Об утверждении справочника по наилучшим доступным техникам "Переработка нефти и газа"

Новый

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