/
Теги: технология минеральных масел технология нефти и аналогичного сырья технология топлива
ISBN: 5-7245-1198-3
Похожие
Текст
\
УДК 665.63; 571 (075.8)
ББК 35.514 (я73)
А 168
Рецензенты:
1. Кафедра охраны окружающей среды н рационального использова-
ния природных ресурсов Уфимского технологического института
сервиса.
2. Д-р техн, наук, проф. Уфимского технологического института сер-
виса Ф. Р. Исмагилов,
3. Д-р техн, наук, проф. Уфимского государственного нефтяного
технического университета С. А. Ахметов.
Абросимов А. А.
А 168 Экология переработки углеводородных систем; Учебник /
Под ред. д-ра хим. иаук, проф. М. Ю. Доломатова, д-ра техн, наук,
проф. Э. Г. Теляшева.— М.: Химия, 2002.— 608 с.: ил.
ISBN 5-7245-1198-3
Предлагаемая книга посвящена актуальным вопросам экологии пере-
работки углеводородных систем. Рассмотрены экологические аспекты про-
изводства и применения нефтепродуктов. Приведены примеры по управле-
нию качеством окружающей среды путем совершенствования технологии,
систем контроля и менеджмента. Представлены экологически перспектив-
ные направления переработки углеводородных систем. Книга рекомендо-
вана в качестве учебника для студентов и аспирантов химико-технологи-
ческих специальностей вузов. Материалы книги могут быть полезны для
специалистов в области переработки нефти, нефтехимии, экологии и про-
мышленной безопасности.
Табл. 173. Ил. 86. Библиогр.: 140 назв.
УДК 665.63; 571 (075.8)
ББК 35.514 (я73)
Abrosimov А. А.
А 168 Ecology of Hydrocarbon Material Processing: Textbook / Edited
by M. Yu. Dolomatov, Professor, Doctor of chemical sciences
and E. G. Telyashev, Professor, Doctor of technical sciences. — Moscow:
Publishing House Chemistry, 2002.— 608 p.: il.
The content of the book is dedicated to the actual issues of the environmental
protection of operations for processing hydrocarbon material. The ecological factors
in relation to the production and application of oil products are considered. Examp-
les of the environment quality control by developing the technology, the control and
management systems are quoted. The ecologically perspective trends in oil refining
operations are presented. The book is intended for use as the guide with students and
post-graduate students that acquire specialities of chemists and refinery engineers
at the educational establishments. The materials of the book can be useful to specia-
lists engaged in the sphere of oil supplying, petrochemical processing, oil refining,
ecology, and industrial safety.
Tables 173, illustrations 86, bibliogr. 140.
ISBN ISBN 5-7245-1198-3
© А. А. Абросимов, 2002
Оглавление
Предисловие автора.................................... 7
Предисловие редакторов................................ 9
Введение. Экологические проблемы переработки углеводо-
родных систем........................................ 11
Глава 1. Основные понятия экологии переработки угле-
водородных систем.................................... 14
1.1. Нефтяные ресурсы и тенденции развития нефтепере-
работки и нефтехимии............................. 14
1.2. Некоторые понятия общей экологии............ 27
1.3. Основные факторы отрицательного влияния углево-
дородных систем на окружающую среду.............. 30
1.4. Особенности воздействия на окружающую среду
продуктов сгорания углеводородных систем......... 35
1.5. Краткая характеристика нефтяных углеводородных
систем . ... t ............................. 37
1.6. Физико-химические характеристики нефтяных угле-
водородных систем................................ 40
1.7. Методы исследования состава углеводородных
систем.......................................... 46
1.8. Общая характеристика нефтепродуктовых углеводо-
родных систем.................................... 52
1.9. Характеристики токсичности и пожаровзрывоопас-
ности углеводородных систем...................... 58
1.10. Переработка углеводородных систем и экология ме-
гаполисов ........................................ 63
Литература к главе 1................................. 69
Глава 2. Взрывы и пожары, их прогнозирование. Пути уп-
равления пожаровзрывобезопасностью при пере-
работке углеводородных систем........................ 72
2.1. Актуальность проблемы пожаров и взрывов при пе-
реработке углеводородных систем.................. 73
2.2. Опасности аварий, пожаров и взрывов при перера-
ботке и хранении углеводородных систем........... 78
2.3. Энергетический потенциал предприятия и уровень
опасности........................................ 84
2.4. Риск и вероятности аварийных ситуаций....... 93
2.5. Моделирование аварийных ситуаций. Расчет и про-
гнозирование параметров загазованности территории
открытых технологических установок...............134
2.6. Характеристики ударных волн и зон разрушений
при взрывах топливно-воздушных смесей.......... . . 146
2.7. Пути повышения уровня экологической безопасности . . . 170
Литература к главе 2................................ 183
Глава 3. Мониторинг окружающей среды при переработке
углеводородных систем.................................185
3.1- Общие принципы организации систем мониторинга
на производствах по переработке углеводородных
систем.......................................... 185
3.2. Цели и задачи мониторинга воздушного бассейна.
Особенности мониторинга загрязнения атмосферы
при переработке углеводородных систем.............192
3.2.1. Классификация источников выбросов вредных
веществ и характеристика основных загрязни-
телей атмосферы............................... 199
3.2.2. Методы анализа загрязнителей воздушной
среды......................................... 209
3.2.3. Аналитические комплексы и системы в мони-
торинге воздушного бассейна....................215
3.2.4. Нормирование выбросов углеводородов....218
3.2.5. Анализ состояния воздушного бассейна в рай-
оне расположения предприятий...................222
3.2..' 6. Характеристика технологических и вспомога-
тельных производств как источников загряз-
нения атмосферы............................ 225
3.2.7. Сети наблюдений за воздушной средой....227
3.2.8. Динамические наблюдения за состоянием ат-
мосферы .......................................236
'3.2.' 9. Мероприятия по снижению экологической на-
грузки на воздушный бассейн....................245
3.3. Мониторинг/водного бассейна.. . - . ....... 270
3.3.1. 'Стоки предприятий как источники загрязне-
ния ...............................-...........272
3.3.2. Технологии очистки стоков............ 282
.3.3.3. Обработка шламов и осадков нефтеперера-
ботки .................................. 295
3,3.4. Комплексные схемы обработки сточных вод . . . 301
3.3.5. Рациональные схемы водоснабжения и кана-
лизации .......................................308
3.4. Загрязнение и мониторинг литосферы...........313
3.5. Биологический мониторинг окружающей среды .... 318
3.6. Разработка автоматизированных систем мониторинга
для предприятий нефтепереработки и нефтехимии . . . 322
3.6.1. Особенности размещения и оптимизация по-
стов наблюдения................................323
3.6.2. Особенности информационных систем мони-
торинга выбросов...............................332
3.6.3. Основные требования к созданию системы
автоматизированного мониторинга водного
бассейна.......................................336
Литература к главе 3..................................339
Глава 4. Производство углеводородных систем с улучшен-
ными экологическими характеристиками ..............341
4.1. Загрязнение окружающей среды при эксплуатации
моторных топлив...................................341
4.2. Производство бензинов с улучшенными экологиче-
скими характеристиками............................351
4.3. Улучшение экологических характеристик моторных
топлив присадками.................................363
4.3.1. Антидетонационные присадки.............365
4.3.2. Антиокислительные присадки.............368
4.3.3. Моющие, антидымные, антинагарные и анти-
обледенительные присадки.......................370
4.4. Технологические процессы переработки углеводо-
родных систем, улучшающие экологические качества
бензинов..........................................381
4.4.1. Реформулированные моторные топлива.....381
4.4.2. Каталитический риформинг...............384
4.4.3. Изомеризация углеводородов фракции С5-С6 . . . 391
4.4.4. Организация производства товарных бензинов
с улучшенными экологическими характеристи-
ками ..........................................395
4.5. Реактивное топливо...........................400
4.6. Дизельные топлива с улучшенными экологическими
характеристиками..................................406
4.6.1. Загрязнение окружающей среды при исполь-
зовании дизельных топлив.......................407
4.6.2. Характеристики отечественных и зарубежных
дизельных топлив...............................409
4.6.3. Гидрокаталитические процессы переработки
углеводородных систем, улучшающие эколо-
гические качества дизельных топлив.............418
4.6.4. Присадки к дизельным топливам..........423
4.7. Котельные топлива с улучшенными экологическими
характеристиками..................................430
4.8. Альтернативные виды моторных топлив..........438
4.9. Интенсификация технологических процессов перера-
ботки углеводородных систем с целью повышения про-
мышленной и экологической безопасности производств . . . 444
4.10. Рациональные направления переработки углево-
дородных газообразных систем......................453
4.11. Экологически эффективные технологии переработки
остаточных фракций в битумы.......................468
Литература к главе 4.................................484
Глава 5. Управление качеством окружающей среды, про-
мышленной н экологической безопасностью при
переработке углеводородных систем....................486
5.1. Автоматизированная система управления производ-
ством ...........................................488
5.2. Автоматизированная система управления технологи-
ческими процессами...............................491
5.3. Правовое обеспечение охраны окружающей среды
и промышленной безопасности при переработке
углеводородных систем............................497
5.4. Управление качеством окружающей среды, промыш-
ленной и экологической безопасностью процессов
при переработке углеводородных систем............522
5.5. Перспективы дальнейшего развития и повышения
экологического уровня в нефтеперерабатывающей
и нефтехимической промышленности России..........539
Литература к главе 5.................................543
Список сокращений....................................547
Приложение 1. Физико-химические характеристики нефтей
новых месторождений..................................552
Приложение 2. Физико-химические методы контроля каче-
ства углеводородных систем...........................568
Приложение 3. Анализ аварий, пожаров и взрывов на объек-
тах нефтепереработки и нефтехимии....................589
Приложение 4. Нормативно-правовые документы по охране
окружающей среды, промышленной и эколо-
гической безопасности............................... 596
Об авторе............................................609
Предисловие автора
Техносфера является постоянным, источником угроз, которые
могут иметь серьезные последствия для человечества. Переработка
и использование в хозяйственной деятельности углеводородных
систем (нефти, нефтепродуктов, топлив и др.) являются одними
из факторов глобального загрязнения окружающей среды на Зем-
ле. Техногенную опасность со стороны нефтеперерабатывающих
и нефтехимических объектов следует учитывать при разработке
технологий, которые должны отвечать стратегическим требова-
ниям энергетической, экономической и экологической безопас-
ности. Это неудивительно, так как наблюдаемая тенденция после-
довательного увеличения удельного веса углеводородных систем
в мировом экономическом балансе — сложившаяся закономер-
ность, и в обозримой перспективе эта закономерность сохранится.
Для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышлен-
ности характерна высокая энергонасыщенность. Так, типовой неф-
теперерабатывающий завод топливно-нефтехимического профиля
в зависимости от производительности по сырью сосредотачивает
на своей территории запас углеводородного топлива, эквивалент-
ный 2-5 Мт тротила. Ежегодно на предприятиях происходят ава-
рии, материальный ущерб от которых исчисляется сотнями милли-
онов долларов. Современные технологии ведут к экологическим
кризисам и катастрофам, если не изменить подход к эксплуатации
имеющихся и к проектированию новых производств. Пока негатив-
ные изменения экосистем не приняли глобальный необратимый
характер необходимо проникновение в сознание людей новой
идеологии — нормативного потребления окружающей среды,
создание и внедрение систем безопасности и управления качеством
окружающей среды. Это особенно актуально для России, так как
на отечественных объектах по переработке углеводородных систем
отсутствуют надежные системы предотвращения и локализации
аварийных ситуаций. Продукты переработки углеводородных сис-
тем в процессе их использования оказывают серьезное влияние
на качество жизни человека. Так, например, выбросы в атмосферу
от автотранспорта составляют до 90% от общего загрязнения и
в значительной степени зависят от качества применяемых топлив.
Решение проблемы снижения технической нагрузки при пере-
работке углеводородных систем и использовании выработанной
продукции требует специальных экологических знаний по всему
циклу, включающему хранение, переработку, организацию выпус-
ка и применения продукции. Поэтому в учебнике раскрыта инфор-
мация, которая необходима для управления экологической и про-
мышленной безопасностью опасных производств и показана высо-
кая экономическая эффективность от решения экологических про-
блем за счет внедрения новых технологий, систем мониторинга
и контроля.
Учебник написан на основе фундаментальных научных иссле-
дований и опыта внедрения передовых экологически прогрессив-
ных технологий. Первая глава содержит популярное введение
в проблему промышленной экологии углеводородных систем.
Вторая глава посвящена защите соответствующих предприятий
от пожаров и взрывов и управлению безопасностью в этом аспекте.
В третьей главе проанализированы проблемы и системы монито-
ринга окружающей среды. В четвертой главе рассмотрены прогрес-
сивные технологии производства и модификации топлив и других
продуктов переработки углеводородного сырья. В пятой главе
приведены данные по новому направлению в промышленной эко-
логии и технологии — управлению качеством окружающей среды
и вопросам совершенствования промышленной и экологической
безопасности.
Книга рекомендована инженерам, ученым и руководителям
производств, студентам и аспирантам химико-технологических
и экологических специальностей вузов, специализирующимся
по нефтепереработке, нефтехимии и нефтепродуктообеспечению.
А. А. Абросимов
Предисловие редакторов
Переработка и хозяйственное применение углеводородных
систем определяют облик современной цивилизации. Производства
по переработке углеводородных систем играют ключевую роль
в мировом топливно-энергетическом комплексе и нефтехимии.
Рост производственных мощностей переработки приводит к огром-
ной материальной и энергетической нагрузке на окружающую сре-
ду и человека. По некоторым данным в российской нефтеперераба-
тывающей промышленности “выбрасывается” в атмосферу около
0,45% перерабатываемого сырья, в то время как на Западе — 0,1%.
Со сточными водами нефтеперерабатывающих предприятий в во-
доемы поступает значительное количество нефтепродуктов, суль-
фидов, хлоридов, соединений азота, фенолов, солей тяжелых
металлов, взвешенных веществ и др. На нефтеперерабатывающих
заводах (НЦЗ), нефтебазах происходит загрязнение почвенного
слоя нефтепродуктами на значительную глубину, а в подпочвен-
ных горизонтах образуются линзы нефтепродуктов, которые
с грунтовыми водами могут мигрировать, загрязнять окружающую
среду и создавать аварийные ситуации. На предприятиях неф-
теперерабатывающей промышленности ежегодно образуется
до 1,6 млн. т жидких и твердых отходов, из которых 80% пере-
рабатывается непосредственно на предприятиях, а часть переда-
ется в другие отрасли. На очистных сооружениях скопилось
до 8,35 млн. т избыточного биологически активного ила. Одним
из основных твердофазных отходов являются кислые гудроны.
В России ежегодно получают -300 тыс. т кислых гудронов, сте-
пень использования которых не превышает 25%. Распространен-
ным видом отходов являются нефтяные шламы, выход которых
составляет 7 кг на 1 т перерабатываемой нефти. Несмотря на это,
до сегодняшнего дня соответствующая учебная литература, посвя-
щенная всестороннему анализу влияния процессов переработки
углеводородов на природу и человека, отсутствовала в России
и за рубежом.
Автором учебника впервые рассмотрены глобальные проблемы
управления качеством окружающей среды нефтехимических
и нефтеперерабатывающих производств. Показано влияние пере-
работки углеводородных систем на безопасность жизнедеятель-
ности человека и экологическую обстановку, связанную, с одной
стороны, с выбросами вредных веществ, а с другой — с экстре-
мальными ситуациями, к которым относятся аварии, взрывы,
пожары. Автор не ограничивается экологическим приложением,
а предлагает новую идеологию решения технологических проблем,
прежде всего через экологию, и анализирует новые экологически
эффективные технологии переработки углеводородных систем.
На примере нефтехимических и топливных производств показаны
пути решения сложнейших проблем, снижения загрязнения,
уменьшения опасности пожаров и взрывов, связанных с нахожде-
нием большинства предприятий нефтепереработки и нефтехимии
в крупнейших мегаполисах России. Анализ конкретных произ-
водств и установок не случаен, так как автор не только известный
ученый, но и производственник, который в своей практической
деятельности осуществляет внедрение новых технологий и передо-
вых систем мониторинга и контроля окружающей среды.
Книга может быть рекомендована студентам химико-техноло-
гических и экологических специальностей вузов, особенно буду-
щим специалистам по технологии топлив, переработке нефти, неф-
техимии и промышленной экологии. Кроме того, книга будет
полезна аспирантам, ученым, специалистам, всем, кто связан
с проблемами промышленной экологии. Отдельные части книги мо-
гут быть использованы как хорошие справочники для специалистов
в области переработки углеводородных систем.
Доктор химических наук,
профессор М. Ю. Доломатов
Доктор технических наук,
профессор Э. Г. Теляшев
Введение
Экологические проблемы
ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Интенсивное развитие процессов переработки углеводородного
сырья — нефтей, природных и попутных газов и газоконденсатов,
твердого топлива поставило перед человечеством глобальные соци-
ально-экологические проблемы, связанные с промышленной
безопасностью, защитой окружающей среды и, в первую очередь,
самого человека как субъекта экосистемы, взаимодействующего
с природой. Состояние природной среды, обеспеченность ее ресур-
сами становятся неотъемлемыми показателями уровня жизни;
необходима сбалансированная политика добычи углеводородного
сырья, его переработки и потребления, поскольку нефти, нефте-
продукты, природные и попутные газы, газы технологических ус-
тановок и т. д. являются многокомпонентными системами, в кото-
рых системообразующими компонентами являются углеводороды.
В дальнейшем мы будем говорить о переработке углеводородных сис-
тем. Нефтяные и газовые месторождения открыты в 90 странах мира.
К настоящему времени человечество переработало более 90 млрд, т
нефти. По данным Oil & Gas Journal на 1.01.2001 г. в мире рабо-
тало 742 нефтеперерабатывающих завода общей мощностью
4077,49 млрд, т нефти в год или 81251590 баррелей в сутки. Сред-
няя мощность одного НПЗ составляет 5,48 млн. т/год. Потребле-
ние углеводородного сырья в развитых странах увеличивается
в геометрической прогрессии. Так, за последние 25-30 лет исполь-
зовано столько же топливно-энергетических ресурсов, сколько
за всю предыдущую историю человечества, причем 3/4 из них
приходится на долю нефти и газа, что, безусловно, приводит
к ухудшению среды обитания человека.
Россия, в которой проживает 2,8% населения и которая зани-
мает 12,8% территории нашей планеты, располагает значительны-
ми в мировом масштабе природными ресурсами углеводородного
сырья (табл. 1).
Переработка имеющихся углеводородных ресурсов для нужд
энергетики, химической и нефтехимической промышленности Рос-
сии в ближайшие десятилетия останется перспективной.
Таблица 1
Ресурсы основных энергоносителей н источников
углеводородного сырья в России
Вид углеводо- родного сырья Разведанные запасы Доля мировых ресурсов в % Объем ежегодной добычи
Нефть 7 млрд, т 5 300 млн.т
Природный газ 236 трлн, м3 34 600 млрд, м3
Уголь 5,3 трлн, т 20% каменный
уголь 300 млн. т
32% бурый уголь
Основным источником углеводородного сырья и основным
энергоносителем в России является нефть. Темпы развития нефтя-
ной промышленности в бывшем Советском Союзе не имели анало-
гов в мире, ежегодный прирост добычи нефти в течение двух пос-
ледних десятилетий составлял 20-25 млн. т. Так, в 1987 г. было
добыто 624 млн. т нефти, в т. ч. в России (на долю которой прихо-
дилось более 90%) — 570 млн. т. В настоящее время добыча нефти
в России находится на уровне ~ 300 млн. т в год. Причины такого
падения добычи нефти известны и широко обсуждались в печати.
Нефтяная промышленность России унаследовала наращивание
добычи нефти без должного учета последствий для промышленной
и экологической безопасности.
Большую опасность для окружающей среды представляют
выбросы нефтяных углеводородов и разливы нефти (на каждый
км2 в зоне месторождений и трасс нефтепроводов приходится
до 0,02 т разлитой нефти в год). Кроме того, обостряются гумани-
тарные проблемы. Особенно остро загрязнение окружающей среды
сказывается на малых народах в местах нефтедобычи и нефтепере-
работки. Экологические проблемы, имеющие глобальный соци-
альный характер, наиболее ярко проявились в нефтеперерабатыва-
ющей отрасли. При этом следует отметить, что нефтеперерабаты-
вающая промышленность использует в производстве невозобновля-
емые сырьевые источники, что приводит к дополнительному
нагреву поверхности атмосферы Земли, развитию парникового эф-
фекта, уменьшению озонового слоя, предохраняющего биосферу
Земли от поступления дополнительной солнечной энергии. Реше-
ние этой проблемы требует в первую очередь углубления перера-
ботки нефти, что приведет к рациональному ее использованию и
улучшению состояния природной среды. Добыча нефти должна
находиться на уровне перспективного потребления нефтепродук-
тов и экспорта нефти. Средняя глубина переработки нефти на рос-
сийских нефтеперерабатывающих заводах составляет около 65%
(для сравнения на НПЗ США — 90-98%). Доказано, что инвести-
ции в углубление переработки нефти в 5-7 раз эффективнее инвес-
тиции в новые месторождения, что является одним из путей пре-
дотвращения глобальной катастрофы. НПЗ России находятся
в плохом техническом состоянии и имеют высокую степень изно-
шенности оборудования.
Вопросы:
• В чем заключается экологическая угроза процессов перера-
ботки углеводородного сырья?
• Как уменьшить масштабы экологической катастрофы, обус-
ловленной деятельностью предприятий по переработке углеводо-
родного сырья?
