработки. Каталитическое окисление требует меньше энергии для достижения температур сгорания и может конкурировать с термическим окислением при низких концентрациях на входе. Термическое окисление требует хороших первичных и / или вторичных мер безопасности для предотвращения взрывов, в то время как эффективность каталитического окисления может быть снижена из-за отравления катализатора и старения. При сжигании ЛОС также образуется CO2. Дополнительное топливо расходуется на сжигание потоков с низкой концентрацией и на предварительный нагрев катализаторов.

      Отходы образуются только тогда, когда биофильтры исчерпаны. Не образуются вторичные загрязнители или отходы.

      Применимость

      В литературе встречаются установки для очистки потоков от 17 м3/ч до 135000 м3/ч.

      Для биологического окисления этот метод хорошо подходит для обработки непрерывных воздушных потоков постоянного состава с низкими концентрациями органических загрязнителей. Этот метод не подходит для прямой обработки паровоздушных смесей, часто встречающихся при перегрузках, поскольку такие смеси имеют в основном более высокие концентрации паров (> 1 % об./об.) и появляются как внезапные пиковые потоки во время довольно нечастых операций по разгрузке. Установки биологической очистки, безусловно, чувствительны к отравлению неожиданными соединениями в входящем потоке пара. Следовательно, большинство этих систем нуждаются в постоянном мониторинге, чтобы предотвратить попадание нежелательных соединений.

      Биофильтрация подходит только для непрерывных потоков пара с постоянным составом и низкой концентрацией. Эти условия не типичны для приложений по переработке.

      Термическое окисление: во всем мире работает более 107 установок.

      Экономика

      Экономичность системы термического окисления с рекуперацией тепла будет зависеть от многих факторов, включая теплотворную способность потока отходов. В 1998 году уже ожидалась значительная окупаемость за счет рекуперации тепла из термического окислителя, снабженного газо-газовым теплообменником с КПД 60 % и расходом газа 4 720 л/с. Если предположить, что в качестве дополнительного топлива использовался природный газ, затраты составили около 20 долларов США на миллион ккал и 0,08 доллара США на киловатт-час электроэнергии. Для системы, работающей 24 часа в сутки, 350 дней в год, срок окупаемости дополнительных капиталовложений в размере 0,2 млн долл. США для теплообменника заводского типа составит менее пяти месяцев.

      Затраты на биофильтрацию значительно ниже, чем на другие методы борьбы с загрязнением воздуха. Капитальные затраты зависят от скорости потока и эффективности разрушения/удаления. Капитальные затраты начинаются примерно с 15 долл. США/м3/ч. Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание чрезвычайно низки, поскольку не требуется топлива или химикатов (таблица 5.102).


      Таблица .. Метод контроля термического окисления ЛОС, применяемый на нефтеперерабатывающем заводе

№ п/п

Источник выбросов

Технологические установки и оборудование НПЗ (установленные и дооснащенные)

1

2

3

1

Технология управления

Общее количество атмосферных летучих органических соединений и предохранительные клапаны в систему сжигания / факельного сжигания

2

Эффективность

Эффективность уничтожения до 99,5 % при сжигании

3

Инвестиционные затраты

1,3 млн евро за НПЗ мощностью 5 млн т/год

4

Операционные затраты

3,0 млн евро

5

Прочие воздействия

Увеличение выбросов CO2 из-за горения


      Справочная литература

      [53], [4].


5.27.8. Методы борьбы с выбросами. Факелы

      Техническое описание

      Факелы используются для обеспечения безопасности и экологического контроля выбросов нежелательных или избыточных горючих веществ, а также выбросов газов в аварийных ситуациях, сбоях, незапланированных событиях или непредвиденных отказах оборудования. Обычно требуется, чтобы факел был бездымным. Сжигание на факеле является одновременно источником выбросов в атмосферу и сжиганием потенциально ценных продуктов. Следовательно, по соображениям экологии и энергоэффективности его использование должно быть ограничено, а количество сжигаемого газа должно быть уменьшено в максимально возможной степени. Вместо этого для плановой вентиляции и плановых остановов следует использовать системы улавливания факельного газа.

      Факельные системы и конструкции

      Факельные системы обычно можно разделить на две основные части: факельную систему сбора с сепаратором и собственно факельную колонну. При работе с крупными нефтеперерабатывающими комплексами отдельные сепараторы могут быть установлены в различных технологических зонах с "блокирующими" средствами, чтобы обеспечить техническое обслуживание во время останова этих участков.

      На рисунке 5.54 показана упрощенная технологическая схема факельной системы.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема факельной системы


      Сегодня доступно множество факельных систем для различных целей. Выбор факельной системы зависит в основном от:

      расхода, давления, температуры и состава сжигаемого газа;

      требования, предъявляемые к полноте сгорания, излучения, сажи и шума;

      наличие и доступ к пару, воздуху и газу.

      Факелы можно разделить на несколько категорий, и можно выделить следующие различия:

      тип факелов: надземные или наземные (поднятые - наиболее распространенные и имеют наибольшую мощность);

      факельная система: факелы без вспомогательного оборудования (низкого или высокого давления) или факелы со вспомогательным оборудованием (с подачей пара, воздуха, газа или воды);

      зона, в которой происходит реакция окисления, которая включает следующие категории: факелы (факелы с открытым пламенем) или факелы в камере (муфельные и экранные / экранированные факелы).

      По сравнению с надземными факелами наземные факелы приводят к худшему рассеиванию из-за того, что дымовая труба находится ближе к земле и, следовательно, может вызывать проблемы для окружающей среды или здоровья (в зависимости от типа конечной продукции).

      В факелах сгорание происходит внутри цилиндра, что позволяет им работать без образования дыма, шума или излучения. Тип наземного факела работает как система поверхностного сжигания с предварительным смешиванием (закрытая горелка), где предварительно смешанные газ и воздух горит на проницаемой среде.

      Таблица 5.103 показывает обзор различных основных групп факельных систем. В ней также дается краткое описание каждой факельной системы, области применения, а также преимущества и недостатки, касающиеся как экологических, так и эксплуатационных последствий.

      Существуют также системы тушения факелов, в которых не требуется постоянного горения запального пламени, но зажигается специальный механизм, когда скорость газа превышает определенный предел.

      Факельная система без вспомогательного оборудования

      Факел, который сжигает только природный газ без подачи воздуха или пара, называется факелом без вспомогательного оборудования. Он используется, когда сгорание может быть достигнуто без посторонней помощи. В зависимости от давления в технологическом оборудовании это может привести к факелу низкого или высокого давления. Сжатый газ обеспечивает хорошее смешивание воздуха и отходящих газов и, таким образом, снижает воздействие и образование дыма. С другой стороны, это увеличивает уровень шума.

      Вспомогательная факельная система

      Когда давление сжигаемого отходящего газа низкое, внешняя среда, такая как пар, воздух или газ, может использоваться в качестве движущей силы. В зависимости от их доступности можно использовать следующее:

      пар высокого давления для парового факела;

      газ высокого давления для газового факела;

      подача воздуха для факелов с пневмоприводом;

      закачка воды в факел, когда требуется низкий уровень шума и радиации.

      Таблица .. Различные применения факельной системы

№ п/п

Факельные системы

Описание

Применение

Особенности


1

2

3

4

5

1

Факел без вспомогательных средств

Факел низкого давления

Факелы низкого давления - самый простой вид факелов. Наконечники факелов низкого давления рассчитаны на длительный срок службы. Они способны сжигать широкий спектр потоков отходов.

Факелы низкого давления могут использоваться, когда сжигание запрещено без посторонней помощи.
Факелы низкого давления используются для технического обслуживания и снижения расхода газа.

Экономически эффективно.
Низкие затраты на обслуживание.
Стабильное, надежное горение.

2

Факел высокого давления

Факелы высокого давления используют энергию сжатого газа для создания турбулентного перемешивания и создания избыточного количества воздуха для более полного сгорания.

Факелы высокого давления используются на суше и в море, чтобы добиться бездымного сжигания при больших скоростях сжигания. Может обрабатывать большие количества факельного газа под высоким давлением и обладает большой производительностью.

Экономически эффективно.
Чистое, эффективное и бездымное горение.
Более низкая радиация.

3

Вспомогательная факельная система
 

Паровая факельная установка

Паровые факелы предназначены для удаления более тяжелых отходящих газов, которые имеют большую склонность к дыму. Пар вводится в поток отходов как внешняя импульсная сила для эффективного перемешивания воздуха и отходящего газа и турбулентности. Это способствует бездымному сжиганию тяжелых углеводородов.

Паровые факелы используются в системах с низким давлением для бездымного сжигания, когда на объекте имеется пар высокого давления.

Бездымное горение. Низкое шумообразование.
Максимальная энергоэффективность.

4

Факел с воздушным поддувом

Подача воздуха используется как внешняя импульсная сила для эффективного перемешивания воздуха и отработанного газа и турбулентности. Это способствует бездымному сжиганию отработанного тяжелого углеводородного газа.

Пневматические факелы могут использоваться для операций, которые требуют бездымных факелов низкого давления в областях, где пар недоступен в качестве средства подавления дыма.

Малое количество дыма.
Более низкий показатель радиация.
Низкое шумообразование.

5

Факел с подачей газа

Впрыск газа используется как внешняя импульсная сила для эффективного перемешивания воздуха и отходящего газа и турбулентности. Это способствует бездымному сжиганию отработанного тяжелого углеводородного газа.

Газовые факелы могут использоваться для операций, которые требуют бездымных факелов низкого давления в областях, где доступен газ высокого давления.

Максимальное сгорание.
Бездымная производительность

6

Факел для закачки воды под высоким давлением

Вода впрыскивается в факел, чтобы уменьшить излучение и шум от факела.

Для применений с высоким давлением, где требуется низкий уровень шума и излучения, а также там, где есть вода.

Значительно снижает излучение и шум.
Снижение эксплуатационных расходов и стоимости оборудования

      источники: [113].


      Методы факельных операций

      Ниже приведены методы, применяемые к факелам, которые могут снизить выбросы.

      Использование контрольных горелок, которые обеспечивают более надежное зажигание отходящих газов, поскольку на них не влияет ветер.

      Закачка пара в факельные дымовые трубы, что может снизить выбросы взвешенных частиц при надлежащей конструкции.

      Излишки нефтеперерабатывающего газа должны сжигаться, а не сбрасываться. Должны быть предусмотрены сепараторы для удаления жидкостей с соответствующими уплотнениями и системами удаления жидкости, чтобы предотвратить попадание жидкостей в зону горения. Водные потоки из уплотнительных бочек следует направлять в систему кислой воды.

      Разработаны системы сбора факельного газа, в которых факельный газ улавливается и сжимается для других целей. Обычно рекуперированный факельный газ очищается и направляется в систему топливного газа нефтеперерабатывающего завода. В зависимости от состава факельного газа у восстановленного газа могут быть другие применения. Сообщается о сокращении сжигания в факелах до 0,08 - 0,12 % производства на одном заводе по добыче природного газа в Норвегии.

      Для минимизации образования сажи в пламени в новых установках применяется измерение расхода с автоматическим регулированием пара; а также измерения яркости с автоматическим контролем пара и дистанционное визуальное наблюдение с использованием цветных телевизионных мониторов в диспетчерских пунктах, что позволяет управлять паром вручную и обнаруживать постоянное наличие запального пламени. Впрыск пара служит нескольким целям. Во-первых, он улучшает смешивание топлива и воздуха за счет создания турбулентности и, таким образом, повышает эффективность сгорания. Во- вторых, он защищает конец факела, удерживая пламя подальше от металла. В- третьих, пар снижает выбросы сажи, поскольку он вступает в реакцию с взвешенными частицами углерода с образованием CO, который затем окисляется до CO2. И, наконец, закачка пара, вероятно, также снижает термическое образование NOX. Когда сжигают водород или очень "легкие" углеводороды, впрыск пара обычно не применяется, так как воздушно-топливное смешение часто бывает хорошим и образование сажи маловероятно.

      Мониторинг факелов

      Мониторинг факелов необходим для того, чтобы вести учет каждого события в рамках системы мониторинга нефтеперерабатывающего завода и сообщать местным властям.

      Факельные системы необходимо оборудовать соответствующими системами мониторинга и контроля, необходимыми для работы без дыма и оценки выбросов. В неаварийных условиях следует визуально контролировать факелы. Системы контроля и управления могут быть как автоматическими, так и ручными (при условии обеспечения безопасности рабочих). Обычно они включают в себя непрерывное измерение расхода, дистанционное визуальное наблюдение с использованием цветных телевизионных мониторов, контроль пара и обнаружение контрольной горелки.

      Эффективность сжигания факела можно контролировать с помощью следующих операций:

      мониторинг массового расхода и более низкой теплотворной способности факельного газа (например, с помощью автоматизированных измерений отбора проб газа);

      сравнение измеренных значений с проектными требованиями, чтобы гарантировать минимальную эффективность сгорания (например, 98 %).

      Поток факельного газа

      Среди различных доступных измерительных систем, совместимых с безопасным факельным сжиганием, ультразвуковое измерение расхода было предпочтительным выбором в большинстве новых решений. Ультразвуковые расходомеры могут использоваться как для сухих, так и для влажных и грязных потоков газа, если содержание жидкости не превышает ~ 0,5 % об./об. Если ожидается большее количество жидкости, следует установить систему отсечки жидкости непосредственно перед расходомером. Они применимы к широкому диапазону объемов, обеспечивают высокую точность, не требуют частой калибровки и не имеют значительного ограничения расхода. Однако им необходима прямая труба достаточной длины для обеспечения условий измерения ламинарного потока, что может создать серьезные ограничения в случае модернизации. Они также работают в диапазонах температуры и давления, которые не всегда соответствуют реальным условиям процесса. Ориентировочная стоимость таких ультразвуковых расходомеров оценивается в 0,5 млн евро за одно измерительное устройство.

      Затраты (2004 г.) на ультразвуковой расходомер находятся в диапазоне от 20000 до 30000 долл.США. Дополнительные расходы из-за современной подготовки места, установки, калибровки и подключения могут привести к стоимости 100000 долл. США за одно измерительное устройство [258, Комиссия штата Техас по качеству окружающей среды, 2010].

      Расходомеры газа требуют соответствующих характеристик (предел обнаружения, диапазон измерения) для обеспечения точных измерений. Можно использовать альтернативные методы оценки расхода факельного газа на основе эксплуатационных параметров при условии установления четкой корреляции.

      Состав факельного газа

      Состав факельного газа можно анализировать путем периодического отбора проб и последующего лабораторного анализа или с помощью устройств непрерывного измерения. Однако оперативная газовая хроматография для непрерывных измерений очень чувствительна к загрязнению и требует строгой (и дорогостоящей) предварительной обработки и кондиционирования образцов для удаления воды, и частиц перед измерениями.

      В качестве примера в таблице 5.104 представлен состав газа двух факелов норвежского нефтеперерабатывающего завода, определенный с помощью газовой хроматографии в режиме онлайн.


      Таблица .. Примеры состава факельного газа

№ п/п

Компоненты

Основной факел, моль%

Факел для высокосернистого газа, моль%

1

2

3

4

1

1 -Бутен

0,1

0,1

2

C6+

0,7

1,5

3

C-Бутен

0,1

0,1

4

CO

0,4

1

5

CO2

0,5

0,4

6

Этан

12,3

10

7

Этен (этилен)

2,8

5

8

H2

38,9

35

9

H2S

0,2

0,2 - 1

10

1 -бутан

2,9

2

11

I-бутен

0,1

0,1

12

I-пентан

0,9

0,4

13

Метан

18,4

23

14

N2

5,6

16

15

n-бутан

2,7

1

16

n-пентан

0,6

1

17

О2

0,3

0,2

18

Пропан

10,9

3

19

Пропен

1,4

1

20

t-бутен

0,1

0,1

      примечание: приведенные цифры основаны на нормальных условиях. Концентрация H2S будет изменяться в зависимости от количества высокосернистого газа, направляемого на факел;

      источник: [113].


      Записи о работе факела и выбросах

      Следует оценивать выбросы факельного газа и вносить их в ежедневные отчеты о факельной работе на площадке. Для каждого эпизода факельного сжигания в протоколе должны быть указаны измеренный или расчетный состав факельного газа, измеренное или расчетное количество факельного газа и продолжительность.

      Выбросы факельного газа можно рассчитать с использованием оцененных или измеренных потоков и концентраций (например, H2S), которые были измерены, вместе с коэффициентами выбросов для NOX и CO. В доступной литературе приведены значения концентраций около 100 - 400 мг/м3 для образовавшихся NOX и около 30 мг/м3 выделяемого CO [39].

      Для оценки выбросов ЛОС необходимо определить соответствующую эффективность сгорания. Как правило, можно принять минимум 98 % при оптимальных условиях и если это гарантировано поставщиком факела [100] (таблица 5.105)


      Таблица .. Пример коэффициентов выбросов NOX факельного газа, используемых на норвежском нефтеперерабатывающем заводе

№ п/п

Компоненты

Источник

Уровень эмиссий

Основа для коэффициента выбросов

1

2

3

4

5

1

NOX

Факельный газ

3,13 г/кг

Измерения в 2005 г.

2

Факел (продувочный газ)

3,13 г/кг

Измерения в 2005 г.

3

Факел (кислый газ)

4,0 г/кг

Коэффициент выбросов от NOX

      источник: [113].


      Достигнутые экологические выгоды

      Эффективность горения, радиация, сажа и шум зависят от факельной системы. На правильно эксплуатируемых факелах НПЗ обычно достигается 98 % конверсии в CO2, 1,5 % составляют продукты частичного сгорания (почти весь CO) и 0,5 % не превращаются. Закрытые наземные факелы имеют меньший шум и дымность по сравнению с надземными факелами. Однако первоначальная стоимость часто делает их нерентабельными для больших выбросов по сравнению с надземными системами.

      Экологические характеристики и эксплуатационные данные

      Чтобы добиться максимально полного сгорания, рекомендуется, чтобы факел работал при минимальной температуре пламени 800 - 850 °C. Эффективность факела обычно максимизируется за счет оценки теплотворной способности сжигаемых потоков и за счет минимизации гашения пламени, например, путем чрезмерного пропаривания. Поскольку воздух, присутствующий в дымовой трубе, может создать потенциально взрывоопасную смесь с поступающим факельным газом при низких нагрузках факельного газа, требуется непрерывный поток продувочного газа. При использовании азота требуется меньшая скорость продувки. Очень часто используется молекулярный гидрозатвор, который позволяет использовать более низкую скорость продувки (таблица 5.106).


      Таблица .. Пример расчетных условий двух факелов на нефтеперерабатывающем заводе в Великобритании (2007 г.)

№ п/п

Источник выбросов

Единицы измерения

1 -ый факел

2 -ой факел

1

2

3

4

5

1

Высота

м

91

137

2

Тип системы


Высокое давление

Низкое давление

3

Максимальная мощность

т/ч

397

680

4

Бездымная мощность

т/ч

34

68

5

Расход запального газа

кг/ч

1.9

1.9

6

Расход продувочного газа

кг/ч

22,7

12,5

7

Расход пара*

т/ч

11,8

21,8

8

Выбросы SO2**

кг/ч

0,074

0,043

      * расход пара при максимальной бездымной мощности;

      ** от запального газа и продувочного газа.


      Сопутствующие эффекты

      Выбросы факелов будут включать, помимо NOX, CO от сжигания и часть несгоревших газовых соединений (например, ЛОС, H2S, SO2), что может вызвать потенциальные проблемы со здоровьем и неприятный запах (в основном, для наземных факелов).

      Вода из затворов факела обычно требует обработки перед выпуском. Впрыск пара для улучшения горения и продувки сажи расходует тепловую энергию. Использование наземных факелов может привести к потенциальному накоплению облака пара в случае неисправности факела. Поэтому в наземную факельную систему обычно включаются специальные системы безопасного диспергирования. Как следствие, приборы для мониторинга и контроля наземных факелов обычно более строгие, чем для надземных систем. Кроме того, факелы, особенно с использованием пара, создают помехи из-за шума и света.

      Применимость

      Особого внимания требует сжигание токсичных газов (никогда в наземных факелах). Чтобы обеспечить безопасную работу в периоды, когда факел может не иметь пламени, следует проводить расчеты концентрации на уровне земли для опасных компонентов, предполагая, что факел используется только в качестве вентиляции. Для снижения опасностей воздействия на уровне земли могут потребоваться другие меры безопасности. Надежный непрерывный мониторинг считается критически важным при утечке токсичных газов.

      Из-за различных характеристик горения газов обычно предусматривается отдельный факел для высокосернистого газа; этот факел может быть оборудован другими горелками, чем факел для сжигания углеводородов, чтобы обеспечить более эффективное сжигание высокосернистых газов (H2S).

      Факелы являются обычным явлением на нефтеперерабатывающих заводах. Последнее время широко применяются факельные системы закрытого типа – Лукойл Ухта, Московский НПЗ.

      Экономика

      Детальных данных не получено.

      Эффект от внедрения

      Некоторые местные правила (например, Округ Управления качеством воздуха Южного побережья (SCAQMD), Калифорния, США) требуют планов минимизации факелов. На семи нефтеперерабатывающих заводах (30 факелов) в зоне SCAQMD в настоящее время требуются мониторы непрерывного потока газа, устройства непрерывного мониторинга теплотворной способности газа и полунепрерывные мониторы общей концентрации серы.

      Справочная литература

      [100], [41], [53].


5.27.9. Комбинированная технология SNOX для снижения уровня загрязнителей воздуха

      Техническое описание

      Установка SNOX предназначена для удаления SO2 , NOX и взвешенных частиц из дымовых газов сгорания. Он основан на первом этапе удаления пыли (с помощью ЭСФ), за которым следуют каталитические процессы. Соединения серы извлекаются в виде концентрированной серной кислоты технического сорта, а NOX восстанавливается до N2 .

      Единственный необходимый дополнительный материал — это аммиак, используемый для удаления NO X. Кроме того, необходимы природный газ и вода, а также небольшое количество силиконового масла для блока управления кислотным туманом.

      В результате получается серная кислота (H2SO4 ) чистотой 94 - 95 % для продажи. В системе используется каталитический нейтрализатор для окисления SO2 в SO3 при температуре 400 - 420 °C. Высокое удаление NOX при высоком проскоке NH3 возможно без риска осаждения сульфатов аммония, поскольку температуры в реакторе выше температуры разложения (350 °C), и любой проскок NH3 разрушается в окислителе SO2/SO3.

      В процессе не образуются сточные воды или отходы, а также не используются какие-либо химические вещества, кроме аммиака для контроля NOX. При производстве H2SO4 требуется высокое удаление пыли. Для того, чтобы избежать частой очистки конвертера SO 2 /SO 3 и сохранить качество продукта, требуется обеспыливание с постоянным КПД 99,9 %.

     


1. Котел Downshot
2. Подогреватель воздуха
3. Пылеуловитель
4. Котел с флюоресцентным вентилятором
5. Новый пылеуловитель
6. Новый вентилятор дымовых газов
7. Газогазовый котел Oxchangor

8. Газовый обогреватель
9. Сетка впрыска NH3
10. СКВ реактор do-NOx
11. SO * → Реактор SО3
12. Конденсатор серной кислоты WSA
13. Воздушный вентилятор

14. Защита от капель
15. Труба
16. Система кислотного охлаждения
17. Воздухоохладитель /боллер
18. Избыточный воздух в трубе

      Рисунок .. Технологическая схема SNOX на нефтеперерабатывающем заводе в Gela.


      Как показано на рисунке 5.55, тепло от кислотного конденсатора (работающего в диапазоне 240 - 100 °C, гидратирующего SO3 и конденсирующего полученный кислотный продукт) используется в качестве первой ступени предварительного нагрева воздуха для горения. Рекуперированное тепло, получаемое в процессе конверсии, является существенным и компенсирует потребность в электроэнергии, когда содержание серы в топливе (нефть или уголь) составляет 2 - 3 %. Области, связанные с твердыми продуктами горения, которые требуют внимания при эксплуатации, это HTEP, преобразователь SO2/SO3 и конденсатор с падающей пленкой кислоты (изготовленный из трубок из боросиликатного стекла). Образование кислотного тумана (аэрозоля) в конденсаторе предотвращается запатентованным гетерогенным контролем зародышеобразования, который необходим для работы установок WSA и SNOX.

      Достигнутые экологические выгоды

      удаление 94 - 98 % SO2 и SO3, 90 - 96 % NOX и, по существу, всех взвешенных частиц;

      процесс, способный обрабатывать дымовые газы с высокой концентрацией SO2;

      высокое удаление SO2 вместе с удалением NOX и взвешенных частиц (см. таблицу 5.108);

      низкое дополнительное воздействие на окружающую среду: не требуется сырье (только потребление аммиака для борьбы с NOX), нет сточных вод или отходов производства;

      отсутствие потребления охлаждающей воды;

      производство в качестве побочного продукта процесса H2SO4 товарного сорта, пригодного для продажи;

      высокая рекуперация тепла.

      Сопутствующие эффекты

      Потребление электроэнергии соответствует установленной мощности около 10 МВт для установки мощностью 1 млн Нм3/ч.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В Gela установка SNOX предназначена для очистки дымовых газов от трех котлов на сжигании нефтяного кокса (производящих 3×380 т/ч пара высокого давления) и рассчитана на 1 миллион Нм3/ч, с концентрацией SO2 на входе в диапазоне от 6900 мг/ч. Нм3 до 13200 мг/Нм3 (при влажности 6,7 % об./об. и содержании О2 5 % ) из-за особого процесса очистки, основанного на сырой нефти с высоким содержанием серы. Скорость закачки аммиака, используемая для работы секции СКВ, составляет около 200 кг/ч. Производство H2SO4 (концентрация 95 % H2SO4 ) достигает 13 т/ч при использовании нефтяного кокса с 5,5 % серы (таблица 5.107).


      Таблица .. Характеристики SNOX после 72-часового тестового запуска после 5 месяцев эксплуатации (Gela)

№ п/п

Параметры

Единицы измерения

Полученные результаты

1

2

3

4

1

Расход дымовых газов (влажный)*

Нм3/ч

971000

2

На входе NOX (как NO2 )

мг/Нм3

451

3

На выходе NOX (как NO2 )

мг/Нм3

42

4

Эффективность снижения NOX**

%

90,5

5

На входе SO2

мг/Нм3

8243

6

На выходе SO2

мг Нм3

288

7

Эффективность снижения SO2

%

96,5

8

На входе SO3***

промилле

3

9

На выходе NH3

промилле

Нет данных

10

Концентрация H2SO4

% по массе

95

11

Потребление электроэнергии (воздуходувки, ЭСФ, насосы)

МВт·ч

132377

12

Расход аммиака

кг/ч

238

13

Расход метана

Нм3/ч

456

      примечание: нет данных: недоступно;

      * максимальное количество дымовых газов, выделяемых котлами во время пробного запуска;

      ** после регулировки распределения сетки NH3 эффективность возросла до 93 - 95 %;

      *** более точное измерение показывает 2 ppm;

      источник: [14, DI PISA et al. 2008].


      В таблице 5.108 представлены результаты 72 -часового пробного запуска, который был проведен для проверки максимальной эффективности после полного обновления слоев катализатора. Дополнительная информация, основанная на мониторинге участка Gela при средних рабочих условиях с 2003 года, показывает следующую эффективность борьбы с выбросами в таблице 5.109 [114].


      Таблица .. Характеристики SNOX при средних рабочих условиях (Gela)

№ п/п

Параметры

Единицы измерения

Полученные результаты

1

2

3

4

1

Расход дымовых газов до SNOX

Нм3/ч

1000000

2

Общая эффективность снижения выбросов SO2

%

94

3

Концентрация SO2 в дымовых газах по SNOX *

мг/Нм3

9994

4

Концентрация SO2 в дымовых газах в дымовой трубе*

мг/Нм3

600

5

Концентрация SO2 в дымовых газах в дымовой трубе, сухой и при 5,4 % O2

мг/Нм3

627

6

Общая эффективность снижения выбросов NOX

%

90

7

Концентрация NO X в дымовых газах согласно SNOX), **

мг/Нм3

636

8

Концентрация NO X в дымовых газах в дымовой трубе*, **

мг/Нм3

64

9

NO X в дымовых газах в дымоход. сухой и при 5,4 % O22)

мг/Нм3

68

      * эти значения относятся к влажности 6,7 % об./об. и содержанию кислорода 5 %;

      ** NOX выражается как NO2;

      источник: [257, TWG IT 2012].


      В Швехате установка SNOX обрабатывает дымовые газы центральной ТЭЦ, работающие на тяжелых остатках из установки термического крекинга, вместе с отходящими газами, полученными от УПС.


      Таблица .. Характеристики SNOX (OMV Швехат)

№ п/п

Параметры

Единицы измерения

Полученные результаты

1

2

3

4

1

Расход дымовых газов (влажный)

Нм3/ч

820 000

2

На входе NOX (как NO2 )

мг/Нм3

Максимум 700

3

На выходе NOX (как NO2 )

мг/Нм3

<200

4

Эффективность снижения NOX

%

> 87 %

5

На входе SO2

мг/Нм3

Максимум 8000

6

Расчетный показатель SO2 на выходе

мг/Нм3

<200

7

Эффективность снижения SO2

%

> 96,6 %

8

На выходе SO3

промилле

Нет данных

9

На выходе NH3

промилле

<1

10

Концентрация H2SO4

% по массе

Нет данных

11

Потребление электроэнергии (воздуходувки, УЭЦН, насосы)

МВт
установлены

Нет данных

12

Расход аммиака

кг/ч

Нет данных

13

Расход метана

Нм3/ч

Нет данных

      примечание: нет данных: не допустимо;

      источник: [10].


      Применимость

      В мае 2008 года было сообщено, что завод Gela refinery SNOX работает в среднем на 96 % (включая ежегодные плановые остановки) и не имеет снижения производительности с момента его запуска в сентябре 1999 года (согласно измеренным коэффициентам конверсии и перепадам давления). После 72500 - часовой работы завод был впервые полностью остановлен (1056 часов) для технического обслуживания в июне 2006 года. Только 50 % (12 слоев из 24) катализатора десульфуризации были заменены. Катализатор СКВ остается таким же, как и в начале ввода установки в эксплуатацию.

      Завод Schwechat refinery SNOX начал свою работу в октябре 2007 года и рассчитан на срок оборота не менее шести лет.

      Нефтеперерабатывающий завод AGIP в Геле, Италия (1999), нефтеперерабатывающий завод OMV в Швехате, Австрия (2007), электростанция NFO в Нордъюлландсваеркете, Дания (2005). По данным компании TOPSOE, в 2008 году были заключены контракты еще на шесть установок на общую сумму более 5 млн Нм3/ч дымового газа.