Глава 1
Основные понятия
ЭКОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
1.1. Нефтяные ресурсы
И МИРОВЫЕ ТЕНДЕНЦИИ
РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ
Специалистами периодически высказываются мнения о сниже-
нии объемов нефтепереработки из-за ограниченности мировых
сырьевых ресурсов, но жизнь постоянно вносит коррективы в дан-
ные специалистов о запасах нефти. Например, в начале века пола-
гали, что запасы нефти составляют 190 млн. т. Мировые ресурсы
нефти по современным данным различных исследований состав-
ляют 196—200 млрд, т условного топлива (у. т.). Условное топливо
используется в мировой энергетике для сопоставления эффектив-
ности различных видов топлив и исчисляется в единицах топлива,
имеющего на 1 кг теплоту сгорания 29,3 МДж. Несмотря на разви-
тие атомной энергетики, в период до 2020 г. вклад нефти в энерге-
тический баланс сократится с 40 до 38%, но нефть останется основ-
ным энергоносителем в мире. В мировой нефтяной экономике
за единицу измерения объема нефти принят 1 баррель (159 л).
Предполагается, что к 2020 г. объем мирового потребления нефти
составит 110 млн. баррелей в сутки, что на 35 млн. баррелей выше
нынешнего уровня.
По данным отчета Министерства энергетики США Interna-
tional Energy Outlook-1999, который охватывает период времени
вплоть до 2020 г., намечается следующая тенденция промышлен-
ного роста (табл. 1.1).
Наблюдается взаимосвязь энергопотребления и общего эконо-
мического развития общества. Такой подход правомерен в отноше-
нии развивающихся стран, где условия промышленного роста
и стандартный уровень жизни для народа еще только создаются.
В странах Европы и Америки, широко применяющих на производ-
стве и в быту энергосберегающие технологии, взаимосвязь между
Тенденция промышленного роста энергетики
Центральная и Южная
Америка 2,9 4,3 5,7 4,3 3,3 4,3 3,3 ‘
* IEO — International Energy Outlook; IEA — International Energy Agency; DRI — Standard & Poor’s DRI; PEL
Petroleum Economics, Ltd; PIRA — Petroleum Industry Research Associates.
Данные приведены в относительных единицах к 1995 г.
Таблица 1.2
Прогнозируемый относительный рост энергопотребления в мире
1995-2020 гг.
Регионы IEO99
Минимальный Наиболее Максимальный
рост вероятный рост рост
Весь мир в целом Индустриально разни- 1,2 2,1 , 2,9
тые страны 0,8 1,2 ! 1,6
Северная Америка 0,9 1,3 1,6
Западная Европа 0,7 1,1 1,5
АТР 0,5 1,0 1,6
Страны бывшего СССР
и Восточной Европы 0,5 1,1 2,4
Бывший СССР 0,2 0,9 2,2
Восточная Европа 1,1 1,7 2,8
Развивающиеся страны 2,2 3,6 4,7
Азия 2,2 3,5 4,5
Китай 2,2 4,1 5,0
Ближний Восток 1,9 3,0 4,2
Африка Центральная н Южная 1,3 2,3 3,2
Америка 2,7 4,3 5,8
темпами экономического роста и потреблением энергии не прояв-
ляется однозначно. Поэтому на практике перерасчет для перехода
от экономики к росту энергетики выполняется с применением сис-
темы специальных коэффициентов. Увеличение энергопотребле-
ния в мире будет в основном зависеть от динамики экономического
роста.
Как следует из табл. 1.2, совокупное мировое потребление
энергии к 2020 г. может возрасти более чем на 50%, достигнув
612 квадрильонов британских тепловых единиц (БТЕ)* в год. При
этом в развивающихся странах энергопотребление и соответствен-
но переработка нефти на НПЗ по топливному варианту будут воз-
растать наибольшими темпами и в 2016-2017 гг. будет достигнут
уровень затрат энергии в индустриально развитых странах. В стра-
нах Восточной Европы, СНГ и России, вслед за общим экономи-
* Британская тепловая единица — 1055,06 Дж
ческим ростом, прогнозируется увеличение энергопотребления по
сравнению с сегодняшним уровнем.
На рис. 1.1-1.4 приведены данные прогноза по росту энерго-
потребления и нефтедобычи в различных регионах и экономичес-
ких системах до 2020 г. Как видно из диаграмм, темпы роста ли-
нейно возрастают. Последнее обстоятельство свидетельствует
о расширении масштабов экологических проблем. В соответствии
с прогнозами, на прирост доли нефти в структуре мирового по-
требления в промышленно-развитых странах приходится около
1/3 ожидаемого общемирового прироста, а среднегодовые темпы
роста потребления нефти не превысят 1%. В результате удельный
вес данной категории стран в мировом потреблении нефти и нефте-
продуктов, составлявший в 1996 г. почти 70%, к 2020 г., вероятно,
будет менее 50% (53-54 млн. баррелей в сутки). Как и прежде,
наиболее динамично спрос на нефть будет расти в США (на 7,5-
8 млн. баррелей в сутки), в то время как в Европе этот показатель
возрастет только на 2,5 млн. баррелей в сутки, а остальной при-
рост придется на долю Японии, Канады, Австралии и Новой Зе-
ландии. Таким образом, добыча нефти и, как следствие, ее перера-
ботка будут сохраняться на высоком уровне в первых двух десяти-
Рис. 1.1. Прогноз потребления энергии в мире при трех сценариях эконо-
мического развития до 2020 г., квадр
кий рост; 2 -- основной сценарий; 3
библиотеи*
„Мозырского АО нпя
I рост
Рис. 1.2. Прогноз потребления энергии по регионам до 2020 г., квадр. БТЕ:
1 — индустриально развитые страны; 2 — развивающиеся; 3 — Восточная
Европа и страны бывшего СССР
летиях XXI века. Это еще более обострит без того сложную эколо-
гическую ситуацию.
Проанализируем основные тенденции развития отечественной
и мировой переработки нефти.
Рис. 1.3. Добыча нефти в мире
Рис. 1.4. Спрос на нефть в индустриально развитых странах мира
К традиционным регионам-лидерам по переработке нефти
относятся Северная Америка, Западная Европа, Восточная Европа
и страны СНГ. В последние годы в мировой нефтеперерабатываю-
щей промышленности наблюдается тенденция к снижению доли
традиционных регионов нефтеперерабатывающей промышленности
и росту доли Азиатско-тихоокеанского региона и стран Ближнего
и Среднего Востока (табл. 1.3). Так, за период 1994-2000 гг. доля
регионов Северной Америки и Западной Европы снизилась с 25,4%
и 19,5% до 24,5% и 17,7% соответственно, а доля Азиатско-тихо-
океанского региона увеличилась с 18,7% до 24,1%.
В переработке нефти (по сравнению с 1989 г.) доля регионов
Северной Америки, Западной Европы, Восточной Европы и стран
СНГ несколько снизилась, а доля Азиатско-тихоокеанского регио-
на возросла с 16,6% до 24,1%, Ближнего и Среднего Востока —
с 6,9% до 7,3%. Территориальные сдвиги, проявившиеся в изме-
нении размещения мощностей по переработке нефти в отдельных
регионах, подтверждаются перераспределением численности НПЗ.
Численность НПЗ в США, Западной Европе, Японии снижается,
что связано с закрытием старых, маломощных, технически отста-
лых заводов и предприятий, расположенных в городской черте.
Таким образом, экологические (загрязнение окружающей среды)
Динамика региональных объемов переработки нефти
и экономические (низкая рентабельность) причины стали основны-
ми при сокращении числа НПЗ в развитых странах.
Среди нефтяных компаний в мире по объему нефтепереработ-
ки (270 млн. т в год нефти) лидируют американские компании
Exxon Corp, и Mobil Corp., которые владеют 44 собственными
НПЗ. В Европе лидером является компания Royal Dutch/ Shell
с объемом переработки 211 млн. т нефти в год. Крупнейшая в ази-
атском регионе Китайская компания Sinopec перерабатывает
125 млн. т нефти в год. Кроме того, в крупных компаниях зачас-
тую реализуется весь цикл передовых нефтяных технологий,
от разведки и разработки месторождений до переработки нефти
и нефтехимии.
Основу нефтеперерабатывающей и нефтехимической промыш-
ленности России составляют 26 крупнейших НПЗ разного профи-
ля: топливного, топливно-масляного, топливно-масляио-нефтехи-
мического. Среди крупнейших средняя мощность одного НПЗ
составляет 9,71 млн. т, средний объем переработанной в 2000 г.
нефти — 6,067 млн. т. Средняя мощность одного российского НПЗ
с учетом мини-НПЗ — 5,59 млн. т в год, средний объем переработки
на одном НПЗ в 2000 г. составил 3,477 млн. т, максимальный —
15,966 млн. т.
Наряду с основными НПЗ имеется ряд нефгемаслозаводов
и мини-НПЗ. Специфика российских НПЗ заключается в удален-
ности от рынков сбыта нефтепродуктов, изношенности произ-
водственных фондов, несоответствии качества нефтепродуктов
международным стандартам, низкой загрузке потенциальных мощ-
ностей и низкой глубине переработки нефти — около 65%.
Мощности процессов нефтепереработки в России и за рубежом
представлены в табл. 1.4, 1.5. Для современной нефтепереработки
характерно развитие процессов по выпуску нефтепродуктов улуч-
шенного качества, что особенно актуально для российских НПЗ.
Характерной чертой последних десятилетий является развитие
нефтехимии в крупнейших нефтяных компаниях. Нефтехими-
ческие комплексы и НПЗ связаны системами продуктопроводов
и имеют общую основу. Во всем мире происходит процесс глобали-
зации нефтяной, нефтехимической и химической промышлен-
ности. Лидерами мировой нефтехимии являются транснациональ-
ные корпорации BASF/Shell, Royal Dutch/ Shell, BP Amoco,
Exxon Mobil, TotalFina Elf, Union Carbite, Dow Chemical и дочер-
ние компании этих гигантов. В табл. 1.6, 1.7 приведены данные
по производству основной крупнотоннажной продукции мировой
и отечественной нефтехимии.
Таблица 1.4
Мощности по первичной переработке НПЗ ведущих стран мира
на 1.01.2001 г.
(по данным Oil & Gas Journal)
Страна Число НПЗ Суммарные мощности по первичной перера- ботке нефти, млн. т/год Средняя мощность одного НПЗ, млн. т/год Доля от мировой переработки, %
Россия 42 271,77 6,47 6,69
США 152 826,93 5,44 2,35
Великобритания И 88,55 8,05 2,18
Италия 17 117,96 6,94 2,90
Франция 13 94,77 7,29 2,33
Германия 17 112,95 6,64 2,78
Япония 35 248,10 7,09 6,11
Всего в мире 742 4062,58 5,48 100,00
Основу нефтехимических производств составляют установки
по производству углеводородных газов — этилена, пропилена, бу-
тана, а также комплексы по производству ароматических углево-
дородов — бензола, ксилолов и т. д. В состав нефтехимических про-
изводств входят также производства кислородсодержащих веществ —
спиртов, эфиров (метил-ягреяг-бутилового и др.) и т. д. Важное
место в структуре нефтехимических производств занимают произ-
водства высокомолекулярных соединений: полиэтилена, полипро-
пилена.
Мировая нефтехимия развивается опережающими темпами по
сравнению с остальными отраслями экономики; себестоимость
нефтехимической продукции снижается, несмотря на рост цен на
нефть. Это достигается за счет внедрения новых технологических
процессов и оптимизации существующих, энергоемкость которых
снижена на 30-40%.
Сложная ситуация с нефтехимическими производствами
наблюдается в России. Несмотря на некоторый рост производства
в 1999-2000 гг., уровень выпуска нефтехимической продукции су-
щественно отстает от уровня 1988 г. (табл. 1.7-1.9). В России
с 1990 г. наблюдается спад нефтехимии на фоне неуклонного роста
соответствующих производств в мире.
Таблица 1.6
Производство крупиотоииажных
продуктов нефтехимии (2000 г.)
Продукция Мировые мощности, млн. т/год Доля нефтяных компаний Доля прочих компаний
Этилен 89,6 48,0 52,0
Пропилен 40,9 65,0 35,0
Бензол 24,4 76,5 23,5
Ксилолы 20,1 94,5 5,5
Бутадиен 8,4 41,2 58,8
Метанол 26,4 34,2 65,8
Изопропанол 1,9 67,0 33,0
Стирол 18,0 47,0 53,0
Акрилонитрил 4,8 24,4 75,6
Уксусная кислота 5,5 20,0 80,0
Фталевый ангидрид 2,7 14,0 86,0
Капролактам 3,8 7,0 93,0
Полистирол 11,8 29,0 71,0
Полипропилен 22,4 20,0 80,0
Таблица 1.7
Производство нефтехимической продукции
в России, тыс. т
Продукция | 1988 г. | 1998 г. | 1999 г.
Этилен 2355 1165 1630
Пропилен 1040 531 950
Бензол 1444 546 736
Ксилолы 870 461 520
пара-Ксилол 356 221 240
Этанол 64 28 35
Бутанол 343 127 198
Метанол 2508 1179 1442
Фенол 508 104 127
Стирол 429 169 245
Фталевый ангидрид 120 24 23
Оксид пропилена 37 33 34
Оксид этилена 513 211 270
Технический углерод 774 292 349
Особенно тяжелое положение сложилось в производстве моно-
меров и полимеров. За годы реформ вырос только выпуск поли-
пропилена. В целом наблюдается снижение производства полиме-
ров — полиолефинов, эластомеров, синтетических волокон, хими-
ческих нитей (табл. 1.8). Напомним, что в 1988 г. Россия занимала
первое место в мире и обеспечивала до 22% мирового производства
синтетического каучука (СК). В настоящее время в производстве
СК Россия занимает третье место в мире после США и Японии.
По остальным показателям ситуация еще более тяжелая. Так, про-
изводство полистирола и волокон снизилось на 75-80%, производ-
ство поливинилхлорида и полиэтилена — на 30-40%. Производ-
ство пластмасс в расчете на душу населения в России упало за про-
шедшее десятилетие с 8 до 4,6 кг. Для сравнения отметим, что
в Европе этот показатель достигает 30 кг, а в США — 32 кг. Китай
намерен довести выпуск пластмасс до 10 кг на душу населения
к 2005 г. Очень сложное положение в производстве упаковочных
материалов и пленок. Так, производство полимерной пленки со-
ставляет 4% от уровня 1988 г. Ежегодно Россия вынуждена заку-
пать до 150 тыс. т пластмасс для упаковочной тары и до 200 тыс. т
полиэфирных волокон. Дело в том, что в бывшем СССР 9% поли-
эфирных волокон производилось в России, а 91% — в Белоруссии.
Это положение сохраняется и в настоящее время. Снижение объе-
мов производства синтетических волокон приводит к упадку тек-
стильной промышленности. В табл. 1.9 приведены данные по про-
изводству конечных продуктов нефтехимии, в частности резино-
технических изделий.
Причины системного кризиса нефтехимии в России заключа-
ются в следующем:
— инфляции и натуральном обмене в сфере обращения;
Таблица 1.8
Динамика производства полимерной продукции в России, тыс. т
Продукция | 1988 г. | 1998 г. | 1999 г.
Пластмассы н синтетические смолы 2558 1615 2199
Полнвннилхлорнд н сополимеры 407 297 419
Полиэтилен 806 594 802
Полипропилен 109 148 199
Полистирол н сополимеры 212 35 67
Синтетический каучук 2438 621 737
Волокна и ннтн химические 722 131 135
Синтетические волокна 317 63 73
Таблица 1.9
Динамика производства конечной нефтехимической продукции в России
Продукция | 1988 г. | 1998 г. | 1999 г.
Пленки полимерные, млн. м2 2280 98 132
Трубы из термопластов, тыс. т 42 38 42
Другие изделия из пластмасс, тыс. т 165 129 170
Автошины, тыс. шт. 47655 23510 28004
Лента резинотканевая, тыс. м2 9102 2064 2233
Лента резинотросовая тыс. м 531 186 114
Неформованиые РТИ, т 356 221 240
Формованные РТИ, т 64 28 35
Обувь из полимерных материалов, тыс. пар 343 127 198
Синтетические моющие средства 2508 1179 1442
— наличии мелких посреднических фирм — поставщиков
сырья и продукции;
— неблагоприятной таможенной политике;
— сокращении поставок нефти на внутренний рынок;
— отсутствии достаточного количества сырья;
— политике нефтяных компаний;
— энергоемкости производств, высоких транспортных тарифах.
Выход из кризисного состояния очевиден и заключается в ин-
теграции предприятий нефтепереработки и нефтехимии, в совер-
шенствовании системы управления и инвестиций, в контроле над
естественными монополиями, во внедрении передовых технологий
и в благоприятной таможенной политике. В России имеются
примеры успешного развития нефтехимии на отдельных предприя-
тиях и компаниях.
Вопросы:
• Основные тенденции развития мировой нефтехимии.
• Почему в начале XXI века сохранится тенденция увеличения
объема нефтепереработки?
• Сформулируйте основные тенденции развития нефтехимии
и нефтепереработки в ближайшем будущем.
• Какие шаги следует предпринять для повышения эффектив-
ности нефтепереработки и нефтехимии в России?
• Какова роль полимерной химии в структуре нефтехими-
ческой промышленности?
1.2. Некоторые понятия общей экологии
Несмотря на то, что наука и технология углеводородных сис-
тем существуют около 150 лет, экологические проблемы в этой об-
ласти стали понятны только в середине XX века. Именно в эти
годы проблема стала принимать характер экологической катастрофы.
Напомним некоторые важные понятия общей и промышлен-
ной экологии.
Экологическая катастрофа — крупномасштабное, как пра-
вило, необратимое нарушение экосистем в результате действия
природных или технических факторов.
Убедительно доказано, что экологические кризисы и катастро-
фы явились причиной упадка и гибели не только древних земле-
дельческих цивилизаций, но и крупных современных регионов.
Примеры крупных экологических и разномасштабных катастроф
в наше время — гибель экосистемы Аральского моря, чернобыль-
ская катастрофа.
Обычно экологию рассматривают как науку о закономерностях
формирования, развития и устойчивого формирования биологиче-
ских систем разного ранга в их взаимоотношениях с условиями
среды. Но экологию невозможно рассматривать без влияния на
окружающую среду промышленного производства. Важнейшим
разделом экологической науки является промышленная экология,
которая изучает последствия воздействия производства на экологи-
ческие системы и их суккессию.
Экологическая суккессия — процесс постепенного изменения
состава структуры и функции экосистем под влиянием внешних
или внутренних факторов. В настоящее время процессы суккессии
в экологических системах в результате деятельности предприятий
нефтепереработки активно исследуются. Но полная картина
деятельности в экологических системах таких сложнейших
смесей органических соединений, как нефти и нефтепродукты, их
совместное действие на жизнедеятельность природы и человека,
очевидно, будет задачей промышленной экологии переработки
нефти в ближайшие десятилетия.
Загрязнением окружающей среды называется внесение в сре-
ду несвойственных ей химических, физических и биологических
агентов. В более широком смысле под загрязнением понимают
неблагоприятное изменение окружающей среды, которое целиком
или частично является результатом деятельности человека, прямо
или косвенно влияет на распределение поступающей энергии,
уровни радиации, физико-химические свойства природной среды
и условия существования живых организмов. В общем случае, под
загрязнителями понимают побочные продукты жизнедеятельности
человека и как биологического вида, и как социального творче-
ского существа. Для оценки и прогнозирования степени загрязне-
ния используют экологический мониторинг.
Мониторинг — система наблюдений, измерений, оценки и
прогноза состояния окружающей среды в соответствии с заранее
подготовленной научно обоснованной программой.
Экологический мониторинг — это система слежения за про-
цессами, протекающими в экосистемах, популяциях, организме
человека и живых существ под влиянием загрязнения окружающей
среды.
Экологический мониторинг проводится с помощью химических
анализов проб воздуха, воды и почвы с использованием аналити-
ческих систем.
Если раньше основной задачей мониторинга было наблюдение
за источниками и уровнем загрязнения окружающей среды на
фоне естественных флуктуаций, то в настоящее время мониторинг
служит базой для экологического прогнозирования. Экологи-
ческое прогнозирование — определение последствий воздействия
хозяйственной и производственной деятельности человека путем
расчета и моделирования опасного воздействия на окружающую
среду. Экологическое прогнозирование строится на экологическом
мониторинге окружающей среды.
Таким образом, организация системы наблюдений за источни-
ками и уровнем загрязнения объектов окружающей среды вредны-
ми веществами (загрязнителями) — мониторинга позволяет оце-
нить влияние антропогенных факторов и эффективность природо-
охранной деятельности.
Мониторинг окружающей среды является составной частью
контроля промышленной безопасности, включающей в себя эле-
менты принятия решений и управления. Поэтому правильная орга-
низация системы мониторинга является необходимым условием уп-
равления качеством окружающей среды. Как бы не различались
подходы к проблеме мониторинга, они не могут в полном объеме
решаться без проведения предварительных научных исследований.
В зависимости от целей и объектов наблюдений существуют
различные типы классификации мониторинга:
базовый (фоновый) мониторинг — слежение за общебио-
сферными, в основном природными явлениями, без наложения на
них региональных антропогенных влияний;
глобальный мониторинг — слежение за общемировыми
процессами и явлениями, включая антропогенные воздействия на
биосферу и предупреждения о возникающих экстремальных ситуа-
циях;
региональный мониторинг — слежение за процессами и яв-
лениями в пределах какого-либо региона, где эти процессы и явле-
ния могут отличаться по природному характеру и по антропогенно-
му воздействию от базового фона, характерного для всей биосферы;
имгшктный мониторинг — мониторинг региональных и ло-
кальных антропогенных воздействии в особо опасных зонах и точках.
Различают также:
климатический мониторинг — служба слежения и прогноза
колебаний климатической системы охватывает часть биосферы, ко-
торая влияет на формирование климата: атмосферу, океан, ледя-
ной покров и др.;
биологический мониторинг — имеет своей целью оценку
и прогноз антропогенных изменений в экосистемах и ответной
реакции биоты на эти изменения (мониторинг с помощью биоинди-
каторов);
мониторинг окружающей (для человека) среды (санитар-
но-гигиенический мониторинг) — слежение за состоянием окру-
жающей человека природной среды и предупреждение о создаю-
щихся критических ситуациях, вредных или опасных для здоровья
людей (путем сопоставления качества среды с гигиеническими пре-
дельно допустимыми концентрациями (ПДК)) и других живых
организмов. При создании систем мониторинга окружающей среды
целесообразно различать мониторинг источников загрязнения —
мониторинг выбросов и мониторинг уровня загрязнения окружаю-
щей среды — мониторинг среды.