      Экономика

      Установка SNOX, рассчитанная на нагрузку дымовых газов 1,0 млн Нм3/ч, стоила 100 млн евро. Как показано в таблице 5.110, для такого подразделения ежегодные расходы на техническое обслуживание составляют 4,176 млн евро за пятилетний период с 2003 по 2007 год.


      Таблица .. Расходы на техническое обслуживание (в тыс. евро) завода Gela SNOX за 2003 - 2007 годы

№ п/п

Год

2003

2004

2005

2006

2007

Общая сумма

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Техническое обслуживание по графику

211,08

423,71

130,04

177,70

124,79

1 067,32

2

Внеочередное техническое обслуживание

112,33

123,21

11,96

128,84

129,79

506,13

3

Плановый останов

14,22

83,03

348,11

1882,41

274,79

2602,56

4

Общая сумма

337,63

629,95

490,11

2188,95

529,37

4176.01

      источник: [115].


      Эффект от внедрения

      Снижение выбросов в атмосферу (SOX , NOX и пыли) от сжигания топлива с высоким содержанием серы (например, нефтяного кокса) вместе с извлечением побочного продукта серной кислоты в соответствии с коммерческими спецификациями.

      Справочная литература

      [116], [115], [117], [8], [114].


5.27.10. Методы восстановления серы и уменьшения выбросов SO2

      Сера является неотъемлемым компонентом сырой нефти. Часть этой серы покидает нефтеперерабатывающий завод в виде продуктов, часть выбрасывается в атмосферу (уже описано во всех процессах), а часть извлекается некоторыми процессами, расположенными на нефтеперерабатывающем заводе для этой цели (дополнительная информация о разделении серы на нефтеперерабатывающем заводе можно найти в разделе 1.4.1). Сера – это экологическая проблема, которую нельзя решить комплексным образом, если не учитывать серу, связанную с продуктами. Другими словами, сокращение выбросов от нефтеперерабатывающего завода может привести к производству топлива (продуктов), которое впоследствии может быть сожжено неэффективным с экологической точки зрения способом, тем самым ставя под угрозу усилия по охране окружающей среды, предпринимаемые нефтеперерабатывающими заводами. Требования к содержанию серы в нефтепродуктах на территории Казахстана установлены в ТР ТС 013/2011 "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту".

      Поскольку это комплексный вопрос, надлежащее управление серой должно также учитывать другие темы, которые могут выходить за рамки целей этого документа. Например, глобальная оценка воздействия выбросов диоксида серы на окружающую среду должна учитывать перечисленные ниже элементы.

      Выбросы в атмосферу от процессов, генерирующих SOX (печи, котлы, установка ФКК и т. д.). Фактически, эти вопросы включены в этот документ в каждый из разделов процесса.

      Выбросы в атмосферу от установок по извлечению серы или газов, содержащих серу в форме H2S, до сжигания. Эта категория серы обычно восстанавливается, как показано в пункте 5.9.2.

      Атмосферные выбросы серы, содержащейся в продуктах, для которых уже существуют более строгие спецификации, таких как бензины, газойли и т.д. в рамках комплексного подхода.

      Выбросы в атмосферу от продуктов с менее строгими требованиями (бункеры, кокс, мазут). Обычно эти продукты (тяжелые остатки) содержат большое количество серы. Если они не используются надлежащим образом с экологической точки зрения, выбросы могут поставить под угрозу комплексный подход к сокращению выбросов серы в нефтеперерабатывающем секторе. Угроза этому комплексному подходу - экспорт этих продуктов в страны с меньшим экологическим контролем.

      Сера, содержащаяся в нетопливных продуктах, таких как битум или смазочные материалы, обычно не считается проблемой.

      Чтобы сократить выбросы SO2 на уровне нефтеперерабатывающего завода, оператору необходимо установить глобальную стратегию и, возможно, прибегнуть к комбинации следующих типов действий:

      1) выбор топлива и сырья с низким содержанием серы, таких как:

      увеличение использования газа с низким или низким содержанием серы (сжиженный нефтяной газ, природный газ и т. д.);

      с использованием сырой нефти с низким содержанием серы;

      2) повысить эффективность различных методов борьбы с выбросами, таких как:

      УПС (см. пункт 5.9.2);

      десульфуризация топливного газа (восстановление H2S с аминовой обработкой - см. пункт 5.9.1 или другие методы для FGD, или гидроочисткой.

      В этом разделе рассматриваются только процессы, связанные с извлечением серы.

      См. пункт 5.27.9 для получения информации о комбинированном методе SNOX.


5.28. Очистка сточных вод

5.28.1. Установка отпарки кислых стоков

      Кислая вода с различных установок НПЗ большей частью отпаривается на отпарной колонне кислой воды (УОКС). Обычно ее повторно используют вместе с промывочной водой (из установки перегонки нефти) на установке обессоливания (см. рисунок 5.57). Это основной источник отработанной воды на НПЗ.

      Техническое описание

      Одноступенчатая отпарка

      Большинство установок отпарки кислой воды одноступенчатые, требующие одну отпарную колонну. На рисунке 5.56 показана упрощенная технологическая схема установки отпарки кислой воды. Потоки кислой воды с технологических установок собираются в резервуаре кислой воды. Он функционирует как отстойник, где происходит сепарация нефти. Из этого резервуара кислая вода перекачивается через теплообменник "сырье-стоки" на верх отпарной колонны. Кислая вода отпаривается паром противотоком, который подается или производится в ребойлере. В этой колонне поток рециркулирует обратно, чтобы уменьшить содержание воды в кислом газе. Рабочее давление в колонне варьируется от 0,5 до 1,2 бар (изб.) в зависимости от направления исходящих газов. При необходимости контролируется показатель рН, чтобы окончательно удалить сероводород H2S или аммиак NH3.

      Кислые отходящие газы с установки отпарки кислой воды направляются на установку извлечения серы, в печь или на факел. Как только отходящие газы напрямую направлены в печь сжигания отходов или на факел, это серьезно влияет на общий выброс SO2 (до 40 %) и NOX на НПЗ. Сейчас предпочтительнее направлять газы на установку извлечения серы, кроме газов из верхней части колонны (по соображениям безопасности).

      Двухступенчатая отпарка

      Двухступенчатая установка очистки кислых стоков отличается от одноступенчатой тем, что первая колонна работает при низком pH (6). В такой колонне при высоком давлении (9 бар. изб.) сероводород H2S удаляется через верх, а аммиак NH3/вода - через низ колонны. На второй колонне - NH3/вода при более высоком pH (10) удаляется через верх, а поток отпаренной воды - через низ колонны. Правильно спроектированный барабан-сепаратор отделения нефтепродуктов и воды вместо резервуара также дает преимущество в сокращении поступления углеводородов в колонну очистки кислых стоков. Результаты:

      дает низкие концентрации H2S и NH3 в отпаренной воде;

      дает возможность направлять в установку извлечения серы только кислые отходящие газы, образованные на первой стадии отпарки. Они не содержат высокие концентрации аммиака NH3, что позволяет избежать нарушения протекания реакции Клауса из-за образования аммониевых отложений.

      Рассматриваемые методы: резервные очистные сооружения или дополнительное хранилище кислых стоков. Возведение еще одной установки отпарки кислых стоков.

      Потоки сточных вод, богатых сульфидами, необходимо направить на установку отпарки перед сбросом на очистку. Чаще всего отпарные колонны имеют уравнительный резервуар для удаления захваченных углеводородов, которые становятся причиной поломки установки извлечения серы, расположенной ниже по потоку нефтепродукта.

     


      Рисунок .. Упрощенная технологическая схема установки отпарки кислых стоков (SWS)


      Достигнутые экологические выгоды

      Одноступенчатая отпарка

      Установка отпарки кислых стоков производит кислый отходящий газ и очищенные сточные воды, которые направляются в нижестоящие установки. В таблице 5.111 приведены достигаемые показатели работы одноступенчатой установки.



      Таблица .. Данные по установке отпарки кислых стоков

№ п/п

Параметры

Источник

Поток

Состав мин./макс.

Комментарии


1

2

3

4

5

6

1

Выбросы: кислый газ

Отходящий газ из колонны направляется на установку извлечения серы

Действующий внутри объекта

В основном сероводород H2S и аммиак NH3. Содержание зависит от качества сырой нефти и конфигурации НПЗ

Двухступенчатая отпарка позволяет разделить кислый газ в потоке: на богатый сероводородом H2S и нитратом аммония NH3.
Вследствие этого их очистка проходит эффективнее.

2

Сточные воды: очищенные кислые стоки

Сточные воды отпарной колонны используются в качестве промывочной жидкости
на установке обессоливания или направляются на очистные сооружения

20 - 50 м3/ч на НПЗ мощностью 5 млн т/год

ХПК: 500 мг/л водорода H2S: 10 мг/л
Фенол: 30 - 100 мг/л
нитрат аммония NH3: 75 - 150 мг/л

Объем очищенных кислых стоков снижается, если подать меньше пара в технологических установках и
увеличить время эксплуатации ребойлера.


      Очищенная кислая вода направляется на станцию очистки сточных вод или, предпочтительно, на технологические установки для повторного использования после ее охлаждения (если это необходимо). К тому же, очищенные кислые стоки используют в качестве опреснительной промывочной жидкости при условии, что уровень ее загрязнения не превышает нормы (содержание аммиака NH3 менее 150 ppm и сероводорода S2 менее 20 ppm). Такие ограничения требуются для предотвращения коррозии в нижерасположенных установках (например, в системе УППН верхнего уровня).

      Двухступенчатая отпарка

      На первой стадии отделяется сероводород H2S, тогда как на второй стадии нитрат аммония NH3 удаляется из воды и концентрируется в растворе, где содержание NH3 составляет 10 %. Такой раствор используется повторно для сокращения выбросов NOX. Примерные данные типовой двухступенчатой установки отпарки кислых стоков приведены в таблице 5.112.


      Таблица .. Производительность двухступенчатой установки отпарки кислых стоков на НПЗ в г. Холборн

№ п/п

Параметры

Колонна 1 подачи стоков, мг/л

Колонна 2 выхода стоков, мг/л

Очищенные стоки, мг/л

1

2

3

4

5

1

ХПК

14400

599

37

2

Углеводороды

98

4

1,1

3

Неорганический азот

1373

6

7

4

NH4 -N

1372

5

5

5

Фенолы

182

141

0,1

6

Сульфиды

1323

5

0,5


      При двуступенчатом процессе отпарки кислых стоков в целом достигается удаление сероводорода H2S и аммиака NH3 соответственно на 98 % и 95 %. Остаточная концентрация в отпаренных водах находится в диапазоне 0,1 - 1,0 мг/л и 1 - 10 мг/л соответственно. Следовательно, содержание сульфида и аммония, подлежащие извлечению, значительно ниже. Это позволяет не применять дополнительный этап очистки (например, нитрификацию /денитрификацию).

      Тем не менее, определенная концентрация азота необходима в сточных водах НПЗ. Азот выступает в качестве незаменимого питательного вещества на этапе биологической очистки сточных вод.

      Аммоний, образуемый в результате двухступенчатого процесса отпарки используется на НПЗ, а именно для сокращения выбросов оксида азота (NOX) (в результате СНКВ, например, на НПЗ в Холборне (Германия) повторное использование в котле дожига угарного газа богатых NH3 сточных вод из такой отпарной колонны обеспечивает сокращение оксида азота NOX на 180 т/год, нитрата аммония NH4 -N на 250 т/год и твердых отходов от очистных сооружений на 10 %.

      Декантация и усреднения состава кислых стоков

      Дополнительная установка резервуара кислых стоков достаточной емкости уравнивает содержание примесей и химических веществ в смешанных стоках (таблица 5.113). Кроме того, удаляет нефтяные остатки, вызывающие закупорку труб в колонне отпарки и способствует поступления кислого газа с постоянной концентрацией на установку извлечения серы. Поскольку на установку извлечения серы поступает меньше углеводородов, катализаторы меньше подвержены образованию коксовых отложений. Вследствие этого обеспечивается эффективность и бесперебойность работы установки извлечения серы.


      Таблица .. Экологические показатели и эксплуатационные данные

№ п/п

Потребление электроэнергии, кВт·ч/т

Расход пара,
кг/т

Расход кислоты и едкого натра

1

2

3

4

1

2 - 3

100 - 200

Нет данных


      Большинство установок отпарки имеют уравнительный резервуар для удаления унесенных парами углеводородов, которые вызывают сбой на установке извлечения серы ниже по потоку. Сырье отпарной колонны обычно предварительно нагревается теплообменниками "сырье-стоки" до температуры ввода в колонну 100 °C для сохранения отпаренного потока. Отпарной колонне, функционирующей при высоком давлении, присуще повышение температуры. Однако, следует избегать такой температуры сырья, при которой может произойти его испарение на линии подачи на отпарную колонну.

      Сокращение содержания влаги в отходящем газе до 30 моль% не практикуется, так как могут возникнуть проблемы с отложением солей из паровой фазы. Отложение солей случается в особенности тогда, когда в кислом газе присутствует угарный газ CO2 и уровень бисульфида аммония (NH4HS), вызывающего коррозию в конденсате, подаваемом в качестве орошения в отпарную колонну, возрастает и превышает допустимый уровень с точки зрения защиты материалов и коррозии.

      Использование второй отпарной колонны приводит к большим энергозатратам и использованию дополнительных химических веществ, регулирующих рН (кислота, едкого натра).

      Кросс-медиа эффекты

      Направление отходящих газов из отпарной колонны в установку извлечения серы, особенно при одноступенчатой отпарке, негативно влияет на эффективность и условия работы установки извлечения серы (из-за содержания нитрата аммония (NH3) в газе. В случае двухступенчатой отпарки расход пара значительно увеличивается с увеличением мощности и давления отпарки.

      Применимость

      Двухступенчатая отпарка: в случае, когда кубовый остаток отпарной колонны не используются повторно, а направляются на биоочистку, он все равно содержит слишком много нитрата аммония NH3. Для того, чтобы решить эту проблему в отпарной колонне, ее оснащают большим количеством секций, либо устанавливают двухступенчатую установку. В случае модернизации в пользу двухступенчатой установки, имеющиеся секции преобразуется в концентраторы для уменьшения размера установки. Более или менее чистый поток аммония из верхней части второго установки отпарной колонны направляется в горячий дымовой газ печи или в котел дожига угарного газа установки ФКК для снижения содержания оксида натрия NOX.

      Двухступенчатая отпарка кислых стоков редко применяется на НПЗ. На НПЗ в Холборне в Германии двухступенчатая колонна интегрирована в качестве альтернативы на стадии удаления азота из сточных вод на очистных сооружениях. Кроме того, на одном НПЗ установили двухступенчатую установку очистки кислых стоков. Компания Total эксплуатирует одну из них на НПЗ в г. Фейзин с 2008 года (с одноступенчатой колонной высокого давления).

      Экономика

      На французском НПЗ действующая одноступенчатая колонна низкого давления модернизирована в 2010 году путем добавления новой секции высокого давления (9 бар изб. - 180°C - 30 т/ч), предназначенной для извлечения сероводорода H2S. Ожидаемые инвестиционная расходы составляет 24,8 млн евро, что, очевидно, намного выше, чем затраты на ступени низкого давления.

      Другие данные по различным устройствам отпарки кислых стоков приведены в таблице 5.114.


      Таблица .. Экономические аспекты и показатели работы установок отпарки кислой воды

№ п/п

Год строительства

Расчетная концентрация NH3 в стоках
(мг/л)

Фактическая эффективность (мг/л NH3)

Расчетный расход (м3/ч)

Капитальные расходы (млн евро).

Эксплуатационные расходы/год (103 евро)

1

2

3

4

5

6

7

1

1996

18


22

2,7

-

2

1996

10


30

4,0

21

3

1992

Макс.150

13

20

0,6

97

4

1993

50


25

5,4

43

5

1995

50

35

32

5,3

175

6

1992

100


50

10,9

-


      Эффект от внедрения

      Почти все процессы нефтепереработки сопровождаются вводом пара для усиления процессов перегонки или сепарации. Это ведет к образованию кислой воды (содержащей аммиак и сероводород) и/или парового конденсата, который загрязняется углеводородами. Необходимо провести отпарку кислой воды перед ее очисткой или повторным использованием в качестве промывочной воды. Типовой состав кислой воды - 900 мг/л сероводорода, 2000 мг/л аммония, 200 мг/л фенолов и 15 мг/л цианистого водорода.

      Справочная литература

      [52], [13], [53], [91],[182],[4],[102].


5.28.2. Сокращение содержания и извлечение углеводородов из источника сбросов сточных вод

      Техническое описание

      Как правило, сточные воды с бензолом, фенолом и углеводородами легко и эффективно очищаются в месте их образования, а не на станции очистки сточных вод после их смешивания со стоками из других установок. Следовательно, поиск источников образования углеводородов является первой мерой, которую следует предпринять. Техники, описанные ниже, пронумерованы. Обозначение пронумерованных разделов используется по всему разделу. Более подробная информация по каждой технике см. в Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector [100].

      Техника 1: извлечение бензола из сточных вод азотом или сжатым воздухом. Продувка азотом применяется для извлечения бензола и других низкоароматических соединений из сточных вод. Выделяемая смесь обрабатывается слоями активированного угля, которые улавливают органические вещества, позволяя очищенному азоту повторно использоваться на установке очистки сточных вод. Периодически слой углерода регенерируется на месте горячим паром: выделенные органические испарения переносятся паром в конденсатор и затем декантируются в органические и водные слои. Органические вещества возвращаются на НПЗ в качестве ценного сырья.

      Техника 2: жидкостная экстракция фенола из сточных вод с использованием противоточной экстракционной колонны. После перегонки растворитель (например, бутилацетат) возвращается обратно в экстракционную колонну.

      Техника 3: окисление влажным воздухом под высоким давлением (>20 бар изб.) Вода интенсивно смешивается с воздухом, а органические соединения окисляются в присутствии катализатора при высокой температуре и высоком давлении (250ºC, 7 МПа). Серосодержащие вещества окисляются до сульфатов; амины и нитрилы превращаются в молекулярный азот; аммоний потребует этапа биологической или механической очистки. Более подробную информацию см. в Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector [100].

      Техника 4: окисление под низким давлением (<20 бар изб.). Стойкие органические соединения очищаются кислородом и минерализуются до СО2 и Н2О в установке биологической очистки сточных вод (БOC-газы).

      Достигнутые экологические выгоды

      Техника 1: НПЗ использует эту систему для утилизации 1895 л/сут. сточных вод, содержащих 50 ppm бензола, 100 ppm толуола/ксилолов и 100 ppm других углеводородных жидкостей. Установка переработки сточных вод последовательно снижала содержание бензола до уровня ниже 500 ppb. Ежегодно около 35000 кг углеводородной жидкости возвращается на НПЗ в качестве сырья. Этот метод также применяется для извлечения МТБЭ.

      Техника 2: на 99 % и выше очищаются сточные воды или концентрация рафината снижается до 1 ppm. Сточные воды, содержащие >1 % фенолов, обрабатывали до получения очищенной воды с содержанием фенола менее 1 ppm (эффективность: выше 99 %; Koch Process Technology, Inc.). Фенолсодержащие сточные воды также очищаются микробиологическим способом.

      Техника 3: эффективность борьбы с загрязняющими веществами составляет 99 % [100].

      Техника 4: эффективность очистки составляет 60 - 90 % [100].

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Техника 1: продувка азотом имеет ряд преимуществ по сравнению с извлечением сжатым воздухом: кислород не уменьшает биологическое загрязнение очистной колонны. Азот снижает риск сбоев на НПЗ, образующие взрывоопасные смеси в установке очистки.

      Техника 2: стандартные показатели энергоресурсов на м3 воды:

      потребление электроэнергии: 159 кВт·ч;

      пар (20,7 бар (изб.)): 15,6 кг;

      пар (2,07 бар (изб.)): 103 кг;

      температура воды 45 °C (DT = 19 °C): 5,6 м3;

      охлаждение воды при t - 29 °C (DT = 11 °C):2,5 м3.

      Применимость

      Техника 1: используется для очистки обессоленной воды и сточных вод с заводов, работающих с бензолом, толуолом, этилбензолом.

      Более 15 установок мощностью от 800 л/мин до 12 000 л/мин в настоящее время работают на различных НПЗ США. Извлечение МТБЭ из сточных вод сжатым воздухом успешно использовалась на одном европейском НПЗ.

      Техника 2: разработана для очистки сточных вод с содержанием фенола от нескольких сотен ppm до насыщения (примерно 7 %) и выше.

      Применяется, когда концентрация фенола высокая. При этой техники очистки воды работает американский завод по производству смолы.

      Экономика

      Техника 1: затраты на проектирование и поставку оборудования составляют около 1250000 долларов США. Ежегодные расходы на энергоресурсы составляют около 85000 долларов США.

      Техника 2: экономически эффективен для сточных вод с концентрацией фенолов выше 1 %. Базовый пример: сточные воды объемом 27,2 м3/ч, содержащие 6 % фенола, очищены растворяющими веществами объемом 4,3 м3/ч в четырехступенчатой колонне очистки. Общее содержание извлеченного фенола составило 99,3 %.


      Инвестиции, только

      на экстракционную колонну: 1,32доллараСША/м3.

      Вся система: 3,43 доллара США/м3.

      Окупаемость: 3,96 доллара США/м3.


      Эффект от внедрения

      Сокращение содержания и извлечение углеводородов.

      Справочная литература

      [100], [182], [26].


5.28.3. Первичная очистка сточных вод - извлечение нерастворимых веществ

      Сбор сточных вод с различных установок по какой-либо конкретной технологии считается частью общей очистки сточных вод. Очистные сооружения, особенно с биологической очисткой, наиболее эффективно работают при условиях с постоянным рН, гидравлической нагрузкой или скоростью потока и постоянным содержанием/концентрацией загрязняющих веществ.

      Для того, чтобы уменьшить краткосрочные (ежедневные) и долгосрочные (еженедельные) сбои в работе очистных сооружений применяются процессы усреднения сточных вод либо распределение их на различных производственных установках в пределах или вблизи очистных сооружений. Буферизация и удерживаемый объем также позволяют провести анализ совместимости поступающих сточных вод для последующей очистки.

      Выравнивание расходов потока и содержание/концентрации также называется усреднением (буферизацией или гомогенизацией).

      Технологическая вода, поступающая из отпарной колонны, является одним из основных источников отработанной воды на НПЗ. Кроме того, некоторые несовместимые по составу технологические стоки и стоки с объектов (факелы и резервуары) увеличивают общий поток отработанной воды. Вытекающий поток сначала должен пройти сепаратор нефть-вода (CPI, PPI или API), чтобы удалить свободную нефть и механические примеси.

      Этап 1 - Удаление нефти

      Техническое описание

      Целью этого этапа является сепарация и извлечение нерастворимых углеводородов. Эти методы основаны на принципе разницы в силе тяжести между фазами (жидкость-жидкость или механические примеси-жидкость): фаза с более высокой плотностью оседает на дно емкости, а фаза с более низкой плотностью всплывет на поверхность.

      Очистные устройства этапа 1: сепараторы нефть-вода, пластинчатые отсекатели CPI, сепараторы с параллельными пластинами PPI, сепараторы с наклонными пластинами TPI. буферные резервуары и/или усреднители.

     


1 - Мусороуловитель (наклонные стержни); 2 - Перегородки для удержания нефти; 3 - Распределители потока (вертикальные стержни); 4 - Труба с прорезями для сбора нефтяного слоя; 5 - Регулируемый переливной водосливной; 6 - Отстойник для стоков; 7 - Скребок

      Рисунок .. Общее описание сепаратора нефть-вода API


      По сравнению с API сепараторами нефть-вода внутренние пластины, используемые в пластинчатых отсекателях CPI, сепараторах с параллельными пластинами PPI и сепараторах с наклонными пластинами TPI, сокращают время отделения утилизируемых нерастворимых углеводородов.

      Данные техники направлены на сепарацию и извлечение свободных капель нефти, обычно превышающих или равных по размеру 150 мкм.

      Водная фаза, выходящая из системы разделения, как правило, содержит нерастворимые дисперсные капли нефти, эмульгированные капли нефти, взвешенные механические примеси, растворимую нефть не в форме капель, растворимые неорганические вещества, растворимые органические вещества и незначительное количество нерастворимых свободных углеводородов и осаждаемых механических примесей.

      Стационарная труба отвода нефтесборщика не удаляет гравитационным потоком скопления вязких и/или полутвердых углеводородных материалов. Для эффективного сбора нефти с поверхности воды применяется нефтесборщик с гибким рукавом. Для извлечения вязких и/или полутвердых углеводородных материалов, скопившихся на поверхности воды механическим способом, может потребоваться тщательное наблюдение оператора и его вмешательство при необходимости.

      На рисунках 5.57 - 5.58 представлены общее описание очистных устройств этапа 1.

     


      Рисунок .. Общее описание сепаратора с параллельными пластинами PPI


      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Предполагается, что после очистки водной поверхности сепараторами CPI и API объем собранной нефти составляет 50 - 100 част./млн

      Кросс-медиа эффекты

      Сепараторы, имеющие внутренние пластины в своей комплектации, подвержены загрязнению механическими примесями.

      Они не обладают функцией самоочищения от механических примесей или нефтяных отложений. Если не спустить воду самотеком и/или не откачать ее насосом, в таких сепараторах скопятся механические примеси, пластинчатый профиль загрязнится сверху до низу.

      В сепараторах, не оснащенных внутренними механическими системами извлечения нефти, углеводороды скапливаются на поверхности водной фазы.

      Сепараторы без крыши, приводят к выбросам ЛОС.

      Применимость

      Такие сепараторы могут использоваться повсеместно. Переоборудование действующих сепараторов может вызвать сложность из-за типоисполнения конструкции, типа используемых рабочих валов и скребков, а также положения пневматического привода.

      Из-за присутствия ЛОС и воздуха внутри сепаратора API нижние пределы взрывоопасности повышаются. В этом случае устройство требует внесения значительных модификаций.

      Техники очистных сооружений типа API, применяются более чем на 44 НПЗ. 42 НПЗ имеют в наличии не менее одного сепаратора, среди которых 11 имеют крышу.

      Экономика

      По состоянию на 2011 год, при мощности очистного устройства типа API равной 750 м3/ч, капитальные расходы составляют 8 825 000 евро.

      Источник: [68]

      Эффект от внедрения

      Основным эффектом от внедрения, является сбор максимального количества нефти с поверхности воды. Установлено, что в зависимости от оснащенности НПЗ установками в сточных водах перед любой очисткой обнаружено от 0,5 % до 4 % перерабатываемой сырой нефти. Следовательно, необходимо улавливать нефть путем извлечения из сточных вод до того, как сточные воды будут направлены на окончательную очистку.

      Справочная литература

      [68], [112].


      Этап 2 - Дальнейшая сепарация нефти/воды/ механических примесей

      Техническое описание

      На данной стадии очистки сточных вод требуется применение химических веществ для улучшения отделения твердых/жидких или жидких/жидких оставшихся (после первого этапа очистки) углеводородов и взвешенных механических примесей. Ввод коагулянта или флокулянта необходим для улавливания капель нефти и взвешенных механических примесей, прошедших первую стадию очистки. Уровень рН сточных вод корректируется для улучшения флокуляции.

      Техники данной стадии очистки:

      флотация растворенным газом (DGF);

      флотация с газовым барботажем (IGF);

      фильтрация песком.

      DGF и IGF – методы идентичные: флотация растворенным воздухом (DAF) и флотация приточным воздухом (IAF). Они используются в других производственных секторах, где пузырьки воздуха позволяют выпавшим в осадок механическим примесям плавать в воде. Чтобы снизить риски взрыва, система нагнетания использует газы вместо воздуха из-за концентрации в одном месте взрывоопасных паров.

      Методы DGF и IGF направлены на разделение и извлечение свободных капель нефти, как правило, размером менее 150 мкм, эмульгированной нефти и взвешенных механических примесей. Образующийся шлам выводится на поверхность воды флотацией, в результате чего крошечные пузырьки газа также захватываются хлопьями шлама. Шлам снимается с поверхности воды, а вода направляется на следующий этап очистки.

      Фильтрация песком (или двухслойная фильтрация) является альтернативным процессом флотации. Отстойники также используются в качестве альтернативы.

      Во всех этих методах размер хлопьев, поступающих на стадию отделения, имеет решающее значение.

      Если процесс флокуляции прошел неудачно, то нефть и частицы отделятся в процессе фильтрации. Водная фаза, выходящая из этой стадии, как правило, содержит растворимую нефть не в форме капель, растворимые неорганические вещества, растворимые органические вещества и незначительное количество капель свободной нефти, рассеянных капель нефти, осаждаемых и взвешенных твердых веществ.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Флотационные установки выдают 10 - 20 част./млн очищенной нефти и обеспечивают высокую степень очистки сточных вод на этапе биологической очистки.

      Кросс-медиа эффекты

      Применение этих технологий приводят к выбросам ЛОС и углеводородов.

      Использование химических веществ включает кислоту и/или щелочь для корректировки уровня рН. В блоках флокуляции в качестве коагулянта также применяется сульфат железа FeSO4 или хлорид железа FeCl3. На практике необходимо ежедневно наблюдать за точной корректировкой уровня рН и дозирования полимера в блоке флокуляции. Расходы энергоресурсов на водоотведение небольшие. Больше всего энергии потребляет аэрационный компрессор.

      Применимость.

      Общеприменимо.

      Техники очистных сооружений типа DAF, применяются более чем на 44 НПЗ. Не менее 40 НПЗ имеют в наличии не менее одного одноступенчатого блока флокуляции (в основном типа DAF) и два сообщили об использовании песчаного фильтра.

      Экономика

      По состоянию на 2010 год, при Мощности очистного устройства типа DAF равной 250 м3/ч: - капитальные расходы составляют 1 500 000 евро, эксплуатационные расходы составляют 180 000 евро / год (в среднем от объема капитальных вложений в размере 12 % в год)

      Эффект от внедрения

      Снизить содержание углеводородов и механических примесей в сточных водах.

      Справочная литература

      [68], [112].


5.28.4. Дополнительная очистка

      В странах, где вода является дефицитным ресурсом, иногда экономически выгодно улучшить качество сточных вод, чтобы повторно использовать воду в качестве охлаждающей воды или в качестве подпиточной воды для котла (BFW), при условии, что уровень давления пара достаточен для подпитки. В этом случае в результате фильтрации песком (SF) и/или ультрафильтрации (UF) с последующей фильтрацией активированным углем (AC) и/или обратным осмосом (RO) с удалением солей образуется достаточно чистая вода для поступления в блок деминерализации установки подготовки BFW. Другие используемые технологии – озонирование/окисление, ионный обмен и сжигание.