Кроме того, выделяют дистанционный мониторинг (сово-
купность авиационного и космического мониторинга), ингредиен-
тный мониторинг (мониторинг загрязнителей) и т. д.
В последние десятилетия развитие получил дистанционный
мониторинг с помощью авиации и космических аппаратов.
Данными экологического мониторинга подтверждено, что мно-
гообразие воздействия нефтепереработки и нефтехимии на окру-
жающую среду не сводится к одним только мутагенным (вызываю-
щем. мутации) или канцерогенным (вызывающим злокачественные
опухоли) действиям углеводородов на клетки живых организмов.
Энергетическое и химическое воздействие нефтепереработки
и нефтяных технологий на окружающую среду сопоставимо с дея-
тельностью крупнейших природных катаклизмов, например,
извержений вулканов. Ниже будет показана глобальность воз-
действия процессов добычи, транспорта и переработки нефти
на окружающую среду — гидросферу, атмосферу и почву.
Основными способами уменьшения степени загрязнения окру-
жающей среды выпускаемыми продуктами и выбросами являются
совершенствование и оптимизация известных, внедрение новых
малоотходных технологий и увеличение глубины переработки
сырья. В данной книге будут проанализированы ресурсосберегаю-
щие и малоотходные технологии, разработанные с целью улучше-
ния состояния окружающей среды.
Вопросы:
• Какова роль загрязнителей в воздействии на окружающую
среду и человека?
• Сформулируйте определение экологической катастрофы.
• Дайте определение промышленной экологии.
• В чем заключается мониторинг окружающей среды?
• Дайте классификацию мониторинга.
1.3. Основные факторы отрицательного
ВЛИЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
Углеводородные системы — нефть, продукты ее переработки
и газоконденсаты оказывают отрицательное воздействие на воздух,
воду и почву. Предприятия топливно-энергетического комплекса
(ТЭК) России, в том числе — по добыче и переработке нефти, не-
смотря на снижение объемов производства, остаются крупнейшим
в промышленности источником загрязнителей окружающей среды.
На их долю приходится около 48% выбросов вредных веществ
в атмосферу, 27% сброса загрязненных сточных вод, свыше 30%
твердых отходов и до 70% общего объема парниковых газов. При
этом, загрязняя окружающую природную среду, предприятия ТЭК
несут существенные финансовые потери. Количество нефтепродук-
тов в водных объектах густонаселенных городов превышает пре-
дельно допустимую концентрацию в 9-15 раз, в сельской местнос-
ти тысячи гектаров земли, частично или полностью, исключаются
из хозяйственного оборота.
Экологические проблемы начинаются уже на стадии добычи
нефтяного сырья и его поставки на предприятия. Так, в процессе
добычи нефти наиболее характерными загрязнителями окружаю-
щей среды являются углеводороды (44,9% от суммарного выбро-
са), оксид углерода (47,4%) и различные твердые вещества
(4,3%). При этом улавливание вредных веществ остается очень
низким и составляет ~ 2,5%. Даже, если учесть, что информация
о части аварий предприятия нефтегазового комплекса является
неполной, имеющиеся цифры говорят сами за себя. Ежегодно про-
исходит более 60 крупных аварий и около 20 тыс. случаев, сопро-
вождающихся значительными разливами нефти, попаданием ее
в водоемы, гибелью людей, большими материальными потерями.
Не менее острые проблемы возникают при транспорте нефти
на НПЗ. На предприятия по переработке нефть подается
трубопроводным, водным (танкеры, баржи) и железнодорожным
(цистерны) транспортом. Наиболее экономична транспорти-
ровка нефти по трубопроводам — себестоимость перекачки нефти
в 2-3 раза ниже, чем стоимость перевозки по железной дороге.
Но при этой транспортировке нефти возникают очень серьезные
экологические проблемы. Средняя дальность перекачки нефти
в нашей стране составляет до 1500 км. Нефть транспортируется
по трубопроводам диаметром 300-1200 мм, подверженным корро-
зии, отложениям смол и парафинов внутри труб. Поэтому по всей
длине магистральных нефтепроводов необходимы технический
контроль, своевременный ремонт и реконструкция. Непоправимый
ущерб природе нанесен, например, в 1994 г. в результате аварии
на нефтепроводе в Коми, тогда более 14 тыс. т нефти попало
в почву и воду. По данным специалистов, абсолютное большинство
(89-96%) аварийных разливов нефти вызывают сильные и необра-
тимые повреждения природных биоценозов.
В районе нефтепроводов существуют области с постоянно на-
рушенным растительным покровом (до 7% от площади освоения).
Наблюдается зона сплошного уничтожения растительного покрова
на трассах трубопроводов, которая составляет около 15% всей пло-
щади освоения. На трассах трубопроводов ширина зоны разруше-
ния природы изменяется от 40 до 400 м для одной магистральной
нити. При сохранении существующих тенденций можно ожидать
снижения на 20% общей численности видов млекопитающих в ре-
гионе, прилегающем к нефтепроводам. Кроме того, при сохранении
существующего уровня аварийности нефтедобычи и транспортировки
нефти и газа следует ожидать уменьшения численности промысловых
животных более чем на 25%. При ликвидации последствий аварий
на трубопроводах часто используются приемы, которые еще больше
усугубляют экологическую ситуацию. В настоящее время основным
способом ликвидации нефтяных разливов на местности является их
механический сбор, в ряде случаев с использованием сорбентов,
с последующим выжиганием или захоронением остатков путем
отсыпки песком или торфом. При этом местность загрязняется ток-
сичными и канцерогенными продуктами горения.
Кроме того, на самих предприятиях нефтепереработки, нефте-
химии и нефтебазах происходит загрязнение почвенного слоя неф-
тепродуктами на значительную глубину, а в подпочвенных гори-
зонтах образуются линзы нефтепродуктов, которые с грунтовыми
водами могут мигрировать, загрязняя окружающую среду. Отсюда
следует серьезная глобальная проблема — загрязнение почвенного
покрова нефтью и нефтепродуктами. Кроме перечисленных выше
опасностей наблюдается сильное геомеханическое воздействие
из-за изъятия земель из сельскохозяйственного оборота, ухудше-
ние качества почв, эрозия почв. Выжигание (особенно на поверх-
ности почвы) является наиболее опасной формой ликвидации
загрязнения окружающей среды, поскольку из-за неполного сгора-
ния нефти образуются стойкие канцерогенные вещества, которые
разносятся по большой площади и, попадая в пищевые цепи расти-
тельных и животных сообществ, в конечном счете, приводят к рез-
кому возрастанию числа онкологических заболеваний местного
населения.
Решение проблемы очистки почвенного покрова от загрязне-
ний нефтью и продуктами, его трансформации в настоящее время
относится к числу приоритетных. К сожалению, у специалистов
отсутствуют аттестованные методики определения содержания
нефти и продуктов ее превращений, нормативы допустимого содер-
жания нефти и нефтепродуктов в почвах разных типов, в том чис-
ле, остаточного содержания их после проведения рекультивацион-
ных работ на почвах различного хозяйственного назначения. Это
обусловливает многочисленные проблемы во взаимоотношениях
между предприятиями и природоохранными органами, затрудняет
планирование и проведение рекультивационных мероприятий,,
приемку земель.
Не менее актуальна проблема выбросов газов и пыли. Резуль-
тат воздействия — загрязнение атмосферы в виде запыленности и
загазованности. Так, нефтеперерабатывающими предприятиями
выбрасывается в атмосферу свыше 1050 тыс. т загрязняющих ве-
ществ, при этом доля улова на фильтрах составляет только 47,5%.
Основной состав выбросов предприятий в атмосферу: 23% — угле-
водороды; окислы: 16,6% — серы, 7,3% — углерода, 2% — азота.
По некоторым данным, в российской нефтеперерабатывающей про-
мышленности выбрасывается в атмосферу около 0,45% перераба-
тываемого сырья, в то время как на Западе — 0,1%. Непоправи-
мый вред окружающей среде наносит факельное хозяйство НПЗ.
При сжигании топлива в факельных печах образуются аэрозоль-
ные частицы — продукты конденсации углерода и канцерогенные
углеводороды типа бенз(а)пирена.
Отдельного обсуждения требует проблема загрязнения гидро-
сферы нефтью и нефтепродуктами. Существует серьезная пробле-
ма загрязнения водного бассейна, начиная от небольших водоемов
и рек и заканчивая великими реками и Мировым океаном. Кроме
того, существует отдельная проблема загрязнения грунтовых вод.
Со сточными водами нефтеперерабатывающих предприятий в во-
доемы поступает значительное количество нефтепродуктов, суль-
фидов, хлоридов, соединений азота, фенолов, солей тяжелых ме-
таллов, взвешенных веществ и др. Природные катастрофы — зем-
летрясения, цунами и т. д. сопровождаются разрушением нефте-
баз, портовых нефтехранилищ и гибелью судов.
Напомним, что ежегодно в океан сбрасывается около 10 млн. т
нефти. К сожалению, в настоящее время не существует научно
обоснованного четкого определения — какую концентрацию неф-
тепродуктов и нефти следует считать катастрофической для водо-
ема в зависимости от его объема, гидродинамических характерис-
тик и биоресурсов. По существующим международным нормативам
авария на море определяется как утечка более 50 т нефти. Понят-
но, что для небольшой речки, озера или морского лимана, фиорда
эта концентрация может быть губительной, так как для гибели
большинства морских и речных рыб достаточно средней концент-
рации нефтепродуктов порядка 0,01 мг на 1 л морской или пре-
сной воды. Из-за особого значения поверхностного слоя гидросфе-
ры в воспроизводстве водной флоры и фауны загрязнение воды
нефтью и нефтепродуктами наносит ущерб на порядок, превышаю-
щий другие виды отрицательного воздействия на природу. По дан-
ным периодической печати, например, на нефтепромыслах в одном
только Мексиканском заливе за четыре года произошло 182 круп-
ных выброса нефти. В среднем на морских нефтепромыслах случа-
ется две аварии на каждые 1000 скважин. Серьезные проблемы
угрожают Каспию в связи с планируемой разработкой новых мес-
торождений. Следует отметить, что существует проблема углеводо-
родных загрязнений водного бассейна даже не очень токсичными
углеводородами, которые, образуя пленку, снижают доступ кисло-
рода к поверхности воды. Последствием образования углеводород-
ных пленок является изменение нагрева водной поверхности при
снижении количества кислорода. Известно, что одна тонна нефти
способна загрязнить до 12 км2 морской поверхности. Ежегодно вы-
водятся из нормального функционирования порядка 120 млн. км2
морской поверхности или 1/6 часть Мирового океана. С образова-
нием нефтяной пленки уменьшается испарение с поверхности воды
на 60%. Глобальные последствия образования пленок следующие:
— снижение количества осадков над континентами и, как
следствие, — увеличение пустынь и участков суши,
непригодных для сельского хозяйства;
— более частое возникновение циклонов, изменение метео-
обстановки;
— сокращение (вырождение) численности рыб и планктона;
— нефтяная пленка способствует гибели птиц и морских
млекопитающих.
Но опасное воздействие нефти и нефтепродуктов этим не огра-
ничивается. Много нефтепродуктов поступает в моря и океаны че-
рез речные и канализационные стоки. На долю нефтеперерабаты-
вающей промышленности приходится ~ 1% объема используемой
свежей воды в РФ и 13% сброса сточных вод в водоемы. Значи-
тельный урон гидросфере наносят нефтеразведочные и нефтена-
ливные суда. Водоизмещение современных танкеров для морского
транспорта нефти растет и достигает 700 тыс. т, поэтому катастро-
фы танкеров в различных частях земного шара оказывают влияние
на морские биоценозы в различных частях земного шара. Послед-
ствия таких катастроф самые разрушительные. Так, крушение
танкера “Находка” (1997 г.), в результате которого разлилось
5 тыс. т нефти, нанесло значительный ущерб рыболовству дальне-
восточного региона.
Меры, предотвращающие загрязнение гидросферы:
— увеличение капиталовложений в новые технологии транс-
порта, добычи и переработки нефти;
— совершенствование международного экологического зако-
нодательства;
— разработка новых приемов и активных веществ для очистки
водной поверхности;
— повышение надежности систем очистки сточных вод нефте-
химических производств, автотранспортных предприятий
и нефтехранилищ;
— рациональное размещение предприятий ТЭК с учетом осо-
бенностей природных систем.
Воздействие на человека обусловлено всеми перечисленными
выше типами воздействия нефтехимических и нефтеперерабатыва-
ющих производств на биосферу.
Вопросы:
• Перечислите отрицательные воздействия на биосферу на ста-
дии добычи, транспорта и переработки углеводородных систем.
• Каковы ваши предложения по уменьшению этих отрицатель-
ных воздействий?
♦ Основные факторы загрязнения гидросферы, атмосферы
и почвы на стадии добычи, транспорта и переработки нефти?
• В чем заключается отрицательное действие углеводородных
систем на окружающую среду?
• Какие физико-химические механизмы воздействия углеводо-
родных пленок на почву и воду вам известны?
1.4. Особенности воздействия
НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Влияние процессов сгорания углеводородных систем в двига-
телях транспортных средств и печах приводит к резкому увеличе-
нию содержания СО, СО2 и кислых газов в атмосфере. Сжигание
нефти, газа и угля сопровождается выбросом до 5 млрд. т. в год
углекислого газа. На фоне уменьшения площади лесов наблюдает-
ся рост концентрации СО2 в атмосфере (от 0,03 до 0,041%).
В воздухе городов над промышленными зонами и транспортными
узлами доля СО2 может достигать 0,1%, отсюда следует реаль-
ность парникового эффекта. В течение XX века средняя темпера-
тура атмосферы увеличилась на 1°С. Использование мазута и тя-
желых котельных топлив на основе сернистых нефтей приводит
к загрязнению окружающей среды оксидами серы, пятиокисью ва-
надия и бенз(а)пиреном.
Не менее опасны продукты сгорания углерода в печах ТЭЦ.
Загрязнение атмосферы сернистыми газами приводит к выпадению
кислотных дождей с pH около 5. Уместно напомнить, что при
pH = 5-4,5 наступает гибель рыбы в водоемах. ТЭЦ средней мощ-
ности выбрасывает в атмосферу 16-17 т золы и около 5 т SO3 в час.
С выхлопными газами автотранспорта, наряду с оксидом угле-
рода, выбрасываются конденсированные канцерогенные арома-
тические углеводороды и тяжелые металлы. Ежегодно в атмосфе-
ру, вследствие выбросов, поступает около 150 млн. т. серного ан-
гидрида.
В 2000 г. в мире насчитывалось около 900 млн. автомобилей.
Таблица 1.10
Выбросы вредных веществ в атмосферу
с выхлопными газами автомобилей по городам России
Город Всего тыс. т/год Тип выбросов
no2 СО Углево- дороды
Волгоград 118,2 6,0 91,3 18,9
Москва 850,3 41,6 633,4 26,3
Самара 152,5 5,9 97,0 19,6
Екатеринбург 94,9 5,0 73,2 16,3
С.-Петербург 382,9 21,1 290,9 59,9
Омск 160,8 7,9 121,1 25,4
Пермь 80,8 4,3 62,3 13,2
Челябинск 95,1 5,1 69,6 19,4
Уфа 113,3 5,8 85,9 19,5
Новосибирск 109,8 5,6 84,6 18,5
На долю транспорта приходится более половины вредных выбро-
сов в окружающую среду. В среднем при пробеге 15000 км за год
каждый автомобиль сжигает около 2 т топлива. В табл. 1.10 приве-
дены данные по выбросам вредных веществ с выхлопными газами
автомобилей различных городов России.
Фоновые уровни такого опасного канцерогена, как бенз(а)пи-
рен, в индустриальных районах страны достигают 0,4-0,5 нг/м3,
в лесных районах Сибири — 0,01-0,1 нг/м3. Люди, живущие
на близких расстояниях от транспортных магистралей, в 3-4 раза
чаще страдают от онкологических заболеваний. В целом по России
больше 50 млн. человек испытывают воздействие вредных ве-
ществ, содержащихся в атмосфере в концентрациях свыше
10 ПДК. Таким образом, продукты сгорания углеводородных сис-
тем вносят значительный вклад в загрязнение атмосферы.
Вопросы:
• К каким отрицательным последствиям для окружающей сре-
ды приводят процессы сжигания бензинов и тяжелых топлив
в двигателях и топках?
• Какие опасности экологии вашего города, региона возникают
в результате деятельности АЗС, нефтебаз?
1.5. Краткая характеристика
нефтяных УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Рассмотрим основные свойства нефтяных углеводородных сис-
тем. На современном этапе технического развития нефть и продукты
ее переработки являются источником основных видов жидкого
топлива: бензина, керосина, реактивного, дизельного и котельного.
Из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла, нефтяной
пек, кокс, различного назначения битумы, консистентные (пластич-
ные) смазки, нефтехимическое сырье — индивидуальные алканы
(парафиновые углеводороды), алкены (олефины) и арены (аромати-
ческие углеводороды), жидкий и твердый парафин. Из нефтехими-
ческого сырья, в свою очередь, производят ряд важнейших продуктов
для различных областей промышленности, сельского хозяйства, ме-
дицины и быта: пластические массы; синтетические волокна, каучуки
и смолы; текстильно-вспомогательные вещества; моющие средства;
растворители; белково-витаминные концентраты; различные при-
садки к топливам, маслам и полимерам; технический углерод.
Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью следу-
ющих основных технологических процессов.
1. Физические процессы:
— первичная переработка (обессоливание и обезвоживание,
атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти на установ-
ках АВТ, сольвентная деасфальтизация, вторичная перегонка бен-
зинов, дизельных и масляных фракций);
— депарафинизация кристаллизацией (адсорбционная и кар-
бамидная);
— производство парафинов и масел (деасфальтизация, депа-
рафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогениза-
ционная очистка).
2. Химические процессы:
— термические (пиролиз, термический крекинг, висбрекинг,
замедленное коксование, получение пеков);
— гидрогенизационные термические с применением водорода
(гидропиролиз, гидрокрекинг, гидровисбрекинг, гидросольвент-
ный крекинг);
— гидрогенизационные каталитические (гидрокрекинг, гидро-
каталитический риформинг, гидроизомеризация, гидродепарафи-
низация, гидродеароматизация);
— каталитические по переработке углеводородных фракций
(каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, изоме-
ризация и др.).
3. В отдельную группу следует выделить процессы производ-
ства разнообразных битумов и битумполимеров, кокса и пеков раз-
личного назначения, а также элементной серы, водорода. Кроме
того, получают ряд ценных полупродуктов и продуктов, имеющих
самостоятельное значение: сжиженные газы, бензиновая и кероси-
но-газойлевая фракции, направляемые на пиролиз; индивидуаль-
ные алканы, вырабатываемые на газо-фракционирующих уста-
новках предельных газов; пропан-пропиленовая, бутан-бутилено-
вая и пентан-амиленовая фракции, получаемые с газофракциони-
рующих установок; ароматические углеводороды (бензол, толуол,
ксилолы);
В зависимости от ассортимента получаемой продукции, каче-
ства перерабатываемой нефти, особенностей технологии и регио-
нальной структуры нефтеперерабатывающие заводы делят на топ-
ливные, топливно-масляные, заводы с нефтехимическими произ-
водствами. Важнейшей характеристикой работы НПЗ является ве-
личина отбора светлых нефтепродуктов и глубина переработки
нефти. Величину отбора светлых (С) определяют по формуле:
С = (Б + К + Д + А+ ЖП +СГ + Р)/Н, (1.1)
где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р — количества получаемых на НПЗ
соответственно бензинов (автомобильных и авиационных), кероси-
нов, дизельных топлив, ароматических углеводородов, жидких па-
рафинов, сжиженных газов, растворителей, тыс. т/год; Н — мощ-
ность, тыс. т/год.
Глубину переработки нефти (Г) рассчитывают по формуле:
Г = (НН -ТМ- П)/Н, (1.2)
где НП, ТМ — количества вырабатываемых на НПЗ товарных
нефтепродуктов (без топочного мазута) и топочного мазута соот-
ветственно; П — безвозвратные потери, тыс. т/год; Н — мощ-
ность НПЗ, тыс. т/год.
Продукты переработки нефти используются также в качестве
сырья для разнообразных производств нефтехимического синтеза.
На крупных предприятиях нефтехимические производства соору-
жаются в составе НПЗ.
Товарные балансы типовых нефтеперерабатывающих заводов
с различными схемами переработки нефти приведены в табл. 1.11.
Таблица 1.11
Товарный баланс типовых НПЗ по вариантам переработки нефти
Наименование Топливно- масляный вариант Топливный вариант
Глубокая переработка Неглубокая переработка
Выход е % на сырую нефть:
Автомобильный бензин 15,25 22,65 15,19
Керосин гидроочищенный 9,72 9,72 9,72
Дизельное топливо зимнее 15,46 25,35 21,26
Бензол 7,06 7,06 —
0,57 0,57 0,57
Толуол 0,58ч 0,58 0,58
Сольвент 0,14 0,14 0,14
Сжиженные газы, в том числе: 1,58 2,56 1,58
пропан 0,66 0,80 0,66
изобутан 0,49 0,60 0,49
н-бутан 0,43 0,42 0,43
Пропан-пропиленовая фракция - 0,60 —
Пропан и бутан-пентаны алкили-
рования — 0,14 —
Изопентан для нефтехимии 0,40 0,60 0,40
Парафин жидкий 0,41 0,41 -
Кокс нефтяной - 2,40 —
Битумы дорожные и строительные 5,76 5,76 5,76
Сырье для производства технике-
ского углерода — 0,95 —
Котельное топливо 40,08 15,59 37,33
Смазочные масла - - 3,86
Парафины твердые и церезин — 0,88
Сера элементная 0,14 0,63 0,14
Топливный газ 2,05 3,10 2,19
Диоксид углерода — 1,80 —
Отходы и потери 0,80 1,88 0,90
Создаются также различные малотоннажные производства по
выпуску специальных продуктов, например углеродных, и приса-
док к маслам и топливам. Малые НПЗ часто сооружаются при
нефтепромысловых предприятиях и работают по топливному вари-
анту. В развитых промышленных странах показатель глубины
переработки нефти существенно различается. В Канаде и США
степень глубокой переработки нефти достигает 86-90% главным
образом за счет каталитических, гидрокаталитических процессов
переработки, а также коксования высококипящих фракций.