      Описание

      Методы снижения содержания солей в сточных водах включают: ионный обмен, мембранные процессы или осмос. Металлы отделяются методами осаждения, флотации, извлечения, ионного обмена или вакуумной дистилляции.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Когда активированный уголь применяется в качестве адсорбента, его необходимо регенерировать или заменять с заданным интервалом в зависимости от эксплуатации установки.

      Кросс-медиа эффекты

      Потребление энергии, отходы и концентраты из отработанного активированного угля, мембран и шламов с содержанием тяжелых металлов.

      Экономика

      Если очистные сооружения оснащены установками SF и AC, то эксплуатационные расходы очистных сооружений в результате увеличиваются вдвое (для сравнения с очистными сооружениями, которые изначально не оснащены другими установками). В случае эксплуатации установок UF и RO как инвестиционные затраты, так и эксплуатационные расходы примерно утроятся по сравнению с вариантом, не предполагающих наличие этих установок.

      Эффект от внедрения

      Применяется на НПЗ, где есть вероятность отсутствия водоснабжения.

      Применимость

      Песчаные фильтры, ультрафильтрация, активированный уголь и обратный осмос являются проверенными техникам во многих отраслях промышленности. На НПЗ, занимающимся очисткой больших объемов сточных вод, возможно использование песчаных фильтров. По данным выборки технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год, среди 44 выбранных НПЗ зарегистрированы следующие этапы очистки, применяемых в аварийных ситуациях (таблица 5.115).


      Таблица .. Применяемые техники, согласно отчету, полученному с очистных сооружений в рамках выборки технической рабочей группы европейского Бюро НДТ за 2008 год

№ п/п

Тип очистки

Количество рассмотренных объектов, шт.

Техники, использованные на этом этапе

Количество объектов*, шт.

% применения техники

1

2

3

4

5

6

1

Первый этап

44

API

37

84

CPI

7

16

Буферизация - Усреднение состава сточных вод

21

48

2

Второй этап

44

DAF

30

68

IAF

4

9

Флокуляция/Флотация

5

11

Фильтрация песком

4

9

Нет или не обнаружено

3

7

3

Третий этап (биологический)


Активный ил

27

61

44

Капельный фильтр Биофильтр
Нет или не обнаружено

1
11
4

2
25
9

4

Дополнительный этап

44

Фильтрация песком

9

20

Пруд
Другие техники**

4
9

9
20

Нет окончательной очистки

22

50

      * разные техники могут использоваться на одном и том же объекте;

      ** на дополнительном этапе под другими техниками подразумевается - окислительный пруд, осветление, декантацию и установки DAF или IAF.


      5.28.5. Система водоснабжения и водоотведения

      Описание

      В системах водоснабжения и водоотведения необходима гибкость, чтобы справляться с изменяющимися обстоятельствами, такими как непредусмотренные технологией осадки, пожаротушение, нарушения технологических процессов, изменения технологических процессов, дополнительные установки, расширение мощностей и новые нормативные требования. Также необходима основа для комплексного управления водными ресурсами, включая предотвращение разливов и потенциальное повторное использование водных потоков без или после очистки. Принцип основан на тщательном качественном и количественном анализе различных потоков воды и сточных вод, оценке потенциала повторного использования с максимальной надежностью и защитой окружающей среды. Гибкая конструкция водопровода и дренажа обеспечивает интеграцию воды и позволяет осуществлять краткосрочные и долгосрочные изменения при оптимальных затратах. Следует также рассмотреть вопрос о закрытой канализационной системе для перекачки загрязненной воды из резервуаров и технологических установок в сепарационные установки.

      Техническое описание

      Система водоснабжения и водоотведения промышленного объекта является результатом концептуального проектирования многих операций установки, выстроенных таким образом, чтобы можно было оптимизировать управление водными ресурсами. В основе концепции лежит разделение различных потоков воды на потоки воды, незагрязненные нефтью, потоки, периодически загрязняемые нефтепродуктами, и потоки, постоянно загрязненные нефтепродуктами. Последние могут быть разделены на потоки с низкой и высокой скоростью БПК с возможностью биологической очистки, очистки сточных вод и повторного использования.

      Применение концепции сегрегации учитывает определенный уровень ведения хозяйственной деятельности и оперативной дисциплины. Решение о выборе другого маршрута для определенного типа сточных вод будет основываться на мониторинге качества воды, как внутренних потоков, так и общего сброса. Экологические показатели и управление сточными водами НПЗ требуют постоянного наблюдения, реагирования, достаточной подготовки и мотивирующих указаний, а также обширной схемы мониторинга (отбор проб и анализ). Основное внимание уделяется наиболее загрязнҰнным первым порциям ливневых вод, которые сбираются, отделяются и очищаются, т.к. содержат первую порцию дождевой воды, омывшую потенциально загрязненные поверхности НПЗ. После отделения первой порции остальная дождевая вода собирается, анализируется и сбрасывается без очистки, если это допустимо.

      Достигнутые экологические выгоды

      Предотвращение загрязнения из-за сброса без соответствующей очистки воды, поступающей из всей дренажной системы НПЗ.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      Нет данных.

      Кросс-медиа эффекты

      Потребности в энергии в основном связаны с откачкой сточных вод и зависят от системы и места установки.

      Применимость

      Ряд элементов нынешнего подхода к проектированию новой системы водоснабжения и водоотведения может быть рассмотрен для внедрения на существующих НПЗ. Однако, поскольку все дренажные системы старых НПЗ остались неизменными, применимость сегрегации дренажных потоков может быть ограничена.

      Не на многих НПЗ разделяются технические воды и стоки дождевой воды. Но если они это делают, то эти потоки направляются в отдельные и выделенные системы очистки. Степень сегрегации варьируется от НПЗ к НПЗ (в зависимости от конструкции или модернизации). Большинство НПЗ используют очищенную кислую воду и/или некоторые потоки конденсата в качестве опреснительной промывочной воды. Повторное использование очищенных сточных вод (биоочистка, фильтрация с последующим обратным осмосом) в качестве источника питательной воды котла технически осуществимо. Повторное использование очищенных сточных вод в качестве подпитки охлаждающей водой производится в нескольких местах. Первая промывка применяется на нескольких НПЗ. На некоторых НПЗ используется резервуар для окисления H2S для предотвращения токсичных и пахучих выбросов из технической воды перед DAF и биологической очисткой.

      Экономика

      Нет данных.

      Эффект от внедрения

      Сокращение источников и предотвращение разливов путем надлежащего ведения хоз. деятельности также являются важными элементами для сокращения выбросов ЛОС и запахов на установках CPI, API, DAF и установках биологической очистки.

      Справочная литература

      [52], [53].


5.28.6. Интегрированные построенные водно-болотные угодья

      Описание

      Взаимосвязанные бассейны или лагуны, засаженные широким разнообразием видов водных растений, позволяют проводить последующую очистку сточных вод.

      Техническое описание

      Интегрированные построенные водно-болотные угодья отличаются от других методов создания водно-болотных угодий тем, что они предназначены для обеспечения максимально широкого спектра экологических условий, как это наблюдается в естественных водно-болотных угодьях, включая экологию почвы, воды, растений и животных. Кроме того, концепция интегрированных построенных водно-болотных угодий стремится обеспечить соответствие ландшафта и восстановление/создание среды обитания в своих проектах. Особое внимание уделяется мониторингу качества воды на водно-болотных угодьях и прилегающих землях и водотоках. Стратегически расположенные контрольные скважины также регулярно контролируются.

      Конструкция интегрированных построенных водно-болотных угодий одновременно применяет первичный, вторичный и последующие уровни очистки в свободном потоке поверхностных вод. Это достигается за счет строительства ряда неглубоких взаимосвязанных бассейнов или лагун, засаженных самыми разнообразными видами водных растений. Сточные воды поступают в самую высокую точку этих лагун и подаются через них под действием силы тяжести. Эти последовательно расположенные лагуны представляют собой автономные индивидуальные экосистемы. С каждым шагом достигается более чистый уровень сточных вод. Соотношение объема сточных вод к площади водно-болотных угодий в общем проекте интегрированных построенных водно-болотных угодий определяет качество сточной воды.

      Макрофитная растительность, используемая в конструкции интегрированных построенных водно-болотных угодий, выполняет множество функций. Его основная функция-поддержка биопленок (слоев слизи), которые выполняют основные очистительные функции водно-болотных угодий. Он также облегчает сорбцию питательных веществ и действует как фильтрующая среда, а также, благодаря использованию соответствующей появляющейся растительности, может контролировать запахи и патогенные микроорганизмы.

      В то время как растительность обладает способностью фильтровать взвешенные частицы, она также увеличивает гидравлическое сопротивление, тем самым увеличивая время пребывания.

      Достигнутые экологические выгоды

      Технологические показатели азота и фосфора, общее содержание взвешенных веществ, общее содержание органического углерода, биохимическое потребление кислорода (БПК), химическое потребление кислорода (ХПК) снижаются. По сравнению с обычной обработкой происходит более экономичное энергопотребление. Сокращаются выбросы парниковых газов. Никакие химические вещества не используются. Удаление осадка не требуется.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

      В водно-болотных угодьях, построенных с использованием подземных потоков, были спроектированы как горизонтальные, так и вертикальные системы стока. Кроме того, в последнее время в литературе сообщалось об использовании различных гибридных заболоченных земель для очистки промышленных стоков. Обследование также показало, что промышленные сточные воды обрабатываются на искусственно построенных водно-болотных угодьях на всех континентах.

      Для очистки воды используется лишь небольшое количество электроэнергии и никаких химических веществ не требуется.

      Кросс-медийные эффекты

      Подземные воды, которые протекают под водно-болотными угодьями, имеют более низкий уровень питательных веществ, чем окружающие наземные участки. Фосфор сохраняется в почве.

      Применимость

      Техника интегрированных построенных водно-болотных угодий может применяться в широком диапазоне обстоятельств, например, при высоких или низких концентрациях загрязняющих веществ и скоростях гидравлической нагрузки, которые могут изменяться с течением времени. Интегрированное построенное водно-болотное угодье может быть построено как совершенно новый объект или может быть частью существующего водно-болотного угодья, объекта водного ландшафта или канализационно-очистных сооружений (КОС). Требования к земле, связанные с интегрированными построенными водно-болотными угодьями, могут ограничивать их применение, например, требования к земле могут варьировать от 10 м2 до многих гектаров в зависимости от объема производимых сточных вод и характеристик их загрязнения.

      Экономика

      По сравнению с обычным канализационно-очистным сооружением (КОС) подход интегрированно построенных водно-болотных угодий позволяет сэкономить на эксплуатационных, амортизационных и капитальных затратах в размере 0,03 евро, 0,49 евро и 0,46 евро за кг соответственно. Сокращение в основном связано с сокращением затрат на электроэнергию, отсутствием использования химических веществ, отсутствием производства и хранения осадка.

      Эффект от внедрения

      Экономически выгодно.

      Интегрированно построенные водно-болотные угодья обеспечивают среду обитания для широкого спектра растений и животных. Они могут быть использованы в образовательных целях, а также в качестве местной инфраструктуры.

      Извлеченная биомасса может иметь широкий спектр применений (например, субстрат для производства биогаза или биоэтанола).

      Справочная литература

      [15], [68].


5.28.7. Повышение степени повторного использования сточных вод

      Описание

      В зависимости от конкретных условий техника включает в себя следующие подходы:

      определение и оценка минимально приемлемого качества вод при использовании для каждого из технологических процессов;

      выявление возможности повторного использования очищенных и подготовленных сточных вод с определением соответствующей их качеству технологии очистки;

      рециркуляция воды в замкнутых водяных контурах, в том числе в циклах охлаждения технологического оборудования;

      использование противоточных схем повторного использования сточных вод, при которых подаваемая чистая вода используется последовательно, по мере еҰ загрязнения, на новых стадиях процесса;

      повторное использование очищенной воды в засушливых регионах для полива при наличии технической возможности использования и (или) при экономической целесообразности.

      Достигаемые экологические преимущества

      Снижение нефтеперерабатывающим заводом гидравлической нагрузки на установки очистки сточных вод. Снижение потребления воды.


5.28.8. Аппаратный учҰт количества сбрасываемых сточных вод и загрязняющих веществ

      Описание

      Техника заключается в использовании автоматических средств измерения и учҰта объҰма или массы сбросов сточных вод и концентрации загрязняющих веществ, технических средств фиксации и передачи полученной информации, а также в инвентаризации приборов учета водозабора и водоотведения на источниках водозабора и приемниках сточных вод, на предмет наличия приборов, их исправности, своевременной поверки и опломбировки.

      Достигаемые экологические преимущества

      Снижение потребления воды. Постоянное улучшение экологических показателей НПЗ.


5.29. Предотвращение шумового загрязнения

5.29.1. В целях предотвращения шумового загрязнения техника предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже:

      проведение оценки шума окружающей среды и формирование плана по снижению шумового загрязнения в соответствии с местными условиями;

      изоляция оборудования c высоким уровнем шума;

      использование насыпи для экранирования источника шума;

      использование шумозащитных стен.

      Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам


      Общие положения

      Техники, перечисленные и описанные в настоящем разделе, не носят нормативный характер и не являются исчерпывающими.

      Могут использоваться другие техники, обеспечивающие достижение уровней эмиссий и технологических показателей, связанных с применением НДТ, при нормальных условиях эксплуатации объекта с применением одной или нескольких НДТ, описанных в заключении по НДТ.

      Под "технологическими показателями, связанными с применением наилучших доступных техник" понимается диапазон уровней эмиссий, которые могут быть достигнуты при нормальных условиях эксплуатации объекта с применением одной и (или) комбинации наилучших доступных техник.

      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для установок применяются в месте выделения выбросов из установки, при этом любое их разжижение не учитывается при определении таких значений.

      Периоды усреднения и базовые условия для выбросов в атмосферу

      Под технологическими показателями выбросов, связанных с применением НДТ, приведенными в настоящем разделе, понимается масса загрязняющего вещества в единице объема сухих отходящих газов при стандартных условиях (273,15 K, 101,3 кПа после вычитания содержания водяного пара, но без коррекции содержания кислорода), которая выражается как соотношение миллиграмм на кубический метр (мг/Нм3).


№ п/п

Измерение

Описание

1

2

3

1

Для непрерывных измерений

Допустимые технологические показатели, связанные с применением НДТ, относятся к среднемесячным значениям, которые являются средними значениями всех достоверных среднечасовых значений, измеренных в течение одного месяца

2

Для периодических измерений

Допустимые технологические показатели, связанные с применением НДТ, относятся к среднему значению не менее трех единичных проб, измеренных в течение 20 минут


      Для процессов сжигания, каталитического крекинга и установок извлечения серы из отработанных газов базовые условия для содержания кислорода приведены в таблице 6.1.


      Таблица .. Базовые условия для технологических показателей, связанных с применением НДТ, касающихся выбросов в атмосферу

№ п/п

Меры

Ед. изм.

Условия базового уровня кислорода

1

2

3

4

1

Установка для сжигания жидкого или газообразного топлива за исключением газовых турбин и двигателей

мг/Нм3

3 % кислорода по объему

2

Установка для сжигания на твердом топливе

мг/Нм3

6 % кислорода по объему

3

Процесс каталитического крекинга (регенератор)

мг/Нм3

3 % кислорода по объему

4

Установка для извлечения серы из отработанных газов*

мг/Нм3

3 % кислорода по объему

      * в случае применения НДТ 60.


      Преобразование концентрации выбросов в базовый уровень кислорода.

      Ниже приведена формула для расчета концентрации выбросов при базовом уровне кислорода (см. таблицу 6.1).


      ER=21-OR21-OM×EM


      где: ER - концентрация выбросов, скорректированная на базовый уровень кислорода (мг/Нм3);

      OR - базовый уровень кислорода (% по объему);

      EM - концентрация выбросов, указанная на измеренный уровень кислорода (мг/Нм3);

      OM – измеренный уровень кислорода (% по объему).


      Периоды усреднения и базовые условия для сбросов сточных вод

      Если не указано иное, технологические показатели, связанные с применением НДТ, приведенные в настоящем разделе, определяются как значения концентрации (массы сбрасываемого вещества на объем воды) и выражаются как соотношение миллиграмм на литр (мг/л).

      Если не указано иное, периоды усреднения для технологических показателей сбросов, связанных с НДТ, определяются следующим образом:


№ п/п

Период усреднения

Описание

1

2

3

1

Среднесуточные

Среднее значение за период отбора проб, равный 24 часам, взятых в качестве составной пробы, пропорциональной расходу, или, при условии, что продемонстрирована достаточная стабильность потока, из пробы, пропорциональной времени

2

Среднегодовые/ среднемесячные

Среднее значение всех среднесуточных значений, полученных в течение года/месяца, вычисленное в соответствии с ежедневными потоками


6.1. Заключения по общим НДТ

6.1.1. Система экологического менеджмента


      НДТ 1. НДТ заключается во внедрении и соблюдении системы экологического менеджмента (СЭМ) для улучшения общих экологических показателей установок по переработке нефти и газа.

      СЭМ включает в себя следующие компоненты:

      заинтересованность и ответственность руководства, включая высшее руководство;

      определение и понимание среды обитания (контекста) предприятия и факторов, влияющих на все аспекты его деятельности;

      определение области применения СЭМ и экологических аспектов, которыми может предприятие управлять;

      определение экологической политики, которая включает в себя постоянное совершенствование производственного процесса руководством;

      определение рисков и возможностей, относящихся к:

      экологическим аспектам;

      принятым обязательствам;

      другим факторам и требованиям, определенными в соответствии со средой обитания (контекстом) предприятия и потребностями, и ожиданиями заинтересованных сторон;

      планирование и установление необходимых процедур, целей и задач в сочетании с финансовым планированием и инвестициями, а также с учетом воздействия на окружающую среду в результате возможного вывода установки из эксплуатации на этапе проектирования новой установки и в течение всего срока ее эксплуатации;

      осуществление процедур, уделяющих особое внимание:

      структуре и ответственности;

      обучению, осведомленности и компетентности;

      связи;

      вовлечению сотрудников;

      документации;

      эффективному управлению технологическим процессом;

      программам технического обслуживания;

      готовности к чрезвычайным ситуациям и реагированию на них;

      обеспечению соблюдения экологического законодательства;

      проверка производительности и принятие корректирующих мер с особым вниманием:

      мониторингу и измерению;

      корректирующим и предупреждающим действиям;

      ведению записей;

      проведению независимого (где практически осуществимо) внутреннему и внешнему аудиту с целью определения соответствия СЭМ запланированным мероприятиям и была ли она должным образом внедрена и поддерживается ли;

      анализу СЭМ и ее постоянной пригодности, соответствия и эффективности высшим руководством;

      отслеживание разработки экологически чистых технологий;

      валидации органом по сертификации или внешним верификатором СЭМ;

      применение отраслевого бенчмаркинга на регулярной основе.

      Экологическая эффективность: СЭМ способствует и поддерживает постоянное улучшение экологических показателей установки. Если установка уже имеет хорошие общие экологические характеристики, то СЭМ помогает оператору поддерживать высокий уровень экологической эффективности.

      Применимость: Компоненты, описанные выше, обычно могут применяться ко всем установкам и характер СЭМ (например, стандартный или нестандартный) будут связаны с характером, масштабом и сложностью установки, а также с диапазоном экологического воздействия, которое она может оказать.

      Описание: см. раздел 4.1.


6.1.2. Повышение энергоэффективности


      НДТ 2. Для эффективного использования энергии НДТ предусматривает использование подходящей комбинации техник, приведенных ниже:


№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

1

Техники проектирования

1.1

Пинч-анализ

Техника, основанная на систематическом расчете термодинамических показателей для минимизации потребления энергии. Используется в качестве инструмента для оценки общих конструкций систем

1.2

Тепловая интеграция

Тепловая интеграция технологических систем гарантирует, что значительная доля тепла, необходимого в различных процессах, обеспечивается за счет обмена теплом между потоками, подлежащими нагреву, и потоками, подлежащими охлаждению

1.3

Рекуперация тепла и энергии

Использование устройств рекуперации энергии, например:
котлы-утилизаторы;
расширители/рекуперация энергии в установке ФКК;
использование отработанного тепла в централизованном теплоснабжении.

2

Техники управления технологическим процессом и техническим обслуживанием

2.1

Оптимизация технологического процесса

Автоматизированное контролируемое сжигание с целью снижения расхода топлива на тонну сырья, часто комбинируется с интеграцией тепла для повышения производительности печи

2.2

Управление паром и снижение потребления пара

Систематический контроль систем дренажных клапанов для снижения расхода пара и оптимизации его использования

2.3

Использование энергетического эталона

Участие в ранжировании и сравнительном анализе для достижения непрерывного улучшения путем изучения передового опыта

3

Энергоэффективные технологии производства

3.1

Использование комбинированной тепловой и электрической энергии

Система, предназначенная для совместного производства (или когенерации) тепла (например, пара) и электроэнергии от одного и того же топлива

3.2

Комбинированный цикл комплексной газификации (КЦКГ)

Техника, целью которой является получение пара, водорода (необязательно) и электроэнергии из различных видов топлива (например, жидкого топлива НПЗ или кокса) с высокой эффективностью конверсии


      НДТ 3. Для сокращения энергопотребления, улучшения операционной деятельности, поддержания рациональной организации производства, а также управления инвестициями, НДТ предусматривает использование соответствующих комбинаций техник, приведенные ниже.


№ п/п

Техника

Эффект от внедрения

1

2

3

1

Сосредоточить внимание руководства на потреблении энергии

Для обеспечения принятия решений на основе интеграции процессов

2

Ускорение развития системы отчетности о потреблении энергии

Для измерения прогресса и обеспечения достижения целевых показателей

3

Инициировать систему стимулирования энергосбережения

Для содействия выявления областей улучшения

4

Регулярно проводить энергоаудиты

Для обеспечения соответствия деятельности внешним и внутренним нормативным документам

5

План снижения энергопотребления

Установить цели и стратегии для улучшения

6

Проводить кампании по интенсификации горения

Определить области улучшения (например, соотношение воздух/ топливо, температура выхлопной трубы, конфигурация горелки, конструкция печи)

7

Для участия в мероприятиях по ранжированию/бенчмаркингу в потреблении энергии

Проверка независимым органом

8

Интеграция между установками, внутри них и системами

Тепловая интеграция между установками на НПЗ может быть неоптимальной. Необходимо проводить исследования на энергоемкость


      Экологическая эффективность: Все меры по снижению потребления энергии приведут к сокращению выбросов в атмосферу, включая CO2.


6.1.3. Мониторинг выбросов в атмосферу и ключевых параметров технологических процессов


      НДТ 4. НДТ предусматривает проведение мониторинга выбросов загрязняющих веществ


№ п/п

Описание

Технологическая установка

Минимальная частота****

1

2

3

4

1

Выбросы SO2, NOX и пыли

Каталитический крекинг

Непрерывный

Установки сжигания (печи и котлы) от 50 до 100 МВт* и установки процессов коксования

Непрерывный

Установки сжигания (печи и котлы) <50 МВт *

Один раз в год и после значительных изменений в топливе

Установки
производства серы (УПС)

Непрерывный

2

Выбросы NH3

Все установки, оснащенные
СКВ или СНКВ **

Непрерывный

3

Выбросы CO

Установки каталитического крекинга и сжигания
≥ 100 МВт ***

Непрерывный

Другие установки сжигания
(печи и котлы)

Один раз в 6
месяцев

4

Выбросы металлов: Никель (Ni), Сурьма (Sb) (3), Ванадий (V)

Каталитический крекинг

Один раз в 6 месяцев и после значительных изменений в установке

Установки сжигания ***
(печи и котлы)

5

Выбросы полихлорированных дибензодиоксинов /фуранов
ПХДД/Ф)

Установка каталитического риформинга

Раз в год или после регенерации

      * относится к общей номинальной тепловой мощности всех установок сжигания (печи и котлы), подключенных к дымовой трубе, в которой происходят выбросы;

      ** при использовании NH3 в качестве восстановителя;

      *** сурьма (Sb) измеряется только в установках каталитического крекинга, когда в процессе используется ввод Sb (например, для пассивации металлов), за исключением установок сжигания (печи и котлы), работающих только на газообразном топливе;

      **** непрерывные измерения применимы для источников наибольших выбросов в атмосферу (согласно требованиям, предусмотренным порядком ведения автоматизированной системы мониторинга эмиссии в окружающую среду при проведении производственного экологического контроля).


      НДТ 5. Для улучшения управления и сокращения выбросов на уровне производственных объектов, НДТ заключается в применении концепции "колпака".

      Описание: Одной из техник управления выбросами в атмосферу на уровне производственных объектов известна как концепция "колпака" загрязнений (см. раздел 4.3).

      Сосредоточение внимания на наиболее часто используемой технологии управления на уровне производственного объекта концепции "колпака" загрязнений, основано на главных пунктах:

      периметр "колпака" загрязнений;

      вещества или параметры "колпака";

      период усреднения "колпака";

      расчет "колпака".

      Экологическая эффективность: Концепция "колпака" загрязнений способствует снижению общих выбросов.

      Применимость: Данная техника полностью применима при условии, что установки и процессы, производящие выбросы, оснащены соответствующими системами непрерывного мониторинга, включая измерения выбросов или мониторинг параметров процесса.

      Технологические показатели при применении концепция "колпака" не должны превышать или должны быть на уровне выбросов, связанных с применением НДТ (см. технологические показатели, связанные с применением НДТ 75, НДТ 78, НДТ 79).


      НДТ 6. НДТ заключается в мониторинге соответствующих технологических параметров, связанные с выбросами загрязняющих веществ, на установках каталитического крекинга и сжигания с использованием соответствующих техник.


№ п/п

Описание

Минимальная частота

1

2

3

1

Мониторинг параметров, связанных с выбросами загрязняющих веществ, например, содержание кислорода в дымовых газах, содержание азота и серы в топливе или сырье*

Непрерывное измерение содержания кислорода.
Периодическое измерение содержания азота и серы с частотой, основанной на значительных изменениях топлива/сырья

      * мониторинг азота и серы в топливе или сырье может не потребоваться при проведении непрерывных измерений выбросов NOx и SO2 на дымовой трубе.


      НДТ 7. НДТ заключается в мониторинге неорганизованных выбросов ЛОС в воздух со всего производственного объекта с использованием всех следующих техник:

      техники мониторинга по запаху, связанные с корреляционными кривыми для основного оборудования;

      оптические техники обнаружения газов;

      расчеты постоянных выбросов на основе коэффициентов выбросов периодически (например, один раз в два года), подтверждаемых измерениями.

      Скрининг и количественная оценка выбросов на объекте с помощью периодических измерений с использованием технологий, основанных на оптическом поглощении, таких как обнаружение и дальность света с дифференциальным поглощением (DIAL) или поток солнечного затмения (SOF), является полезной дополнительной технологией.

      Описание

      См. раздел 5.27.5 - 5.27.7.


6.1.4. Мониторинг сбросов в воду


      НДТ 8. В целях сокращения потребления воды и объема образования загрязненной воды НДТ предусматривает использование всех техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Интеграция водных потоков

Сокращение объема технологической воды, образующейся на уровне установки перед сбросом, за счет внутреннего повторного использования потоков воды, например, от охлаждения, конденсатов, особенно для использования при обессоливании сырой нефти

Полностью применимо для новых установок.
Для существующих установок может потребоваться полная реконструкция установки

2

Система водоотведения для разделения потоков загрязненной воды

Проектирование промышленного объекта для оптимизации управления водными ресурсами, где каждый поток обрабатывается соответствующим образом, например, путем направления генерируемой сульфидсодержащей воды (от перегонки, установки ФКК, установки коксования и т.д.) для соответствующей предварительной обработки, такой как колонна отпарки кислых стоков

Полностью применимо для новых установок.
Для существующих установок может потребоваться полная реконструкция установки для создания локальной предочистки

3

Разделение потоков незагрязненной воды (например, однократное охлаждение, дождевая вода)

Проектирование объекта для того, чтобы избежать отправки незагрязненной воды на общую очистку сточных вод и иметь отдельный сброс после возможного повторного использования для этого типа потока

Полностью применимо для новых установок.
Для существующих установок может потребоваться полная реконструкция установки

4

Предотвращение разливов и утечек

Методы, которые включают использование специальных процедур и/или временного оборудования для поддержания функционирования, когда необходимо управление особыми обстоятельствами, такими как разливы, разгерметизация и т.д.

Общеприменимо


      НДТ 9. Для сокращения загрязняющих веществ при сбросе сточных вод в приемник НДТ заключается в удалении нерастворимых и растворимых загрязняющих веществ с использованием всех техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Удаление нерастворимых веществ путем извлечения нефти

См. раздел 6.31.2

Общеприменимо

2

Удаление нерастворимых веществ путем извлечения взвешенных веществ и растворенной нефти

См. раздел 6.31.2

Общеприменимо

3

Удаление растворимых веществ, включая биологическую очистку и осветление вод

См. раздел 6.31.2

Общеприменимо


      Уровни сбросов, связанные с применением НДТ: см. НДТ 12.


      НДТ 10. Для снижения сбросов загрязняющих веществ должна применяться стратегия управления водными ресурсами

      Описание: Данная техника представляет собой стратегию выявления и сокращения сбросов в воду веществ, классифицированных как "маркерные вещества", а также сокращение потребления водных ресурсов (см. раздел 4.2).

      Соответствующая стратегия может быть реализована и включать следующие мероприятия по:

      снижению потребления воды (экономия);

      раздельному сбросу с установок через локальные очистки;

      максимальное повторное использование воды;

      автоматический контроль состава воды для процессов реагентной обработки и биологической очистки;

      определение перечня веществ, которые могут сбрасываться на объектах переработки нефти и газа;

      установление нормативов сбрасываемых веществ;

      мониторинг на основе утвержденных программ, согласованных с уполномоченными государственными органами.

      установка предписаний отбора проб для мониторинга при нормальных условиях эксплуатации (временный или постоянный план).

      определение наиболее подходящего периода для проведения периодического мониторинга при планировании, например, шестимесячного или ежегодного, если значения очень низкие, и выполнение плана;

      анализ результатов и разработка конкретного плана действий по сокращению сбросов соответствующих веществ, которые будут включены в систему экологического мониторинга.

      Экологическая эффективность: Постепенное сокращение сбросов загрязняющих веществ с НПЗ и ГПЗ. Для загрязняющих опасных веществ - прекращение или поэтапное прекращение сбросов.

      Применимость: применимо к существующим установкам.


      НДТ 11. Если требуется дальнейшее удаление органических веществ или азота, НДТ заключается в использовании дополнительных этапов очистки, описанных в разделе 6.31.2.


      НДТ 12. НДТ заключается в мониторинге сбросов загрязняющих веществ в водные объекты с использованием техник мониторинга, которые обеспечивают представительные данные качества воды с частотой мониторинга не реже, указанной ниже.


      Для процессов мониторинга сбросов загрязняющих веществ в водные источники с использованием техник мониторинга, которые обеспечивают представительные данные качества воды приведены в таблице 6.2.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ.

№
п/п

Наименование загрязняющего вещества

Ед. изм.

Уровень сбросов, связанный с применением НДТ*

Частота мониторинга**


1

2

3

4

5

1

взвешенные вещества

мг/дм3

Сфон +0,75

Ежедневно

2

азот аммонийный

мг/дм3

2

Ежедневно

3

ПАВ

мг/дм3

0,50

Ежедневно

4

БПК

мг/дм3

6

Еженедельно

5

железо

мг/дм3

0,30

Еженедельно

6

нефтепродукты

мг/дм3

0,30

Ежедневно

7

нитраты

мг/дм3

45

Еженедельно

8

нитриты

мг/дм3

3,30

Еженедельно

9

полифосфаты (по РО4 3 -)

мг/дм3

3,50

Еженедельно

10

сульфаты

мг/дм3

500

Еженедельно

11

фенольный индекс

мг/дм3

0,25

Ежемесячно

12

хлориды

мг/дм3

350

Еженедельно

13

ХПК

мг/дм3

30

Ежедневно

14

общая минерализация (сухой остаток)

мг/дм3

1000 - 1500

Еженедельно

15

Свинец, выраженный как Pb

мг/дм3

0,005 - 0,030

Ежеквартально

16

Кадмий, выраженный как Cd

мг/дм3

0,002 - 0,008

Ежеквартально

17

Никель, выраженный как Ni

мг/дм3

0,005 - 0,100

Ежеквартально

18

Ртуть, выраженная как Hg

мг/дм3

0,0001 - 0,001

Ежеквартально

      * если конечным водоприемником сточных вод является накопитель замкнутого типа, то есть, когда нет открытых водозаборов воды на орошение или не осуществляются сбросы части стоков накопителя в водные объекты и земную поверхность, и других производственных и технических нужд, концентрация загрязняющих веществ в сточных водах, прошедших очистку на очистных сооружениях НПЗ или ГПЗ, должна соответствовать уровням сбросов, связанных с применением НДТ;

      ** относится к составному образцу, пропорциональному потоку, взятому в течение 24 часов, или, при условии, что продемонстрирована достаточная стабильность потока, к образцу, пропорциональному времени.


6.1.5. Эксплуатация систем очистки отходящих газов


      НДТ 13. В целях предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу, НДТ предусматривает эксплуатацию установок по очистке кислых газов, установок извлечения серы и всех других систем очистки отходящих газов с высоким уровнем доступности и наилучшей производительностью.

      Описание: Особые процедуры могут быть определены для конкретных условий эксплуатации, в частности:

      операции пуска или остановки;

      другие особые операции, которые могут повлиять на надлежащее функционирование системы (например, регулярные и чрезвычайные работы по техническому обслуживанию и очистке печи и/или системы очистки отходящих газов или серьезные сбои в производстве);

      недостаточный расход или температура отходящих газов, препятствующие использованию системы на полную мощность.

      Экологическая эффективность: постоянное улучшение экологических показателей установки.

      Применимость: НДТ может применяться ко всем установкам.


6.1.6. Образование и управление отходами


      НДТ 14. В целях предотвращения или, если практически невозможно предотвращение, сокращения образования отходов, НДТ предусматривает принятие и внедрение плана по управлению отходами, в порядке приоритетности предусматривает и обеспечивает подготовку отходов к повторному использованию, переработке, рекуперации или утилизации.


      НДТ 15. В целях сокращения количества шлама, подлежащего обработке или удалению, НДТ предусматривает использование одной или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Предочистка шлама

Перед окончательной очисткой (например, в печи для сжигания в псевдоожиженном слое) шламы обезвоживают и/или обезмасливают (например, центробежными декантерами или паровыми сушилками), чтобы уменьшить их объем и для извлечения нефти из отстойного оборудования

Общеприменимо

2

Повторное использование шлама в технологических установках

Некоторые виды шлама (например, нефтешлам) могут перерабатываться в установках (например, коксование) как часть сырья из-за содержания в них нефти

Применимость ограничена шламами, которые могут соответствовать требованиям, предъявляемым к обработке в установках с соответствующей очисткой


      НДТ 16. Для сокращения образования отработанных твердых отходов катализаторов НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

1

2

3

1

Контроль и управление отработанными катализаторами

Плановое и безопасное обращение с материалами, используемыми в качестве катализатора, (например, подрядными организациями) с целью их восстановления или повторного использования на площадках за пределами объекта. Данные операции зависят от типа катализатора и особенностей технологического процесса

2

Извлечение катализатора из шламовой эмульсии

Нефтешлам на технологических установках (например, установки ФКК) может содержать большие концентрации катализаторной пыли. Эту пыль необходимо отделить до повторного использования нефтешлама в качестве исходного сырья.


6.1.7. Имитационное моделирование


      НДТ 17. НДТ заключается во внедрении программных комплексов по имитационному моделированию технологических процессов, способствующих улучшению общих экологических и производственных показателей установок и процессов по переработке нефти и газа.

      Описание техники: имитационное моделирование – метод исследования, при котором изучаемая система заменяется моделью, с достаточной точностью описывающей реальную систему (построенная модель описывает процессы так, как они проходили бы в действительности), с которой проводятся эксперименты с целью получения информации об этой системе (см. раздел 4.8).

      Имитационные модели позволяют анализировать системы и находить решения там, где другие методы не применимы. После выбора соответствующего уровня абстракции разработка имитационной модели является более простым процессом, чем аналитическое моделирование.

      Экологическая эффективность: настоящая НДТ позволяет выбрать наилучшие варианты осуществления производственной деятельности.

      Применимость: имитационное моделирование является экспериментальной и прикладной методологией и может применяться на всех НПЗ и ГПЗ.


6.1.8. Шумовое загрязнение


      НДТ 18. В целях предотвращения шумового загрязнения НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже:

      выбор подходящего места для шумных операций;

      ограждение шумных операций/агрегатов;

      виброизоляция производств/агрегатов;

      использование внутренней и внешней изоляции на основе звукоизолирующих материалов;

      звукоизоляция зданий для укрытия любых шумопроизводящих операций, включая оборудование для переработки материалов;

      установка звукозащитных стен и/ или природных барьеров;

      применение глушителей на отводящих трубах;

      звукоизоляция каналов и вентиляторов, находящихся в звукоизолированных зданиях;

      закрытие дверей и окон в цехах и помещениях;

      использование звукоизоляции машинных помещений;

      использование звукоизоляции стенных проҰмов, например, установка шлюза в месте ввода ленточного конвейера;

      установление звукопоглотителей в местах выхода воздуха, например, на выпуске после газоочистки;

      снижение скорости потоков в каналах;

      использование звукоизоляции каналов;

      сепарация шумовых источников и потенциально резонансных компонентов, например компрессоров и каналов;

      использование глушителей для дымососов и газодувок фильтров;

      использование звукоизолирующих модулей в технических устройствах (например, компрессорах);

      использование резиновых щитов при дроблении (для предотвращения контакта металла с металлом);

      возведение построек или посадка деревьев и кустов между защитной полосой и шумным производством.

      Экологическая эффективность: настоящий НДТ позволяет снизить уровень шума на НПЗ и ГПЗ.

      Применимость: применима на всех НПЗ и ГПЗ с учетом особенностей технологического процесса и оборудования.


6.2. Заключение по НДТ для процесса обезвоживания и обессоливания нефти


      НДТ 19. В целях сокращения потребления воды и сбросов загрязняющих веществ в водные объекты (пруды-испарители) в процессе обезвоживания и обессоливания, НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Рециркуляция воды и оптимизация процесса обессоливания

Комплекс проверенных технологий обессоливания, направленных на повышение эффективности опреснителя и сокращение потребления промывочной воды, например, с использованием смесительных устройств с низким сдвигом, низким давлением воды. Данная техника включает в себя управление ключевыми параметрами для этапов промывки (например, однородное перемешивание) и разделения (например, рН, плотность, вязкость, потенциал электрического поля для коалесценции)

Общеприменимо

2

Многоступенчатый опреснитель и обессоливатели

Многоступенчатые опреснители работают с добавлением воды и обезвоживанием, повторяемыми через две или более стадий для достижения лучшей эффективности разделения и, следовательно, меньшей коррозии в дальнейших процессах

Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок

3

Дополнительный этап разделения

Дополнительное усовершенствованное разделение нефти от воды и твердых веществ от воды предназначено для сокращения содержания нефти в сточных водах, направляемых на очистные сооружения, и их рециркуляции в технологический процесс. Данное разделение может включать в себя:
- отстойный барабан;
- использование оптимальных регуляторов межфазового уровня;
- предотвращение турбулентности в сосудах обессоливателя за счет использования более низкого давления воды;
- оптимальное улучшение разделения нефти и воды с помощью "смачивающих" агентов, целью которых является удаление взвешенных загрязняющих веществ, которые приносят значительный унос нефти в воду.
- использование нетоксичных, биоразлагаемых, негорючих специальных деэмульгирующих химических веществ для содействия процессу слияния капель воды.

Общеприменимо


      НДТ 20. Для улучшения разделения взвешенных веществ от воды и нефти в сбросах в процессах обезвоживания и обессоливания, НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже:

      использование смесительных устройств с низким сдвигом для смешивания промывочной воды обессоливателя и сырой нефти;

      использование низкого напора воды в обессоливателе во избежание турбулентности;

      замена струи воды. он вызывает меньшую турбулентность при удалении осевших взвешенных веществ;

      водная фаза (суспензия) может быть разделена в пластинчатом сепараторе под давлением. в качестве альтернативы можно использовать комбинацию гидроциклонного обессоливателя и гидроциклонного нефтеотделителя;

      оценка эффективности системы промывки образующегося осадка. промывка осадка — это периодический процесс, предназначенный для перемешивания водной фазы в обессоливателе, чтобы приостановить и удалить взвешенные вещества, накопившиеся на дне сосуда. этот процесс очистки повышает эффективность обессоливателей во время нормальной работы, особенно при длительных циклах.


6.3. Заключение по НДТ для первичной перегонки нефти

      В соответствии с разделами 3.1 - 3.3, установки атмосферной и вакуумной перегонки являются крупными потребителями тепла. Техники, которые следует рассмотреть для применения в печах, описаны в разделе, посвященном энергетической системе (раздел 3).


      НДТ 21. Для предотвращения или сокращения образования потоков сточных вод в процессе перегонки, НДТ предусматривает использование жидкостно-кольцевых вакуумных насосов или поверхностных конденсаторов.

      Применимость: НДТ может быть неприменимо в некоторых случаях переоборудования. Для новых установок для достижения высокого вакуума (10 мм рт.ст.) могут потребоваться вакуумные насосы, как в сочетании, так и без него, с паровыми эжекторами. Кроме того, на случай выхода из строя вакуумного насоса должна быть обеспечена резервная единица вакуумного насоса и обеспечение байпасной линии.


      НДТ 22. В целях предотвращения или сокращения выбросов в воздух из установок первичной перегонки НДТ предусматривает обеспечение надлежащей обработки отходящих технологических газов, особенно неконденсируемых отходящих газов, путем удаления серосодержащих газов перед дальнейшим использованием.

      Применимость: применяется для установок перегонки сырой нефти и вакуумной перегонки. Может не применяться для автономных заводов по переработке смазочных материалов и битумов с выбросами соединений серы менее 1 т/сут. В конкретных конфигурациях НПЗ применимость может быть ограничена из-за необходимости, например, больших трубопроводов, компрессоров или дополнительной мощности по аминной очистки.


      НДТ 23. В целях сокращения энергозатрат технологического процесса, и соответствующего снижения уровня выбросов в атмосферный воздух из установок перегонки, НДТ должны обеспечить рациональное и максимально возможное использование энергии тепла используя одну или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Установка дробной перегонки

Установка дробной перегонки со встроенной атмосферной колонной/высоковакуумной установкой (CDU/HVU), позволяет экономить до 30 % от общего потребления энергии для этих установок. Метод включает атмосферную перегонку (долив), вакуумную перегонку, фракционирование бензина, стабилизацию нафты, если требуется, и газовую установку

Данная техника применима к процессам первичной перегонки нефти при планировании и строительстве новых установок, а также может быть использован при реконструкции, что может потребовать, дополнением колонны предварительного испарения для снижения расхода топлива

2

Тепловая интеграция (рекуперация) на установках перегонки сырой нефти

Для оптимизации рекуперации тепла из атмосферной колонны перегонки два или три потока флегмы непрерывно циркулируют в нескольких точках на верхнем и среднем уровнях циркуляционного орошения. В современных конструкциях достигается интеграция с высоковакуумной установкой, а иногда и с установкой термического крекинга

Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок и при наличии доступного пространства

3

Использование вакуумных насосов и поверхностных конденсаторов

Техника заключается в использовании вакуумных жидкостно-кольцевых компрессоров вместо паровых эжекторов. Замена паровых эжекторов вакуумными насосами позволит снизить расход кислой воды с 10 м3/ч до 2 м3/ч. Вакуум может создаваться комбинацией вакуумных насосов и эжекторов

Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок. Для новых установок необходимы вакуумные насосы либо в сочетании с паровыми эжекторами, либо без них для достижения высокого вакуума (10 мм рт.ст.) и обеспечения резервного оборудования


      Экологическая эффективность: сокращение потребления энергетических ресурсов, оказывает положительное влияние на экологическую составляющую процессов переработки нефти снижая технологические показатели.


6.4. Заключение по НДТ для процесса вакуумной перегонки нефти


      НДТ 24. В целях сокращения энергозатрат технологического процесса, НДТ заключается в рациональном и максимально возможном использовании энергии тепла, используя одну или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Снижение вакуумного давления в установке вакуумной перегонки

Снижение давления вакуума, например, до 20 - 25 мм рт.ст., позволит снизить температуру на выходе из печи при сохранении той же точки целевой фракции вакуумного остатка.
Экологическая эффективность:
Экологические преимущества заключаются в следующем:
пониженный потенциал крекинга или коксования в печных трубах;
сокращение крекинга сырья для более легких продуктов;
пониженная мощность сжигания и, следовательно, снижение расхода топлива

Применимость обычно ограничена мощностью установки, температурой конденсирующейся жидкости или другими ограничениями

2

Очистка неконденсирующихся веществ вакуумным эжектором из конденсатора

Данная техника контроля выбросов из вакуумных установок включают такие процессы, как очистка амина, систем топливного газа НПЗ и сжигание в соседних технологических печах или оба процесса вместе (см. раздел 5.3.2).

Общеприменимо


6.5. Заключение по НДТ для гидрогенизационных процессов


      НДТ 25. Для снижения содержания серы в различных фракциях в гидрогенизационных процессах, НДТ предусматривает использование одной или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Процессы гидродесульфуризации

См. раздел 3 и 5.4.1.

Применимо к дистиллятам от нафты до тяжелых остатков.

2

Каталитическая перегонка

Каталитическая перегонка для десульфуризации бензина как двухступенчатый процесс (см. раздел 5.4.2).

Общеприменимо. Данная техника также может быть использована для восстановления бензола в продукте риформинга.

3

Каталитическая депарафинизация

Процесс каталитической депарафинизации происходит с использованием избирательных катализаторов с пористой структурой. При таком методе смазочные масла обладают более низкой температурой застывания, чем при сольвентной депарафинизации. В результате вместо парафинов вырабатываются горючие компоненты (см. раздел 5.4.5).

Общеприменимо на новых установках. Метод каталитической депарафинизации с малой вероятностью можно внедрить на других установках депарафинизации, поскольку представляет собой совершенно другой процесс. При каталитической депарафинизации температура застывания ниже, но выше индекс вязкости, чем в методе с применением растворителей.


      НДТ 26. Для снижения выбросов в атмосферу путем повторного использования едкого натра в гидрогенизационных процессах, НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Каскадная очистка нефтепродуктов едкими растворами

Повторное использование части отработанного едкого натра из одной установки на другой (см. раздел 5.4.3).

Общеприменимо

2

Использования отработанного едкого натра

Повторное использования едкого натра на НПЗ - переработка на НПЗ или за его пределами, уничтожение в печах сжигания отходов (см. раздел 5.4.4).

Общеприменимо


6.6. Заключение по НДТ для процесса каталитического риформинга


      НДТ 27. Для сокращения выбросов полихлорированных дибензодиоксинов/фуранов (ПХДД/Ф) из установки каталитического риформинга, НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Выбор промотора катализатора

Использование промотора катализатора в целях минимизации образования полихлорированных дибензодиоксинов/ фуранов (ПХДД/Ф) в процессе регенерации. (см. раздел 6.30.7)

Общеприменимо

2

Очистка регенерированных дымовых газов


Общеприменимо

3

Рециркуляция регенерационного газа замкнутого цикла с адсорбционным слоем

Отходящий газ после регенерации очищается в целях удаления хлорированных
компонентов (например,
диоксины)

Как правило, применяется к новым установкам.
Касательно действующих установок, то применимость может зависеть от текущей
конструкции регенерационной установки

4

Мокрая очистка газов скрубберами

См. раздел 6.30.3

Отсутствует применение
полурегенеративных установок риформинга

5

Электростатические фильтры (ЭСФ)

См. раздел 6.30.1

Отсутствует применение
полурегенеративных установок риформинга


6.7. Заключение по НДТ для процесса изомеризации


      НДТ 28. В целях сокращения выбросов в атмосферу хлорированных соединений НДТ заключается в оптимизации использования хлорированных органических соединений, используемых для поддержания активности катализатора при проведении процесса изомеризации.


      НДТ 29. В целях повышения энергоэффективности процессов изомеризации и сокращения выбросов в атмосферу, НДТ заключается в применении одной из технологий, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Нехлорированные каталитические системы (например, цеолитного и сульфатированно циркониевого катализатора).

Цеолитный и сульфатированный циркониевый катализатор можно регенерировать несколько раз, прежде чем отправлять катализатор в регенератор для извлечения платины.

Цеолитовый катализатор в основном используется для негидроочищенных потоков сырья. Более низкие температуры реакции предпочтительнее более высоких температур, поскольку равновесное превращение в изомеры усиливается при более низких температурах.

2

Катализаторы на основе активного хлорида

Более высокая эффективность процесса по сравнению с цеолитными катализаторами и более низкие температуры реакции (меньшее потребление энергии).

Катализатор очень чувствителен к сере, поэтому требуется глубокая десульфуризация сырья до 0,5 ppm.


6.8. Заключение по НДТ для висбрекинга и других тепловых процессов


      НДТ 30. В целях сокращения сбросов в результате висбрекинга и других тепловых процессов НДТ заключается в обеспечении надлежащей очистки потоков сточных вод путем применения техник локальной очистки, описанных в НДТ 8.


      НДТ 31. В целях снижения коксообразования в установках висбрекинга НДТ заключается в применении едкого натра в качестве каустика или других специальных присадок, вводимых в исходное сырье на установки, расположенные выше по потоку нефтепродукта.


      НДТ 32. В целях повышения эффективности процессов конверсии и снижения материалоемкости термических процессов, а также увеличения глубины переработки сырья, НДТ заключается в применении установки теплового термического крекинга газойля.

      Установка теплового термического крекинга газойля позволяет преобразовывать остатки вакуумной перегонки с использованием двухступенчатого термического крекинга и последующего разделения на фракции газойля и нафты. По сравнению с обычной установкой висбрекинга, процесс термического крекинга газойля позволяет значительно повысить конверсию вакуумного остатка в более легкие продукты. Выход конверсии достигает около 40 % мас./мас. вместо 15 % мас./мас. Качество полученных нефтепродуктов сразу оцениваются в потоке со светлыми фракциями. Они используются в производстве дизельного топлива, бензина и нафты.

      Применимость: этот процесс полностью применим на новых заводах. Внедрение такого процесса на действующих установках висбрекинга невозможно.


      НДТ 33. В целях повышения энергоэффективности НДТ заключается в применении висбрекингустановки с реакционной камерой

      Описание: поток нефтепродукта после печи направляется в выносную реакционную камеру крекинг установки, где происходит низкотемпературный процесс с большим временем контакта. Выход и свойства готового продукта аналогичны, но реакционная камера имеет следующие преимущества - низкое энергопотребление (30 - 35 %) и длительное время работы перед остановом, чтобы удалить кокс из трубы печи. Время работы 6 - 18 месяцев по сравнению с 3 - 6 месяцами работы при печном висбрекинге.


      НДТ 34. В целях повышения эффективности процессов конверсии, а также снижения энергопотребления, НДТ заключается в каталитической перегонке.

      Описание: процесс каталитической перегонки объединяет реакцию и фракционирование в единую операцию установки. Для этого требуется конструкция с двумя реакторами, где один из них представляет собой реактор с фиксированной температурой кипения с последующим окончательным преобразованием в колонне каталитической перегонки. В реакторах используется катализатор на основе кислотной ионообменной смолы.


6.9. Заключение по НДТ для этерификации


      НДТ 35. В целях сокращения выбросов в атмосферу в результате этерификации НДТ заключается в надлежащем удалении отходящих газов процесса путем направления их в систему дожига хвостовых газов.


      НДТ 36. В целях предотвращения нарушения систем биологической очистки сточных вод НДТ предусматривает использование резервуара для хранения и соответствующего плана управления производственным процессом для контроля содержания растворенных токсичных компонентов (например, метанола, муравьиной кислоты, эфиров) в потоке сточных вод до окончательной очистки.


6.10. Заключение по НДТ для каталитического крекинга


      НДТ 37. Для предотвращения или сокращения выбросов NOX в результате процесса каталитического крекинга (от регенератора) НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


      Первичные или связанные с процессом техники, такие как:

№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

Оптимизация процесса и использование промоторов или присадок

1

Оптимизация технологического процесса

Сочетание условий эксплуатации или методов, направленных на снижение образования NOX, например, снижение избытка кислорода в дымовых газах в режиме полного сжигания, ступенчатая подача воздуха в котел СО в режиме неполного сжигания, при условии, что котел СО правильно сконструирован

Общеприменимо

2

Промоторы окисления CO с низким содержанием NOX

Использование вещества, которое селективно способствует окислению только СО и предотвращает окисление азота, содержащего промежуточные продукты, до NOx: например, не платиновые промоторы

Применяется только в режиме полного сжигания для замены СО-промоторов на основе платины.
Для максимальной эффективности может потребоваться равномерное распределение воздуха в регенераторе

3

Специальные присадки для сокращения концентрации NOX

Использование специальных каталитических присадок для ускорения сокращения NO с помощью СО

Применяется только в режиме полного сжигания в соответствующей конструкции и с достижимым избытком кислорода. Применимость присадок для восстановления NOX на основе меди может быть ограничена мощностью газового компрессора


      Вторичные техники или техники в конце технологического процесса, такие как:


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

См. раздел 6.30.2

Во избежание потенциального загрязнения в нижней части колонны может потребоваться дополнительная фильтрация в верхней части колонны СКВ.
Для действующих установок применимость может быть ограничена нехваткой свободного пространства для установки

2

Селективное
некаталитическое
восстановление (СНКВ)

См. раздел 6.30.2

Для частичного сжигания устанвки ФКК с котлами CO требуется достаточное время пребывания при соответствующей температуре.
Для полного сжигания установки ФКК без вспомогательных котлов может потребоваться дополнительный ввод топлива (например, водорода), чтобы соответствовать диапазону более низкой температуры

3

Низкотемпературное окисление

См. раздел 6.30.2

Требуется дополнительная мощность для очистки.
Необходимо надлежащим образом рассмотреть вопросы образования озона и связанного с этим управления рисками. Применимость может быть ограничена необходимостью дополнительной очистки сточных вод и связанным с этим воздействием на окружающую среду (например, выбросы нитратов), а также недостаточным запасом жидкого кислорода (для производства озона).
Применимость техники также может быть ограничена нехваткой свободного пространства.

      Соответствующий мониторинг выбросов отражен в НДТ 4.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов NOX из регенератора в процессе каталитического крекинга приведены в таблице 6.3.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов NOX из регенератора в процессе каталитического крекинга

№ п/п

Параметр

Тип установки/режим сжигания

Технологические показатели, связанные с применением НДТ
(в среднем за месяц) мг/Нм3

1

2

3

4

1

NOх, выраженный как NO2

Новая установка/режим общего сжигания

Менее 30 - 100

Действующая установка

Менее 100 - 400


      НДТ 38. Для сокращения выбросов пыли и металлов в воздух в результате процесса каталитического крекинга (от регенератора) НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


      Первичные или связанные с процессом техники, такие как:

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Использование катализатора, стойкого к истиранию

Выбор катализатора, способного противостоять истиранию и фрагментации, с целью сокращения выбросов пыли

Общеприменимо при условии, что активность и селективность катализатора достаточны

2

Использование сырья с низким содержанием серы (например, путем отбора исходного сырья или гидроочистки сырья)

При выборе сырья предпочтение отдается сырью с низким содержанием серы среди возможных источников, подлежащих переработке на установке.
Гидроочистка направлена на снижение содержания серы, азота и металлов в сырье.
См. раздел 6.30.3

Требует достаточного наличия сырья с низким содержанием серы, мощности по производству водорода и очистке сероводорода (H2S) (например, установки амина и Клауса)


      Вторичные техники или техники очистки в конце технологического процесса, такие как:

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Электростатические фильтры (ЭСФ)

См. раздел 6.30.1.

Для действующих установок применимость может быть ограничена нехваткой свободного места

2

Многоступенчатые циклонные
сепараторы

См. раздел 6.30.1.

Общеприменимо

3

Трехступенчатый обратный фильтр

См. раздел 6.30.1.

Применимость может быть ограничена

4

Другие фильтры для борьбы отделения твердых частиц от газов

См. раздел 6.30.1.

Керамические фильтры третьей ступени доказывают свою эффективность в очистке дымовых газов каталитического крекинга.

5

Мокрая очистка газов скрубберами

См. раздел 6.30.3

Применимость может быть ограничена в засушливых районах и в тех случаях, когда побочные продукты очистки (включая, например, сточные воды с высоким содержанием солей) не могут быть повторно использованы или надлежащим образом утилизированы
Для действующих установок, то применимость может быть ограничена нехваткой свободного места

6

Скрубберы сухой и полусухой очистки

См. раздел 6.30.3

Работает при низкой температуре. Образующиеся отходы сложно использовать повторно (при отсутствии рынка сбыта гипса) и нет возможности для захоронения на полигоне


      Соответствующий мониторинг выбросов отражен в НДТ 4.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для пыли, выбрасываемой из регенератора в процессе каталитического крекинга приведены в таблице 6.4.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для пыли, выбрасываемой из регенератора в процессе каталитического крекинга

№ п/п

Параметр

Тип установки

Технологические показатели, связанные с применением НДТ (среднемесячный)*
мг/Нм3

1

2

3

4

1

Пыль

Новая установка

10 – 25

2

Действующая установка

10 – 50**

      * исключается выдувание сажи в котел CO и через газовый охладитель;

      ** нижняя граница диапазона может быть достигнута с помощью 4 -фазных ЭСФ.


      НДТ 39. Для предотвращения или сокращения выбросов SO2 в результате процесса каталитического крекинга (от регенератора) НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


      Первичные или связанные с процессом техники, такие как:

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Применение присадок к катализаторам, восстанавливающим SO2

Использование вещества, которое переносит серу, связанную с коксом, из регенератора обратно в реактор. См. описание в 6.30.3 

Применимость может быть ограничена конструкцией регенератора.
Требуются соответствующие мощности для снижения содержания сероводорода (например, УПС)

2

Использование сырья с низким содержанием серы (например, путем отбора исходного сырья или гидроочистки сырья)

При выборе сырья предпочтение отдается сырью с низким содержанием серы среди возможных источников, подлежащих переработке на установке.
Гидроочистка направлена на снижение содержания серы, азота и металлов в сырье.
См. описание в 6.30.3 

Требует достаточного наличия сырья с низким содержанием серы, мощности по производству водорода и очистке сероводорода (H2S) (например, установки амина и Клауса)


      Вторичные техники или техники очистки в конце технологического процесса, такие как:

№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Нерегенеративная очистка

Мокрая очистка или очистка морской водой.
См. раздел 6.30.3

Применимость может быть ограничена в засушливых районах и в тех случаях, когда побочные продукты очистки (включая, например, сточные воды с высоким содержанием солей) не могут быть повторно использованы или надлежащим образом утилизированы.
Для действующих установок применимость может быть ограничена нехваткой свободного пространства

2

Регенеративная система очистки газов

Использование специального реагента, поглощающего SOX (например, абсорбирующего раствора), который обычно позволяет извлекать серу в качестве побочного продукта во время цикла регенерации, когда реагент используется повторно.
См. раздел 6.30.3

Применимость ограничена в том случае, если регенерированные побочные продукты могут быть проданы.
Для действующих установок применимость может быть ограничена существующими возможностями извлечения серы, а также нехваткой свободного пространства.

      Соответствующий мониторинг выбросов отражен в НДТ 4.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для SO2, выбрасываемого из регенератора в процессе каталитического крекинга, приведены в таблице 6.5.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для SO2, выбрасываемого из регенератора в процессе каталитического крекинга

№ п/п

Параметр

Тип установки/режим

Технологические показатели, связанные с применением НДТ (в среднем за месяц) мг/Нм3

1

2

3

4

1

SO2

Новая установка

≤ 300

Действующие установки

100 - 1 200 *

      * если применяется отбор сырья с низким содержанием серы (например, <0,5 % м.д.) (или гидроочистка) и/или очистка, что касается режимов общего сжигания: верхний предел диапазона технологических показателей, связанных с применением НДТ, составляет ≤ 600 мг/Нм3.