На НПЗ России средняя глубина переработки нефти изменяется
от 60 до 75%.
Расход нефти на нефтехимию в различных странах изменяется
от 2 до 10%. Полагают, что к середине XXI века развитие новых
источников энергии и освоение термоядерного синтеза приведут
к тому, что вся нефть будет направляться на нужды нефтехимии.
Вопросы:
• Глубина переработки нефти. Влияние глубины переработки
на состояние окружающей среды.
• Перечислите основные процессы нефтепереработки.
• Приведите классификацию химических и физических про-
цессов переработки.
• Основные варианты переработки нефти. Их общность и раз-
личие.
• Какие варианты переработки нефти (топливные или масля-
ные) более опасны для окружающей среды?
1.6. Физико-химические характеристики
НЕФТЯНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
На направления переработки, качество и количество получае-
мых углеводородных систем оказывает влияние природа нефтяно-
го сырья. Напомним некоторые физико-химические характерис-
тики нефтей и нефтепродуктов.
Нефть — маслянистая жидкость от светло-коричневого до тем-
но-бурого (почти черного) цвета является многокомпонентной сис-
темой, содержащей огромное число различных веществ, поэтому
для различных нефтей существует значительный интервал физико-
химических свойств, например, температур кипения, плотностей,
средних молекулярных масс и т. д. Среднечисловая молекулярная
масса нефтей составляет 220-300 углеродных единиц (редко 450-
470). Плотность, как правило, 0,65-1,05 г/см3; нижняя граница
соответствует легким углеводородам, верхняя — тяжелым нефтям,
обогащенным асфальто-смолистыми фракциями. Чаще всего встре-
чаются нефти с плотностями 0,82-0,95 г/см3. Нефти с плотностя-
ми ниже 0,830 относятся к легким, 0,831-0,860 — к средним, выше
0,860 г/см3 — к тяжелым. Температура застывания нефти колеб-
лется от -60°С в малопарафиновых нефтях до +30°С. Удельная
теплоемкость нефтей 1,7-2,1 кДж/(кг • К); удельная теплота сгорания
очень высокая — до 43,7-46,2 МДж/кг. Обезвоженная нефть
не проводит электричество, диэлектрическая проницаемость
составляет 2,5, электропроводность — 2 • 10-1°-0,3 • Ю-13 ом“1см-1.
В многокомпонентной системе нефтей содержится огромное число
соединений (свыше 1000). Жидкие углеводороды составляют при-
мерно 80-90%, гетероорганические (содержащие серу, кислород и
азот) — от 1 до 25% по массе. В состав нефти в небольших количе-
ствах входят металлокомплексные соединения (ванадиевые и нике-
левые).
Нефти различных месторождений заметно отличаются по
фракционному составу — содержанию легких, средних и тяжелых
дистиллятов. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых
фракций, выкипающих до 180°С; 35-45% — керосиновых и ди-
зельных фракций, перегоняющихся до 300_350°С. Существуют
легкие нефти, в которых больше низкокипящих фракций — так,
в леляковской (Украина) и новодмитриевской (Северный Кавказ)
нефтях свыше 63% фракций, выкипающих до 350°С, а в некоторых
нефтях месторождений Индонезии их содержание достигает 77%.
Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоя-
щие из фракций, выкипающих выше 200°С. Например, в нефти
Ярегского месторождения (Коми), добываемой шахтным способом,
отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход фракции
180-350°С составляет всего 18,8%. Принято также характеризовать
нефти по содержанию в них светлых нефтепродуктов.
Нефти являются природными углеводородными системами,
обычно на 80-90% состоящими из различных углеводородов. В то-
варных и пластовых нефтях преобладают парафиновые углеводо-
роды (обычно 30-35, иногда до 40-50% по объему) и нафтеновые
(25-75%), ароматические (10-20, иногда до 35%), остальные угле-
водороды смешанного, или гибридного, строения. Таким образом,
основным компонентом нефти являются углеводородные смеси —
алканов (парафинов), циклоалканов, аренов. Имеются сведения
о наличии непредельных углеводородов в незначительном количе-
стве. Соотношение между группами углеводородов придает
нефтям различные свойства и оказывает большое влияние на вы-
бор метода переработки нефти и свойств получаемых продуктов.
Алканы и цнклоалканы (парафины и нафтены). Общее со-
держание алканов и циклоалканов в нефтях равно 25-40%, в неко-
торых нефтях — до 70%. Из нефтей России и стран СНГ наиболее
парафинистыми являются нефти, добываемые в Казахстане на по-
луострове Мангышлак, грозненская и озексуатская парафинистая.
С повышением средней молекулярной массы фракций нефти
содержание алканов в них уменьшается. В бензиновой и средних
дистиллятных фракциях содержатся жидкие алканы, в тяжелых
фракциях и остатке — твердые парафины с числом углеродных
атомов 16 и выше. В составе алканов нефти наиболее широко пред-
ставлены соединения нормального строения и монометилзамещен-
ные с различным положением метильной группы в цепи.
Циклоалканы (циклопарафины, нафтены) содержатся во всех
нефтях и входят в состав всех фракций. В среднем в нефтях раз-
личных типов обнаружено от 25 до 75% циклоалканов. К нефтям,
богатым циклоалканами, относятся бакинские и эмбенские нефти,
американские нефти Галф-Коста. В нефтях существуют только
термодинамически устойчивые 5- и 6-членные циклы. Циклопро-
пан и циклобутан, термодинамически метастабильные в термоба-
рических условиях нефтяных коллекторов, в нефтяных фракциях
не найдены. Моноциклические циклоалканы — гомологи цикло-
пентана и циклогексана имеются в низкокипящих бензиновых
и керосиновых фракциях. В высококипящих фракциях, как прави-
ло, содержатся углеводороды с 2-6 конденсированными циклами.
Арены (ароматические углеводороды) содержатся в нефтях,
как правило, в меньшем количестве, чем алканы и циклоалканы.
Суммарное содержание аренов в нефтях равно 5-25%, в ряде аро-
матизированных нефтей это количество может составлять 25-35%.
В бензиновой фракции арены представлены гомологическим рядом
бензола; керосиновые фракции содержат, наряду с гомологами
бензола, производные нафталина. В тяжелых фракциях арены
находятся в виде гомологов нафталина и антрацена.
Циклоалканоарены (нафтено-ароматические углеводороды).
В отдельную группу выделяют достаточно широко представленные
в нефти, особенно в высших фракциях, гибридные углеводо-
роды — циклоалканоарены. В молекулах этих углеводородов
содержатся конденсированные структуры из ароматических
и нафтеновых 5-6-членных циклов. В высококипящих фракциях
имеются структуры с 3_5 нафтеноароматическими циклами.
Гетероатомные соединения нефти. К гетероатомным компо-
нентам нефти относятся сернистые, кислородсодержащие, азотсо-
держащие и высокомолекулярные (асфальто-смолистые) соедине-
ния, содержание которых колеблется от 5 до 20% масс. До 70-90%
гетероатомных компонентов: сернистых в виде меркаптанов (тио-
лов), сульфидов, тиофенов и тиофанов, а также полициклических
концентрируется в остаточных продуктах — мазуте и гудроне;
азотсодержащие в виде гомологов пиридина, хинолина, индола,
карбазола, пиррола, а также порфирины концентрируются в тяже-
лых фракциях и остатках; кислородсодержащие нафтеновые кис-
лоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые вещества сосредоточены
обычно в высококипящих фракциях. Элементный состав (%):
С 82-87; Н 11-14,5; S 0,01-8; N 0,001-1,8; О 0,005-1,2. С ростом
температуры кипения нефтяных фракций и средней темпера-
туры кипения нефтей количество гетероатомных соединений уве-
личивается. Кратко рассмотрим основные группы гетероатомных
веществ.
Серосодержащие соединения нефти. Сера является наибо-
лее распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепродук-
тах. Интерес к серосодержащим соединениям нефти возрос в связи
с проблемой переработки высокосернистых нефтей. В пластовых
нефтях содержится от 0,01 до 14% масс. серы. Низким содержани-
ем серы характеризуются нефти Белоруссии, Азербайджана, зна-
чительным количеством серосодержащих соединений — нефти
Урало-Поволжья и Сибири; количество серы в Арланской нефти
достигает до 3,0% масс., а в Усть-Балыкской — до 1,8% масс.
Из зарубежных наиболее высоким содержанием серы отличаются
нефти: месторождения Эбано-Панук (Мексика, 5,4% масс.), Роузл
Пойнт (США — до 14% масс.). В нефтях идентифицированы гомо-
логи меркаптанов (тиолов), обладающие кислотными свойствами
и коррозионной активностью. Кроме того, в значительных количе-
ствах содержатся органические сульфиды, полисульфиды и гомо-
логи тиофена.
Кислородсодержащие соединения нефти. Эти соединения
представлены алифатическими и нафтеноароматическими кислота-
ми, фенолами, кетонами и эфирами. Они сосредоточены
в высококипящих фракциях. Содержание фенолов в различных
нефтях может достигать 0,01-0,05%. Нефтяные кислоты в основ-
ном представлены циклопентановыми и циклогексанкарбоновыми
нафтеновыми кислотами. Содержание нефтяных кислот достигает
в среднем 0,1-1,8%.
Асфальто-смолистые вещества (АСЕ). АСВ состоят из
различающихся молекулярной массой асфальтенов и смол и явля-
ются гетероатомными высокомолекулярными системами. Они рас-
пространены в нефтях, природных битумах, высококипящих
фракциях процессов нефтепереработки. Содержание АСВ в неф-
тях составляет 1-40%. Высококипящие нефтяные фракции (ас-
фальты, гудроны, крекинг-остатки) являются концентратами АСВ.
Асфальтены осаждаются из бензольных и толуольных растворов
нефтей и нефтяных остатков избытком жидких алифатических уг-
леводородов (способ Гольде). Смолы отделяются от масел мальте-
новой части на силикагеле с последующей экстракцией бензолом
и спирто-бензольной смесью.
Физико-химические свойства смол: среднечисловая молеку-
лярная масса смол, определенная криоскопией в нафталине,
колеблется от 600 до 800 ед. По данным ЭПР смолы отличаются
парамагнетизмом (концентрацией стабильных свободных радика-
лов) до 1018-1019 спин/г и повышенной склонностью к ассоциа-
ции, что свидетельствует о наличии в структуре полиаромати-
ческих свободнорадикальных фрагментов, отношение С/Н состав-
ляет 0,60-0,83. По данным ИК, ПМР и ЯМР 13С смолы состоят
из полициклических нафтеноароматических гетероатомных и
карбоциклических структур, включающих цепочки алкильных
заместителей и О-, S-содержащие функциональные группы.
Асфальтены отличаются от смол повышенными: молекулярной
массой до нескольких тысяч, степенью конденсации нафтеноарома-
тических ядер, содержанием серы и ванадия, парамагнетизмом
до 1021 спин/г. Существование свободных радикалов и замещен-
ных нафтено-ароматических структур обусловливает высокую
реакционную способность АСВ в процессах дегидрополиконденса-
ции, сульфирования, галогенирования, хлорметилирования, гидриро-
вания и в процессах их конденсации с формальдегидом,
непредельными смолами, малеиновым ангидридом и т. д. Продукты
химических превращений АСВ могут быть использованы как моди-
фикаторы битумов и сырье для производства эффективных сорбен-
тов, ПАВ и электроизоляционных материалов. Кроме того, возможно
применение АСВ для производства пеков, ингибиторов радикальных
процессов окислительной деструкции полимеров, ингибиторов корро-
зии и т. д. В связи с проблемой рационального использования АСВ,
определенную перспективу приобретает направление — получение
концентратов АСВ путем глубокой деасфальтизации нефтяных остат-
ков бензином (Добен-процесс). Продукты Добен-процесса могут быть
использованы как стабилизаторы полимеров, сырье для углеро-
дистых и композиционных материалов и т. д.
Классификации нефтей. По мере накопления знаний по физи-
ко-химии нефти предлагались различные классификации нефтей.
Например, различают нефти по следующим признакам:
— плотности;
— групповому углеводородному составу;
— содержанию серы;
— содержанию асфальто-смолистых веществ;
— биомаркерам или реликтовым углеводородам;
— природе пласта, в котором находятся геологические го-
ризонты нефтяных коллекторов;
— пригодности нефти для производства нефтепродуктов и т. д.
В России принята технологическая классификация нефти по
следующим признакам: класс — тип — группа — подгруппа —
вид. В этой схеме нефти характеризуются шифром, обозначающим
последовательно соответствующие класс, тип, группы, подгруппы
и вид нефти. Принципы классификации заключаются в идентифи-
кации нефтей по следующим признакам:
— три класса (1-Ш) по содержанию органической серы
в нефти, бензине, в реактивном и дизельном топливе. Обычно
в малосернистой нефти содержится не более 0,5% серы, при этом
в бензиновой и реактивно-топливной фракциях — не более 0,1%,
в дизельной — не более 0,2%;
— три типа (Tj-Тз) по содержанию фракций, выкипающих
до 350°С (с малым, средним и высоким содержанием). Эта харак-
теристика позволяет оценить потенциальную долю светлых компо-
нентов нефти;
— четыре группы по потенциальному содержанию базовых
масел (М^МД
— две подгруппы по индексу вязкости этих масел (ИЦ-Иг).
В зависимости от значения индекса вязкости базовых масел,
различают еще четыре подгруппы;
— три вида по содержанию парафинов (Щ-Щ).
Классификация нефтей позволяет выбрать оптимальные пути
переработки. Например, фракции высокосернистых нефтей с тем-
пературами кипения до 180°С — сырье для дизельных топлив тре-
буют гидроочистки. При выборе направлений переработки важно
учитывать парафинизацию нефтей. К малопарафинистым относят
нефти, содержащие не более 1,5% парафинов, из которых можно
получить без депарафинизации реактивное топливо, зимнее ди-
зельное топливо с пределами перегонки 240-350°С и температурой
застывания не выше -45°С, а также индустриальные базовые мас-
ла. Если в нефти содержится 1,5-6,0% парафинов, то нефть отно-
сят к парафинистым. Из такой нефти можно без депарафинизации
получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с преде-
лами кипения 240-350°С и температурой застывания не выше
-10°С. Высокопарафинистые нефти содержат более 6% парафина.
Из них летнее дизельное топливо можно получить только после де-
парафинизации. Таким образом, существующая техническая клас-
сификация позволяет оценить общую схему процессов и выбрать
наиболее рациональное направление переработки нефти.
Основные физико-химические характеристики нефтей новых
месторождений приведены в Приложении 1.
Вопросы:
• Дайте определение нефти. Назовите основное отличие нефти
от индивидуальных органических веществ.
• Какими физическими свойствами характеризуются нефти?
• Укажите, какие гомологи углеводородов входят в состав
нефтей?
• Дайте характеристику гетероатомных соединений нефти.
• Какие сернистые соединения содержат нефти?
• Какие соединения азота содержат нефти?
• Какие соединения кислорода содержат нефти?
• Дайте характеристику нефтяных смол.
• Дайте характеристику нефтяных асфальтенов.
• Назовите основные принципы классификации нефтей.
• Как классификация нефтей связана с процессами их перера-
ботки?
1.7. Методы исследования состава
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
В производственных и отраслевых лабораториях по методикам
определяют групповой углеводородный состав, фракционный со-
став и ряд физических свойств углеводородных систем — плот-
ность, вязкость, температуру застывания, коксуемость по Конрад-
сону и т. д. Для определения фракционного состава используют
дистилляцию и ректификацию. Например, по результатам отбора
узких фракций строят кривые разгонки нефти или кривые истин-
ных температур кипения (НТК) и устанавливают потенциальное
содержание в нефтях бензиновых, керосино-газойлевых, дизель-
ных фракций.
Кроме того, эти фракции могут изучаться более углубленно и
подвергаться дальнейшему разделению на компоненты с примене-
нием препаративной хроматографии, экстракции и т. д. При груп-
повом анализе определяют отдельно содержание парафиновых,
нафтеновых, ароматических и смешанных углеводородов. При
структурно-групповом анализе углеводородный состав нефтяных
фракций выражают в виде среднего относительного содержания
в них ароматических, нафтеновых и др. циклических структур,
а также парафиновых цепей и иных структурных элементов.
С применением физических методов хромато-масс-спектроскопии,
масс-спектроскопии, ЯМР-, ИК-спектроскопии и т. д. рассчиты-
вают качественный и количественный состав узких нефтяных
фракций. В настоящее время определение полного углеводород-
ного состава возможно только для легких и средних фракций.
Краткое описание и указание основных аналитических методов
исследования углеводородных систем и веществ, общепринятых
на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии, приведены
в Приложении 2.
Несмотря на развитие инструментальных методов исследова-
ния, в настоящее время определение полного углеводородного со-
става возможно только для легких и средних фракций. Это связа-
но с рядом серьезных ограничений, которые возникают при приме-
нении аналитических методов к сложным многокомпонентным уг-
леводородным системам. Взаимодействия молекул между собой
приводят к серьезным отклонениям от ожидаемого результата.
Так, например, установлено, что обработка данных спектроскопии
ЯМР приводит к заниженному количеству ароматических групп,
так как не учитывается взаимодействие стабильных свободных ра-
дикалов нефтяных сред с протонами органических молекул. Тем
не менее, существует ряд общих физико-химических закономерно-
стей, которые позволяют проводить инженерные расчеты процес-
сов переработки углеводородных систем.
Для оперативного прогнозирования неблагоприятного течения
технологических процессов переработки углеводородных систем
и соответствующего изменения их физико-химических свойств, что
может вызвать снижение качества продукции, повышение пожа-
ровзрывоопасности и ухудшение экологической обстановки, суще-
ствующих стандартных методов анализа (Приложение 2) недоста-
точно. Необходимы исследования совокупности свойств углеводо-
родных систем как единого целого. Исследования в этой области,
проведенные за последние 20 лет, дают возможность такой оценки.
На основе этих исследований можно с уверенностью сказать, что,
несмотря на разнообразие природных и техногенных углеводород-
ных систем, существуют общие закономерности, которые мало
зависят от свойств индивидуальных веществ и определяются пове-
дением углеводородной системы. Перечислим некоторые из этих
закономерностей.
Закономерности распределения состава углеводородных сис-
тем по температурам кипения. С начала 70-х годов появился ряд
публикаций А. С. Эйгенсона, в которых описана универсальная
закономерность — нормального (Гауссова) распределения компо-
нентов и фракций в углеводородных системах, находящихся в ме-
тастабильном термодинамическом равновесии, по стандартным
(приведенным к атмосферному давлению) температурам кипения
(СТК). В отличие от ранее опубликованных работ Нельсона,
Эйгенсоном высказано предположение о связи равновесности сис-
темы с нормальным распределением фракционного состава:
F = (27iot)-0-5 ехр[-(7\ - 0)2/<т2], (1-3)
где F — массовая доля соответствующей фракции; 7\, Q — темпе-
ратуры кипения фракции и углеводородной системы, °C; <jt — со-
ответствующая дисперсия.
Закономерность (1.3) используется в ректификации для рас-
чета массовых долей углеводородных фракций с определенными
температурами кипения. Разработаны соответствующие программы
и алгоритмы продления кривой разгонки углеводородных систем.
Связь молекулярной массы с температурой кипения углеводо-
родных систем. Среди этой группы общих закономерностей, ха-
рактерных для углеводородных систем, известны формулы, связы-
вающие среднечисловую молекулярную массу с СТК:
М = 60 + 0.3t + O.OOlf2 (1.4)
М = 7К~ 21,5 + (0,76 - 0,04К)£ + (0,001К - 0,00245)i2, (1.5)
где М — среднечисловая молекулярная масса углеводородной сис-
темы в углеродных единицах; t — температура, °C; К — так назы-
ваемый характеристический фактор системы
К= 1,216 (t + 276,l6)1/3pl5,
Pt5 ~ относительная плотность фракции при 15°С,
Pis “ O>994p2o + 0,0093,
P20 — относительная плотность фракции при 20°С.
Для расчета молекулярных масс узких углеводородных фрак-
ций используется формула:
М = (160 - 5К) - 0,075£ + 0,0001К£2. (1.6)
Преимущество данной формулы — ее применимость к боль-
шинству углеводородных систем.
Определение свойств углеводородных систем по спектрам
поглощения. Для исследования свойств углеводородных систем
предложено использовать спектры поглощения в УФ и видимой
областях спектра. Получены линейные соотношения между удель-
ным коэффициентом поглощения и молекулярными массами ас-
фальтенов различных нефтей, найдены линейные корреляции
между коэффициентами поглощения и выходом углерода из
нефтяных остатков, а также с нагарообразующей способностью
бензинов и масел. В дальнейшем это направление поиска взаимосвязи
свойств и коэффициентов поглощения получило новое развитие,
сформулирован и теоретически обоснован принцип квазилинейной
связи коэффициента поглощения с физико-химическими характерис-
тиками углеводородных систем (принцип “спектр-свойство”):
Z - Л + ВКь (1.7)
где — удельный коэффициент поглощения, определенный
по спектрам растворов углеводородных систем в электромагнитном
спектре в УФ, ИК и видимом диапазоне при определенной анали-
тической длине волны; Z — физико-химические свойства системы;
А, В — коэффициенты, слабо зависящие от природы углеводород-
ных систем.
Установлено, что закономерности (1.5) универсальны для всех
видов веществ во всем электромагнитном диапазоне испускания
и поглощения излучения веществом. Относительная ошибка опре-
деления свойств не превышает 5-10%. Более того, оказалось воз-
можным предсказывать химическую активность смесей в процес-
сах деасфальтизации, растворения, термических процессах. На ос-
нове данных закономерностей разработаны способы определения
физико-химических свойств углеводородных систем по молярным
коэффициентам поглощения толуольных разбавленных растворов.