      НДТ 40. Для сокращения выбросов окиси углерода (CO) в результате процесса каталитического крекинга (от регенератора) НДТ предусматривает использование одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Управление процессом сжигания

cм. раздел 6.30.5

Общеприменимо

2

Катализаторы с промоторами окисления окиси углерода (CO)

cм. раздел 6.30.5

Как правило, применяется только для режима полного сжигания

3

Котел с окисью углерода (CO)

cм. раздел 6.30.5

Как правило, применяется только для режима неполного сжигания

      Соответствующий мониторинг выбросов отражен в НДТ 4.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов окиси углерода (CO) в воздух из регенератора в процессе каталитического крекинга для режима неполного сжигания, приведены в таблице 6.6.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов окиси углерода (CO) в воздух из регенератора в процессе каталитического крекинга для режима неполного сжигания

№ п/п

Параметр

Режим сжигания

Технологические показатели, связанные с применением НДТ
(в среднем за месяц) мг/Нм3

1

2

3

4

1

Окись углерода,
выраженный как CO

Режим неполного сжигания

Менее 100


      НДТ 41. Для предотвращения или сокращения выбросов NOх, SO2, CO в результате процесса каталитического крекинга (от регенератора) НДТ заключается в использовании техники, приведенной ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Котел-утилизатор и детандер, утилизирующие дымовые газы, отходящие из регенератора установки ФКК

см. раздел 5.9.2

Для действующих установок применимость может быть ограничена нехваткой свободного пространства.
Для небольших установок или установок низкого давления детандеры экономически не оправданы.


      Технологические показатели, связанных с применением НДТ: см. таблицы 6.3 - 6.6.


6.11. Заключение по НДТ для олигомеризации


      НДТ 42. В целях достижения общего сокращения выбросов в атмосферу в результате процесса олигомеризации НДТ заключается в использовании комплексного подхода по сокращению выбросов, указанных в разделе 6.30.6.


6.12. Заключение по НДТ для процессов адсорбции


      НДТ 43. В целях повышения экологической и энергетической эффективности НДТ предусматривает применять техники, указанные в разделе 6.30.6.


6.13. Заключение по НДТ для процессов коксования


      НДТ 44. В целях сокращения выбросов в атмосферу в результате процессов коксования НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.


      Первичные или связанные с процессом техники, такие как:

№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Сбор и переработка коксовой мелочи

Систематический сбор и переработка коксовой мелочи, образующейся в течение всего процесса коксования (бурение, обработка, дробление, охлаждение и т.д.)

Общеприменимо

2

Обработка и хранение кокса

См. раздел 5.12.5

Общеприменимо

3

Использовать закрытую систему продувки

Система остановки для сброса давления из коксовых барабанов

Общеприменимо

4

Рекуперация газа в качестве компонента технологического топлива НПЗ (включая вентиляцию перед открытием барабанной печи).

Перенос удаленных газов из коксового барабана в газовый компрессор для рекуперации в виде технологического топлива, а не сжигания на факеле.
Что касается процесса флексикокинга, то этап конверсии (чтобы конвертировать сероокись углерода (COS) в H2S) требуется перед очисткой газа из установки коксования

Применимость на действующих установках может быть ограничена наличием свободного места

5

Аминовая очистка

После очистки коксового газа для удаления взвешенных частиц и рекуперации части его тепла, его нагревают и пропускают через слой катализатора в конвертере COS, где COS преобразуется в H2S. Затем газ охлаждается, и большая часть воды конденсируется. H2S извлекается из коксового газа в аминоочистителе для окончательного извлечения серы. Чистый коксовый газ с низким содержанием серы может либо использоваться в качестве топлива на НПЗ, либо продаваться в качестве газа с низкой теплотворной способностью.

Аминовая очистка применяется для всех типов установок коксования

6

Питание печей газом коксования или коксовой мелочью, удаляя летучие вещества и сжигая их в печи.

Для предотвращения выбросов печи могут непосредственно питаться газом коксования или коксовой мелочью, удаляя летучие вещества и сжигая их в печи.
Методы СКВ могут быть применимы к этим отходящим газам прокаливания для эффективного снижения содержания NOX.
Прокаленный кокс сбрасывается во вращающийся охладитель, где он охлаждается прямым впрыском воды. Отходящие газы из охладителя переходят на газоочистку с помощью мультициклонов и мокрого скруббера.
Собранные мелкие частицы от методов борьбы с пылью следует транспортировать в бункер с фильтрами отработанного воздуха. Собранные гидроциклонные мелкие частицы могут быть переработаны в продукт, использованы на нефтеперерабатывающем заводе или могут быть проданы как продукт (см. раздел 5.12.3).

Применяется для кокса, получаемого из установок замедленного коксования и флюидкокера.

7

Применение флексикокинга

Процесс флексикокинга имеет высокий уровень тепловой интеграции. Единственным источником тепла в процессе флексикокинга является газификатор, где кокс частично окисляется. Оставшаяся часть тепла в коксовом газе утилизируется путем выработки пара. Энергоэффективность может быть дополнительно повышена, если газ коксования сжигается в газовой турбине парогазовой установки.
Поскольку разбавление кокса из барабанов не требуется, выбросы и образование грязных сточных вод предотвращаются, в отличие от замедленного коксования. Кроме того, компоненты серы из коксового газа легко удаляются. Около 84 - 88 % мас./мас. углеводородного сырья извлекается в виде углеводородного продукта, остальная часть преобразуется в CO, CO2 и H2O (см. раздел 5.12.4).

Общеприменимо. Однако, поскольку продукты флексикокинга отличаются от продуктов других процессов коксования (например, не производится кокс), при реализации этого варианта следует учитывать требования к продуктам нефтепереработки.
 


      НДТ 45. Для сокращения выбросов NOx в воздух в результате прокаливания сырого кокса НДТ заключается в применении селективного некаталитического восстановления (СНКВ).

      Описание: см. раздел 6.30.2.


      Применимость

      Применимость техники СНКВ (особенно в отношении времени пребывания и температурного окна) может быть ограничена из-за специфики процессов коксования.


      НДТ 46. В целях сокращения выбросов SOx в атмосферу в результате процесса коксования НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Нерегенеративная очистка

Мокрая очистка или очистка морской водой.
См. раздел 6.30.3.

Применимость может быть ограничена в засушливых районах и в тех случаях, когда побочные продукты очистки (включая, например, сточные воды с высоким содержанием солей) не могут быть повторно использованы или надлежащим образом утилизированы.
Что касается действующих установок, то применимость может быть ограничена наличием свободного места

2

Регенеративная система очистки газов

Использование специального реагента, поглощающего SOx (например, абсорбирующего раствора), который обычно позволяет извлекать серу в качестве побочного продукта во время цикла регенерации, когда реагент используется повторно.
См. раздел 6.30.3.

Применимость ограничена случаем, когда регенерированные побочные продукты могут быть проданы.
Что касается действующих установок, то применимость может быть ограничена существующими возможностями извлечения серы, а также наличием свободного места.

3

Использование более качественного сырья

Основным вариантом сокращения выбросов диоксида серы в результате процесса является использование как можно более низкого содержания серы в исходном сырье. На практике сырье с низким содержанием серы обычно используются согласно качеству продукта, поскольку значительная часть серы остается фиксированной в продукте. Для контроля данных выбросов оксидов серы в этом процессе могут также использоваться те же методы борьбы с выбросами, которые могут использоваться на установке ФКК за исключением добавки катализатора DeSOX (см. раздел 5.12.8).

Обычно применяется для установки прокалки нефтяного кокса дымовых газов


      НДТ 47. В целях сокращения выбросов пыли в атмосферу в результате процесса коксования НДТ заключается в применении комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Электростатические фильтры (ЭСФ)

cм. раздел 6.30.1.

Для действующих установок применимость может быть ограничена наличием свободного места. В целях производства обжига графита и анодного кокса применимость может быть ограничена из-за высокого удельного сопротивления частиц кокса

2

Многоступенчатые циклонные
сепараторы

cм. раздел 6.30.1.

Общеприменимо

3

Технология обработки и хранения кокса

Покрытие и разгерметизация конвейерных лент.
Использование аспирационных систем для извлечения или сбора пыли.
Использование закрытой системы горячей продувки.
Ограждение зон загрузки и поддержание положительного/отрицательного давления, выход через рукавные фильтры. В качестве альтернативы системы пылеудаления могут быть встроены в погрузочное оборудование.
Транспортировка пневматически собранных мелких частиц из гидроциклонов в бункер с фильтрами отработанного воздуха. Системы сбора пыли предназначены для обработки, хранения и погрузки с использованием рукавных фильтров. Собранные мелкие частицы утилизируются на хранение закрытыми средствами (см. раздел 5.12.5 cправочника).

Смазка кокса иногда практикуется в жидком и прокаленном коксе, но редко применяется с замедленным коксом.
Сбор и переработка коксовой мелочи в основном применимы к установкам прокалки нефтяного кокса, жидким коксующимся установкам и установкам для флексикокинга.


Предотвращения выбросов взвешенных частиц

Системы сбора пыли используются во всех соответствующих разделах процессов коксования, чтобы обеспечить очистку:
коксовый газ;
газ, образующийся при охлаждении кокса в установке прокалки нефтяного кокса;
сжигаются выхлопные газы из установки прокалки нефтяного кокса, которые также содержат коксовую мелочь. Горячие дымовые газы проходят через котел-утилизатор, оснащенный системой сбора пыли.
В дополнение к методу борьбы с выбросами взвешенных частиц, используемому на установке ФКК, рукавные фильтры также могут использоваться для процессов коксования

Высокоэффективные гидроциклоны легче применять, чем ЭСФ.


6.14. Заключение по НДТ для производства битума


      НДТ 48. Для предотвращения и сокращения выбросов в атмосферу в процессе производства битума, НДТ заключается в обработке газов головных погонов с использованием одной из техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Термическое окисление газообразных продуктов при температуре выше 800 °C

cм. раздел 6.30.6

Применяется для установки продувки битума

2

Влажная очистка газов головных погонов колонны

cм. раздел 5.13.2

Применяется для установки продувки битума


      НДТ 49. Для предотвращения и сокращения выбросов в атмосферу в процессах хранения и транспортировки битумных материалов, НДТ заключается в условиях хранения с использованием одной из техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Хранение в надлежащих резервуарах для хранения в условиях соответствующих температур и изоляции азотной подушкой

Загрузка и разгрузка резервуара обычно производится следующим образом:
если резервуар заполнен, то азот не поступает в резервуар, и давление снижается, позволяя части газа испариться;
если резервуар разгружается с низкой скоростью, то небольшое количество азота поступает в резервуар;
если скорость разгрузки выше, то необходимо использовать большее количество азота.

Общеприменимо для процессов производства, хранения, транспортировки битумных материалов

2

Оснащение резервуара системой очистки

cм. раздел 5.13.1

Общеприменимо для процессов хранения битумных материалов

3

Оснащение системой вентиляции

Вентиляция пахучих газов во время хранения битума и вентиляция операций смешивания/наполнения резервуаров в мусоросжигательной установке;
использование компактных мокрых электрофильтров, которые, способны успешно удалять жидкий элемент аэрозоля, образующегося при верхней загрузке танкеров;
адсорбция на активированном угле

Общеприменимо для процессов производства, хранения, транспортировки битумных материалов


      НДТ 50. Для предотвращения и сокращения неконденсируемых продуктов, а также конденсатов из сепараторов могут сжигаться в специально сконструированной печи сжигания отходов, используя при необходимости вспомогательное топливо или в промышленных нагревателях.

      Описание: при обезвреживании отходов производства, подлежащих сжиганию, используют печи (инсинераторы) с режимом работы при температуре не менее плюс (далее – "+") 1000 - +1200 градусов оС с камерами дожига отходящих газов.

      Применимость: широко используется для избавления от паров битума.


6.15. Заключение по НДТ для процессов переработки сероводорода


      НДТ 51. В качестве НДТ применительно к переработке сероводорода, НДТ должны применять техники "гидроочистки", "удаления серосодержащих газов, например, путем очистки амином", "установки извлечения серы" указанные в 6.30.3 и НДТ 64.


6.16. Заключение по НДТ для производства водорода


      НДТ 52. Для сокращения выбросов в атмосферу в процессах производства синтез-газа НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Паровой риформинг метана

Установка парового риформинга должна подавать большое количество тепла при высокой температуре для реакции парового риформинга путем сжигания топлива, в результате чего большое количество тепла потенциально теряется в дымовых газах. В результате многие НПЗ рекуперируют тепло в рамках своей тепловой интеграции. Однако значения, приведенные в качестве более общего подхода потенциальное сокращение атмосферных выбросов, которое может быть достигнуто за счет синергии совместного производства. Все процессы, могут быть использованы на НПЗ для отвода пара в качестве ценного продукта, тем самым устраняя необходимость в выделенном производстве пара в других местах и непосредственно приводя к экономии энергии и выбросов CO2. Кроме того, если есть потребители CO2, может возникнуть спрос, например, со стороны сельского хозяйства, пищевой промышленности и производства напитков, или других химических объектов поблизости, и может возникнуть спрос на углекислый газ, который может быть продуктивно использован вместо того, чтобы выбрасываться в виде CO2 (см. раздел 5.15.1).

Общеприменимо

2

Технология частичного окисления

Парогазовая установка с внутрицикловой газификацией (ПУВГ) также может функционировать в качестве поставщика водорода, и в этом случае водород удаляется из синтез-газа (после удаления серы), где сырье реагирует при высоких температурах с кислородом (см. раздел 5.15.2).

Капитальные и эксплуатационные затраты. Стандартными требованиями для производства химических веществ являются выработка более 200 МВт электроэнергии с помощью ПУВГ или использования водорода, монооксида углерода и пара в больших масштабах

3

Риформинг с газовым нагревом

Техника риформинга с газовым нагревом обычно использует компактную установку, нагреваемую отходами высокотемпературного производства от сырого синтез-газа, часто с помощью реактора теплообменного типа после обычного генератора синтез-газа. В других примерах риформинга с газовым нагревом также может быть полностью интегрирован в генератор синтез-газа (см. раздел 5.15.3).

Общеприменимо

4

Технология очистки водорода

Использование нескольких слоев адсорбера, периодически переключающих поток газа из одного сосуда в другой, позволяет регенерировать адсорбент путем снижения давления и продувки, тем самым высвобождая адсорбированные компоненты. Десорбированный газ используется в качестве топлива в удобном месте.
Использование систем короткоцикловой адсорбции водорода (КЦА) только для очистки водорода с целью снижения атмосферных выбросов.
Использование остаточного газа КЦА в качестве топливного газа НПЗ в печи риформинга вместо топлива с более высоким соотношением C/H.
Использование мембранной технологии, которая позволяет достичь коэффициента очистки 80 % объемного содержания (см. раздел 5.15.4).



6.17. Заключение по НДТ для производства ароматических углеводородов


      НДТ 53. В целях достижения общего сокращения выбросов в атмосферу в результате процесса производства ароматических углеводородов НДТ должны использовать комплексный подход по сокращению выбросов указанный в 6.30.


6.18. Заключение по НДТ для процессов хранения и транспортировки жидких углеводородных соединений


      НДТ 54. Для снижения выбросов ЛОС в воздух при хранении летучих жидких углеводородных соединений НДТ заключается в использовании резервуаров для хранения с плавающей крышей, резервуары с понтоном, оснащенные высокоэффективными уплотнениями, или резервуар со стационарной крышей, подключенный к системе рекуперации паров.


      Описание: см. раздел 5.17.


      Применимость

      Применимость высокоэффективных уплотнений может быть ограничена для модернизации третичных уплотнений в существующих резервуарах. Предназначены только для вертикальных резервуаров со стационарной крышей.


      НДТ 55. Для снижения выбросов ЛОС в воздух при хранении летучих жидких углеводородных соединений НДТ предусматривает применение одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Очистка резервуара для сырой нефти

Ручная очистка резервуара осуществляется рабочими,
удаляющими осадок вручную

Общеприменимо

Полностью автоматизированные методы очистки резервуаров. В настоящее время такие установки проектируются с целью очистки резервуаров хранения сырой нефтью и нефтепродуктов. Автоматизированные методы очистки резервуаров, работающие в системах с замкнутым контуром, уменьшают выброс ЛОС в окружающий воздух.

Применимость такого метода ограничена типом и размером резервуаров, и типом обработки остатков.

2

Применение замкнутой системы

Что касается внутреннего осмотра, то резервуары должны периодически опорожняться, очищаться и освбождаться от газов. Эта очистка включает в себя растворение осадка на дне резервуара. Системы с замкнутым контуром, которые могут быть объединены с мобильными техниками борьбы с выбросами в конце производственного цикла, предотвращают или сокращают выбросы ЛОС

Применимость может быть ограничена, например, типом остатков, конструкцией крыши резервуара или материалами резервуара

3

Система организации хранения (Управление и контроль производственным процессом)

Поскольку резервуары для хранения являются одним из крупнейших источников выбросов ЛОС, сокращение количества используемых резервуаров способствует сокращению выбросов ЛОС. Вследствие этого сокращается количество осевших на дно резервуара взвешенных частиц и объем подтоварных сточных вод.

Техника преимущественно применяется на новых установках

4

Окрашивание резервуаров, в светлые цвета имеющие теплоотражающий эффект

Предпочтительно окрашивать резервуары, содержащие летучие материалы, в светлый цвет по причинам, чтобы предотвратить излишнее испарение и предотвратить увеличения частоты испарения хранимой жидкости

Общеприменимо

5

Нижний налив нефтепродуктов

Фланцевый трубопровод налива-слива соединен с соплом, расположенным в самой нижней точке резервуара. Вентиляционная труба на резервуаре подключается к трубопроводу стабилизации давления газа, установке улавливания газов или к вентиляционному отверстию. В последнем случае ЛОС выбрасывается в атмосферу. Фланцевое соединение на трубопроводе налива имеет специальную конструкцию ("блокировочное соединение"), которая позволяет отсоединять трубопровод с минимальными утечками/выбросами.

Техника преимущественно применяется на новых установках или при модернизации резервуарных парков

6

Установка вторичных и третичных уплотняющих затворов крыши

Два или три слоя уплотнения на затворе плавающей крыши обеспечивают многократную защиту от выпуска ЛОС из резервуаров хранения нефтепродуктов.

Несколько уплотняющих затворов легко устанавливаются на новых установках


      НДТ 56. Для предотвращения загрязнения почвы и подземных вод при хранении жидких углеводородных соединений НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Программа технического обслуживания, включающая мониторинг, предотвращение и контроль коррозии

Система управления, включающая обнаружение утечек и эксплуатационный контроль для предотвращения переполнения, контроль запасов и основанные на риске процедуры осмотры резервуаров через определенные промежутки времени для подтверждения их целостности, а также техническое обслуживание для улучшения герметичности резервуаров, установка электрохимической защиты резервуаров. Он также включает в себя системное реагирование на последствия разливов, чтобы действовать до того, как разливы могут достичь подземных вод. Быть особенно усиленными в период технического обслуживания

Общеприменимо

2

Резервуары с двойным дном

Второе непроницаемое дно, которое обеспечивает меру защиты от выбросов из первого материала

Обычно применяется для новых резервуаров и после капитального ремонта действующих резервуаров *

3

Непроницаемые геомембраны

Непрерывный барьер утечки под поверхностью всего дна резервуара

Общеприменимо для новых резервуаров и после капитального ремонта действующих резервуаров*

5

Достаточный объем обваловочного пространства. Ограждение резервуарного парка

Обваловочное пространство резервуарного парка предназначено для сдерживания крупных разливов, потенциально вызванных разрывом оболочки или переполнением (как по экологическим соображениям, так и по соображениям безопасности). Размер и связанные с ним строительные правила, как правило, определяются местными нормативными актами

Общеприменимо

5

Система обнаружения утечек

Такой метод предусматривает наличие смотрового люка, наблюдательных скважин и системы управления производственными ресурсами. Более продвинутые системы имеют зонды электронных датчиков или кабели проведения импульсов к датчику

Общеприменимо

6

Герметичный настил на объекте

Мощение и бордюрное покрытие участка, где обрабатываются нефтепродукты необходимы для устранения возможного разлива материала.

Общеприменимо для новых и действующих объектов НПЗ

      * техники 2 и 3 могут быть неприменимы в целом в тех случаях, когда резервуары предназначены для продуктов, требующих нагрева для обработки жидкостей (например, битума) и там, где утечка невозможна из-за затвердевания.


      НДТ 57. Для предотвращения или сокращения выбросов ЛОС в воздух в результате операций погрузки и разгрузки летучих жидких углеводородных соединений НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже, для достижения коэффициента извлечения паров не менее 95 %.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость *


1

2

3

4

1

Рекуперация паров:
Конденсация
Поглощение
Адсорбция
Мембранное разделение
Гибридные системы

См. раздел 6.30.6 

Обычно применимо к погрузочно-разгрузочным операциям

2

Автоматизированная установка тактового налива (АУТН)

АУТН предназначена для прямого взвешивания и налива различных типов нефтепродуктов в цистерны через наливные телескопические трубы, а также для удаления и рекуперации паров из зоны загрузки. Установка обеспечивает полностью герметичный налив и оснащена современной системой фильтров, которая улавливает пары углеводородов и возвращает их обратно в систему.

Общеприменимо, Незначительная потребность в обслуживающем персонале; наличии блокировок, исключающих аварийные ситуации или ошибочные действия персонала; способность приема всех типов и моделей отечественных цистерн, курсирующих по железнодорожным путям, включая перспективные модели.

3

Стабилизация давления пара в процессе налива нефтепродуктов

Использование уравнительных трубопроводов. Вытесненная смесь затем возвращается в расходный резервуар и, таким образом, заменяет откачанный объем жидкости. Пары, испаряемые во время наливных операций, возвращаются в загрузочный резервуар. Если резервуар со стационарной крышей, там они хранятся до улавливания или утилизации паров.

Обычно применимо к погрузочно-разгрузочным операциям.

4

Поточное смешение

Поточное смешение сокращает общее количество операций по обработке потока нефтепродуктов. Вследствие чего, реже происходит налив-слив нефтепродуктов из резервуара, что приводит к сокращению общего объема выбросов в атмосферу. Оптимизированное соотношение компонентов в смеси отвечает всем значимым характеристикам готового продукта. Поточное смешение, в некотором смысле, выполняется путем проб и ошибок, а автоматизированный способ существенно сокращает время

Обычно применимо к погрузочно-разгрузочным операциям и при модернизации НПЗ по блоку смешения фракций продуктов нефтепереработки.

      * установка уничтожения паров (например, путем сжигания) может быть заменена установкой рекуперации паров, если рекуперация паров небезопасна или технически невозможна из-за объема возвращаемого пара.


      Соответствующий мониторинг выбросов отражен в НДТ 4.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для неметановых ЛОС и выбросов бензола в воздух в результате операций загрузки и разгрузки летучих жидких углеводородных соединений, приведены в таблице 6.7.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для неметановых ЛОС и выбросов бензола в воздух в результате операций загрузки и разгрузки летучих жидких углеводородных соединений:

№ п/п

Параметр

Технологические показатели, связанные с применением НДТ
(в среднем за час)*

1

2

3

1

Неметановые ЛОС

0,15 - 10 г/Нм3 **, ***

2

Бензол (3)

<1 мг/Нм3

      почасовые значения в непрерывном режиме:

      * более низкое значение достижимо с помощью двухступенчатых гибридных систем;

      ** верхнее значение достижимо с одноступенчатой адсорбционной или мембранной системой;

      *** мониторинг бензола может не потребоваться в тех случаях, когда выбросы НМЛОС находятся в нижней границе диапазона.


      НДТ 58. Для сокращения количества донных остатков НДТ заключается в применении техник разделения нефти и воды

      Описание: количество донных остатков в резервуаре сокращают путем тщательного разделения нефти и воды, оставшихся на днище резервуара. Фильтры и центрифуги также используются для извлечения и отправки нефти на переработку. Другие применяемые методы — это установка на резервуарах трубопровода с боковым ответвлением, струйных смесителей или использование химических веществ. Далее основной осадок и вода передаются на очистные сооружения НПЗ (см. раздел 5.17.10).

      Экологическая эффективность: донные остатки в резервуарах сырой нефти содержат большой процент твердых отходов на НПЗ, которые сложно поддаются утилизации из-за присутствия в них тяжелых металлов. Они состоят из тяжелых углеводородов, взвешенных частиц, воды, продуктов коррозии и отложений.


      НДТ 59. Для сокращения и/или предотвращения разливов, утечек и других потерь, НДТ заключается в применении дополнительных техник хранения материалов


      Описание: надлежащее обращение и хранение материалов сводят к минимуму возможность разливов, утечек и других потерь, которые приводят к образованию отходов, выбросам в атмосферу и в водное пространство (см. раздел 5.17.13).

      использование больших контейнеров вместо металлических емкостей;

      сокращение количества пустых металлических бочек для хранения нефти;

      хранение емкостей над поверхностью земли предотвращают образование коррозии в результате разливов или "потения" бетона;

      хранение контейнеров закрытыми, за исключением случаев опорожнения контейнера;

      регулярный осмотр;

      оснащение резервуаров плавающей крышей;

      проведение вентиляционных отверстий из резервуаров хранения серы в устройства с кислым газом или другие установки улавливания газов;

      вытяжная вентиляция из резервуарных парков к центральным системам борьбы с выбросами;

      установка самоуплотняющихся соединительных муфт для подсоединения шланга или слив нефтепродуктов через трубопровод;

      укладка изолирующих материалов и/или установка блокировочных устройств;

      обеспечение условий, при которых наливной рукав не приводится в действие до его полного размещения над контейнером;

      применение устройств или процедур, предотвращающих переполнение резервуаров;

      сигнализация аварийного уровня работает автономно от типовой системы учҰта резервуарных запасов.


6.19. Заключение по НДТ для процесса подготовки и переработки природного газа и попутного газа


      НДТ 60. Для сокращения выбросов SO2 при производстве продукции из природного газа НДТ заключается в применении НДТ 79 и НДТ 80.


      НДТ 61. Для сокращения выбросов NOx при производстве продукции из природного газа НДТ должны применять техники, указанные в разделах 6.28 и 6.30, но не ограничиваясь перечисленными техниками


      НДТ 62. Для предотвращения выбросов ртути из природного газа НДТ заключается в удалении ртути и рекуперации ртуть содержащего шлама для утилизации отходов.


      НДТ 63. Для предотвращения выбросов ЛОС во время эксплуатации терминалов природного газа и других процессов необходимо предотвращать выбросы природного газа и выработанного газообразного технологического топлива в процессах НПЗ, НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже, но не ограничиваясь.

      минимизация частоты использования элементов камеры пуска / приема скребка, работая с герметиками на высокой скорости, т.е. используя условия эмульсионного режима;

      свести к минимуму случайную остановку и вентиляцию технологической установки (при необходимости, например, для целей технического обслуживания, сбоя и переналадки) с помощью соответствующего выбора и проектирования установки;

      избегать использования хладагентов для контроля точки росы газа, которые представляют серьезную экологическую проблему;

      конденсация и сжигание верхних продуктов и любого газа, выделяемого из хранилищ и установок регенерации гликоля и метанола;

      применить программу обнаружения и устранения утечек (LDAR).


      НДТ 64. НДТ заключается в удалении сероводорода амином из природного газа (процесс "подслащивания")

      Описание: многие реакции могут протекать в процессе, когда H2S поглощается водным смешанным раствором амина, главным образом путем переноса протонов.

      Экологическая эффективность: снижение концентрации H2S в природном газе.

      Применимость: общеприменимо.


6.20. Заключение по НДТ для процесса сепарации природного и попутного нефтяного газа


      НДТ 65. Для предотвращения и сокращения выбросов ЛОС, НДТ заключается в использовании оборудования с высокой степенью герметичности (см. раздел 6.30.6)


      НДТ 66. Для сокращения потерь углеводородных компонентов и их максимального извлечения из газов НДТ заключается в использовании одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Техника отбензинивания газов (техника извлечения целевых углеводородных компонентов из газов) низкотемпературной сепарацией

НДТ является техника извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной сепарацией (НТС) при температурах от - 10 до - 25°С и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. Жидкая фаза состоит преимущественно из углеводородов С3+, а газовая - из метана и этана.
Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа, температуры и давления в низкотемпературном сепараторе. Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних.
Продукцией является газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан), газ стабилизации.

Общеприменимо, при условии наличия внешних источников бесперебойного снабжения природным газом.
Применительно к газообразному технологическому топливу при возможности НПЗ большей и качественной выработки газообразного топлива

2

Техника извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации (НТК) или низкотемпературной конденсации и ректификации

НДТ является техника извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной конденсацией (НТК) углеводородного сырья (сырьевого природного газа) при температурах до - 120°С (температура на выходе из турбодетандера) и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз.
Продукцией являются: газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные (пропан, бутан).
Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени извлечения этана до 87 %, пропана - до 99 %, бутана и высших - до 100 %.

Общеприменимо

3

Техника сорбционного отбензинивания газов

НДТ является техника сорбционного отбензинивания газов с возможностью применения: установки низкотемпературной абсорбции (НТА) тяжелых углеводородных компонентов; установки деэтанизации; криогенной установки глубокой переработки сухого отбензиненного газа.

Общеприменимо

4

Техника очистки широкой фракции легких углеводородов от сернистых соединений

НДТ является техника переработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и очистки ШФЛУ от сернистых соединений.

Общеприменимо

5

Техника получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

НДТ является техника получения СУГ с возможностью применения: установки низкотемпературного разделения газа, установки получения пропана и пропан-бутана.

Общеприменимо

6

Техника выделения гелия из природного газа

НДТ является техника выделения гелия из природного газа с возможностью применения: установки получения гелия, этана и ШФЛУ, установки получения гелиевого концентрата и выделения этановой фракции и ШФЛУ, установки ожижения гелия.

Общеприменимо, при модернизации НПЗ и ГПЗ

7

Техника ректификационного разделения ШФЛУ (газофракционирующие установки)

НДТ является техника разделения ШФЛУ методом ректификации на ГФУ с использованием пара в качестве обогревающего агента по полной схеме переработки (получение в качестве продукции индивидуальных компонентов - пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ или их смеси), или по сокращенной схеме переработки (получение в качестве продукции - пропан, бутановая фракция, пентановая фракция или фракция С5+).

Общеприменимо


6.21. Заключение по НДТ для процессов систем охлаждения


      НДТ 67. Для предотвращения потерь углеводородов в процессах охлаждения и сокращения выбросов в атмосферу, НДТ заключается в предотвращении утечки углеводородного сырья в охлаждающую среду посредством непрерывного мониторинга, связанном с системой обнаружения утечек (программа LDAR см. раздел 6.30.6).


      НДТ 68. Для сокращения загрязнения сточных вод и повышения их качественной очистки НДТ заключается в разделении охлаждающих и технологических вод.

      Описание: поскольку технологические воды, как правило, более загрязнены, чем охлаждающие воды, важно поддерживать их разделение. Только в тех случаях, когда охлаждающие воды нуждаются в обработке (системы рециркуляции), их следует смешивать, и то только в нужном месте (после первичной обработки технологических вод).

      Экологическая эффективность: сегрегация уменьшает загрязнение охлаждающей воды нефтью, поступающим из других вод. Это увеличивает извлечение нефти установкой очистки сточных вод.


6.22. Заключение по НДТ для энергетической системы


      В настоящем разделе представлен неполный перечень техник для энергетической системы. Подробный перечень техник по повышению энергоэффективности, улучшению интеграции и рекуперации тепла рассматриваются в справочнике по НДТ "Энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и/или иной деятельности".


      НДТ 69. Для снижения потребления пара, и эффективного управления им в технологических процессах НПЗ, НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость

1

2

3

4

1

Замена на инертный газ, такой как N2

Инертный газ, такой как N2, может быть альтернативой пару для операций по зачистке, особенно для более легких продуктов

Общеприменимо

2

Рекуперация отработанного тепла

Рекуперация отработанного тепла в котлах-утилизаторах из горячих дымовых газах (например, дымовых труб) и потоков горячих продуктов

Применимо преимущественно на новых установках или в процессе модернизации установок


      НДТ 70. В целях предотвращения или сокращения выбросов в воздух, а также сокращения тепловой энергии от технологических процессов НПЗ, НДТ заключается в применении одной или комбинации техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Использование альтернативных видов топлива (природный газ, газообразное технологическое топливо)

Применение более калорийного вида топлива, например природный газ, газообразное технологическое топливо может положительно повлитять на энергосбережение систем НПЗ, а также сокращению выбросов SO2, NOx, CO2, металлов и твердых веществ.

Общеприменимо, при условии наличия внешних источников бесперебойного снабжения природным газом.
Применительно к газообразному технологическому топливу при возможности НПЗ большей и качественной выработки газообразного топлива

2

Гидроочистка жидкого технологического топлива

Потоки жидкого технологического топлива образуются в результате различных процессов, таких как установки для дистилляции сырой нефти, вакуумная дистилляция, термический крекинг, каталитический крекинг и гидрокрекинг остатков. За исключением последнего содержание серы в этих остатках может контролироваться только выбором исходного сырья.
Гидроочистка топлива снижает содержание азота, серы и металлов в сырье, что, в свою очередь, снижает выбросы SO2, NOX и взвешенных частиц

Общеприменимо

3

Горелки с низким выбросом NOX Горелки с ультранизким выбросом NOX

Горелки с низким выбросом NOX, как воздушные, так и топливные, имеют целью снижение пиковых температур, снижение концентрации кислорода в зоне первичного сгорания и сокращение времени пребывания при высоких температурах, тем самым уменьшая термически образующийся NOX. Кроме того, в случае горелок, работающих на топливе, гипостехиометрические условия, создаваемые вторичным пламенем после дополнительного добавления топлива, создают дальнейшее химическое восстановление NOX в N2 радикалами NH3, HCN и CO.
Горелки со сверхнизким выбросом NOX добавляют внутреннюю или внешнюю рециркуляцию дымовых газов в базовую конструкцию горелок с низким выбросом NOX, что позволяет снизить концентрацию кислорода в зоне горения и дополнительно снизить выброс NOX, воздействуя, в частности, на сжигание топлива.

Общеприменимо

4

Повышение коэффициента полезного действия

Модернизация печей и котлов на увеличение коэффициента полезного действия достигается следующими условиями:
Оптимизация работы печи и, следовательно, эффективности сгорания за счет расширенного контроля параметров работы (соотношение воздух/топливо для топливной смеси, избегание потерь физического тепла за счет оптимизации избытка воздуха).
Высокая тепловая эффективность конструкции нагревателя/котла с хорошими системами управления (например, кислородная отделка).
Минимизация потерь тепла через выхлопные газы (например, минимизация потерь тепла через несгоревшие газы (H2, CO) или несгоревшие остатки, т.е. потери при прокаливании).
Непрерывный контроль температуры и концентрации O2 дымовых газов для оптимизации горения. Также может быть рассмотрен вопрос о мониторинге СО.
Поддержание высокого давления в котле.
Подогрев топлива, заправляемого в котлы.
Подогрев питательной воды котла паром (см. также раздел 3.23).
Предотвращение конденсации выхлопных газов на поверхностях.
Минимизация собственных потребностей с помощью высокоэффективных насосов, вентиляционных отверстий и другого оборудования.
Оптимизация условий горения.
Методы контроля выбросов СО, такие как:
исправная работа и контроль
постоянная подача жидкого топлива во вторичное отопление
хорошее смешивание выхлопных газов
каталитическое дожигание.
Регулярная очистка горячей трубки нагревателя от накипи и горячая конвекционная очистка (сухая обработка).
Регулярная очистка поверхности нагрева (выдувание сажи) для жидкого топлива или комбинированного сжигания.
Керамические покрытия для защиты технологических труб от окисления и предотвращения образования накипи.
Огнеупоры с высокой излучательной способностью для улучшения теплопередачи, например, путем нанесения керамических покрытий.

Применимо преимущественно на новых печах и котлах технологических установок или в процессе модернизации установок

5

Использование техник по снижению выбросов

См. раздел 6.30.

Общеприменимо


      Ожидаемые выбросы CO, SO2, NOX из печей и котлов с установленной горелкой с низким / ультранизким выбросом установлены в НДТ 75, НДТ 78, НДТ 79.


6.23. Заключение по НДТ для интегрированного управления нефтеперерабатывающим заводом


      НДТ 71. Для предотвращения или сокращения неорганизованных выбросов ЛОС НДТ предусматривает применение техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Техники, связанные с проектированием установки

Ограничивать количество потенциальных источников выбросов,
максимизируя собственные параметры локализации процесса,
выбирая оборудование с высокой степенью герметичности,
облегчая деятельность по мониторингу и тех. обслуживанию путем обеспечения доступа к
потенциально протекающим компонентам

Применимость может быть ограничена для существующих единиц измерения

2

Техники, связанные с установкой и вводом в эксплуатацию установок

Четко определенные процедуры строительства и монтажа
надежные процедуры ввода в эксплуатацию и передачи для обеспечения того, чтобы установка была сооружена в соответствии с проектными требованиями

Применимость может быть ограничена для существующих единиц измерения

3

Техники, связанные с эксплуатацией установок

Использовать программы обнаружения и ремонта утечек на основе риска (LDAR) для выявления утечек компонентов и устранения этих утечек.

Общеприменимо


6.24. Утилизация тепла дымовых газов


      НДТ 72. Для предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу в процессе утилизации тепла дымовых газов, НДТ заключается в перераспределении горячих потоков газа или потоков сырья.


6.25. Комбинированные / комплексные установки НПЗ


      Комбинированные / комплексные установки НПЗ являются системой нескольких различных технологических процессов.


      НДТ 73. В целях достижения общего сокращения выбросов в атмосферу в результате процессов, осуществляемых на данных установках, НДТ должны использовать комплексный подход по сокращению выбросов указанный в 6.30 и НДТ, а также НДТ по соответствующим технологическим процессам, указанным в 6 разделе настоящего справочника по НДТ.


6.26. Методы управления отходами


      НДТ 74. Для достижения общего сокращения отходов от технологических процессов нефтепереработки НДТ должны организовывать обработку и обращение со шламом, используя одну или комбинацию технологий, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Предварительная очистка и очистка шлама

С целью уменьшения объема и остаточного содержания углеводородов с целью экономии затрат на последующую переработку или утилизацию, применяются методы:
- механическое обезвоживания шлама с помощью декантеров;
- осушка и/или сжигание
Термическая переработка подразумевает процессы испарения. Испарение происходит в результате косвенного нагрева и/или разрушения органических компонентов путем термического окисления (сжигания)

Общеприменимо,
использование нефтешламов в процессах коксования возможна при наличии такой установки и соответствующих технических характеристик конечного продукта

2

Биологическое разложение отходов

Метод биоразложения использует микроорганизмы, которые либо уже присутствуют в отходах, либо следует добавить их (если разложение предполагает их наличие).
Используют углеводородокисляющие микроорганизмы, которые специально отбирают и подготавливают в виде препаратов.

Общеприменимо

3

Передача на утилизацию специализированной организации

Метод заключается в передаче на утилизацию специализированной организации

Общеприменимо


6.27. Методы комплексного управления выбросами


      НДТ 75. Применение методов снижения выбросов CO

      Критерии оценки: технологические решения

      Описание: котлы CO и катализаторы восстановления CO (и NOX). Первичные меры по снижению выбросов CO:

      соответствующий оперативный контроль;

      постоянная подача жидкого топлива во вторичный обогреватель;

      соответствующее перемешивание выхлопных газов;

      каталитический дожиг;

      окисляющие катализаторы.

      Экологическая эффективность: снижение выбросов CO. Выбросы на выходе из печи / котла CO: <100 мг/Нм3. В случае обычного сжигания концентрация CO ниже 50 мг/Нм3 достижима при температурах выше 800 °C, при достаточной подаче воздуха и достаточном времени удерживания.


      Соответствующий мониторинг выбросов отражен в НДТ 4.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов СО в воздух от установок сжигания (печи и котлы), приведены в таблице 6.8.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов СО в воздух от установок сжигания (печи и котлы)

№ п/п

Установка

Загрязняющее вещество

Технологические показатели, связанные с применением НДТ (среднемесячные), мг/Нм3

1

2

3

4

1

Печи на любом топливе

CO

Менее 100


      НДТ 76. Применение методов контроля выбросов CO2

      Критерии оценки: мероприятия "нетехнического характера"

      Описание: в отличие от обработки дымовых газов SO2, NOX или взвешенными частицами, подходящая техника снижения выбросов CO2 недоступна. Доступны методы сокращения выбросов CO2, которые заключаются в:

      эффективном управлении энергопотреблением, включая:

      улучшение теплообмена между потоками нефтеперерабатывающих заводов;

      интеграция процессов нефтепереработки во избежание промежуточного охлаждения компонентов;

      улавливание отходящих газов и их использование в качестве топлива (например, улавливание факельного газа);

      использование теплоты дымовых газов;

      2) эффективных методах производства энергии; это означает максимально возможную рекуперацию энергии от сгорания топлива;

      3) улавливание, транспортировку и связывание (CCS - улавливание и хранение углерода) выбросов CO2.

      Экологическая эффективность: снижение выбросов CO2.


      НДТ 77. Для снижения выбросов NOX, SO2, СO, взвешенных частиц и других загрязняющих веществ от технологических установок НПЗ и ГПЗ следует использовать одну или несколько техник указанные в разделе 6.30, но не ограничиваясь.


      НДТ 78. Для достижения общего сокращения выбросов NOX в воздух из установок сжигания, установок ФКК, НДТ должны использовать комплексные техники управления выбросами, указанные в разделе 6.30.2.


      Описание

      Данная техника заключается в комплексном управлении выбросами NOX из нескольких или всех установок сжигания и установок ФКК на НПЗ и ГПЗ путем внедрения и эксплуатации наиболее подходящей комбинации НДТ на различных соответствующих установках и мониторинга их эффективности.


      Данная техника особенно подходит для НПЗ:

      с признанной сложностью установок и технологии процессов, множественностью установок для сжигания и технологических установок, взаимосвязанных с точки зрения их сырья и энергоснабжения;

      с частыми корректировками процесса, необходимыми в зависимости от качества получаемого сырья;

      с технической необходимостью использовать части сырья в качестве технологического топлива, что приводит к частой корректировке топливной смеси в соответствии с требованиями процесса.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов NOX в воздух от установок сжигания (печи и котлы), приведены в таблице 6.9.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов NOX в воздух от установок сжигания (печи и котлы)

№ п/п

Установка

Загрязняющее вещество

Технологические показатели, связанные с применением НДТ,
(среднемесячные), мг/Нм3

1

2

3

4

1

Печь на газовом топливе

NOx

30 - 100 (для новых установок)
30 - 150 (для действующих установок)

2

Печь на комбинированном топливе

NOx

30 - 300


      Мониторинг, связанный с НДТ 78

      НДТ для мониторинга выбросов NOx в рамках комплексной техники управления выбросами, как и в НДТ 4, дополняется следующим:

      план мониторинга, включающий описание контролируемых процессов, перечень источников выбросов и потоков источников (продукты, отработанные газы), контролируемых для каждого процесса, описание используемой техники (расчеты, измерения), а также лежащие в основе допущения и связанный с ними уровень достоверности;

      непрерывный контроль расхода дымовых газов соответствующих установок путем прямого измерения;

      система управления данными для сбора, обработки и представления всех данных мониторинга, необходимых для определения выбросов из источников, охватываемых мониторингом комплексного управления выбросами.


      НДТ 79. Для достижения общего сокращения выбросов SO2 в воздух из установок сжигания, УФКК и установок извлечения серы из отработанных газов НДТ должны использовать комплексные техники управления выбросами указанные в 6.30.3.

      Описание

      Данная техника заключается в комплексном управлении выбросами SO2 из нескольких или всех установок сжигания, установок ФКК и установок извлечения серы на НПЗ путем внедрения и эксплуатации наиболее подходящей комбинации НДТ на различных соответствующих установках и мониторинга их эффективности таким образом, чтобы обеспечить достижение технологических показателей выбросов, связанных с применением НДТ (см. таблицу 6.9).

      Данная техника особенно подходит для следующих НПЗ:

      с признанной сложностью объекта, множественностью установок для сжигания и технологических установок, взаимосвязанных с точки зрения их сырья и энергоснабжения;

      с частыми корректировками процесса, необходимыми в зависимости от качества получаемого сырья;

      с технической необходимостью использовать часть технологических остатков в качестве внутреннего топлива, что приводит к частой корректировке топливной смеси в соответствии с требованиями процесса.


      Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов SO2 в воздух от установок сжигания (печи и котлы), приведены в таблице 6.10.


      Таблица .. Технологические показатели, связанные с применением НДТ, для выбросов SO2 в воздух от установок сжигания (печи и котлы)

№ п/п

Установка

Загрязняющее вещество

Технологические показатели, связанные с применением НДТ (среднемесячные), мг/Нм3

1

2

3

4

1

Печь на газовом топливе

SO2

5 - 35

2

Печь на комбинированном топливе

SO2

35 - 400


      Мониторинг, связанный с НДТ 79

      НДТ для мониторинга выбросов SO2, установленный в НДТ 4, дополняется следующим:

      план мониторинга, включающий описание контролируемых процессов, перечень источников выбросов и потоков источников (продукты, отработанные газы), контролируемых для каждого процесса, а также описание используемой техники (расчеты, измерения), а также имеющиеся допущения и связанный с ними уровень достоверности;

      непрерывный контроль расхода дымовых газов соответствующих установок путем прямого измерения;

      система управления данными для сбора, обработки и представления всех данных мониторинга, необходимых для определения выбросов из источников, охватываемых мониторингом комплексного управления выбросами.


6.28. Минимизация отходящих газов и их обработка


      НДТ 80. В целях минимизации отходящих газов и их обработки НДТ должны использовать одну или комбинацию техник, приведенных ниже.


№ п/п

Техника

Описание

Применимость


1

2

3

4

1

Восстановление серы и уменьшения выбросов SO

Прежде чем элементарная сера может быть извлечена в УПС, топливные газы (в первую очередь метан и этан) необходимо отделить от сероводорода. Обычно это достигается растворением сероводорода в химическом растворителе (абсорбция). Чаще всего используются амины. Также можно использовать сухие адсорбенты, такие как молекулярные сита, активированный уголь, железная губка и оксид цинка (см. раздел 5.27.1).
Установка аминовой обработки производит два потока для дальнейшего использования / обработки в последующих установках:
поток очищенного газа с остаточным содержанием H2S.
и поток концентрированного H2S / кислого газа, который направляется в УПС для извлечения серы.

Потоки технологических отходящих газов из установки для коксования, установок каталитического крекинга, установок гидроочистки и установок гидроочистки могут содержать высокие концентрации сероводорода, смешанного с легкими топливными газами нефтеперерабатывающих заводов. Дополнительная обработка, такая как конвертер COS, необходима для обеспечения надлежащего удаления серы из отходящего газа из установок коксования. Также важны аварийные скрубберы H2S.

2

Установки производства серы (УПС). Повышение эффективности процесса Клауса

Процесс Клауса состоит из частичного сжигания газового потока, богатого сероводородом (с одной третью стехиометрического количества воздуха), а затем реакции образующегося диоксида серы и несгоревшего сероводорода в присутствии активированного катализатора оксида алюминия с получением элементарного сера.
Приведенные ниже методы можно использовать и модифицировать для существующих блоков УПС для повышения эффективности процесса Клауса.
Усовершенствованная уникальная система горелки и улучшенные условия горения для достижения минимальной температуры 1350 ° C, что позволяет лучше разлагать аммиак и меркаптаны в камере сгорания и уменьшать засорение каталитического слоя Клауса солями аммония.
Процесс с использованием высокоэффективных катализаторов (например, Selectox), которые можно использовать в комбинации с первой ступенью установки Клауса для ускорения окисления H2S до SO2 без использования пламени. Они позволяют значительно повысить эффективность извлечения серы.
Автоматическое управление подачей воздуха в печь реакции Клауса оптимизирует извлечение серы (см. раздел 5.27.2).

Общеприменимо на установках регенерации серы (установки Клауса)

3

Установки очистки отходящих газов (УООГ). Окисление до SO2 и извлечение серы из SO2

Процесс WELLMAN-LORD, при котором сульфит натрия реагирует с SO2 в дымовых газах с образованием бисульфита натрия. Концентрированный раствор собирают и выпаривают для регенерации. На стадии регенерации с использованием пара бисульфит натрия расщепляется, чтобы высвободить сульфит натрия, который будет возвращен обратно в дымовые газы.
Процесс CLINTOX, при котором частицы серы сжигаются для превращения в SO2, который затем абсорбируется физическим растворителем, отделяется от растворителя и возвращается в установку Клауса для замены кислорода в воздухе и увеличения емкости серы. агрегат печи Клауса.
Процесс LABSORB, основанный на цикле абсорбции / регенерации, включая использование абсорбирующего раствора, содержащего едкий натр и фосфорную кислоту, для улавливания SO2в виде бисульфита натрия.
Установки очистки остаточных газов увеличивают общее извлечение H2S и снижают выбросы серы на нефтеперерабатывающем заводе.

УООГ применимы как к новым, так и к действующим заводам.

4

Десульфуризация дымовых газов

(см раздел 6.32.3)

Применимы ко всем новым установкам

5

Применение блоков улавливания паров (VRU)

Применение блоков улавливания паров (VRU) для предотвращения утечки этих паров в атмосферу нацелены на сбор углеводородов для повторного использования. В некоторых случаях восстановление неэкономично, и предпочтение будет отдаваться установкам для уничтожения паров (VRU).
Системы улавливания паров включают два процесса:
сепарация углеводородов от воздуха;
сжижение выделенных паров углеводородов (см раздел 6.32.6)

применимы ко всем новым установкам, которые имеют потенциальные неорганизованные выбросы. Для действующих единиц применимость может быть ограничена различными ограничениями, и следует прилагать усилия для включения этих методов с течением времени в рамках процесса постоянного улучшения.


6.29. Очистка сточных вод


      НДТ 81. Если требуется дальнейшее удаление органических веществ или азота, то НДТ предусматривает использование дополнительных этапов очистки, описанных в разделе 6.31.

      Технологические показатели, связанные с НДТ: см. НДТ 12


      НДТ 82. Для увеличения повторного использования сточных вод НДТ заключается в использовании отпарки кислых вод с промывочной водой в отпарных колоннах.

      Описание: КИСЛАЯ вода с различных установок НПЗ большей частью отпаривается на отпарной колонне кислой воды. Обычно ее повторно используют вместе с промывочной водой (из установки перегонки нефти) на установке обессоливания. Это основной источник отработанной воды на НПЗ.

      Одноступенчатая отпарка

      Двухступенчатая отпарка (см. раздел 5.28.1).


      Экологическая эффективность: одноступенчатая отпарка

      Данные по установке отпарки кислых стоков


№ п/п

Наименование

Источник

Поток

Состав мин./макс.

Комментарии

1

2

3

4

5

6

1

Выбросы: кислый газ

Отходящий газ из колонны направляется на установку извлечения серы.

Действующий внутри объекта

В основном сероводород H2S и аммиак NH3. Содержание зависит от качества сырой нефти и конфигурации НПЗ

Двухступенчатая отпарка позволяет разделить кислый газ в потоке: на богатый сероводором H2S и нитратом аммония NH3.
Вследствие этого их очистка проходит эффективнее.

2

Сточные воды: очищенные кислые стоки

Сточные воды отпарной колонны используются в качестве промывочной жидкости
на установке обессоливания или направляются на очистные сооружения

20 - 50 м3/ч на НПЗ мощностью 5 Мт/г.

ХПК: 500 мг/л водорода H2S: 10 мг/
Фенол: 30 - 100 мг/л
нитрат аммония NH3: 75 - 150 мг/л

Объем очищенных кислых стоков снижается, если подать меньше пара в технологических установках и
увеличить время эксплуатации ребойлера.


      Очищенная кислая вода направляется на станцию очистки сточных вод или, предпочтительно, на технологические установки для повторного использования после ее охлаждения (если это необходимо). К тому же, очищенные кислые стоки используют в качестве опреснительной промывочной жидкости при условии, что уровень ее загрязнения не превышает нормы (содержание аммиака NH3 менее 150 ppm и сероводорода H2S менее 20 част./млн). Такие ограничения требуются для предотвращения коррозии в нижерасположенных установках (например, в системе УППН верхнего уровня).


      Двухступенчатая отпарка

      Производительность двухступенчатой установки отпарки кислых стоков на НПЗ в г. Холборн

№ п/п

Параметры

Колонна подачи стоков 1 (мг/л)

Колонная выхода стоков 2 (мг/л)

Очищенные стоки (мг/л)

1

2

3

4

5

1

ХПК

14 400

599

37

2

Углеводороды

98

4

1,1

3

Неорганический азот

1 373

6

7

4

NH4 -N

1 372

5

5

5

Фенолы

182

141

0,1

6

Сульфиды

1 323

5

0,5


      При двуступенчатом процессе отпарки кислых стоков в целом достигается удаление сероводорода H2S и аммиака NH3 соответственно на 98 % и 95 %. Остаточная концентрация в отпаренных водах находится в диапазоне 0,1 - 1,0 мг/л и 1 - 10 мг/л соответственно. Следовательно, содержание сульфида и аммония, подлежащие извлечению, значительно ниже. Это позволяет не применять дополнительный этап очистки (например, нитрификацию /денитрификацию).


      Декантация и усреднения состава кислых стоков

      Дополнительная установка резервуара кислых стоков достаточной емкости уравнивает содержание примесей и химических веществ в смешанных стоках.

      Экологические показатели и эксплуатационные данные

№ п/п

Потребление электроэнергии
(кВт*ч/т)

Расход пара
(кг/т)

Расход кислоты и едкого натра

1

1

2

3

2

2 - 3

100 - 200

Нет данных


      Использование второй отпарной колонны приводит к большим энергозатратам и использованию дополнительных химических веществ, регулирующих рН (кислота, едкого натра).

      Применимость: двухступенчатая отпарка: в случае, когда кубовый остаток отпарной колонны не используется повторно, а направляется на биоочистку, он все равно содержит слишком много нитрата аммония NH3. В случае модернизации в пользу двухступенчатой установки, имеющиеся секции преобразуются в концентраторы для уменьшения размера установки. Более или менее чистый поток аммиака из верхней части второй отпарной колонны направляется в горячий дымовой газ печи или в котел дожига угарного газа установки ФКК для снижения содержания оксида натрия NOX.


      НДТ 83. В целях сокращения и максимального извлечения углеводородов из источника сбросов сточных вод, в качестве НДТ необходимо использовать одну или несколько техник, представленных ниже:

      Сточные воды с бензолом, фенолом и углеводородами легко и эффективно очищаются в месте их образования, а не на станции очистки сточных вод после их смешивания со стоками из других установок. Рассматриваются следующие методы:

      извлечение бензола из сточных вод азотом или сжатым воздухом;

      жидкостная экстракция фенола из сточных вод с использованием противоточной экстракционной колонны;

      окисление влажным воздухом под высоким давлением (>20 бар изб.);

      окисление под низким давлением (<20 бар изб.).

      Экологическая эффективность:

      Техника 1: НПЗ использует эту систему для утилизации 1 895 л/сут сточных вод, содержащих 50 част./млн бензола, 100 част./млн толуола/ксилолов и 100 част./млн других углеводородных жидкостей. Установка переработки сточных вод последовательно снижала содержание бензола до уровня ниже 500 част./млрд Ежегодно около 35 000 кг углеводородной жидкости возвращается на НПЗ в качестве сырья. Этот метод также применяется для извлечения МТБЭ. Техника 2: на 99 % и выше очищаются сточные воды или концентрация рафината снижается до 1 част. /млн Сточные воды, содержащие >1 % фенолов, обрабатывали до получения очищенной воды с содержанием фенола менее 1 част. /млн (эффективность: выше 99 %). Фенолсодержащие сточные воды также очищаются микробиологическим способом.

      Техника 3: эффективность борьбы с выбросами составляет 99 %.

      Техника 4: эффективность очистки составляет 60 - 90 %.

      Применимость:

      Техника 1: используется для очистки обессоленной воды и сточных вод с заводов, работающих с бензолом, толуолом, этилбензолом.

      Техника 2: разработана для очистки сточных вод с содержанием фенола от нескольких сотен част./млн до насыщения (примерно 7 %) и выше.


      НДТ 84. Дополнительная очистка сточных вод

      Критерии оценки: сопутствующие организационные мероприятия

      Описание: методы снижения содержания солей в сточных водах включают: ионный обмен, мембранные процессы или осмос. Металлы отделяются методами осаждения, флотации, извлечения, ионного обмена или вакуумной дистилляции.


      НДТ 85. Для совершенствования очистки сточных вод НДТ заключается в организации комплексно застроенных водно-болотных угодий

      Взаимосвязанные бассейны или лагуны, засаженные широким разнообразием видов водных растений, позволяют проводить последующую очистку сточных вод (см. раздел 5.28.5).

      Экологическая эффективность: снижаются технологические показатели азота и фосфора, БПК, ХПК, ОВЧ, общее содержание органического углерода.

      Энергия экономится по сравнению с обычной обработкой. Сокращаются выбросы парниковых газов. Никакие химические вещества не используются. Удаление осадка не требуется.

      Применимость: метод "Комплексно застроенные водно-болотные угодья" может применяться в широком диапазоне обстоятельств, например, при высоких или низких концентрациях загрязняющих веществ и скоростях гидравлической нагрузки, которые могут изменяться с течением времени. "Комплексно застроенные водно-болотные угодья" может быть построен как совершенно новый объект или может быть частью существующего водно-болотного угодья, объекта водного ландшафта или установкой очистки сточных вод. Требования к земле, связанные с "Комплексно застроенные водно-болотные угодья", могут ограничивать их применение, например, требования к земле могут варьироваться от 10 м2 до многих гектаров в зависимости от объема производимых сточных вод и характеристик их загрязнения.


6.30. Описание техник предотвращения и контроля выбросов в атмосферу

6.30.1. Пыль


№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

1

Электростатический
фильтр (ЭСФ)

Электростатические фильтры работают таким образом, что частицы заряжаются и разделяются под воздействием электрического поля. Электростатические фильтры способны работать в широком диапазоне условий. Эффективность борьбы с выбросами может зависеть от количества полей, времени пребывания (размера), свойств катализатора и устройств для удаления частиц в верху колонны. В установках ФКК обычно используются ЭСФ с тремя электрополями и ЭСФ с четырьмя электрополями.
ЭСФ используются при сухом режиме или с впрыском аммиака для улучшения сбора частиц.
Эффективность улавливания ЭСФ в процессах прокалки сырого кокса ниже из-за трудности частиц кокса электрически заряжаться.

2

Многоступенчатые циклонные сепараторы

Циклонное устройство или система, устанавливаемые после двух ступеней циклонной очистки. Используется термин "сепаратор третьей ступени", общая конфигурация состоит из одного сосуда, содержащего множество обычных циклонов или усовершенствованную технологию вихревых труб. Что касается ФКК, то производительность в основном зависит от концентрации частиц и распределения по размерам катализаторной пыли после внутренних циклонов регенератора

3

Центробежный скруббер

Центробежный скруббер сочетает в себе циклонный принцип и интенсивный контакт с водой, например, скруббер Вентури

4

Трехступенчатый обратный фильтр

Керамические или металлокерамические фильтры обратной продувки, в которых после удержания на поверхности в виде кека твердые частицы вытесняются путем обратного потока. Вытесненные твердые частицы затем удаляются из системы фильтра.


6.30.2. Оксиды азота (NOx)


№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

Модификации для сжигания

1

Ступенчатое сжигание

Ступенчатая подача воздуха – включает в себя субстехиометрический обжиг на первой стадии и последующее добавление оставшегося воздуха или кислорода в печь для полного сжигания.
Ступенчатое сжигание топлива – в горелочной головке разгорается низкоимпульсное первичное пламя; вторичное пламя охватывает источник первичного пламени, снижая температуру в середине

2

Рециркуляция дымовых газов

Повторное впрыскивание отработанного газа из печи в пламя для снижения содержания кислорода и температуры пламени.
Специальные форсунки, использующие внутреннюю рециркуляцию дымовых газов для охлаждения источника пламени и уменьшения содержание кислорода в самой горячей части пламени

3

Использование горелок с низким образованием NOX (LNB)

Техника (включая горелки со сверхнизким образованием NOX) основана на принципах снижения пиковых температур пламени, задержки, но завершения сжигания и увеличения теплопередачи (повышенная излучательная способность пламени). Это может быть связано с измененной конструкцией камеры сгорания печи. Конструкция горелок со сверхнизким образованием NOX (ULNB) включает стадию сжигания (воздух/топливо) и рециркуляцию дымовых газов. Сухие горелки с низким образованием NOX (DLNB) используются для газовых турбин

4

Оптимизация процесса горения

На основе постоянного контроля соответствующих параметров сжигания (например, содержания O2, CO, соотношения топлива к воздуху (или кислороду), несгоревшие компоненты), используется техника управления для достижения наилучших условий сжигания

5

Разбавление

Инертные разбавители, например, дымовые газы, пар, вода, азот, добавляемые к оборудованию сжигания, снижают температуру пламени и, следовательно, концентрацию NOX в дымовых газах

6

Селективное каталитическое восстановление (СКВ)

Техника основана на восстановлении NOX до азота в каталитическом слое путем реакции с аммиаком (в общем водном растворе) при оптимальной рабочей температуре около 300 - 450 °C.
Можно нанести один или два слоя катализатора. Более высокое снижение NOX достигается при использовании большего количества катализатора (два слоя)

7

Селективное
некаталитическое восстановление (СНКВ)

Технология основана на восстановлении NOX до азота путем реакции с аммиаком или мочевиной при высокой температуре.
Для оптимальной реакции интервал рабочей температуры должен поддерживаться в диапазоне от 900 °C до 1 050 °C.