Предлагаемые экспрессные методы позволяют определять различ-
ные свойства углеводородных систем, например: молекулярную
массу, вязкость, плотность, коксуемость по Конрадсону, показате-
ли термостойкости, показатели реакционной способности и т. д.
(табл. 1.12). Время определения большинства физико-химических
характеристик сокращается от нескольких часов до 20-25 минут.
Таблица 1.12
Некоторые корреляции, связывающие коэффициент поглощения
растворов и свойства углеводородных систем Z — А + ВК;.
Свойство системы Z Коэффициенты Одна из ана- литических длин волн X, н> Тип систем
А* ** В”
Относительная плотность 0,8982 0,0101 345 Все тяжелые неф- тепродукты, нефть, прямогонные ос- татки и полимер- ные смолы
Коксуемость по Конрад- сону, % масс. 2,02 7,30 455 Прямогонные неф- тепродукты, поли- меры, олигомеры, вторичные нефте- продукты, поли- мерные смолы, АСВ
Энергия активации вяз- кого течения, кДж/моль 1,04 19,88 476 Вторичные остат- ки, нефтеполиме- ры, олигомеры
Молекулярная масса 356 1033,2 667 Олигомеры, тяже- лые остатки, АСВ
Содержание Н, % масс. Содержание С, % масс. 12,25 86,11 0,08 0,09 294 То же
Нагарообразующая спо- собность 0,0165 5,8-Ю-3 400 Тяжелые топлива
Показатели термостой- кости: температура на- чала разложения, °C 166 5,38 294 Средние и тяже- лые фракции типа газойлей, жидкие при комнатной тем- пературе
* Константа А — имеет размерность свойства Z;
** В — имеет размерность свойства Z, умноженную на размерность КЛ в ми-
нус первой степени (л-1 • моль1 • см1).
Следует отметить, что закономерности типа (1.7) хорошо выполня-
ются для разбавленных растворов углеводородных систем в орга-
нических растворителях. Для твердых и нерастворимых веществ
эти зависимости неприменимы.
Таким образом, разработанные спектроскопические методы эксп-
рессного определения показателей качества многокомпонентных сме-
сей легко поддаются автоматизации и могут быть использованы в ис-
следовании свойств углеводородных систем и мониторинге окружаю-
щей среды. Но для успешного внедрения спектральных методик на
производстве необходима их метрологическая аттестация и приведе-
ние в соответствие с существующими международными стандартами.
Вязкость и вязкостно-температурные свойства углеводород-
ных систем. Вязкость является одной из важнейших характерис-
тик природных и техногенных углеводородных систем. Она опре-
деляет подвижность жидких углеводородных сред в условиях
транспортировки, эксплуатации двигателей, машин и механизмов,
существенно влияет на расход энергии при фильтрации, перемеши-
вании. Как и другие характеристики, вязкость углеводородных си-
стем зависит от их химического состава и определяется силами
межмолекулярного взаимодействия. Чем выше энергия межмоле-
кулярного взаимодействия и температура кипения нефтяной фрак-
ции, тем больше ее вязкость. Наибольшей вязкостью обладают
высокомолекулярные, высококипящие фракции и смолисто-ас-
фальтеновые вещества. Среди классов углеводородов наименьшую
вязкость имеют парафиновые, максимальную — АСВ. Возрастание
числа атомов химических групп и циклов в молекулах цикланов
и аренов, а также удлинение их боковых цепей приводят к повы-
шению вязкости. В технических требованиях на нефтепродукты
обычно нормируется вязкость при 50 и 100, реже 20°С. Для опре-
деления вязкости существуют много соотношений. Наиболее часто
употребляется формула Вальтера:
Iglg (v + 0,6) = А - В IgT, (1.8)
где v — кинематическая вязкость; А и В — постоянные величины.
Приведенными зависимостями не исчерпываются общие свой-
ства многокомпонентных смесей. Отметим, что, несмотря на про-
гресс химии и физики, универсальных методов анализа не суще-
ствует, и к выбору направлений исследования надо подходить
с учетом особенностей химического состава и физико-химических
свойств углеводородных систем.
Вопросы:
• Перечислите основные методические аналитические приемы
при исследовании углеводородных систем.
• Дайте определение групповому и фракционному составу
нефтей.
• Какие методы определения основных свойств дизельных топ-
лив вы знаете?
• Какие методы определения свойств бензинов вы знаете?
• Какие методы определения основных свойств нефтей вы знаете?
• Какие стандартные методы определения свойств реактивных
топлив существуют?
• Какие методы определения свойств газов существуют?
• Какие методы определения свойств битумов существуют?
• Какие методы определения серы в углеводородных системах
существуют?
• Какие хроматографические и спектральные методы вам изве-
стны?
• Перечислите основные методы исследования ИТК углеводо-
родных систем.
• В чем заключается метод Эйгенсона?
• Какие методы определения молекулярной массы углеводо-
родных систем вам известны?
• Как используются УФ- и видимые спектры для исследова-
ния свойств углеводородных систем?
1.8. Общая характеристика
НЕФТЕПРОДУКТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Переработкой природных углеводородных систем производят
широкую гамму ценных продуктов, включая ароматические угле-
водороды, полимеры и высококачественные компоненты топлива.
Наибольшее разнообразие полезных продуктов образуется в ре-
зультате переработки нефти. В настоящее время на предприятиях
топливно-нефтехимического профиля получают свыше 800 различ-
ных нефтепродуктов. Продукты переработки нефти можно разде-
лить на следующие основные группы, отличающиеся по составу,
свойствам и областям применения: I — жидкие топлива; II — неф-
тяные масла; III — пластичные смазки; IV — парафины и цере-
зины; V — битумы и композиции на их основе; VI — технический
углерод (сажа); VII —нефтяной кокс; VIII — присадки к топли-
вам и маслам; IX — ароматические углеводороды; X —нефтяные
пеки, XI — прочие нефтепродукты специального назначения.
I. К жидким топливам относят: 1) карбюраторные топлива
(бензины) для авиационных и автомобильных двигателей; 2) реак-
тивные; 3) дизельные; 4) газотурбинные; 5) котельные топлива;
6) судовые топлива; 7) печные топлива; 8) сжиженные газы ком-
мунально-бытового назначения. Авиационные бензины представля-
ют собой смесь бензиновых фракций прямой гонки, каталитическо-
го крекинга и риформинга, алкилата и других компонентов с до-
бавкой антидетонационных и антиокислительных присадок. Авто-
мобильные бензины — смеси бензиновых фракций прямой гонки,
а также термического и каталитического крекинга, каталитическо-
го риформинга с добавками алкилата, изомеризата, рафинатов
от экстракционного выделения бензола и толуола с добавкой спе-
циальных антидетонационных присадок.
Топливо для авиационных воздушно-реактивных двигателей
(реактивные топлива, авиакеросины) получают в основном прямой
перегонкой нефти. Выпускаются топлива для летательных аппара-
тов с дозвуковой и сверхзвуковой скоростью полета. Различные
марки топлива отличаются друг от друга по фракционному соста-
ву, содержанию общей и меркаптановой серы. Температура начала
застывания авиакеросинов должна быть не выше -60°С. Кроме
того, производятся углеводородные компоненты жидкого ракетно-
го топлива на основе прямогонных керосиногазойлевых фракций.
Дизельное топливо предназначено для использования в двига-
телях с зажиганием от сжатия. Оно производится из фракций пря-
мой перегонки нефти и вторичных процессов переработки. Выпус-
кается несколько сортов дизельного топлива: топливо для быстро-
ходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судо-
вой техники (марки Л — летнее, 3 — зимнее, А — арктическое),
которые различаются по температуре застывания и содержанию
серы. Другой сорт дизельного топлива — топливо для среднеобо-
ротных и малооборотных дизелей; различие между видами топлив
определяется вязкостью и температурой застывания.
Газотурбинные топлива используются в газовых турбинах, ус-
тановленных на речных и морских судах, стационарных и пере-
движных электростанциях. Сырьем для производства газотурбин-
ного топлива служат дистилляты коксования, термического кре-
кинга, прямой перегонки.
Печные топлива предназначаются для сжигания в спе-
циальных печах бытового назначения. Сырьем для печных топлив
являются дистиллятные фракции прямой перегонки нефти и вто-
ричиых процессов. В этих топливах обычно нормируются фракци-
онный состав, вязкость, зольность. При этом температура вспышки
не должна быть ниже 42°С, а температура застывания —
не выше 15°С.
Котельные топлива состоят из фракций прямой перегонки
нефти, газойлевых и остаточных фракций, полученных при вто-
ричных процессах нефтепереработки или отходов от переработки
масел (экстрактов, асфальтов). Выпускают три сорта котельных
топлив — мазуты флотские, мазуты топочные, мазуты для марте-
новских печей. Топлива различаются условной вязкостью
(от 5°ВУ при 40°С до 16°ВУ при 80°С), а также температурой
застывания (от -5°С до 25°С) и температурой вспышки.
Кроме того, при переработке нефти получают различные газо-
образные углеводородные продукты. Так, сжиженные газы комму-
нально-бытового назначения выпускаются на базе углеводородов
С1-С4, полученных при первичной перегонке, каталитическом
риформинге и каталитическом крекинге. Выпускают марки га-
зов, различающиеся содержанием пропана и бутана: СПБТЗ,
СПБТЛ — смеси пропана и бутана техническая зимняя и летняя
соответственно; БТ — бутан технический. В этих продуктах нор-
мируются массовая доля меркаптановой серы и сероводорода
(не более 0,015%).
II. Нефтяные масла представляют собой высококипящие,
жидкие дистиллятные и остаточные фракции различной вязкости и
степени очистки, предназначенные для обеспечения смазки в раз-
личных механизмах, а также нашедшие разнообразное техническое
применение во многих отраслях промышленности. Нефтяные масла
различаются: по способу выделения из нефти (дистиллятные, оста-
точные, смешанные), по методу очистки (кислотно-щелочной очист-
ки, селективной очистки и т. п.), по областям применения (специаль-
ные, индустриальные и т. д.). Смазочные масла делятся на индустри-
альные, турбинные, компрессорные, трансмиссионные, приборные,
моторные. Индустриальные масла предназначены для смазки
станков, механизмов и машин, работающих в различных условиях
и с различными скоростями и нагрузками. Для машин и механиз-
мов выпускается более 40 марок индустриальных масел.
Вакуумные масла применяются как рабочие жидкости вакуум-
ных насосов. Различают также масла турбинные, компрессорные
и для паровых машин. В эту подгруппу включены масла, работаю-
щие в тяжелых условиях нагрузки, повышенной температуры
и воздействия воды, пара и воздуха. Турбинные масла предназна-
чены для смазки и охлаждения подшипников паровых и водя-
ных турбин и для заполнения систем регулирования паровых тур-
богенераторов. Они должны быть стабильны против окисления.
Компрессорные масла предназначены для смазки цилиндров, кла-
панов и других движущихся частей воздушных компрессоров
и воздуходувок. Это высоковязкие остаточные масла, стабильные
против окисления. Масла для паровых машин (цилиндровые) ис-
пользуются при смазке цилиндров паровых машин, работающих
на насыщенном и перегретом паре. Трансмиссионные и осевые мас-
ла предназначены для смазки трансмиссий автомобилей и тракто-
ров, для зубчатых и гипоидных передач, рулевого управления
и для различных грубых механизмов. Трансмиссионные масла вы-
пускаются без присадок, а также с противоизносными и противоза-
дирными присадками. В последние годы особый интерес представ-
ляют приборные масла, которые служат для смазывания конт-
рольно-измерительных приборов. В подгруппу моторных масел
включены масла для карбюраторных, автомобильных и автотрак-
торных двигателей, дизельные и авиационные. Моторные масла,
как правило, готовятся смешением базовых масел селективной очи-
стки с различными присадками. Авиационные масла для турборе-
активных двигателей готовят из высококачественных нефтей и из
синтетических компонентов (сложных эфиров) с добавлением раз-
нообразных присадок. Масла для карбюраторных автомобиль-
ных двигателей вырабатываются из дистиллятных или смешанных
масел селективной очистки. Для дизельных двигателей выпускает-
ся более 100 марок различных масел. В зависимости от условий
применения основные показатели качества этих масел (вязкость,
индекс вязкости, температура застывания, моторные свойства)
изменяются в широких пределах: индекс вязкости от 45 до 140,
температура застывания от 0 до -43°С. В подгруппу специальных
(несмазочных) масел включены масла, предназначенные не для
смазки, а для применения в качестве рабочих жидкостей в тормоз-
ных системах, в пароструйных насосах и гидравлических устрой-
ствах, а также в трансформаторах, конденсаторах, маслонаполнен-
ных электрокабелях в качестве электроизолирующей среды. Сюда
же относятся медицинское, парфюмерное, поглотительные и неко-
торые другие масла специального назначения. Ко всем этим мас-
лам предъявляются требования высокой чистоты, и для них конт-
ролируются некоторые специальные показатели в зависимости
от условий применения (трансформаторные, вазелиновые, меди-
цинские, конденсаторные, парфюмерные).
III. Пластичные (консистентные) смазки. Пластичные смаз-
ки представляют собой мазе- и пастообразные нефтепродукты,
предназначенные для смазки закрытых, как правило, тяжело-
нагруженных механизмов и для предохранения различных изде-
лий от воздействия внешней среды. Кроме того, некоторые сорта
используются для уплотнения (герметизации) различных систем.
Смазки изготавливаются на базе нефтяных масел, загущенных
мылами, твердыми углеводородами и другими загустителями.
Смазки классифицируются по их консистенции (полужидкие, пла-
стичные и твердые), по типу загустителя (углеводородные, мыль-
ные, неорганические и органические), по области применения (ан-
тифрикционные, защитные и уплотнительные)- Наиболее рас-
пространены антифрикционные смазки — солидол синтетический,
солидол жировой (смазка универсальная среднеплавкая), смазки
типа ВНИИНП и других марок.
IV. Парафины и церезины. В эту группу входят жидкие пара-
фины, твердые нефтяные парафины, твердые пищевые парафины,
церезины. Жидкие парафины, получаемые при карбамидной
и адсорбционной депарафинизации дизельных фракций, являются
сырьем для получения белково-витаминных концентратов, синте-
тических жирных кислот и поверхностно-активных веществ. Твер-
дые парафины выделяются из масляных дистиллятных фракций.
Товарные твердые парафины подразделяются на следующие сорта:
высокоочищенный парафин (марки различаются по температуре
плавления), технический очищенный парафин, парафин для син-
теза, неочищенный спичечный, неочищенный высокоплавкий.
Парафин для пищевой промышленности вырабатывается путем
глубокой очистки. Он отличается полным отсутствием бенз(а)пи-
рена, кислот, щелочей, сульфатов, хлоридов, воды и механических
примесей. Выпускаются марки церезина (смесь предельных угле-
водородов С35—С55 преимущественно алифатического изострое-
ния) с различными температурами плавления.
V. Битумы. Высокомолекулярные углеводородные системы —
битумы получают из тяжелых нефтяных остатков. Существуют
различные технологии производства битумов. Так, остаточные би-
тумы получают методами глубокого концентрирования, окислен-
ные — путем окисления остаточных фракций. Смешением различ-
ных марок получают компаундированные битумы. Битумы пред-
назначены для дорожного строительства, получения кровельных
материалов, гидроизоляции, электроизоляции, приготовления
асфальтовых лаков, полиграфических красок. В последние годы
широкое распространение получили битумы с добавками совмести-
мых полимеров, так называемые битумполимерные материалы.
Битумы отличаются друг от друга по глубине проникания иглы
(пенетрации), температуре размягчения, температуре вспышки.
Кроме того, битумы в зависимости от назначения, характеризуют-
ся растяжимостью (дуктильностью), адгезией, температурой хруп-
кости. По назначению битумы подразделяются на дорожные (вяз-
кие и жидкие), строительные, кровельные, изоляционные, высоко-
плавкие и специальные, например, аккумуляторные.
VI. Технический углерод (сажа) представляет собой мелко-
дисперсный сыпучий порошок черного цвета с частицами диамет-
ром 30-40 мкм; приготавливается на специальных предприятиях
из смолы пиролиза, газойлей каталитического и термического кре-
кинга, природного газа. По способу производства различают сажу
канальную и печную. Технический углерод применяется в каче-
стве: наполнителя пластмасс, резин; стабилизатора полимеров;
пигмента в лакокрасочной промышленности и красителя при изго-
товлении типографских красок.
VII. Нефтяной кокс — это твердый высокомолекулярный,
углеродистый продукт, получаемый коксованием остаточных
фракций в кубах или в необогреваемых камерах в процессах за-
медленного коксования. Кокс используется в производстве анод-
ной массы для выплавки алюминия, графитированных электродов,
углеродных материалов различного назначения, в атомных реакто-
рах для защиты от радиации. Актуально производство анизо-
тропного малосернистого игольчатого кокса из малосернистых
нефтяных остатков для электродной промышленности. Выпуска-
ется ряд марок кокса, различающихся по виду применяемого при
коксовании сырья, по содержанию серы и золы.
VIII. Нефтяные пеки — пластичные высоковязкие, твердые
или полутвердые высокомолекулярные многокомпонентные си-
стемы; получаются путем термической конденсации смолисто-ас-
фальтеновых веществ и конденсированных ароматических
углеводородов; состоят: из мальтеновой у-фракции, растворимой
в жидких алканах; p-фракции асфальтенов, растворимой в бензо-
ле; ctj-полимерной фракции карбенов, растворимой в сероуглероде
или пиридине, и о^-фракции сшитого углеродного полимера типа
кокса, нерастворимого в органических растворителях. В зависимо-
сти от пластических характеристик и содержания серы пеки нахо-
дят различное применение. Пек из малосернистых остаточных дис-
тиллятов термических процессов может использоваться как сырье
для нефтяных углеродных волокон, пеки из нефтяных остатков —
для замены каменноугольных пеков в электродах алюминиевой
промышленности и металлургии в качестве связующего для
коксобрикетов.
Нефтепереработка связана с производством и использованием
веществ, обладающих рядом специфических свойств (взрывоопас-
ность, пожароопасность, токсичность), что часто является причи-
ной ситуаций, последствия которых отрицательно сказываются
на здоровье человека и состоянии окружающей среды.
Вопросы:
• Назовите основные классы нефтепродуктов.
• Какие марки жидких нефтепродуктов вам известны?
• Назовите основные марки масел и смазок.
• Дайте классификацию топлив.
• Дайте классификацию битумов.
• Какие газы получают из газообразной фракции Cf-C4?
• Как получают различные нефтепродукты в процессах пере-
работки углеводородных систем?
1.9. Характеристики токсичности
И ПОЖАРОВЗРЫВООПАСНОСТИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Для организации безопасной работы с углеводородными система-
ми, т. е. для уменьшения контакта обслуживающего персонала, рабо-
тающего с этими веществами, и для проведения комплекса мероприя-
тий с целью предотвращения отравлений, пожаров, загораний и взры-
вов необходимо знать совокупность опасных для жизнедеятельности
свойств индивидуальных веществ, промежуточных и конечных про-
дуктов переработки. Подавляющее большинство веществ, применяе-
мых в нефтепереработке и нефтехимии, обладает пожаро- и взрыво-
опасными, вредными (токсичными), а также канцерогенными свой-
ствами. Приведем некоторые характеристики этих веществ и их сис-
тем и нормативные требования, вытекающие из классификаций по
степени опасности, а также термины и определения. Из показателей
пожаровзрывоопасности, в соответствии с ГОСТ, наиболее примени-
мы: группа горючести, температура вспышки, температура воспламе-
нения, температурные пределы самовоспламенения. Большинство
углеводородных систем относится к группе горючих веществ, т. е. та-
ких, которые способны к самостоятельному горению в воздухе после
удаления источника зажигания. Углеводородные системы и про-
изводства, в которых они применяются, классифицируют по степени
опасности, показатели которых имеют следующие определения.
Температура вспышки — самая низкая температура горюче-
го вещества, при которой над его поверхностью образуются пары
или газы, способные вспыхивать в воздухе от источника зажига-
ния, но скорость их образования еще недостаточна для устойчиво-
го горения.
Температура воспламенения — температура горючего ве-
щества, при которой оно выделяет горючие пары и газы с такой
скоростью, что после воспламенения их от источника зажигания
возникает устойчивое горение.
К легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ) относятся
горючие жидкости с температурой вспышки в закрытом тигле
не выше 61°С. ЛВЖ подразделяются на особо опасные — имею-
щие температуру вспышки ниже -18°С, постоянно опасные —
с температурой вспышки от -18 до 23°С и опасные при повышен-
ной температуре — с температурой вспышки от 23 до 61°С.
Группа горючести, в зависимости от температуры вспышки,
используется при определении категории производства при пожаре.
Большинство нефтепродуктов, наряду с пожароопасностью,
обладает вредными свойствами.
Вредными веществами называются вещества, которые при
контакте с организмом человека, в случае нарушения требований
безопасности, могут вызвать производственные травмы, професси-
ональные заболевания или отклонения в состоянии здоровья, обна-
руживаемые современными методами, как в процессе работы, так и
в отдаленные сроки жизни настоящего и последующего поколений.
О вредности вещества можно судить по предельно допусти-
мым концентрациям (ПДК) их в воздухе рабочей зоны. ПДК —
это концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней)
работе в течение 8 ч или при другой продолжительности рабочего
дня, но не более 41 ч в неделю, в течение всего рабочего стажа не мо-
гут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья.
Рабочей зоной называется пространство высотой до 2 м над уров-
нем пола или площадки, на которых находятся места постоянного или
временного пребывания работающих в процессе трудовой деятельности.
В соответствии с принятой классификацией, по степени воз-
действия на организм человека вредные вещества, применяемые
в промышленности, подразделяют на четыре класса опасности:
1 — вещества чрезвычайно опасные;
2 — вещества высокоопасные;
3 — вещества умеренно опасные;
4 — вещества малоопасные.