8

Низкотемпературное окисление NOX

Процесс низкотемпературного окисления вводит озон в поток дымовых газов при оптимальных температурах ниже 150°C, чтобы окислить нерастворимые NO и NO2 до высокорастворимого N2O5.
N2O5 удаляется во влажном скруббере путем образования разбавленных сточных вод азотной кислоты, которые могут быть использованы в производственных процессах или нейтрализованы.


      Оксиды серы (SOX)


№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

1

Очистка технологического топлива (газообразного состояния)

ТТ (ГС) может не содержать серы (например, в процессах каталитического риформинга и изомеризации), но большинство других процессов производят серосодержащие газы (например, отходящие газы установок висбрекинга, гидроочистки и каталитического крекинга). Данные газовые потоки требуют соответствующей очистки для десульфуризации газа (например, путем удаления серосодержащего газа — см. ниже — для удаления H2S) перед сбросом в топливную систему.

2

Десульфуризация технологического топлива путем гидроочистки

В дополнение к выбору сырой нефти с низким содержанием серы десульфурация топлива достигается с помощью процесса гидроочистки (см. ниже), в котором происходят реакции гидрирования, приводящие к снижению содержания серы

3

Использование газообразного технологического топлива для замены жидкого технологического топлива

Сократить использование жидкого нефтезаводского топлива (содержащего серу, азот, металлы и т.д.), заменив его сжиженным нефтяным газом (СНГ) на объекте, или ТТ (ГС), или газообразным топливом, поставляемым извне (например, природным газом) с низким содержанием серы и других нежелательных веществ. При индивидуальном сжигании в технологической установке, при применении многотопливной горелки, минимальное использование жидкого технологического топлива необходимое для обеспечения стабильности пламени.

4

Применение присадок к катализаторам, восстанавливающим SOX

Использование веществ (например, катализатора оксидов металлов), которые переносят серу, связанную с коксом, из регенератора обратно в реактор. Данная техника наиболее эффективно работает в режиме полного сжигания.
Примечание: Присадки к катализаторам, снижающие содержание SOX, могут оказывать пагубное влияние на выбросы пыли, увеличивая потери катализатора из-за истирания, и на выбросы NOX, участвуя в активации CO вместе с окислением SO2 до SO3.

5

Гидроочистка

Основанная на реакциях гидрирования, гидроочистка направлена на получение топлива с низким содержанием серы (например, бензин и дизельное топливо с 10 част.млн по объему) и оптимизацию конфигурации процесса (конверсия тяжелых остатков и производство среднего дистиллята). Это снижает содержание серы, азота и металлов в сырье.
Данный процесс требует достаточные производственные мощности по производству водорода. Технология переноса серы из сырья в сероводород (H2S) в газовых процессах требуют соответствующих производственных очистных сооружений (например, установки аминной очистки и Клауса) которые также являются возможной большой проблемой

6

Удаление серосодержащих газов, например, путем очистки амином

Отделение серосодержащего газа (в основном сероводорода) от газообразного технологического топлива осуществляется путем его растворения в химическом растворителе (процессы абсорбции). Преимущественно, используемыми растворителями являются амины.
Данный процесс, необходим для очистки серосодержащих газов прежде, чем элементарная сера будет направлена в установку извлечения серы.

7

Установки извлечения серы (УИС)

Специальная установка, включающая в себя процесс Клауса для удаления серы из газовых потоков, обогащенных сероводородом (H2S), из установок аминной очистки и очистителей серосодержащей воды.
По технологической цепи, за УИС следует установка очистки отходящих газов (УООГ) для удаления оставшейся H2S

8

Установка очистки отходящих газов (УООГ)

Группа технологий, дополнительных к УИС для более эффективного удаления соединений серы. Их можно разделить на четыре категории в соответствии с применяемыми принципами:
прямое окисление до серы;
продолжение реакции Клауса (условия ниже точки росы)
окисление до SO2 и извлечение серы из SO2
восстановление до H2S и извлечение серы из H2S (например, аминный процесс)

9

Мокрая очистка газов скрубберами

В процессе мокрой очистки газообразные соединения растворяются в подходящей жидкости (воде или щелочном растворе). Одновременно достигается удаление твердых и газообразных соединений. После мокрого скруббера дымовые газы насыщаются водой, и перед выпуском дымовых газов требуется разделение капель. Полученная жидкость должна быть обработана в процессах очистки сточных вод, а нерастворимые вещества собираются путем осаждения или фильтрации
В зависимости от типа очищающего раствора это может быть:
нерегенеративная технология (например, на основе натрия или магния);
регенеративная технология (например, раствор амина или соды).
В соответствии с контактным методом различные техники могут потребовать, например:
трубку Вентури, использующая энергию входящего газа путем распыления его жидкостью;
насадочный скруббер башенного типа, тарельчатую колонну, распылительные камеры.
Там, где скрубберы в основном предназначены для удаления SOX, необходима подходящая конструкция для эффективного удаления пыли.
Типичная индикативная эффективность удаления SOX находится в диапазоне 85 - 98 %

10

Нерегенеративная очистка

Раствор на основе натрия или магния используется в качестве щелочного реагента для поглощения SOX, как правило, в виде сульфатов. Технологии основаны, например, на:
принудительном окислении (в системе десульфуризация дымовых газов ТЭС);
водный раствор аммиака;
морская вода (см. ниже)

11

Очистка газов морской водой

Специфический нерегенеративный тип очистки с использованием щелочности морской воды в качестве растворителя.
Требуется снижение пыли в верху колонны.

12

Регенеративная система очистки газов

Использование специального реагента, поглощающего SOX (например, абсорбирующего раствора), который обычно позволяет извлекать серу в качестве побочного продукта во время цикла регенерации, когда реагент используется повторно.

13

Десульфуризация дымовых газов

В процессах FGD часто используется щелочной сорбент, который улавливает SO2 и превращает его в твердый продукт. Существуют различные методы FGD с различной эффективностью удаления SO2. Последние годы показали развитие процессов регенерации растворителя / катализатора, в которых абсорбирующая / концентрирующая среда регенерируется и повторно используется.
Системы регенеративного или нерегенеративного типа существуют только для удаления SOX, а также для одновременного удаления пыли и NOX. Они конкурируют с системами, состоящими из отдельных блоков для удаления SO2 (например, мокрые скрубберы) и удаления NOX (например, СКВ) см раздел 5.27.4.


6.30.4. Комбинированные техники (SOX, NOX и пыль)


№ п/п

Техника

Описание

1

2

3

1

Мокрая очистка газов скрубберами

см. раздел 5.20.3.

2

Комбинированные технологии SNOX

Комбинированные технологии по удалению SOX, NOX и пыли, в которых происходит первая стадия удаления пыли (ЭСФ), за которой следуют некоторые специфические каталитические процессы. Соединения серы извлекаются в виде коммерческой концентрированной серной кислоты, в то время как NOX восстанавливается до N2.
Общее удаление SOX находится в диапазоне 94 - 96,6 %.
Общее удаление NOX находится в диапазоне: 87 - 90 %


6.30.5. Окись углерода (CO)


№ п/п

Техника

Описание

1

2

3

1

Управление процессом горения

Увеличение выбросов CO из-за модификации процессов горения (первичные технологии) для сокращения выбросов NOX могут быть ограничены тщательным контролем эксплуатационных параметров

2

Катализаторы с активаторами окисления монооксида углерода

Использование вещества, которое избирательно способствует окислению CO в CO2 (сжигание)

3

Котел с монооксидом углерода (CO)

Специальное устройство для дожигания CO присутствующий в отходящих газах после регенератора катализатора для рекуперации энергии.
Преимущественно применяется только в сочетании с установками ФКК неполного сжигания.


6.30.6. Летучие органические соединения (ЛОС)



№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

1

Улавливание паров

Выбросы ЛОС при погрузочно-разгрузочных работах большинства летучих продуктов, особенно сырой нефти и более легких продуктов, могут быть уменьшены с помощью различных технологий, например:
Абсорбция: молекулы пара растворяются в подходящей абсорбционной жидкости (например, гликоли или фракции минерального топлива, такие как керосин или риформат). Загруженный раствор для очистки десорбируется путем повторного нагрева на следующем этапе. Десорбированные газы должны либо конденсироваться, далее обрабатываться и сжигаться, либо повторно поглощаться в соответствующем потоке (например, извлекаемого продукта)
Адсорбция: молекулы пара удерживаются активирующими участками на поверхности твердых материалов адсорбента, например, активированного угля или цеолита. Адсорбент периодически регенерируется. Полученный десорбат затем абсорбируется в циркулирующем потоке продукта, извлекаемого из нижней части промывочной колонны. Остаточный газ из промывочной колонны направляется на дальнейшую очистку.
Мембранное разделение газов: молекулы пара обрабатываются через селективные мембраны для разделения смеси пара и воздуха на обогащенную углеводородами фазу (пермеат), которая затем конденсируется или поглощается, и обедненную углеводородами фазу (ретентат).
Двухступенчатое охлаждение/конденсация: при охлаждении парогазовой смеси молекулы пара конденсируются и отделяются в виде жидкости. Поскольку влажность приводит к обледенению теплообменника, требуется двухступенчатый процесс конденсации, обеспечивающий альтернативную работу.
Гибридные системы: комбинации доступных технологий
Примечание: Процессы абсорбции и адсорбции не могут заметно снизить выбросы метана.

2

Разрушение паров

Разрушение ЛОС может быть достигнуто, например, путем термического окисления (сжигания) или каталитического окисления, когда улавливание не осуществимо. Для предотвращения взрыва необходимо соблюдать требования безопасности (например, пламегасители). Термическое окисление обычно происходит в однокамерных окислителях с огнеупорной футеровкой, оснащенных газовой горелкой и дымовой трубой. При наличии бензина эффективность теплообменника ограничена, а температура предварительного нагрева поддерживается ниже 180°C для снижения риска воспламенения. Рабочие температуры варьируются от 760°C до 870°C, а время пребывания обычно составляет 1 секунду. Если для этой цели отсутствует специальная печь для сжигания, для обеспечения требуемой температуры и времени пребывания можно использовать существующую печь.
Каталитическое окисление требует катализатор для ускорения скорости окисления за счет адсорбции кислорода и ЛОС на его поверхности. Катализатор позволяет реакции окисления протекать при более низкой температуре, чем требуется при термическом окислении: обычно в диапазоне от 320°C до 540°C. Первая стадия предварительного нагрева (электрически или с помощью газа) происходит для достижения температуры, необходимой для инициирования каталитического окисления ЛОС. Стадия окисления происходит, когда воздух проходит через слой твердых катализаторов

3

Программа LDAR (выявление и устранение утечек)

Программа LDAR (выявление и устранение утечек) представляет собой структурированный подход к сокращению выбросов ЛОС путем обнаружения и последующего устранения или замены протекающих компонентов. В настоящее время для идентификации утечек доступны методы обнаружения по запаху и оптической визуализации газов.
Метод обнаружения по запаху: Первым шагом является обнаружение с помощью ручных анализаторов ЛОС, измеряющих концентрацию рядом с оборудованием (например, с помощью пламенной ионизации или фотоионизации). Второй этап состоит из упаковки компонента в пакет для проведения прямого измерения в источнике излучения. Этот второй шаг иногда заменяется математическими корреляционными кривыми, полученными на основе статистических результатов, полученных в результате большого числа предыдущих измерений, выполненных на аналогичных компонентах.
Оптические методы визуализации газов: Оптическая визуализация использует небольшие легкие ручные камеры, которые позволяют визуализировать утечки газа в режиме реального времени, так что они появляются в виде "дыма" на видеоустройстве вместе с обычным изображением соответствующего компонента, чтобы легко и быстро обнаружить значительные утечки ЛОС. Активные системы создают изображение с обратным рассеянием инфракрасного лазерного света, отраженного на компоненте и его окружающем оборудовании. Пассивные системы основаны на естественном инфракрасном излучении оборудования и его окружающем оборудовании

4

Мониторинг рассеивания выбросов ЛОС

Полное обследование и количественная оценка выбросов на объекте могут быть осуществлены с помощью соответствующей комбинации дополнительных методов, например, по потоку солнечного затенения (SOF) или лидару дифференциального поглощения (DIAL). Эти результаты могут быть использованы для оценки тенденций во времени, перекрестной проверки и обновления/валидации текущей программы LDAR.
Поток солнечного затенения (SOF): Технология, основанная на регистрации и спектрометрическом анализе преобразования Фурье широкополосного инфракрасного или ультрафиолетового/видимого спектра солнечного света вдоль заданного географического маршрута, пересекающего направление ветра и улавливающего шлейфы ЛОС.
Дифференциальный абсорбционный LIDAR (DIAL): DIAL — это лазерный технология, использующая дифференциальный адсорбционный LIDAR (обнаружение света и дальность), который является оптическим аналогом RADAR на основе звуковых радиоволн. Технология основана на обратном рассеянии импульсов лазерного луча атмосферными аэрозолями, а также анализ спектральных свойств возвращенного света, собранного с помощью телескопа

5

Оборудование с высокой степенью герметичности

Оборудование с высокой степенью герметичности включает, например:
клапаны с двойными уплотнительными манжетами;
насосы с магнитным приводом/компрессоры/перемешиватель
насосы/компрессоры/ перемешиватели, оснащенные механическими манжетами вместо уплотнительных
прокладки с высокой герметичностью (например, спиральные намотки, кольцевые соединения) для важных деталей

6

Деструкция паром (VD)

Окисление: молекулы пара превращаются в CO2 и H2O либо путем термического окисления при высоких температурах, либо путем каталитического окисления при более низких температурах.
Термическое окисление происходит обычно в однокамерных, футерованных окислителях, оборудованных газовой горелкой и стек. Если присутствует бензин, эффективность теплообменника ограничивается, а температура предварительного нагрева поддерживается ниже 180 ° C для снижения риска воспламенения. Диапазон рабочих температур составляет от 760 ° C до 870 ° C, а время пребывания обычно составляет одну секунду или меньше.
Для каталитического окисления требуется катализатор для ускорения окисления за счет адсорбции кислорода и ЛОС на поверхности. Катализатор позволяет реакции окисления протекать при более низких температурах, чем требуется для термического окисления: обычно в диапазоне от 320 ° до 540 ° C.
Биофильтрация: разложение до CO2 и H2O достигается при температурах немного выше температуры окружающей среды микроорганизмами, находящимися в твердой увлажненной поддерживающей среде (см. раздел 5.27.7).


6.30.7. Другие техники


№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

1

Техники для предотвращения или сокращения выбросов от сжигания на факелах

Правильная конструкция установки: включает достаточную мощность системы рекуперации факельного газа, использование предохранительных клапанов с высокой герметичностью и другие меры по использованию факельного сжигания только в качестве системы безопасности для других операций, отличных от режимных (запуск, остановка, аварийная ситуация).
Управление установкой: включает организационные и контрольные меры по сокращению случаев сжигания на факелах путем балансировки системы ТТ (ГС), использования расширенного управления технологическим процессом и т.д.
Конструкция факелов: включает высоту, давление, подпитка паром, воздухом или газом, тип наконечников факелов и т.д. Факел направлен на обеспечение бездымной и надежной работы и обеспечение эффективного сжигания избыточных газов при сжигании на факелах в результате нестандартных, аварийных операций.
Мониторинг и отчетность: Непрерывный мониторинг (измерения расхода газа и оценки других параметров) газа, направленного на сжигание на факелах, и связанных с ним параметров сжигания (например, расход газовой смеси и теплосодержание, соотношение мощности, скорости, расхода продувочного газа, выбросы загрязняющих веществ). Отчетность о факельных событиях позволяет использовать коэффициент факельного сжигания в качестве требования, включенного в СЭМ, и предотвращать будущие события. Визуальный удаленный мониторинг факела также может осуществляться с помощью цветных телевизионных мониторов во время событий

2

Выбор активатора катализатора для предотвращения образования диоксинов

Во время регенерации катализатора органический хлорид необходим для эффективного функционирования катализатора: (для восстановления надлежащего баланса хлорида в катализаторе и обеспечения правильной дисперсии металлов). Выбор соответствующего хлорированного соединения окажет влияние на возможность выбросов диоксинов и фуранов

3

Извлечение растворителя для процессов производства базового масла

Установка рекуперации растворителей состоит из стадии перегонки, на которой растворители извлекаются из нефтяного потока, и стадии очистки (паром или инертным газом) в ректификаторе.
Используемые растворители могут представлять собой смесь (DiMe) 1,2 -дихлорэтана (DCE) и дихлорметана (DCM).
В установках по переработке смолистых парафиновых отложений рекуперация растворителя (например, для дихлорэтана) осуществляется с использованием двух систем: одной для обезмасливания смолистых парафиновых отложений и другой для мягкого парафина. Оба состоят из испарительных баков и вакуумного осушителя с тепловой интеграцией. Потоки депарафинизированной нефти и парафинов отпариваются для удаления следов растворителей


6.31. Описание техник, предотвращающих или контролирующих сбросы сточных вод


6.31.1. Предочистка сточных вод


№ п/п

Техника

Описание

1

2

3

1

Предочистка потоков серосодержащей воды перед повторным использованием или очисткой

Серосодержащую воду (например, из установок перегонки, крекинга, коксования) следует направлять на соответствующую предочистку (например, на колонну отпарки)

2

Предочистка других сточных водных потоков до основной очистки

Для поддержания эффективности очистки может потребоваться соответствующая предочистка


6.31.2. Очистка сточных вод


№ п/п

Техника

Описание


1

2

3

1

Удаление нерастворимых веществ путем извлечения нефти

Эти технологии обычно включают в себя:
Сепараторы нефть-вода (API)
Пластинчатые сепараторы (CPI)
Сепараторы с параллельными пластинами (PPI)
Сепараторы с наклонными пластинами (TPI)
Буферные и/или промежуточные резервуары.

2

Удаление нерастворимых веществ путем извлечения взвешенных механических примесей и нефти в дисперсном состоянии.

Эти техника обычно включают в себя:
Флотация растворенным газом (DGF)
Флотация с газовым барботажем (IGF)
Фильтрация на песке

3

Удаление растворимых веществ,
включая биологическую очистку и осветление

Технология биологической очистки:
Система газификации с неподвижным слоем
Система очистки с псевдосжиженным слоем
Одной из наиболее часто используемых систем НПЗ является процесс использования активного ила. Системы с фиксированным слоем могут включать биофильтр или песчаный фильтр

4

Дополнительная обработка

Специальная очистка сточных вод, предназначенная для дополнения предыдущего этапа очистки, например, для дальнейшего снижения содержания соединений азота или углерода. обычно используется там, где существуют особые местные требования к сохранению воды.

      Перспективные техники


      Под перспективными техниками в настоящем справочнике понимаются новые техники, которые еще не применялись в нефте- газоперерабатывающем секторе.

      Развитие нефтепереработки во всем мире происходит в направлении дальнейшего повышения глубины переработки нефти и роста качества выпускаемых нефтепродуктов в соответствии с требованиями внутреннего и внешнего рынков.


7.1. Обзор деятельности НПЗ и ГПЗ

      Нефтегазоперерабатывающая промышленность постоянно разрабатывала новые и улучшенные процессы в ответ на изменения в качестве сырья, технических характеристиках продукции, а также экономических и экологических требованиях. В настоящее время в крупных международных нефтеперерабатывающих компаниях наблюдается тенденция к сокращению своих бюджетов на проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, все больше полагаются на третьи стороны в разработке новых технологий нефтепереработки и каталитических процессов.

      О достижениях сообщается в технической литературе (Hydrocarbon Processing, Chemical Engineering Progress, Oiland Gas Journal, Erdol, GasundKo hle, Petroleum Technology Review), а также во время семинаров и конференций (World Petroleum Congress, WEFA, Hart's Fuel Conference, European Refining Technology Conference, встреч специалистов NPRA и API) для распространения этих методов.

      Технологические разработки сконцентрированы на оптимизации существующих систем (например, более селективных катализаторов и растворителей), более высокой энергоэффективности (например, улучшенная конструкция реактора и лучшая интеграция тепла) и сокращения времени простоя (например, удаление примесей, автоматические системы очистки), а не на новых технологических процессах.

      Текущий набор инструментов конверсии, разделения, обработки и экологических технологий кажется адекватным и достаточным для удовлетворения любого желаемого ассортимента продукции и технических характеристик продукции на ближайшее десятилетие, а также для выполнения нормативных требований.


7.2. Первичная перегонка нефти

      Среди разработок, направленных на снижение потребления энергии путем первичной перегонки на нефтеперерабатывающих заводах, следует выделить метод колонны с разделенными стенками.

      Колонна с перегородкой DWC – это ректификационная колонна с вертикальной перегородкой в центральной части.

      Колонка может содержать лотки или насадку. Сторона подачи двух отсеков действует как предварительный фракционатор, а сторона продукта - как основная колонна. В случае резкого разделения DWC можно использовать для производства трех чистых продуктов из одной колонны. DWC может обрабатывать более трех компонентов. DWC обычно позволяет сократить капитальные затраты и затраты на электроэнергию примерно на 30 % по сравнению с традиционной системой с двумя колоннами.


7.2.1. Способ и устройство для отделения нефти и нефтяных фракций от серы, соли и других примесей

      Изобретение относится к механохимической обработке нефти и нефтепродуктов. Может быть использовано для трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Задача отделения нефти и нефтяных фракций от серы, соли и др. примесей - достигается тем, что способ и устройство для отделения нефти и нефтяных фракций от серы, соли и др. примесей содержащее полый корпус, разделенный перегородкой на входную камеру с тангенциально установленным патрубком подвода среды и выходную камеру с тангенциально установленным патрубком отвода среды, в центральной части перегородки выполнено отверстие для сообщения входной и выходной камер между собой, согласно изобретению, снабжен дополнительной входной камерой с тангенциально установленным патрубком подвода среды, при этом уже известные тангенциально установленный патрубок отвода среды и перегородка, являются общими как для известной уже имеющейся выходной камеры, так и для дополнительной входной камеры, снабжен подвижным стаканом с четырьмя-пятью отверстиями на дне, координаты центров которых расположены на спирали Архимеда, которые попарно совмещаются с такими же отверстиями на стенке входной камеры при реверсивном повороте вокруг оси. Кроме того, способ и устройство для него содержит патрубок с кожухом подшипников, расположенный под выходной камерой. При этом входная камера и дополнительная входная камера соединены коллектором, имеющем отверстие, в которое вставлен патрубок с вентилем для подвода среды. В то же время и патрубок отвода среды имеет предохранительный клапан и вентиль. Имеющиеся на поверхностях выходной камеры и диска спиралевидные каналы позволяют подвергать нефть акустическим частотным колебаниям, что способствует лучшей кавитации.


7.3. Каталитический крекинг

      Следующие перспективные направления исследований по улучшению экологических показателей установок каталитического крекинга:

      Способность обрабатывать более тяжелое сырье, содержащее больше загрязняющих веществ (дезактиваторов катализатора), таких как ванадий и никель, и имеющее более высокое содержание углеродных остатков по Конрадсону (CCR).

      Ведется разработка в следующих направлениях: более активные катализаторы и более эффективная (например, двухступенчатая) регенерация катализатора. Движущими силами являются уменьшение остатков (т.е. улучшенная модернизация) и более высокая общая эффективность нефтепереработки (например, отказ от работы установки с высоким вакуумом) [191].

      Улучшение отделения катализатора с помощью магнита (компания KelloggTech) [5].


7.4. Каталитический риформинг

      Ожидается, что нынешняя практика применения непрерывно улучшенных катализаторов (поставляемых производителями катализаторов) будет продолжена. [191].


      7.5. Коксование

      Тотальная газификация кокса рассматривается как ключевая технология будущего для глубокой десульфуризации и производства водорода. В этом процессе сырая нефть может быть переработана без совместного производства тяжелых нефтяных остатков.

      Растет интерес (научные работы и другие публикации) и инвестиции в потенциальное использование кокса на нефтеперерабатывающих заводах в энергетических целях.


7.6. Энергетическая система

      Новейшими направлениями исследований для улучшения экологических характеристик энергетических систем являются методы борьбы с выбросами CO2 (более подробная информация представлена в разделе 6.17 по обработке отходящих газов) и тепловая интеграция. Поиск дальнейших улучшений в сфере энергетики продолжается, при этом в настоящее время основное внимание уделяется возможностям когенерации и более сложной интеграции тепла.


7.7. Этерификация

      Реакции превращения метанола в бензин (MTG) дегидратируют метанол и преобразуют доступный углерод и водород в различные углеводороды.

      Катализатор MTG с "избирательной формой" ограничивает реакции синтеза до 10 атомов углерода, в результате чего получается бензин, не содержащий серы, с типичным октановым числом по исследовательскому методу – 92 (RON).

      Первый завод MTG (мощность 14 500 баррелей в день) работал в Плимуте (Новая Зеландия) с 1985 по 1997 год, перерабатывая природный газ в бензин.

      Завод MTG второго поколения запущен в Китае (провинция Шаньси).

      Источник: [123].


7.8. Производство водорода

      Следующие перспективные направления исследований в технологиях производства водорода:

      углеводородный процесс, при котором остаточная нефть, по существу, крекируется до углерода и водорода. Этот процесс можно рассматривать как внутренний источник природного газа для нефтеперерабатывающего завода. В результате производятся углерод, водород и метанол. Было подсчитано, что для нефтеперерабатывающего завода с производительностью 4,98 млн т/год этот процесс может увеличить общее производство бензина на 40 %, то есть до 1150 м3/сут. метанола и 795 м3/сут. суспензии C/H2O [124];

      пиролиз метана, который использует преимущества термического разложения газа и прямого производства водорода при улавливании углерода или использовании углерода для других целей. [124]

      Некоторые разработки в области очистки водорода позволяют снизить затраты за счет использования новых методов, таких как структурированные слои адсорбента и встроенные поворотные клапаны. Процесс быстрой циклической адсорбции с перепадом давления (RCPSA) утверждает, что позволяет:

      более низкие затраты на строительство (от 30 % до 50 %) по сравнению с СРП и низкие эксплуатационные расходы;

      меньшая площадь участка - всего четверть PSA.

      Источник: [125]


7.9. Гидрогенизационные процессы

      Процессы гидроочистки и гидроконверсии остатков (например, технология слоя взвешенного осадка). Эти процессы были продемонстрированы только в полукоммерческом масштабе, и коммерческие установки еще не работают.

      В настоящее время разрабатываются технологии глубокой десульфуризации бензина с более низким потреблением водорода. Параметры пока недоступны.

      Также следует отметить, что десульфуризация бункерного мазута является одной из следующих технических задач, которые могут привести к появлению новых технологий или значительным улучшениям существующих.

      Глубокая десульфуризация бензина и газойля

      Эти процессы приобрели важность в последние годы. Многие из новых усовершенствований дизайна, оптимизации или новых массовых процессов сейчас достигают стадии коммерциализации.

      В стандартном процессе HDS (гидрообессеривания), который теперь работает в более жестких условиях, имеется большое количество катализаторов нового поколения, которые более активные и селективные. Это напрямую влияет на общую эффективность процесса.

      Новые разработки процессов / технологий гидроочистки ориентированы на снижение потребления H2. Реактивная адсорбция при высокой температуре с использованием сорбента на основе оксида металла или адсорбция на основе оксида алюминия дает многообещающие результаты. Селективная экстракция или полярная адсорбция (процесс Irvad) также являются новыми методами, которые следует учитывать.

      Технологии десульфуризации без H2

      Окислительная десульфуризация может быть одной из самых многообещающих в этой группе, но есть еще некоторые проблемы проектирования, которые необходимо преодолеть.

      Ниже приведен список некоторых других новых методов:

      олефиновое алкилирование тиофиновой серы (процесс OATS от BP);

      полимерная мембрана (методика S-Brane от Grace);

      экстракция каустической содой (процесс Exomer от Exxon);

      биохимическая десульфуризация (Энергетические биосистемы);

      селективная адсорбция (PennState SARS).

      Источник: "Последние достижения в области науки и технологий производства дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы (ULSD)". [122]

      Селективная десульфуризация сырья основной установки

      Обработка выходного потока первичной дистилляции становится все более распространенной.

      Очистка сырья перед его дальнейшим использованием в процессе рафинирования включает, например:

      C3 или C4 олефиновая фракция из установки ФКК: селективное гидрирование алкинов и диолефинов перед их дальнейшим использованием в процессе алкилирования или олигомеризации; нафта от висбрекинга, коксования: селективное гидрирование диолефинов и олефинов перед их дальнейшим использованием в процессе каталитического риформинга;

      очистка сырья для получения продуктов, отвечающих техническим требованиям, например бензина парового крекинга: селективное гидрирование диенов является обязательным для стабилизации бензина без потери октанового числа;

      очистка сырья для производства нефтехимических промежуточных продуктов, например, олефиновой фракции C2 от парового крекинга: селективное гидрирование ацетилена для получения этилена, соответствующего техническим требованиям, без потери выхода этилена.


7.10. Гидрокрекинг

      Обработка более тяжелого сырья требует оптимальных технических решений, которые включают в себя рассмотрение катализатора и схемы потока. Гидрообработка проводится перед стадией крекинга.

      Однократная (85 - 90 %) конверсия выполняется с минимальными вложениями. Обеспечивает средние дистилляты и ценные углефодородные остатки.

      Одноступенчатое полное преобразование требует средних вложений, но при этом достигается более высокое качество продукта. Также достигается более высокая селективность по средним дистиллятам.

      Двухступенчатое полное преобразование требует самых высоких инвестиционных затрат. Эта схема обеспечивает высочайшее качество и лучшее соотношение дизельное топливо / керосин (разработки IFP и UOP).


7.11. Изомеризация

      Каталитическая гидроизомеризация длинных парафинов для производства биотоплива

      Этот метод использует селективность цеолитов для улучшения превращения н-парафинов (см. рисунок 7.1).

     


Рисунок .. Состояние основных технологий биотоплива


      Биогазовые масла получают в основном из сырья, содержащего триглицериды (растительные масла, отработанные масла для жарки, животные жиры и т.д.), путем гетерогенного каталитического гидрирования в одну или несколько стадий. Они содержат в основном нормальные парафины, которые нежелательны, например, из-за того, что температура замерзания нормальных парафинов C16 - C18 составляет от 18 °C до 28 °C. По этой причине необходимо преобразовать химическую структуру н-парафинов в изопарафины, имеющие более низкие температуры замерзания и все еще высокое цетановое число.