В табл. 1.13 приведены некоторые характеристики опасных
Таблица 1.13
Показатели опасных свойств отдельных веществ, используемых
или получаемых в процессах переработки углеводородных систем
Вещество Темпе ратур; вспыш ки, °C Концентрацион- ные объемные пределы воспла- менения, % Горю- честь, воспламе- няемость, взрыво- опасность пдк, мг/мб Класс опас- ности Плот- ность газов (паров) по воздуху
Ниж- ний Верх- ний
Углеводороды
Ацетилен - 2,50 81,0 ВВ 0,91
Бензол -И 1,43 6,7 ЛВЖ 5 2 2,77
Бутадиен — 2,02 12,5 ГГ 100 4 1,88
н-Бутан — 1,5 8,5 ГГ 2,07
Бутен-1 — 1,81 9,6 ГГ
«-Гексадекан 128 0,47 ГЖ
н-Гексаи -26 1,24 7,5 ЛВЖ 3,00
«-Гептан -4 1,07 6,7 ЛВЖ
н-Додекан 77 0,63 гж
Изобутан — 1,81 8,4 гг
Изобутилен — 1,78 9,0 гг 100 4
Изопентан -52 1,36 7,6 ЛВЖ 2,5
Изопропилбензол 36 0,93 4,2 ЛВЖ 50 4 4,14
о-Ксилол 32 1,00 6,0 ЛВЖ 50 3 3,66
л-Ксилол 25 1,00 6,0 ЛВЖ 50 3 3,66
«-Ксилол 25 1,00 6,0 ЛВЖ 50 3 3,66
Метан — 5,28 15,0 гг 0,55
н-Нонан 31 0,84 ЛВЖ
н-Октан 14 0,94 3,2 ЛВЖ
н-Пентадекан 115 0,50 гж
к-Пентаи -44 1,47 7,8 ЛВЖ 2,50
Пропан — 2,31 9,5 гг 1,56
Пропилеи — 2,30 10,3 гг 1,45
Стирол 31 1,06 5,2 ЛВЖ 5 3 3,58
н-Тетрадекаи 103 0,54 гж 6,83
Толуол 4 1,25 6,7 . ЛВЖ 50 3 3,20
н-Тридекан 90 0,58 гж
2,2,4-Триметил-
пентан -10 1,0 3,2 ЛВЖ
н-Уидекан 62 0,69 гж
Циклогексан -18 1,31 10,6 ЛВЖ 80 4 2,9
Эган — 3,07 15,0 гг 1,05
Этилбензол 24 1,03 3,9 ЛВЖ 3,60
Этилен — 3,11 32,0 ВВ 0,97
Продолжение табл. U3
Вещество Темпе- ратуре вспыш ки, °C Концентрацион- ные объемные пределы воспла- менения, % Горю- честь, воспламе- няемость, взрыво- опасность пдк мг/м3 Класс опас- ности Плот- ность газов (паров) по воздуху
Ниж- ний Верх- ний
Спирты, кислоты, альдегиды, кетоны
«-Амиловый спирт 49 1,48 ЛВЖ 100 4 3,04
Ацетальдегид -38 4,00 55,0 ЛВЖ 5 3 1,52
Ацетон -18 2,10 13,0 ЛВЖ 200 4 2,00
н-Бутиловый спирт 38 1,81 12,0 ЛВЖ 10 3 2,60
«-Гексиловый спирт Изобутиловый: 63 1,23 5,4 ГЖ 10 3
спирт Изопропиловый 28 1,81 7,3 ЛВЖ 200 4 2,56
спирт 13 2,23 12,0 ЛВЖ 200 4 2,10
Метиловый спирт 8 6,7 34,7 ЛВЖ 5 3 1,11
Метиэтил кетон «-Пропиловый -6 1,8 9,5 ЛВЖ 200 4 2,51
спирт 23 2,34 13,5 ЛВЖ 10 3 2,10
Уксусная кислота 38 3,33 22,0 ЛВЖ 5 3 2,0
Формальдегид — 7,0 13,6 ГГ 0,5 2 1,04
Этиленгликоль 112 4,29 6,35 гж 2,15
Этиловый спирт 13 3,61 19,0 ЛВЖ 1000 4 1,60
Уксусный ангидрид 40 1,21 9,9 ЛВЖ 3,50
Соединения, содержащее азот, серу, хлор
Аммиак — 15,5 28,0 гг 20 4 0,59
Анилин 73 1,32 8,3 гж 0,1 2 3,30
Диметилформамид 58 2,35 ЛВЖ 10 2
1,2-Дихлорэтан 12 4,60 16,0 ЛВЖ 10 2 3,40
Диэтиламин -26 1,77 ЛВЖ 30 4
Пиридин 20 1,85 12,4 ЛВЖ 5 2 2,70
Сероводород — 4,0 46,0 гг 10 2 1,19
Сероуглерод -43 1,33 50,0 ЛВЖ 2 2,60
Хлорбензол 25 1,40 ЛВЖ 50 3
Хлорэтан Эфиры - 3,92 гг
«-Амилацетат 25 1,08 ЛВЖ 100 4
н-Бутилацетат 22 1,43 15,0 ЛВЖ 200 4
Дивиниловый эфир <-30 2,00 ЛВЖ
Диметиловый эфир — 3,49 гг
Диоксан-1,4 И 1,87 23,4 ЛВЖ 10 3 3,10
Окончание табл. 1.13
Вещество Темпе ратург вспыш ки, °C Концентрацион- ные объемные пределы воспла- менения, % Горю- честь, воспламе- няемость, взрыво- опасность пдк мг/м Класс опас- ности Плот- ность газов (паров) по воздуху
Ниж- ний Верх- ний
Диэтиловый эфир -43 1,90 ЛВЖ 300 4 2,60
Этилацетат -3 2,28 16,8 ЛВЖ 200 4 3,04
Диметилдиоксан 18 1,97 22,0 ЛВЖ 3 3 4,00
Нефтепродукты и другие вещества Бензин Нормаль 80 -36 1.05 5.16 ЛВЖ 100 4 3,60
Бензин Премиум-95 -36 1,06 5.16 ЛВЖ 100 4 3.60
Бензин супер-98 -38 1.05 5,16 ЛВЖ 100 4 3,60
Водород — 4,00 75,0 гг — — 0,66
Дизельное топливо зимнее летнее Керосин осветитель- ный КО-22 >35 >40 >40 0,61 0,64 ЛВЖ ЛВЖ ЛВЖ 300 4
Масло трансформа- торное Оксид углерода (как побочный продукт горения и крекинга) 150 0,29 12,5 75,0 гж гг 20 4 0,9
Растворитель Р-4 (н-бутилацетата 12%, толуола 62%, ацетона 26%) Тетрагидрофуран -9 -16 1,60 1,78 ЛВЖ ЛВЖ 100 4
Уайт-спирит >33 0,70 ЛВЖ 300 4 —
Этиленоксид - 3,66 80,0 вв 1,0 2 1,52
свойств индивидуальных веществ, используемых или получаемых
в процессах переработки углеводородных систем. Учет указанных
выше характеристик является обязательным элементом в проекти-
ровании соответствующих предприятий нефтепереработки и нефте-
химии и их последующей работы.
Вопросы:
• Назовите основные классы пожароопасных веществ, распро-
страненных в нефтепереработке и нефтехимии.
• Назовите основные классы токсичных углеводородных сис-
тем. Перечислите наиболее опасные.
• Как определяются температуры вспышки, воспламенения
и группы горючести?
• Дайте определение ПДК.
• Вся ли продукция предприятий по переработке углеводород-
ных систем опасна для природы и здоровья людей?
1.10. Переработка углеводородных систем
И ЭКОЛОГИЯ МЕГАПОЛИСОВ
Воздействие на мегаполисы при применении углеводо-
родных систем проявляется в двух направлениях. Во-первых,
со стороны автотранспорта — загрязнение продуктами сгорания
моторных топлив, разливы топлива, смазочных масел и т. д.
Помимо загрязнения атмосферы города, автомобильный комплекс
вносит существенный вклад в загрязнение воды и почвы (взвешен-
ные частицы нефтепродукты, органические растворители, тяже-
лые металлы и их соли). Во-вторых, имеется мощное воздействие
со стороны предприятий по переработке углеводородных систем.
Развитие городов и промышленных районов, а также градо-
строительная политика последних десятилетий привели к тому,
что большинство предприятий по переработке углеводородных
систем, включая нефтеперерабатывающие и нефтехимические
производства, оказались в черте городских мегаполисов. Примеры
таких мегаполисов: Москва, Санкт-Петербург, Омск, Тобольск,
Пермь, Волгоград, Уфа, Стерлитамак, Салават и др. Непо-
средственно в районах, подверженных отрицательному
воздействию со стороны углеводородных систем, проживает
до 50 млн. человек, что составляет свыше 30% населения России.
Негативная роль техногенных загрязнений значительно сказыва-
ется на здоровье людей. По статистическим данным, вследствие
техногенного загрязнения воздуха здоровье населения ухудшается
на 43-45%.
Но при размещении этих опасных производств в мегаполисах
неизбежно возникают новые сложные экологические проблемы.
Поэтому для таких производств охрана окружающей среды и по-
вышение промышленной безопасности должны стать приоритет-
ными направлениями деятельности.
Опасность энергонасыщенных, нефтеперерабатывающих и
нефтехимических предприятий в черте мегаполиса связана
со следующими возможными факторами:
— большими человеческими жертвами;
— крупными материальными потерями;
— чрезвычайно негативным психологическим воздействием
на общество;
— загрязнением воздуха, что приводит к росту числа заболе-
ваний дыхательных путей и аллергических заболеваний;
— постоянным кумулятивным загрязнением воды, грунтовых
вод и почвы, вызывающим рост желудочно-кишечных,
онкологических заболеваний и болезней иммунной системы;
— последствиями катастрофического состояния городской эко-
системы, которыми являются крайне высокие значения
детской заболеваемости (до 30%), особенно болезнями
нервной системы и врожденными пороками.
Один из путей уменьшения отрицательного воздействия авто-
транспорта на городскую среду — усовершенствование обычных
бензиновых и дизельных автомобилей, включающее применение
непосредственного впрыска топлива, электронного управления,
нейтрализатора отработавших газов и других систем, без которых
эксплуатация машин во многих развитых странах запрещена.
Но повсеместное применение нейтрализаторов отработанных газов
в ближайшие годы не представляется возможным. Поэтому одним
из основных путей снижения вредных выбросов остается улучше-
ние качества топлив. Производство автобензинов с улучшенными
экологическими свойствами, с повышающими октановое число, мо-
ющими и антидымными присадками позволяет существенно улуч-
шить сгорание топлива в двигателях и снизить выбросы вредных
газов с выхлопными газами. По современным нормам требуется
снижение содержания серы и бензола в бензинах и дизельных топ-
ливах. Применение добавок и моющих присадок к топливам спо-
собствует снижению выбросов оксида углерода СО на 20-30% и
сокращению расхода топлива па 2-4%. Перечисленные показатели,
в значительной мере влияющие на выбросы загрязняющих веществ
карбюраторными двигателями, должны соответствовать требовани-
ям международного стандарта EN 228, а также требованиям проек-
та нового российского стандарта на автомобильные бензины (гла-
ва 4). Таким образом, существуют пути решения вопроса улучше-
ния экологической напряженности мегаполисов путем обеспечения
автотранспорта моторными топливами с улучшенными экологиче-
скими характеристиками на уровне европейских стандартов.
Экологические проблемы загрязнения мегаполисов углеводо-
родами и продуктами их сгорания ярко проявляются в Москве.
Сегодня Москва и прилегающие окрестности — один из самых
урбанизированных регионов мира. На площади в 0,3% от всей тер-
ритории России проживает около 16 млн. человек (10% населения
страны). Высокая плотность населения, насыщенность промыш-
ленными объектами и транспортом резко обостряют проблемы
безопасности. Одним из главных виновников загрязнения является
автомобильный транспорт. Ежегодный ущерб, наносимый автомо-
билями городу, оценивается в 150 млн. долларов США. За после-
дние пять лет средняя концентрация оксида углерода в Москве
увеличилась на 100%, оксида азота — на 50%, диоксида азота —
на 37,7%, углеводородов бензиновой фракции — на 130%, фор-
мальдегида — на 26%, бенз(а)пирена — на 33,3%. За последние
два года автопарк Москвы ежегодно увеличивался на 200-250 тыс,
единиц. Сейчас он приближается к 2 млн. автомобилей. К 2005 г.
по прогнозам автомобильный парк может достигнуть 3,3 млн.,
а к 2010 — 4,1 млн. автомобилей. Валовое загрязнение окружаю-
щей среды (при сохранении сложившейся ситуации) может возрас-
ти к 2005 г. в 1,6-1,8 раза, с 2010 г. — более чем в 2 раза. Увели-
чение количества автомобилей негативно сказывается не только
на состоянии атмосферы, но и всей окружающей среды.
Анализ статистических данных показывает, что уровень забо-
леваемости во всех возрастных группах населения Москвы на 15-
20% выше, чем в среднем по России. В Москве высок уровень за-
болеваемости болезнями органов дыхания, которые занимают в
структуре общей заболеваемости у детей около 60%, подростков —
40%, взрослых — 21%), а также системы кровообращения, распро-
страненность которых среди взрослого населения Москвы на 70%
выше, чем в среднем по России. Современная медицина в промыш-
ленных центрах в настоящее время может считаться “экологичес-
кой”, поскольку в 80% случаев заболевание развивается в резуль-
тате разрушительного действия на организм загрязнения среды
обитания. От загрязнения окружающей среды (отрицательное
влияние которой может проявляться задолго до рождения ребен-
ка), в первую очередь, страдают дети. Так, общая заболеваемость
детей (на 1000 детей) первого года жизни в Москве увеличилась
(с 1991 г. по 1998 г.) в 1,6 раза, в т. ч.: перинатальная пато-
логия — в 1,9 раза, врожденные пороки — в 2,5 раза, болезни
нервной системы — в 1,8 раза.
Имеющиеся данные по анализу корреляции динамики загряз-
нения атмосферы и заболеваемости населения показывают, что ди-
намика заболеваемости основными заболеваниями достоверно кор-
релирует с динамикой валового выброса атмосферных поллютан-
тов автомобильным транспортом, промышленными предприятиями
и теплоцентралями. Инициация и прогресс заболевания могут
определяться не только повышенным содержанием отдельных пол-
лютантов в атмосфере, но и их совокупным действием. Следова-
тельно, проблема размещения промышленных предприятий в го-
родских мегаполисах должна рассматриваться глобально с учетом
всех видов загрязнений.
Одна из причин повышенной опасности предприятий по пере-
работке углеводородных систем связана с неконтролируемым выб-
росом горючих сред и появлением взрывоопасных облаков топлив-
но-воздушной смеси, которые могут образовываться при регламен-
тном режиме работы технологического оборудования и аварийной
его разгерметизации. Для нефтеперерабатывающих и нефтехи-
мических производств России автором книги разработана методо-
логия комплексного подхода к решению проблемы повышения
уровня экологической и промышленной безопасности производ-
ственных объектов (глава 5). Этот подход включает не только ана-
лиз опасности и оценку риска нефтеперерабатывающего производ-
ства, но и разработку и внедрение системы мониторинга окружаю-
щей среды, предупреждение возможных аварийных ситуаций
и оперативное принятие мер по их устранению.
Важнейшим направлением деятельности предприятий по пере-
работке углеводородного сырья, расположенных в черте мегаполи-
са, является совершенствование технологических процессов и обо-
рудования. Это основной фактор в повышении уровня экологиче-
ской и промышленной безопасности производства. На предприяти-
ях по переработке углеводородных систем необходимо проводить
оптимизацию режимов, повышение КПД установок, снижение не-
допотребления и топливно-энергетических ресурсов, что, в конеч-
ном счете, приводит к значительному снижению опасных выбросов
в окружающую среду и предотвращению аварийных ситуаций.
Больший эффект может дать реконструкция установок, например,
особый интерес представляет применение жидкостно-газовых
струйных аппаратов для получения вакуума и сжатия газов. Разра-
ботанная на их базе вакуумсоздаюшая система для ректификаци-
онных колонн позволяет исключить подачу пара и воды и значи-
тельно снизить содержание сероводорода в промышленных стоках.
С целью исключения негативного воздействия факельных газов
на окружающую среду целесообразно использовать газо-жид-
костные струйные компрессоры для сжатия газа с применением
в качестве рабочей среды жидкости — сорбента кислых компонен-
тов (например, моноэтаноламина). В этом случае одновременно
происходит очистка газа, что позволяет получать очищенный газ
и использовать его в дальнейшем для технологических нужд.
Совершенствование процесса каталитического крекинга нефтяного
сырья должно быть направлено на снижение выбросов экологи-
чески вредных веществ, в частности катализаторной пыли, и вклю-
чать оптимизацию технологических параметров, внедрение высоко-
эффективных каталитических систем и реконструкцию основных
узлов установок. Это было лишь краткое перечисление, так как
более подробно эти вопросы будут обсуждаться в последующих
главах книги.
Другим важным направлением защиты окружающей среды
в процессах переработки углеводородного сырья является органи-
зация малоотходных ресурсосберегающих технологий. Примером
является организация производства композиционных материалов
на основе тяжелых нефтяных остатков (кровельные, гидроизоля-
ционные, антикоррозионные мастики, дорожные вяжущие). Акту-
альна утилизация получаемых при нефтепереработке непредельных
углеводородов (пропилена, бутиленов) путем создания комплексов
производства полипропилена (ПП) и МТБЭ. В США, Японии,
Европе на душу населения производится от 7 до 15 кг ПП в год,
а в России — менее 2 кг, и потребность намного опережает производ-
ство (если в 1995 г. эта разница в РФ составляла 300 тыс. т/год,
то по прогнозам к 2005 г. эта величина составит - 580 тыс. т/год).
Поэтому одной из первоочередных задач является интенсификация
процессов производства нефтехимической продукции.
При решении экологических проблем значительную роль игра-
ют такие процессы, как переработка нефтяных остатков, рацио-
нальное использование вторичных продуктов основного производ-
ства и получение целевых продуктов, что обеспечивает решение не
только экономических проблем, но и снижение экологической на-
пряженности на предприятии. Задача максимального вовлечения
тяжелых нефтяных остатков в переработку является весьма акту-
альной в условиях усиливающегося спроса на нефтепродукты
и возрастающих требований к их качеству, повышению безопас-
ности и зашиты окружающей среды. В этом аспекте должна быть
принята концепция системного подхода к решению проблемы,
заключающаяся не только в рассмотрении сырья и продуктов про-
цессов нефтепереработки как дисперсных систем, позволяющая
комплексно оптимизировать переработку нефтяных остатков,
но и выбрать направление на получение материалов с улучшенны-
ми экологическими параметрами. Существует большое количество
разнообразных композиционных материалов различного назначе-
ния по собственным техническим условиям предприятий-изготови-
телей для утилизации того или иного отхода производства с раз-
личными экзотическими ингредиентами и добавками с целью улуч-
шения эксплуатационных характеристик. Но вместе с тем возни-
кает другая проблема, которая может свести на нет полученные
положительные факторы, а именно, отсутствие ПДК и токсиколо-
гических характеристик новых материалов. Большинство компози-
ционных материалов участвует в непосредственном контакте с че-
ловеком, следовательно, предъявляемые к ним требования эколо-
гической безопасности весьма существенны. Поэтому в каждом
конкретном случае требуется тщательная гигиеническая экспертиза
готового продукта — компаунда, так как при смешении компонентов
не исключено синергетическое увеличение токсичности.
Отметим, что современная цивилизация создала особую среду
обитания — техносферу. Интенсивное развитие этой второй систе-
мы, параллельной биосфере, породило экологический кризис.
Пока масштабы воздействия людей на окружающую среду
были не столь велики, ее восстановление лежало за границей сфе-
ры производства. Однако при продолжающихся в настоящее время
тенденциях освоения природы естественная биосфера может быть
уничтожена. Для предотвращения глобальной экологической ката-
строфы человечество должно принять концепцию устойчивого раз-
вития, в основе которой лежит бережное отношение к природным
ресурсам и экологическому потенциалу планеты. Необходимы ог-
раничения в области эксплуатации природных ресурсов с учетом
способности биосферы справляться с последствиями человеческой
деятельности. Необходим качественно новый подход к оценке воз-
действия загрязнителей на окружающую среду — биологический
мониторинг окружающей среды. В этом случае биологические
объекты (микроорганизмы, культуры микроорганизмов, расти-
тельных объектов ит. д.) выступают в качестве датчиков состоя-
ния окружающей среды. Человек сам является частью биосферы,
и по реакции его организма на состояние окружающей среды,
например, по реакции такой интегрирующей системы, как клетки
периферической крови, можно определить степень пригодности
сред обитания для человека. Следует отметить следующий
факт, что жизненно важные экологические проблемы нельзя
решить в отдельно взятой стране. Интегрированные процессы
рассматривались академиком В. И. Вернадским как проявление
“ноосферы” — сферы планетарного разума, отрицающей государ-
ственные границы. Ноосфера — высший этап развития земной
природы, результат совместной эволюции природы и общества:
будущее биосферы при разумной деятельности человека приобре-
тает новую функцию — гармоничной стабилизации условий жизни
на планете. Однако эпохе ноосферы должна предшествовать
глубокая социально-экономическая реорганизация общества, на-
правленная, как уже указывалось выше, на бережное отношение
к природе.
В условиях формирования новых планетарных ценностей
в области охраны окружающей среды нефтегазовый комплекс мо-
жет стать одним из главных действующих сил в решении проблем
безопасности, от которых зависит будущее поколений.
Вопросы:
• Назовите основные отрицательные техногенные воздействия
на мегаполисы со стороны углеводородных систем.
• Какие мероприятия следует проводить с целью снижения
экологической опасности углеводородных систем в мегаполисах?
• Какие пути повышения экологической безопасности пред-
приятий по переработке углеводородных систем известны?
• Приведите примеры технологических мероприятий по сниже-
нию экологической опасности на предприятиях топливно-нефтехи-
мического профиля.
Литература к главе 1
1. Абросимов А. А. Состояние российской нефтепереработки — вызов
XXI веку? // Сб. докл. Междунар, конгр. “Нефтяной комплекс
России на пороге XXI века”. — Вена, 1999,— С. 13.
2. Абросимов А. А. Экологические аспекты производства и примене-
ния нефтепродуктов. — М.: БАРС, 1999.— 732 с. ’
3. Абросимов А. А., Топольский Н. Г., Федоров А. В. Автоматизиро-
ванные системы управления противопожарной защитой нефтепере-
рабатывающих производств.— М.: Академия ГПС МВД России,
2000.- 240 с.
4. Алекперов В. Экономика нуждается в “экологизации” // Нефть
России.- 1999.- № 2.— С. 32.
5. Ахметов С. А. Физико-химическая технология глубокой переработ-
ки нефти и газа: Учеб, пособие. Ч. 2.— Уфа: Изд-во УГНТУ,
1997,- 304 с.
6. Батуева И. Ю., Гайле А, А., Поконова Ю. В. и др. Химия нефти.—
Л.: Химия, 1984. 360 с.
7. Бронфин И. Б. Экологическое законодательство России в XXJ веке
и его влияние иа развитие нефтеперерабатывающего комплекса Рос-
сии // Сб. докл. Междунар, конгр. “Нефтяной комплекс России
на пороге XXI века”.— Вена, 1999.— С. 63.
8. Галаджий И. Что нас ждет за горизонтом // Нефть и газ России. —
1999.- № 12. - С. 5-15.
9. Доломатов М. Ю. Физико-химические основы новых методов иссле-
дования сложных многокомпонентных систем. Перспективы практи-
ческого использования. — М.; ЦНИИТЭнефтехим, 1991.— 72 с.
10. Калабеков А. Л. Проблемы экологии. Об эффективности оценок
загрязнения городской среды.— М.: Прима-Пресс-М, 1999.— 84 с.
И. Левинтер М. Е., Ахметов С. А. Глубокая переработка нефти.— М.:
Химия, 1992.— 224 с.
12. Лосев А. В., Провадкин Г. Г. Социальная экология,— М.:
ВЛАДОС, 1998.- 312 с.
13. Магарил Е. Р. Экологические свойства моторных топлив.— Тю-
мень; Изд-во ТГНУ, 2000.— 171 с.
14. Мазур И. Экономика должна быть экологичной // Нефть Рос-
сии. - 1997.- № 10,- С. 3.
15. Маиырин В., Позднышев Г. Кладбище нефтяных отходов — не удел
России // Нефть России.— 1997.— № 10,— С. 12.
16. Миллер Т. Жизнь в окружающей среде. В 2-х т,— М.: Пангея,
1993.
17. Миркин Б. М., Наумова Л. Г. Популярный экологический сло-
варь,— Уфа; Китап, 1997.— 200 с.
18. Небел Б. Наука об окружающей среде. В 2-х т. — М.: Мир, 1993.
19. Поконова 10. В. Химия высокомолекулярных соединений нефти.—
Л.: ЛГУ, 1980.- 172 с.
20. Сафиева Р. 3. Физико-химические основы технологии переработки
нефти,— М.: Химия, 1998.— 448 с.
21. Седых А. Обратная сторона “суперчистого” топлива // Нефть Рос-
сии.- 1997,- № 10.- С. 15.
22. Сергиенко С. Р.,Таимова Б, А..Талалаев Е. И, Высокомолекуляр-
ные неуглеводородные соединения нефти.— М.: Наука, 1979. —
269 с.
23. Унгер Ф. Г., Андреева Л. Н. Фундаментальные аспекты химии
нефти. Природа смол и асфальтенов,— Новосибирск: Наука,
1995,- 192 с.
24. Хайрудинов И. Р., Жирнов Б. С. Химия горючих ископаемых.—
Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998,- 224 с.
25, Химическая энциклопедия. Т. 3,— М.: Большая энциклопедия,
1992.- С. 230-238.
26. Шершун В. Г., Кореляков М. В., Золотарев В. Л. Проблемы и при-
оритеты развития русской нефтепереработки и нефтехимии в первом
десятилетии XXI века // Нефтепереработка и нефтехимия,—
2000.- №1,- С.З.
27. Шилов И. А. Экология.— М.: Высшая школа, 2000,— 512 с.
28. Эйгеисон А. С. Опыт генетической интерпретации компонентно-
фракционного состава и химических характеристик пластовых и ре-
зервуарных нефтей: Препринт № 15 ИНХ СО АН СССР. — Томск,
1991.- 45 с.
29. Эйгенсон А. С., Шейх-Али Д. М. Закономерности компонентно-
фракционного состава и химических характеристик пластовых и ре-
зервуарных нефтей: Препринт ИХН СО АН СССР.— Томск,
1986.- 67 с.
30. Экология, здоровье и природопользование в России / Под ред.
В. А. Протасова.— М.: Финансы и статистика, 1995.— 528 с.
Глава 2
Взрывы и пожары,
ИХ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ.
Пути управления
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТЬЮ
ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Цель данного раздела — изучение причин возникновения и на-
правлений прогнозирования пожаров и взрывов при переработке
углеводородных систем, а также анализ путей управления пожа-
ровзрывобезопасностью.
В настоящее время предприятия по переработке углеводород-
ных систем являются одним из главных источников напряженной
экологической обстановки. Это связано с выбросами чрезвычайно
вредных веществ и экстремальными ситуациями, к которым отно-
сятся аварии, взрывы, пожары.
Развитие нефтеперерабатывающей и нефтехимической про-
мышленности, высокая энергонасыщенность предприятий сопро-
вождаются ростом количества пожаров и объемных огненных
взрывов топливно-воздушных смесей (ТВС). Растут и масштабы
катастроф. Поэтому увеличивается ущерб, наносимый со стороны
соответствующих предприятий, населению, природной среде. Это
означает, что повышение пожаровзрывобезопасности (ПВБ) неф-
теперерабатывающих и нефтехимических комплексов является
важнейшей составной частью обеспечения защищенности населе-
ния от угроз техногенного и экологического характера.
Известно, что ежегодно в мире, например на нефтеперерабаты-
вающих предприятиях, происходит до 1500 аварий, 4% которых
связаны с массовой гибелью людей; материальный ущерб в сред-
нем составляет свыше 100 млн. долл, в год. Аварийность предпри-
ятий непрерывно растет. Так, в США за тридцать лет число ава-
рий в нефтепереработке увеличилось в 3 раза, число человеческих
жертв — почти в 6 раз, материальный ущерб — в И раз.
Основную опасность для промышленной территории объектов
нефтепереработки представляют аварийная загазованность, пожа-
ры и взрывы. Из них пожары составляют 58,5% от общего числа
опасных ситуаций; загазованность — 17,9%; взрывы — 15,1%;
прочие опасные ситуации — 8,5%. Пожары и взрывы на открытых
технологических установках возникают в ситуациях, которые харак-
теризуются неконтролируемым выбросом горючих сред в атмосферу,
загазованностью территории и образованием взрывоопасного облака
ТВС, наличием источника зажигания.
2.1. Актуальность
ПРОБЛЕМЫ ПОЖАРОВ И ВЗРЫВОВ
ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Характерной особенностью систем ПВБ предприятий по пере-
работке углеводородных систем (УВС) является борьба с угрозами
возникновения пожаров и взрывов внутри производственных зда-
ний, технологических установок на территории предприятий
и за их пределами. Проблемы возникают вследствие аварийных
и технологических выбросов пожаровзрывоопасных веществ в ат-
мосферу, разливов нефти, нефтепродуктов и попадания их в по-
чву, грунтовые и сточные воды. Напомним, что на долю предприя-
тий нефтеперерабатывающей промышленности приходится почти
половина выбросов пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу.
Как уже отмечалось ранее, актуальность повышения ПВБ
предприятий по переработке углеводородных систем объясняется
следующими факторами:
— концентрацией углеводородных систем с большей теплотой
сгорания. Высокое давление насыщенных паров и, как следствие,
взрывоопасность углеводородных систем и повышенная способ-
ность загрязнять опасными выбросами атмосферу;
— наличием потенциальных опасностей (объемных пожаров и
взрывов), вызывающих материальные и людские потери, что сле-
дует из свойств, перечисленных выше;
— опережающим развитием объемов производства и отстава-
нием темпов развития природоохранных мероприятий, что харак-
терно для современного производства;
— появлением трудно утилизируемых отходов производства и
новых видов отходов, применение и способы переработки которых
пока не найдены;
— чрезвычайно высокой энергонасыщенностью объектов неф-
теперерабатывающей промышленности. Так, типовой НПЗ произ-
водительностыо 10-15 млн. т/год сосредотачивает на своей терри-
тории от 200 до 500 тыс. т углеводородного топлива, энергосодер-
жание которого эквивалентно 2-5 мегатоннам тротила;
— интенсификацией технологии, ростом единичных мощно-
стей аппаратов, вследствие чего такие параметры, как температу-
ра, давление, содержание пожаровзрывоопасных веществ растут и
приближаются к критическим;
— несовершенной технологией сбора и утилизации пожаро-
взрывоопасных компонентов нефтепродуктов, попавших в окружа-
ющую среду.
Номенклатура выпуска заводов с передовой технологией
по переработке УВС расширилась. Многие из изготавливаемых
продуктов, например, топлива, растворители, полимеры пожа-
ровзрывоопасны. Экономическая целесообразность группировки
промышленных предприятий в мегаполисах ведет к созданию
индустриальных комплексов, в которых узлы энергораспределе-
ния, тепло- и газоснабжения размещаются в местах проживания
населения.
Вследствие внедрения в последние годы высокоинтенсивных
технологических процессов по переработке УВС, а также устано-
вок большой мощности возникли принципиально новые требова-
ния по обеспечению безопасности этих производств:
— обеспечение высокой надежности функционирования про-
изводств с целью уменьшения аварийных выбросов пожаровзрыво-
опасных веществ в окружающую среду;
— организация оптимальной работы каждого аппарата и всей
технологической системы с учетом требований энерготехнологии,
экономики и экологии;
— оптимальное распределение нагрузок по аппаратам, реакто-
рам, подсистемам, обеспечивающее наиболее полную регенерацию
энергетических потоков и эффективное использование материаль-
ных ресурсов с целью максимальной утилизации всех возможных
выбросов пожаровзрывоопасных веществ в окружающую среду.
На современном этапе повышение уровня ПВБ неразрывно свя-
зано с комплексным решением экологических проблем всего опас-
ного производства и включает следующие основные направления:
— анализ экологической опасности и оценку риска современ-
ных объектов;
— разработку и внедрение системы экологического монито-
ринга, основными задачами которого являются слежение за качеством
окружающей среды, выявление источников загрязнений пожаро-
опасными и прочими компонентами, предупреждение возможных
аварийных ситуаций и оперативное принятие мер по их устра-
нению;
— совершенствование технологических процессов и реконст-
рукцию оборудования;
— совершенствование систем управления производством, тех-
нологическими процессами, качеством окружающей среды и ПВБ.
Опасность загазованности промышленной территории объек-
тов связана с образованием полей (зон) концентраций углеводоро-
дов, превышающих установленные предельно допустимые значе-
ния и достигающих нижнего концентрационного предела распрост-
ранения пламени (НКПР).
Изучение причин возникновения аварий на основе научной ме-
тодологии позволяет решать важнейшие практические вопросы
промышленной безопасности. Выявление опасных производствен-
ных факторов и зон, их воздействия на прилегающие к предприя-
тиям жилые объекты способствует внедрению новых технологий
обеспечения безопасности и оптимизации мер и средств подавле-
ния развития и локализации аварий. Исследования возникающих
пожаровзрывоопасных зон относятся в основном к изучению зага-
зованности воздушной среды опасных промышленных производств
при нормальном режиме работы технологического оборудования.
Эти исследования носят локальный характер и базируются в боль-
шей части на определении размеров взрывоопасных зон, образо-
ванных одним или несколькими точечными источниками опасных
газовых выбросов. К таким источникам относят: подземные и на-
земные резервуары, автоцистерны наливной эстакады, резервуа-
ры, цистерны сливно-наливных эстакад, поверхности испарения
очистных сооружений, негерметичную запорную арматуру и флан-
цевые соединения технологических установок. Эти источники
ежесуточно могут выделять в атмосферу до нескольких сотен тонн
углеводородных газов.
Ситуация осложняется тем, что периодические анализы возду-
ха на содержание углеводородных выбросов, проводимые завод-
скими лабораториями, ие позволяют достаточно объективно оце-
нить опасность воздушной среды. Поэтому необходимы ком-
плексные экспериментальные и теоретические исследования зага-
зованности воздушной среды территории предприятий при текущем
и аварийном режимах функционирования технологического оборудо-
вания. На базе этих исследований осуществляется разработка авто-
матизированной системы пожаровзрывобезопасности (АСПВБ).
Экспериментальное изучение загазованности промышленной
территории предприятий, образования и рассеивания облаков ТВС
при аварийном истечении или, крупном выбросе углеводородного
топлива представляет большие трудности ввиду значительной
опасности и дороговизны полномасштабных экспериментов. Для
изучения и прогнозирования рассеивания пожаровзрывоопасных
веществ целесообразно проведение математического моделирова-
ния. Однако для расчетов полей аварийной загазованности про-
мышленной территории объектов по переработке углеводородных
систем можно использовать весьма ограниченное число моделей
в связи со спецификой производства, обращающихся в технологии
веществ, рельефа местности и метеоусловий.
Поэтому для таких потенциально опасных предприятий необ-
ходим выбор математических моделей, позволяющих учитывать
особенности возможных аварий. В дальнейшем по эффективным
моделям возможно проведение вычислительных экспериментов
для прогнозирования аварийных ситуаций и опасности загазован-
ности производственного объекта, ближайших жилых районов
и соседних промышленных предприятий.
Вопросам контроля и защиты промышленной территории
от аварийной загазованности стали уделять внимание сравнительно
недавно. Согласно установленным нормам, промышленная терри-
тория открытых технологических установок должна оснащаться
автоматическими газоанализаторами-сигнализаторами. Общие не-
достатки систем противоаварийной защиты, содержащих аналити-
ческие приборы, следующие:
— малоканальность газоанализаторов и, вследствие этого,
неоправданно большое количество вторичных приборов;
— малая информативность, невозможность прогнозирования
опасности аварийной загазованности, отсутствие самодиаг-
ностики;
— неудобство в техническом обслуживании;
— отсутствие контроля исправности и срабатывания систем
защиты;
— отсутствие фиксации аварийных режимов (дата, время,
место, причина и т. д.) в случае загазованности или неис-
правности.
Вместе с тем накоплен значительный опыт по проектированию,
монтажу и эксплуатации автоматизированных систем управления
противопожарной защитой различных объектов, автоматизирован-
ных систем контроля загрязнения воздуха (АСКЗВ), которые сле-
дует использовать на предприятиях. Такие системы необходимы
так же для организационного, технического и информационного
обеспечения АСПВБ опасных производств.
Несмотря на ряд успешных решений, открытым остается воп-
рос о создании подсистемы оперативного прогнозирования пожаро-
опасных ситуаций в наружных установках по переработке углево-
дородных систем — части АСПВБ. Алгоритмическое и программ-
ное обеспечение АСПВБ должно включать разработку математи-
ческой модели потоков продуктов в технологических процессах,
анализ динамики изменений пожароопасных параметров с целью
определения опасности возникновения аварийной ситуации. Акту-
альность разработки такой модели состоит в необходимости опре-
делять и динамически оценивать состояние технологической систе-
мы, изменение параметров ее процессов при изменении ситуации.
Таким образом, в современных условиях автоматизация конт-
роля и управления современными потенциально опасными техни-
ческими системами актуальна по следующим обстоятельствам:
— усложнение технологических систем;
— рост числа изменений и переключений элементов в процессе
технического обслуживания, при ремонте и замене оборудования;
— модернизация систем в течение времени их жизни (в связи с
ускорением научно-технического прогресса);
— рост скоростей технологических процессов, затрудняющий
управление, контроль и адекватную реакцию на изменение ситуа-
ции со стороны оператора.
Вопросы:
• Назовите характерные особенности систем пожаровзрывобе-
зопасности.
• Перечислите основные причины пожаровзрывоопасиости
в процессах переработки углеводородных систем.
• Почему необходимо улучшать систему ПВБ в процессах пе-
реработки углеводородного сырья? В чем заключаются недостатки
современных систем пожаровзрывозащиты?
• Назовите основные требования по обеспечению безопасности
производств от взрывов и пожаров.
• Почему в современных условиях повышаются требования
к автоматизации технологических процессов?
2.2. Опасности аварий, пожаров и взрывов
ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ И ХРАНЕНИИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Главной особенностью предприятий по переработке углеводо-
родного сырья является наличие потоков пожаровзрывоопасных
продуктов и сырья, создающих опасности возникновения крупных
аварий. Для оценки пожаровзрывоопасности технологических ус-
тановок требуется статистический анализ крупных аварий, пожа-
ров и взрывов, произошедших на опасных предприятиях. Отме-
тим, что, несмотря на совершенствование систем ПВБ, количество
аварий постоянно возрастает. В табл. 2.1 в качестве примера при-
ведены статистические данные по крупным авариям в нефтепере-
рабатывающей и нефтехимической промышленности различных
стран. Установлено, что крупные аварии и сопровождающие их
пожары и взрывы на производствах, связанных с переработкой
углеводородного сырья, в большинстве случаев происходят из-за
утечек горючей жидкости или углеводородного газа, возникающих
в основном по следующим причинам:
— нарушение правил техники безопасности и пожарной без-
опасности (33%);
— некачественный монтаж и ремонт оборудования (22%);
— некачественная защита от молний (3%);
— нарушение правил технологического регламента (1%);
— износ оборудования (8%);
— недостаточно качественные сальниковые уплотнения и
фланцевые соединения (1%);
— прочие причины (2%).
Источниками воспламенения газовоздушных смесей на откры-
тых технологических установках являются:
— нагретая до высокой температуры поверхность техноло-
гического оборудования (36,8%);
— открытый огонь печей (22,8%);'
— электрические искры неисправного оборудования (8,9%);
— открытый огонь при газоэлектросварочных работах (8,8%);
— повышение температуры при трении (7,6%);
— самовоспламенение продуктов (7,5%);
— прочие источники (7,6%).
Кроме того, с увеличением объемов производства, транспорти-
ровки, хранения и потребления сжиженных углеводородных газов
(СУГ) растет число пожаров, отличающихся большой длитель-
Таблица 2.1
Крупные аварии на предприятиях по переработке
углеводородного сырья
Место Вещество, характер аварии Выброс т Число смертных случаев Число постра- давших
ФРГ, Людвигсхафен Взрыв облака бутадиена и бутилена 20 57 439
ФРГ, Людвигсхафен Взрыв облака диметилового эфира 30 207 300
Франция, Фейзеи Взрыв хранилища сжижен кого нефтяного газа 200 18 81
США, порт Гудзон Взрыв хранилища сжижен ного нефтяного газа 70 0 7
ЮАР, Потчефструм Утечка жидкого аммиака из хранилищ — 18 64
США, Декейтор Утечка пропана 63 7 152
Нидерланды, Бек Взрыв облака пропана 3-5 14 107
Англия, Фликсборо Взрыв облака циклогексана 30-50 28 89
США, Веею Выброс пропилена 5,5 14 45
Колумбия, Катахена Утечка аммиака — 30 22
Колумбия, Санта-Крус Взрыв метана — 52 —
Испания, Сан-Карлос Взрыв облака пропилена 38 215 780
Мексика, Мехико Взрыв емкости (сжижен- ный газ) 452 5250
Бразилия, Кубатао Взрыв газолина — 500 7000
Россия, Ярославль Взрыв углеводородных газов 3,3 6 13
Россия, Красноярск Взрыв углеводородных газов — 4 5
Россия, Уфа Выброс и взрыв углеводо- родных газов - 2 8
ностью, значительными людскими и материальными потерями.
Согласно статистическим данным, прямые материальные потери
от таких пожаров составляют существенную долю от стоимости
всего предприятия (табл. 2.2).
Крупные аварии на опасных производствах сопровождаются,
Таблица 2,2
Материальный ущерб от одного пожара (взрыва)
Объекты Ущерб от пожара (взрыва), % от стоимости одного объекта
Производственные здания 6,1
Складские помещения 30,5
Производственные установки вне зданий 15,1
как правило, выбросом пожаровзрывоопасных веществ в атмосфе-
ру и загазованностью территории открытых технологических уста-
новок (ОТУ). Это происходит при обычном режиме работы техно-
логического оборудования и при аварийной разгерметизации аппа-
ратов и коммуникаций. Причины возникновения аварий, связан-
ные с технологическим оборудованием, расположенным на
открытых производственных площадках, представлены
в табл. 2.3.
Вследствие разветвленной сети технологических коммуника-
ций, большой плотности насыщения территории предприятия
ОТУ, высокого энергосодержания этих установок последствия воз-
можных аварий на открытых площадках более опасны, чем в зак-
рытых производственных зданиях.
Таблица 2.3
Причины аварий иа открытых
технологических установках_______________
Причина аварии J Количество аварий, %
Выход продукта через сальники,
прокладки и т. д. 30,2
Нарушение режима эксплуатации технологической линии 16,9
Некачественный монтаж оборудования 14,1
Коррозия оборудования 12,1
Прогар труб 8,5
Переполнение промканализации 10,6
Прочие причины 10,6
Очевидно, что пожаровзрывоопасность отдельных блоков на-
ружных технологических установок определяется характером сы-
рья и готовой продукции, параметрами технологического процесса
и особенностями оборудования. Отдельные элементы установок,
например, открытые трубчатые печи, являются источниками не
только образования взрывоопасных смесей, но и их зажигания.
Распределение количества аварий по некоторым видам технологи-
ческого оборудования представлено в табл. 2.4.
Аварийное истечение горючих газов (в том числе сжиженных),
легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), залповый выброс го-
рючих газов из поврежденной части технологического оборудова-
ния являются прямыми источниками загазованности территории
соответствующих производств. В общем случае ход подобных
аварий можно разделить на несколько последовательных стадий
(рис, 2,1).
Взрывоопасные облака топливно-воздушной смеси, как прави-
ло, воспламеняются через некоторое время после их образования.