      Депарафинизация изомеризацией (Mobil MIDW) применяется к различным потокам (депарафинизация возобновляемого дизельного топлива) и основана на избирательности формы катализатора, включая цеолит и металл для дегидрирования / гидрирования. Селективно преобразует парафины с длинной цепью в изопарафины.

      Это позволяет топливу течь при низких температурах. Техника в настоящее время эксплуатируется на восьми установках.


7.12. Обработка продукта

      Биодесульфиризация газойля и даже сырой нефти: еще в стадии разработки [121].

      На бензин риформинга приходится 70 – 85 % бензола, представленного в бензиновом пуле (US EPA).

      Технологии предварительной обработки, которые удаляют предшественники бензола из сырья для риформинга, в настоящее время сталкиваются с некоторыми трудностями: например, с восстановлением образования октана и водорода, а также с трудностями при соблюдении требований к бензолу. Удаление предшественников бензола из сырья для риформинга почти полностью устраняет (0,3 % мас./мас.) Бензол в продукте риформинга. При использовании дегексанизатора с боковой колонкой состав верха остается неизменным.

      Технологии доочистки:

      насыщение бензолом, превращает бензол в циклогексан, иногда в сочетании с изомеризацией для увеличения октанового числа. Некоторые из недостатков технологии насыщения: потребление водорода, потеря октанового числа и конверсия бензола, которых может быть недостаточно для достижения необходимого уровня;

      извлечение бензола. Снижение объема бензина, необходимость в собственных растворителях, требующих высокого уровня тепла, хранилища и доступный рынок для экстрагированного бензола - это недостатки технологии экстракции;

      алкилирование бензола позволяет увеличить октановое число и объем бензина, хотя эта технология считается новаторской. Это единственный вариант сокращения бензола, который увеличивает объем бензина и не приводит к расходу H2.

7.13. Обработка отработанных газов

      Следует упомянуть некоторые разработки:

      биологическое удаление H2S [118];

      методы борьбы с выбросами твердых частиц с помощью новых разработок, включая керамические фильтры (например, NGK, Япония) и вращающийся сепаратор твердых частиц (Lebonand G imbrair, Нидерланды);

      методы снижения выбросов CO2.

      Новые методы улавливания и хранения углерода (CCS)

      Производство электроэнергии и другие виды использования ископаемой энергии являются крупнейшим источником выбросов парниковых газов. На протяжении многих лет наблюдается значительный международный интерес к разработке технологий улавливания и хранения CO2, особенно на угольных электростанциях. В отчете IPCC указывается, что технология улавливания и хранения CO2 еще не разработана.

      С помощью CCS электростанция может снизить выбросы CO2 в атмосферу примерно на 80 - 90 % по сравнению с установкой без CCS. В то же время CCS приводит к снижению общей эффективности электростанций или промышленных процессов из-за дополнительной энергии, необходимой для улавливания, транспортировки и хранения. Дополнительная энергия, необходимая для CCS, зависит от внутренних характеристик системы захвата и от управления энергопотреблением в глобальной установке.

      Электростанции, оснащенной системой CCS, потребуется примерно на 10 - 40 % больше энергии, чем электростанции с эквивалентной мощностью без CCS, большая часть которой предназначена для улавливания и сжатия.

      Например, диапазон отражает три типа электростанций: для электростанций с комбинированным циклом, работающих на природном газе, диапазон составляет 11 - 22 %, для заводов по производству угольной пыли d - 24 - 40 % и для электростанций с комбинированным циклом с интегрированной газификацией - 14 - 25 %. (Источник: отчет МГЭИК).

      Техника улавливания CO2

      Эти методы все еще находятся на начальной стадии разработки и проходят испытания на пилотных установках. Доступные технологии очень дороги, и существует много неопределенностей, связанных с затратами и эксплуатацией цепочки CO2. Их можно разделить на три основные категории:

      дожигание; предварительное сжигание;

      кислородно-топливная.

      Дожигание влечет за собой отделение CO2 от выхлопных газов электростанции с помощью химической абсорбции. Поскольку CO2 отделяется от выхлопных газов, эту технологию, в принципе, можно использовать на существующих электростанциях без значительных модификаций самой станции. Дожигание считается наиболее зрелой технологией, хотя до сих пор существует неопределенность в отношении ее использования и необходимость значительных технологических усовершенствований, прежде чем она сможет эксплуатироваться на коммерческих условиях и в больших масштабах.

      С помощью технологии предварительного сжигания CO2 улавливается перед сжиганием. Это достигается путем преобразования природного газа в газовую смесь, богатую водородом. Эта газовая смесь обрабатывается таким образом, чтобы улавливать CO2, и, таким образом, новое топливо "декарбонизируется" (выхлопные газы содержат очень мало CO2). Хотя улавливание перед сжиганием требует модификации газовых турбин для сжигания богатых водородом газовых потоков, предыдущие этапы технически проверены в виде заводов по производству аммиака по всему миру.

      При использовании топлива и кислорода горение происходит в газовой турбине с чистым кислородом вместо воздуха. Это означает, что выхлопные газы содержат водяной пар и CO2, а CO2 можно отделить путем охлаждения выхлопных газов. Современные газовые турбины страдают от низкой производительности при сжигании кислорода, и на сегодняшний день было мало усилий для разработки новых типов турбин, которые лучше подходят для сжигания кислорода. Кроме того, производство кислорода энергоемкое, а соответствующая технология довольно дорогостоящая. Из трех категорий технологий улавливания кислородное топливо является наименее зрелым.

      Затраты, связанные с улавливанием CO2 на электростанции, составляют примерно две трети затрат на всю цепочку CO2, в то время как транспортировка и хранение составляют примерно одну треть.

      Транспортировка CO2

      CO2 должен транспортироваться от источника CO2 к геологической структуре, где CO2 будет храниться. Эта транспортировка может осуществляться по трубопроводу или по морю. Транспорт - наименее сложный элемент в цепочке выбросов CO2, как с точки зрения технологии, так и с точки зрения возможности оценки реальных затрат. Как бы то ни было, транспортировка CO2 требует значительных ресурсов с точки зрения энергии и затрат. Поскольку CO2 ведет себя по-разному при различных давлениях и температурах, транспортировка должна происходить под контролем, чтобы избежать твердого состояния и последующего засорения труб или оборудования. Выбор транспортного средства будет зависеть от конкретных требований, включая количество источников выбросов, объем выбросов от каждого источника, расстояние от источника до места хранения и объем транспортируемого CO2. При существующей технологии трубопроводный транспорт считается самой простой и наиболее рентабельной альтернативой.

      Хранение CO2

      Существует значительный технический потенциал для хранения CO2 в геологических формациях по всему миру. Кандидатами на такое хранение являются добывающие месторождения нефти и газа, заброшенные месторождения нефти и газа и другие образования. Хранение в резервуарах, которые больше не используются, - хорошее решение с точки зрения геологии; потому что эти структуры, вероятно, станут непроницаемыми после того, как они удерживали нефть и газ в течение миллионов лет. Другие пласты также считаются безопасными альтернативами хранения CO2.

      Натурные испытания на норвежском НПЗ

      На нефтеперерабатывающем заводе в Монгстаде в 2010 году была введена в эксплуатацию новая теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) мощностью 280 МВт электроэнергии и 350 МВт тепла. В рамках соглашения с правительством Норвегии создается полномасштабная установка по улавливанию углерода. Планируется построить НПЗ в Монгстад.

7.14 Очистки сточных вод

      Новые методы для очистки сточных вод рассматривается в Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical Sector [100].

8. Дополнительные комментарии и рекомендации

      Справочник по НДТ подготовлен в рамках государственного задания по бюджетной программе 044 "Содействие ускоренному переходу Казахстана к зеленой экономике путем продвижения технологий и лучших практик, развития бизнеса и инвестиций" в соответствии со статьей 113 Экологического кодекса.

      Разработка справочника по НДТ проводилась группой независимых экспертов, представленной технологами, экологами, специалистами по энергоэффективности и экспертом по финансовому моделированию.

      Дополнительно информация предоставлялась Технической рабочей группой, которая была создана в целях осуществления деятельности по рассмотрению, участию в разработке, доработке проекта справочника по наилучшим доступным техникам приказом председателя Правления НАО "Международный центр зеленых технологий и инвестиционных проектов" №19 - 21П от 25 февраля 2021 года (внесены изменения Приказом №105 - 21П от 26 августа 2021 года). В состав Технической рабочей группы вошли представители субъектов переработки нефти и газа, государственные органы, научные и проектные организации, экологические и отраслевые ассоциации.

      Проведенный комплексный технологический аудит (КТА) – экспертная оценка текущего состояния НПЗ и ГПЗ, позволила определить эффективность управления производством, применяемые средства автоматизации, анализ технологических возможностей, и степень воздействия предприятий на окружающую среду.

      Оценка соответствия критериям НДТ устанавливалась в соответствии с ст.113 Экологического кодекса, директивой 2010/75/ЕС Европейского парламента и Совета ЕС "О промышленных выбросах и /или сбросах (о комплексном предупреждении и контроля загрязнений), а также методологией отнесения к НДТ, отраженной в разделе 2 настоящего справочника по НДТ.

      Были проведены анализ и систематизация информации об отрасли переработки нефти и газа в целом, о применяемых в отрасли технологиях, оборудовании, сбросах и выбросах загрязняющих веществ, образовании отходов производства, других факторов воздействия на окружающую среду, энерго- и ресурсопотреблении с использованием литературных данных, изучения нормативной документации и экологических отчетов.

      На основе шаблонов анкет КТА проводилось анкетирование предприятий нефти и газа. Итоги анализа, поступивших от предприятий анкет выявили явную недостаточность информации по различным аспектам применения технологий, в том числе по технологическим показателям. Не предоставлялись фактические (замерные) нормализованные показатели по загрязняющим веществам с учетом поправки на содержание кислорода в отходящем газе. По этой причине использовались имеющиеся результаты, предоставленные предприятиями по переработке нефти и газа.

      При разработке справочника по НДТ учтен наилучший мировой опыт и аналогичный и сопоставимый справочный документ Европейского союза по наилучшим доступным техникам "Справочный документ по НДТ для Переработки нефти и газа (Best Available Techniques (BAT) Reference Documentforthe Refiningof Mineral Oiland Gas), официально применяемый в государствах, являющихся членами Организации экономического сотрудничества и развития, с учетом необходимости обоснованной адаптации к климатическим, экономическим, экологическим условиям, топливно-сырьевой базе Республики Казахстан, обуславливающим техническую и экономическую доступность наилучших доступных техник в области применения.

      К перспективным техникам отнесены не только отечественные разработки, но также и передовые технологии, применяемые на практике за рубежом, но до настоящего времени не внедренные в Республике Казахстан.

      По итогам подготовки справочника по НДТ "Переработка нефти и газа" были сформулированы следующие рекомендации, касающиеся дальнейшей работы над настоящим справочником и внедрения НДТ:

      предприятиям нефтепереработки рекомендуется осуществлять сбор, систематизацию и хранение сведений об уровнях эмиссий загрязняющих веществ, в особенности маркерных, в окружающую среду, потребления сырья и энергоресурсов, а также о проведении модернизации основного и природоохранного оборудования, экономических аспектах внедрения НДТ;

      необходимо внедрение автоматизированной системы мониторинга эмиссий в окружающую среду при проведении производственного экологического контроля, которая позволит оценивать фактические замерные данные с учетом поправки на содержание кислорода в отходящем газе.

      при модернизации технологического и природоохранного оборудования в качестве приоритетных критериев выбора новых технологий, оборудования, материалов следует использовать повышение энергоэффективности, ресурсосбережение, снижение негативного воздействия объектов нефтепереработки на окружающую среду.

Библиография

      1. ИТС 30 - 2017 Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Переработка нефти", утвержденный Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 ноября 2017. N 2424.

      2. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (НДТ) для переработки минеральной нефти и газа. Директива о промышленных выбросах 2010/75 / ЕС о комплексном предотвращении и контроле загрязнения, Люксембург: Издательство Европейского союза, 2015.

      3. WRA, Эффективные операции нефтеперерабатывающих заводов в Западной и Центральной Европе. / Улучшение экологических процедур и производства энергии, Вена, Австрия, Honeywell, 1999.

      4. HP, Refining Processes '98, 1998.

      5. UBA Австрия, Состояние дел в нефтеперерабатывающей промышленности с учетом директивы IPPC (Jahrbuch der Europaischen Erdolindustrie), 1998.

      6. Диксон и др., "Использование нитратов для контроля / уменьшения запаха - тематические исследования нефтеперерабатывающих заводов", Личное общение, 2009.

      7. HMIP UK, Нефтяные процессы: переработка нефти и сопутствующие процессы / HMSO, 1995.

      8. Италия, вклад Италии в Главу 4, 2000.

      9. TWG, Комментарии TWG ко второму проекту документа Refineries BREF, 2001.

      10. Галлаунер и др., Современные технологии на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах - Справочные предприятия в Австрии у Umweltbundesamt (Австрия), 2009, С. 79.

      11. FWE, Стратегический обзор сектора нефтеперерабатывающей промышленности / работа Foster Wheeler Energy Ltd. для Агентства по окружающей среде Великобритании, 1999.

      12. Сема, Софрес, Техническая записка о наилучших доступных технологиях по сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающей промышленности. Применение статей 7 и 13 Директивы 84/360 EEC / Отчет для Европейскойкомиссии у 1991 Г., СТр. 135.

      13. CONCAWE, Наилучшие доступные методы сокращения выбросов от нефтеперерабатывающих заводов, 1999.

      14. IFP, Отчеты IFP, 2000, стр. 150.

      15. CONCAWE, Гидроочистка и взаимосвязь между содержанием S в сырье и выбросами SO2 -, 2012.

      16. МРТ, Факторы выбросов, 1997.

      17. TWG, REF BREF TWG - Собранные комментарии к проекту 1 (2010), 2010

      18. Брюхин и др., "Каталитические растворы для выбросов установок FCC", Мировой нефтяной конгресс, 2003.

      19. MCG, Контроль загрязнения нефтяных процессов / March Consulting Group заказала исследование для Департамента окружающей среды (HMIP), 1991.

      20. Дженсен-Холм и др., "Борьба с NOx из источников нефтепереработки с использованием СКВ - контроль загрязнения воздуха, катализаторы и технологии", Hal dor Topsое - 2 -й ежегодный Всемирный саммит и выставка технологий нефтепереработки, 2010, Абу-Даби", 2010.

      21. CONCAWE 6/11, Экономическая эффективность вариантов сокращения выбросов на европейских нефтеперерабатывающих заводах - Отчет CONCAWE 6/11, 2011.

      22. Дживонс и Фрэнсис, Возможные меры контроля еыбросое NOx и SO ^ для существующих крупных точечных источников, 2008.

      23. CONCAWE 4/09, нефтепереработка BREFReview - Пневматические выбросы у 2009.

      24. Янсон, Шведские НДТ, примечания к нефтеперерабатывающим заводам / Шведское агентство по охране окружающей среды, 1999.

      25. UKPIA, Комментарий ассоциации нефтеперерабатывающих заводов Великобритании к первому проекту, 2000.

      26. TWG, Комментарии членов TWG ко второму проекту главы 4 и главы 5.1, 2000.

      27. AL Group, Сектор нефтепереработки, Отчет о контроле NO Технические рекомендации по технологии контроля выбросов, применяемой в Калифорнии / Управление по окружающей среде, воздуху и энергии Министерства окружающей среды, 2001, с. 20.

      28. ЕРА, Информационный бюллетень по контролю за загрязнением воздуха СКВ у 2002.

      29. Ялурис и др., "Достижение сверхнизких выбросов NOx", Catalysts, Vol. Catalagram Europe Fall 2006, 2006, стр. 12 - 19.

      30. Крамер и др., Новая технология открывает возможности для контроля выбросов регенератора FCC", Ежегодное собрание NRPA2009, 2009, Сан-Антонио, Техас.

      31. Вирхейлиг и др., "Роль добавок в сокращении выбросов FCC для соответствия законодательству", Ежегодное собрание NRPA 20 оз, 2003., Сан-Антонио, Техас.

      32. Г ЭЛЛ, Снижение выбросов NOx согласно Федеральной комиссии связи, 2011 г.

      33. TWG FI, REF BREF D2 / Комментарии из Финляндии / FCC DeNox,% снижения, 2012.

      34. Сойер и др., "Альтернативные газоочистители FCC: часть 1", PTQQ3 2009, 2009, стр. 133 - 137.

      35. Конфуорто, "Отчет о вводе в эксплуатацию первого в мире применения технологии LOTOX в FCCU на нефтеперерабатывающем заводе в Техасе", Конференция по охране

      36. Реза СадегбеЙГИ, Справочник по каталитическому крекингу, 2012.

      37. TWG DE, REF BREF D2 / Комментарии из Германии / ИСПЫТАТЕЛЬНЫЙ ЗАПУСК FCC: Влияние ступенчатого изменения воздуха в котле СО на содержание NOx в дымовых газах FCC, 2012.

      38. BARPI, Значительные инциденты со взрывом с участием электропреципитаторов во Франции и других систем фильтрации на международном уровне, Министерство ЭКОЛОГИИ Франции, 2009.

      39. Теберт И др., Лучшие доступные технологии на нефтеперерабатывающих заводах в Германии, ОКОПОЛ, 2009.

      40. Окопол, Отчетное распределение суточных значений выбросов пыли в результате непрерывного мониторинга немецкой FCC, оснащенной ЭСФ - Oekopol 2012, 2012.

      41. VDI, Контроль выбросов от нефтеперерабатывающих заводов / VDI / UBA, 2000.

      42. Перни с, Экологический отчет 1998., Техническая информация завода, 1999.

      43. СОМ, "Связь EIPPCB с нефтеперерабатывающим заводом ORL в Хайфе (Израиль)", Персональное сообщение, 2012.

      44. Гленни и др., "ВР Australia GSS 3 -я ступенчатая система фильтров для снижения выбросов дымовых газов от RCCU", PERS2008, 2008, NICE, Франция.

      45. Ф и др. SOx РЕКУПЕРАЦИЯ- Проект Доклад персонала, Калифорния South Coast Air район управление качество, 2009.

      46. Робертс и др., "Добавки, снижающие выбросы SOx для FCC - Результаты испытаний, представленные компаниями-членами CONCAWE (декабрь 2009.)", Perso nal Communication, 2009.

      47. ALBERMARLE, SO ^ восстанавливающая добавка к катализатору, 2008.

      48. Сабо И др., Оценка вариантов технологий контроля для нефтеперерабатывающих заводов в Среднеатлантическом регионе, Среднеатлантическая региональная ассоциация управления ВОЗДУШНЫМИ ПОТОКЭМИ (MIRAMA), 2007.

      49. Конфуорто, Контроль выбросов дымовых газов установки FCC с помощью скрубберов-Ве1со, 2000.

      50. Гилберт, Комментарии французского члена TWG к первому проекту, 2000.

      51. Переработка углеводородов, Переработка углеводородов, 2011.

      52. Агентство по охране окружающей среды Ирландии, Руководство BATNEEC. Класс 9.3. Переработка нефти или газа. Проект 3, 1993.

      53. VROM, Голландские заметки о НДТ для нефтеперерабатывающих заводов / Министерство жилищного строительства, территориального планирования и окружающей среды (VROM) - Управление по воздуху и энергетике - инженеры и конструкторы Raytheon, 1999.

      54. TWG DE, TWG 2012 DE, комментарий по D2 / SNCR на двух декарбонизаторах, 2012.

      55. СОМ, посещение нефтеперерабатывающего завода в Великобритании. Отчет EIPPCB, Европейская КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2011 Г.

      56. MHF Services, Сжигание шлама в многоподовой печи, 2001.

      57. Позо, Комментарии к главе первого проекта об отсроченном коксовании, 2000.

      58. Каналес, Комментарии члена TWG от Испании к первому проекту, 2000.

      59. Балик и др., Определение вариантов предотвращения загрязнения для нефтеперерабатывающего завода / Обзор предотвращения загрязнения, 1991 г.

      60. Shawcross, Информация о процессах коксования, кальцинирования и этерификации - Conoco, 2000.

      61. REF TWG 2010, Комментарии TWG 2010 к обзору DRAFT 1 BREF, 2010.

      62. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным методам (ВАТ) для промышленных систем охлаждения (ICS BREF) Европейская комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2001.

      63. Блумколк и др., "Альтернативные конструкции для использования охлаждающей воды в обрабатывающей промышленности: минимизация воздействия на окружающую среду от систем охлаждения / Journal for Cleaner Production", 1996, стр. 21 - 27.

      64. Нойес, Руководство по технологиям переработки нефти / предотвращения загрязнения, Милл-Роуд, Парк-Ридж, Нью-Джерси, Публикация Нойес, 1993.

      65. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным методам (ВАТ) для энергоэффективности (ENE BREF) у Европейская КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2009.

      66. ECN, ECN, Центр энергетических исследований Нидерландов - примечания к BREF LCP, 2012.

      67. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (НДТ) на крупных установках сжигания (LCP BBEF), Европейская комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

      68. CONCAWE, Параметры окружающей среды нефтеперерабатывающих заводов, относящиеся к BREF, для водных сбросов с нефтеперерабатывающих заводов в Европе у 2010, СТр. 51.

      69. BMUJF, Emissionsbegrenzung und Anwendungsbereich von stat. Моторен, 1999.

      70. HMIP UK, НПЗ Великобритании "отстают" в области борьбы с загрязнением/Отчет ENDS, 2000.

      71. Адеме, Международная конференция по промышленному загрязнению атмосферы. Конференция NO / Международная конференция по промышленному загрязнению атмосферы. Контроль выбросов NO хи N 10: панель имеющихся методов, Париж, 2001.

      72. TWG CONCAWE, Дополнительные данные мониторинга нефтеперерабатывающих заводов, 2012.

      73. Кьеза и др., "Использование водорода в качестве топлива для газовых турбин, журнал инженеров для газовых турбин и энергетики американского общества машиностроителей", 2003.

      74. G. Electric, Топливо LHV диапазон и типы камер сгорания, 2012.

      75. Сименс, Промышленные газовые турбины – Полный ассортимент продукции от 5 до 50 мегаватт, 2012.

      76. JEA, Анализ наилучших доступных технологий управления для JEA - Энергетический центр Гренландии, энергоблоки 1 и 2, турбины с комбинированным циклом сжигания, 2008.

      77. Power, технология контроля выбросов SCONOx, 2000.

      78. Мейерс, Справочник по процессам нефтепереработки / McGraw-Hill, США, 1997.

      79. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (ВАТ) для производства больших объемов неорганических химикатов - аммиака, кислот, удобрений (LVIC-AAF BREF) у Европейская КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2007.

      80. СОМ, Справочный документ по общим принципам мониторинга (MONREF) у Европейская КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2003.

      81. Генеральный директор по окружающей среде, Что такое Emas, 2010.

      82. ISO, Технический комитет 207, 2010.

      83. ISO, ISO 14001: 2004, 2004.

      84. Per. 1221 /, Регламент (ЕС) № 1221/2009 Европейского парламента и Совета от 25 ноября 2009 о добровольном участии организаций в схеме экологического менеджмента и аудита Сообщества (EMAS), отменяющий Регламент (ЕС) № 761 / 2001 и решения Комиссии 2001/681 / ЕС и 2006/193 / ЕС ", официальный журнал Европейского союза, Vol. Л 342, 22.12.2009, 2009, с. 1 - 45.

      85. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным методам (ВАТ) для нефтеперерабатывающих и газовых заводов (REFBREF) у Европейская КОМИССИЯ, JRC IPTS EIPPCB, 2003.

      86. COM, Re фи Нерисайт визит в Бельгию. Отчет EIPPCB у 2010.

      87. CONCAWE, Применение пузыря нефтепереработки, 2011.

      88. CONCAWE, Мониторинг пузырьковых выбросов нефтеперерабатывающих заводов, 2011.

      89. Франция, Определение пузыря нефтепереработки, 2010.

      90. Вклад Франции В TWG (пункт 4), Управление нефтеперерабатывающим заводом для предотвращения выбросов загрязняющих веществ в неблагоприятных условиях (2 примера) у 2009.

      91. ИНЕРИС, Католическая защита, 2008.

      92. ЕЭК ООН, Целевая группа по сокращению выбросов ЛОС в нефтегазоперерабатывающей промышленности / DFIU-IFARE, 1998.

      93. COM, Справочный документ no наилучшим доступным методам (BAT) по выбросам из хранилищ (EFSBREF), Европейская комиссия, JRCIPTS EIPPCB, 2006.

      94. API, Руководство по эталонам для нефтепродуктов. Глава 19: Измерение потерь на испарение, Раздел 1: Потери на испарение из резервуаров с неподвижной крышей у 2002.

      95. КОНКАВЕ, Комментарии Конкаве к первому проекту, 2000.

      96. Мандуцио, Комментарии итальянского члена TWG к первому проекту, 2000.

      97. Кроутер, Низкотемпературные газы окисления NO ^-ВОС, 2001.

      98. ЕРА, Информационный бюллетень по контролю за загрязнением воздуха SNCRy 2002.

      99. Тайеб Джавед И др., Контроль оксидов азота, образующихся при сгорании, путем селективного некаталитического восстановления, 2006.

      100. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным методам (НДТ) в Общих системах очистки и управления сточными водами и отходящими газами в химическом секторе (CWW BREF), Европейская комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2003.

      101. Экер, Современное состояние нефтеперерабатывающих заводов, сосредоточенное на директиве IPPC - Umweltbundesamt, Австрийское агентство по окружающей среде, 1999.

      102. UBA, Немецкие комментарии по НДТ в нефтеперерабатывающей промышленности.

      103. Винтер, комментарии австрийского члена TWG к первому проекту, 2000.

      104. БОНГ-Джо Сун И Др., Сбор мелких частиц с использованием электростатического осадителя, оснащенного электростатическим флокирующим фильтром в качестве собирающего электрода, 2006.

      105. Критерий "Меньше топлива - меньше огня - меньше загрязнения - использование низкотемпературных катализаторов остаточных газов и каталитическое сжигание на серных заводах", 2006.

      106. IMPEL Network, Диффузные выбросы ЛОС, 2000.

      107. ESA, Технология уплотнения: инструкции по НДТ, Европейская ассоциация уплотнений, 2005., стр. 71.

      108. CONCAWE, Обзор Refining BREF- выбросы в атмосферу, 2009.

      109. Агентство по охране окружающей среды США, "Международный семинар Агентства по охране окружающей среды США 2006 г. по неорганизованным потерям ЛОС: новые мониторы, ПОТерИ ВЫбрОСОВ И потенциальные пробелы В политике", Международный семинар Агентства по охране окружающей среды США 2006, 2006.

      110. Радд и др., "Меры по сокращению выбросов ЛОС во время погрузки и разгрузки судов в ЕС", личное сообщение, 2001.

      111. ENTEC, Оценка выполнения Директивы по ЛОС, этап 1 1994/63/ЕС, 2009.

      112. TWG CONCAWE, CONCAWE Комментарии к разделу VRU в REF BREF, 2012.

      113. SFT, Выбросы в атмосферу от факельного сжигания, 2009.

      114. TWG IT, Пересмотренный вклад Италии по установке Gela SNOX, 2012.

      115. DI PISA et al., "Технология очистки дымовых газов SNO ^для котлов, сжигающих нефтяной кокс - опыт почти 9 лет непрерывной эксплуатации", 2008 г., Рио-де-Жанейро, 28 - 30 мая 2008.

      116. TOPSOE, "Технология SNO ^для очистки дымовых газов от сжигания нефтяного кокса и нефтяных остатков с высоким содержанием серы", Личное сообщение, 2006.

      117. 2008 Reilning Process Handbook 'SNO ^технология для очистки дымовых газов сгорания', Углеводородный Processing - 2008 Be финин Process Handbook, 2008.

      118. Hydrocarbon Processing, "Environmental Processes '98", Hydrocarbon Processing, 1998, с. C 71 no 118.

      119. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным методам (ВАТ) для сжигания отходов (WI BREF), Европейская Комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

      120. СОМ, Справочный документ по наилучшим доступным технологиям (ВАТ) для предприятий по переработке отходов (WTBREF), Европейская комиссия, JRC IPTS EIPPCB, 2006.

      121. Деккере, Комментарии голландского члена TWG к первому проекту, 2000 г.

      122. Станислаус и др., "Последние достижения в науке и технологии производства дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы (ULSD)", 2010 г.

      123. ExxonMobil Research and Engineering, "Технология производства бензина из метанола", Митч Хиндман, 2013., Анкоридж, Аляска, США.

      124. Steinberg et al., "Очистка остаточной нефти с помощью процесса Hydrocarb", 1992, стр. 8.

      125. Exxon Mobil Research and Engineering, Адсорбция при быстром цикле переключения давления (RCPSA), 2010.

      126. Санитарные правила "Санитарно-эпидемиологические требования к водоисточникам, местам водозабора для хозяйственно-питьевых целей, хозяйственно-питьевому водоснабжению и местам культурно-бытового водопользования и безопасности водных объектов", утверждҰнные приказом Министра здравоохранения Республики Казахстан от 20 февраля 2023 года № 26

      127. Методика определения нормативов эмиссий, в окружающую среду, утвержденной приказом министра экологии, геологии и природных ресурсов РК от 10 марта 2021г. № 63.

      ___________________________

      Приложение к справочнику по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа"


      Экономический анализ НДТ 71 (i) "Использование альтернативных видов топлива (газ)" (частичное замена жидкого топлива газообразным топливом)

      Использование газообразного топлива, имеющего более высокую калорийность по сравнению с жидким топливом, дает возможность уменьшить расход топливо в натуральном выражении, что соответственно позволяет значительно (до 50 %) уменьшить расход денежных средств на сжег.

      Требуемые инвестиции: нет необходимости (частичное влияние на тех. процесс установок с целью выработки топлива)

      Экономическая выгода: ожидается за счет снижения расходов на топливо.

      Экономический расчет проведен на примере установки ЛК- 6у С- 100 ЭЛОУ-АТ

     


      Были проведены расчеты, где соотношение газа и мазута менялось от 20/80 до 50/50. Ниже показан пример расчета с соотношением 50/50.

     



      Итоги расчетов приведены ниже.

     


      *по ценам на 2021 год


      Вывод: предложенная НДТ считается "доступной" - не требует инвестиционных вложений, при этом снижается затраты на топливо от 58 млн. до 2,3 млрд. тенге в зависимости от соотношения газа и мазута по ценам на 2021 год.


      ___________________________