Это позволяет оповестить персонал предприятия и население при-
легающих районов о необходимости включения устройств защиты
(паровые или водяные завесы для его рассеивания) и принять
меры по предотвращению возможных взрывов на соседних объек-
тах. Таким образом, весьма актуальным является обнаружение
загазованности воздушной среды территории предприятий на ран-
них стадиях аварии (рис. 2.1, стадии I и II).
Таблица 2.4
Распределение количества аварий по видам
технологического оборудования
Оборудование
I Количество аварий, %
Технологические трубопроводы 31,2
Насосные станции 18,9
Емкостные аппараты (теплообменники,
дегидраторы) 15,0
Печи 11,4
Ректификационные, вакуумные
и прочие колонны 11,2
Промканализация 8,5
Резервуарные парки 3,8
Стадии аварии
Характеристики стадий аварии
• Характер истечения
• Ход истечения
• Максимальная масса газа, способ-
ная воспламениться
• Местонахождение и форма взры-
воопасной зоны
• Наличие источников зажигания
• Мощность источников зажигания
• Масса взрывоопасного газа
• Тротиловый эквивалент взрыва
• Максимальное значение избы-
точного давления
• Продолжительность существова-
ния избыточного давления
• Статистические предельные на-
грузки
• Частоты собственных колебаний
зданий, установок и их элементов
Рис. 2.1. Стадии н характеристики развития аварии с выбросом горючих газов
В Приложении 3 приведены результаты анализа аварий, со-
провождающих их пожаров и взрывов на объектах нефтеперераба-
тывающей и нефтехимической промышленности России за шести-
летний период 90-х годов.
В табл. 2.5 приведены прямые экономические потери от круп-
ных аварий на НПЗ США за 25 лет. Общие потери от этих аварий
за указанный период составили около 1,66 млрд. долл, (при сред-
них потерях от одной крупной аварии 58 млн. долл.).
При общих прямых потерях в указанных 10 авариях в размере
553,1 млн. долл, дополнительные потери от остановки производства
составляют 742 млн. долл. Доля потерь из-за ошибок операторов
в общих прямых потерях от крупных аварий составила в среднем 22%
(это вторая причина после механических повреждений).
Разумеется, для каждого конкретного предприятия для
предотвращения аварийности необходим анализ энергопотенциала
Таблица 2.5
Прямые экономические потери от крупных аварий иа НПЗ
Город, Установка, Прямые потери,
штат процесс млн. долл.
Linden, New Jersey Гидрокрекинг 94,6
Billing, Montana Алкилирование 14,5
Avon, California Коксование 22,9
Avon, California Коксование 13,9
Baton Rouge, Louisiana Каталитический крекинг 18,2
Texas City, Texas Алкилирование 99,6
Texas City, Texas Алкилирование 40,3
Borger, Texas Алкилирование 53,8
Avon, California Каталитический крекинг 60,7
Torrance, California Алкилирование 16,9
Norco, Louisiana Каталитический крекинг 327,0
Richmond, California Гидрокрекинг 100,7
Martinez, California Каталитический крекинг 53,0
Warren, Pennsylvania Каталитический крекинг 26,3
Chalmette, Louisiana Гидрокрекинг 15,8
Port Arthur, Texas АВТ 27,5
Lake Charis, Louisiana Каталитический крекинг 23,5
Sweeny, Texas Гидроочистка 51,0
Beautmont, Texas АВТ 15,3
Wilmington, California Гидроочистка 72,7
и уровня опасности с учетом специфики процессов переработки
нефтяного сырья.
Вопросы:
• Назовите основные причины аварийности установок по пере-
работке углеводородных систем.
• Назовите основные причины утечек горючих жидкостей и газов.
• Перечислите основные источники воспламенения топливо-
воздушных смесей.
• Укажите основные стадии и характеристики развития аварий
на производственных объектах, связанных с выбросом горючих
газов.
• В чем заключается специфика аварий открытых технологи-
ческих установок нефтепереработки и нефтехимии?
• Какие меры целесообразно предпринять для уменьшения
возможности аварий?
2.3. Энергетический потенциал
ПРЕДПРИЯТИЯ И УРОВЕНЬ ОПАСНОСТИ
Рассмотрим данный вопрос на примере предприятия топливно-
нефтехимического профиля, работающего по схеме глубокой пере-
работки нефти, которая приведена на рис. 2.2. Предприятие специ-
ализируется не только на выпуске топлив различного назначения,
но и строительных материалов на битумной и полимерной основах,
изделий из пластмасс.
Нефть поступает на завод по двум трубопроводам в сырьевые
резервуары, далее на установки электрообессоливания и обезвожи-
вания, где происходит выделение солей из нефти. На заводе име-
ются две отдельные электрообессоливающие установки ЭЛОУ
и блок ЭЛОУ в составе АВТ-6. Обессоленная нефть поступает
на установки первичной переработки нефти: АТ-висбрекинга
(атмосферная перегонка), АВТ-3, АВТ-6 (атмосферно-вакуумная
перегонка). В процессе первичной переработки из нефти извлека-
ют компоненты (бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный
газойль) и получают тяжелые остатки (мазут и гудрон), Продукты
первичной переработки нефти направляют на вторичные процессы
переработки: каталитический крекинг (Г-43-107), каталитический
риформинг (35-11/300 и ЛЧ-35/11-1000), гидроочистки
(24/2000, 24/5), стабилизацию бензинов, производство окислен-
ных битумов. С целью повышения октанового числа бензинов бен-
зиновые прямогонные фракции перерабатывают на установках
каталитического риформинга. Средние показатели качества неф-
тей приведены в табл. 2.6.
Компоненты дизельного топлива содержат значительное коли-
чество сернистых соединений. Для очистки от серы дизельные
фракции направляют на установку гидроочистки. Остаток перегон-
ки мазута — гудрон поступает на установку получения дорожных
и строительных битумов.
ЭЛОУ-2 < обессоленная нефть
фр>350°С
мазут
сухой газ
АВТ-3
'в топл. систГГ
гудрон I
Битумная <
битум |
Фр.18о-24(рс
ДТ‘'3”
фр.350-500°С
вак. газойль
мазут мазут, гудрон
I I сухой газ ,
1 ф \втопл. сист.'
сырая нефть |
Блок АТ Висбрекинг
ЭЛОУ-АВТ-б
мазут
фр.350-
500°С
бензин,
н.к. 8(ГС
[легкий компонент^
мазута
ДТЛ
фр. 180-240° С
ДТ"3" к
н.к. 8(РСврез. парк.
22/4 фр. 80-180й С
головная
фракция
фр.240-35(РС
ДТ
Очищ. ДТ годт 24/2000
в рез. парк
Кат. крекинг сухой
Г-43-107
газ
фр. НК-210°С
фр. 2J0-3WC
фр. >зюс
ББФ
H2S H2Sr
Получение
ДТЛ
гудрон
фр. 180-240°С
сухой газ в топл.
* систему
фр. н.к. 62°С,
* 62-б5°С в рез. парк
головная фракция
_ фр. 85-18СРС
,сухой газ Кат. риформинг
в топл.
сист.
35-11/300
Кат. риформинг
35-11/300
Гидроочистка 24/5
лев. блок пр. блок
дт ТС-1
комп, авт, бензина
в рез. парк
_________ТС-1
очищ. ДТ
в рез. парк
фр. 150-25ГС
в рез. парк
в рез. парк
в смешение бензина и на ГРС
— H2S комп.авт.бензина — | олигомеризат
— ППФ ББФ
ГФУ-2 Получение ПП Производство МТБЭ Процесс олигомеризации
комп.авт.бензина — газ, бензин в рез. парк гранулы МТБЭ
смесь газов на ГРС
изделия
Д-бутилен
Рнс. 2.2. Принципиальная поточная схема по переработке нефти на заводе
топливно-нефтехимического профиля
Таблица 2.6
Средние показатели качества нефтей
Показатель Трубопровод Смесевая нефть по факту
1 | 2
Плотность, кг/м3 870 867 868,4
Содержание серы, % 1,58 1,39 1,47
Содержание воды, % 0,30 0,28 0,29
Концентрация хлор. солей, мг/дм3 85 123 107
Содержание парафина, % 2,55 4,09 3,45
Асфальтены, % 1,27 1,25 1,26
Смолы, % 12,67 11,46 11,97
Мощность завода по переработке сернистых нефтей составляет
до 12 млн. т в год. Пожаровзрывоопасность производств в наи-
большей степени обусловлена переработкой на технологических
установках большого количества энергонасыщенных сырья и гото-
вой продукции.
Образование взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом
происходит, как правило, за сравнительно короткое время и взры-
вы этих смесей обладают большой разрушительной силой. Сила
такого взрыва определяется условно рассчитанной энергией, при-
веденной к тротиловому эквиваленту. Суммарный энергетический
потенциал предприятия оценивается по общему количеству нефте-
продуктов, находящихся в единовременном обращении. Энергосо-
держание углеводородного топлива, единовременно обращающего-
ся в технологических установках и резервуарных парках предпри-
ятия, которое приведено в качестве примера, эквивалентно 2,5 Мт
тринитротолуола. На рис. 2.3 приведены виды нефтепродуктов
и их масса в технологических установках в один и тот же период
времени.
Пожаровзрывоопасность предприятия как комплекса техноло-
гических установок в значительной степени зависит от параметров
технологического процесса, аппаратурного оформления, особенно-
стей применяемого оборудования. К числу аппаратов с повышен-
ной пожаровзрывоопасностью относятся: абсорберы, адсорберы,
газгольдеры, емкости под давлением, теплообменники, технологи-
ческие печи, ректификационные колонны, реакторы под давлени-
ем, насосы, компрессоры, сборники сжиженных газов. Оценка
Рис. 2.3. Виды углеводородных систем и масса нх единовременного обраще-
ния в технологических установках: 1 — нефть; 2 — автобензин; 3 — дизельное
топливо н керосин; 4 — мазут; 5 — сжиженный газ; 6 — газы в системе тех*
нологических установок
уровня опасности потенциально опасных по загазованности техно-
логических установок проведена при условии, что при аварийной
разгерметизации наиболее энергонасыщенного аппарата (блока)
технологической установки все его содержимое выходит наружу,
образуя в смеси с воздухом взрывоопасное облако.
Установлено, что во взрывах облаков ТВС (рис. 2.1, стадия
IV) расходуется примерно 0,2-7,5% энергии, определяемой по теп-
лоте сгорания всей массы горючей парогазовой среды. Для оценки
максимальных разрушений при возможных взрывах таких облаков
принимается с запасом, что из аварийного аппарата выбрасывается
10% энергии сгорания всей массы парогазовой среды. При детона-
ции газовоздушной смеси на образование ударной волны расходу-
ется 40% энергии взрыва, а при взрывах конденсированных взрыв-
чатых веществ (ВВ) на образование воздушной ударной волны —
90% энергии взрыва. Учитывая, что исследования взрывов облаков
ТВС проводятся по адекватности с разрушениями, вызванными
взрывами ВВ, объекты с одинаковой степенью разрушения можно
характеризовать равенством энергий, затрачиваемых непосред-
ственно на формирование ударной волны.
Тротиловый эквивалент взрыва парогазовой среды (WT), оп-
ределяемый по условиям адекватности характера и степени разру-
шения при взрывах паровых облаков и концентрированных ВВ,
рассчитывается по формулам:
,,, 0,4 q'
Wt =----~-zm, кг.
0,9 qT
(2.0
где WT — тротиловый эквивалент, кг; 0,9 — доля энергии взрыва
тринитротолуола (ТНТ), затрачиваемая на формирование ударной
волны; 0,4 — доля энергии взрыва парогазовой среды, затра-
чиваемая непосредственно на формирование ударной волны;
q' — удельная теплота сгорания парогазовой среды, кДж/кг;
qT — удельная энергия взрыва ТНТ, кДж/кг.
Масса паров, участвующих во взрыве (т'):
т' = z • т, кг,
где z — доля приведенной массы паров, участвующей во взрыве.
Для неорганизованных паровых облаков в незамкнутом про-
странстве с большой массой горючих веществ, доля участия веще-
ства во взрыве может приниматься равной 0,1.
Результаты расчетной оценки энергетического потенциала по-
жаровзрывоопасных установок рассмотренного предприятия топ-
ливно-нефтехимического профиля в тротиловом эквиваленте отра-
жены на рис. 2.4.
Анализ уровня опасности установок свидетельствует, что наи-
более опасными являются: парк емкостей высокого давления газо-
раздаточной станции (ГРС), установка каталитического крекинга
Г-43-107, установка подготовки сырья, установка ЭЛОУ-АВТ-6.
Из приведенного анализа энергетического потенциала наружных
установок следует, что на промышленной территории завода суще-
ствует потенциальная опасность крупных аварий с большими раз-
рушительными последствиями.
Зоной разрушения считается площадь с границами, определяе-
мыми радиусом R, центром которой является рассматриваемый
технологический блок или наиболее вероятное место разгерметиза-
ции технологической системы. Границы каждой зоны характеризу-
ются значениями избыточных давлений по фронту ударной волны
ДР и безразмерным коэффициентом К для оценки степени разру-
шения зданий и сооружений. Классификация зон разрушений при-
ведена в табл. 2.7.
Наименование технологической установки Тротиловый эквивалент Wt, т 0 130 160 190 1120 1150
ЭЛОУ АВТ-6 (колонна К-2) АВТ-3 (колонна К-2) Очистные сооружения Абсорбционная очистка (емкость Е-3) Утилизации (газгольдер) Очистки рефлюкса (колонна К-30) Газофракционирующая-1 (пропановая колонна) Водородная (адсорбер К-401) Каталитического крекинга (реактор Р-1) Получения серы (колонна А-107) Подготовки сырья (колонна ) Полимеризации (реактор) Водородная (ресивер) Регенерации (газгольдер Г-1) ЭЛОУ-1, 2 (электродегидратор Э-3) Смешения бензинов (резервуар) Хранилище СНГ (ГРС, емкость) Резервуарный парк (резервуар) Получения инертного газа (теплообменник) Гидроочистки ЛЧ-24-2000 (абсорбер К-202) Риформинга Л-35-11 /300 (колонна К-1) Стабилизации 22-4 (колонна К-1) Изомеризации (колонна К-1) Риформинга Л-35-11/1000 (колонна К-101) Гидроочистки ЛЧ-24/5 (абсорбер К-101) Гаэофракционнрующая-2 (колонна К-3) Парк емкостей ГФУ-2 (емкость Л-7) WSSSSSSSS/t Умыт 95,6 55,9 51,3
33,2 \ЧП,1 TlZZa 21,8 10,4 3 9,5 3 6,0 V77X 14,8
777777777777777777777777777777777777ДМЗЛ\
W2,6 0,06 1,1 22522 21,1 8,5 И 8,3 ЯРЯ 30,0 1,4 3,5 3 68,2
Рис. 2.4. Энергетический потенциал установок, приведенный к тротиловому
эквиваленту
Таблица 2.7
Классификация зон разрушения зданий и сооружений
Класс зоны разрушения К ДР, кПа Характеристика степени разрушения
1 3,8 > 100 Полное разрушение зданий
2 5,6 70 50% разрушение зданий
3 9,6 > 28 Разрушение зданий без обрушения
4 28 > 14 Умеренное разрушение зданий: с разрушени- ем дверей, окон, кровли, внутренних пере- городок
5 56 £ 2,0 Малые повреждения с частичным разруше- нием остекления
Радиус разрушения (м) в общем виде определяется выраже-
нием:
R = K----
Г <3180 VI (2.3)
Д WT J
где К — безразмерный коэффициент, характеризующий воздей-
ствие взрыва на объект.
При выполнении инженерных расчетов радиусы зон разруше-
ния при m > 5000 кг могут определяться выражением:
Результаты расчетов радиусов зон разрушения промышленных
объектов НПЗ при объемных взрывах парогазоЕ здушных облаков
приведены в табл. 2.8.
Взрывоопасные облака ТВС образуются по следующим при-
чинам:
— при регламентном режиме работы технологического обору-
дования в случае достаточно длительного истечения из организо-
ванных и неорганизованных источников выделения;
— при полной или частичной аварийной разгерметизации ап-
паратов и технологических трубопроводов, приводящей к мгновен-
ному выбросу большого количества углеводородного топлива.
Таблица 2.8
Основные классы и границы зон разрушения технологических
объектов при взрыве парогазовоздушных облаков
Технологическая установка (блок) Мт, т I II III IV V
Ri, м R2, м Ra, м R4, м Rs. и
ЭЛОУ-АВТ-6 (колонна К-2) 95,6 174 256 439 1280 2560
АВТ-3 (колонна К-2) 55,9 145 214 367 1071 2141
Очистные сооружения (резервуар) 9,8 81 120 205 599 1198
Абсорбционная очистка (емкость Е-3) 14,8 93 137 236 687 1375
Утилизации (газгольдер) 21,4 106 155 267 777 1555
Очистки рефлюкса (колонна К-30) 5,9 67 101 173 506 1012
Газофракцноннрующая-1 (пропановая колонна) 36,0 125 185 317 925 1849
Водородная (адсорбер) 51,3 141 208 357 1040 2081
Каталитического крекинга (реактор Р-1) 120,2 186 276 474 1382 2764
Получения серы (колонна К-107) 3,2 50 74 126 368 736
Подготовки сырья (колонна К-103) 107,7 181 266 457 1332 2664
Полимеризации (реактор) 21,8 106 156 268 782 1564
Водородная (ресивер) 0,4 14 21 35 103 206
Регенерации (газгольдер) 9,5 80 119 203 593 1186
ЭЛОУ-1,2 (электродегидратор) 6,0 69 102 174 509 1018
Хранилище СНГ (ГРС) (емкость) 154,8 204 301 516 1503 3007
Резервуар 12,6 88 130 223 652 1303
Получения инертного газа (теплообменник) 0,06 4 6 10 9 58
Гидроочистки ЛЧ-24-2000 (абсорбер К-202) 1,1 27 40 68 199 398
Риформинга Л-35-11/300 (колонна К-1) 21,1 105 155 265 774 1547
Технологическая установка (блок) Му, т I II III IV V
Rt, м R2, м Из, м R4, м Rs, м
Стабилизации 22-4 (колонна К-1) 8,5 78 114 196 571 1142
Изомеризации (колонна К-1) 8,3 77 ИЗ 194 567 1134
Риформинга Л-35-11/1000 (колонна К-101) 50,0 140 206 354 1032 2063
Гидроочистки Л-24/5 (абсорбер К-101) 1,4 31 46 79 231 463
Газофракционирующая-2 (колонна К-3) 3,5 52 77 132 385 769
Парк емкостей ГФУ-2 (емкость ) 68,2 155 229 392 1144 2288
Для защиты от аварийной загазованности на предприятиях по
переработке углеводородных систем используют комплексные сис-
темы, позволяющие автоматически контролировать изменение кон-
центрации углеводородных примесей в воздухе. Эти системы обес-
печивают контроль территории наружных установок, включение
устройств защиты (паровые или водяные завесы). Кроме того,
с помощью этих систем проводят оценку риска предприятия и про-
гнозирование динамики полей аварийной загазованности на заводе
и за его пределами.
Вопросы:
• Сопоставимы ли энергетические показатели нефтехимиче-
ских и нефтеперерабатывающих производств с мощностью совре-
менных боеприпасов? Дайте сравнительную энергонасыщенность
установок и процессов в тротиловом эквиваленте.
• Какие меры следует предпринять для защиты установок от
аварийной загазованности?
• Как рассчитать энергетический потенциал установок?
♦ Что считается зоной разрушения, как определить радиусы
зон разрушения от взрывов ТВС?
2.4. Риск и вероятности
Аварийных ситуаций
Оценка риска объектов предприятий по переработке углеводо-
родных систем заключается в исследовании опасностей технологи-
ческих установок при возникновении аварийных ситуаций и опре-
делении возможных последствий с целью разработки необходимых
мер по управлению безопасностью. Такое управление включает
в себя выработку плана действий при аварийных ситуациях, орга-
низационно-технические мероприятия по уменьшению вероят-
ностей аварий и последствий от них.
Для количественной оценки риска требуются данные о надеж-
ности функционирования различных узлов, арматурных и регули-
рующих устройств, контрольно-измерительной аппаратуры и дру-
гих элементов оборудования. Кроме того, необходим сбор и анализ
информации, характеризующей последствия аварий, в частности, об-
разование парогазовоздушных облаков, передвигающихся за пределы
территории предприятия, что может привести к огромному ущербу.
Для его количественной оценки необходимы исследования харак-
теристик этих облаков и зон их возможного распространения.
Разгерметизация различных емкостей и технологического обо-
рудования приводит к утечке большого количества огнеопасного
вещества в окружающую среду. Определяющим в этом случае яв-
ляется установление размеров облака и направления его движе-
ния, сбор информации о нанесенном ущербе. При этом особое вни-
мание должно быть обращено на цеха с оборудованием, чувстви-
тельным к воздействию взрывов, например, дистилляционные ко-
лонны, резервуары для хранения ЛВЖ, резервуары для хранения
пожаровзрывоопасных газов и др.
Многие годы безопасность промышленных объектов обеспечи-
валась применением инженерных решений с обратной связью.
Функционирование действующих объектов поддерживалось введе-
нием оправдавших себя практических мероприятий, а также специ-
альной подготовкой по технике безопасности под надзором соот-
ветствующих компетентных организаций. Это соответствовало кон-
цепции абсолютной безопасности, то есть обеспечению нулевого
риска. Однако опыт эксплуатации промышленных объектов пока-
зал, что существующий подход не только не обеспечивает их пол-
ную безопасность и безопасность населения, но и не позволяет оп-
ределить и сравнить те области (объекты), где необходимы меры
по снижению риска.
Современные подходы к обеспечению промышленной безопас-
ности базируются на концепции “оптимального риска”. Оценка
риска включает оценку вероятности опасного события в сочетании
с анализом последствий и позволяет представить количественное
выражение опасности через величину риска. При оценке риска
важным этапом является определение моделируемых событий. Для
оценки их вероятностей существуют два основных подхода:
использование имеющихся сведений об авариях на заводах или
отказах систем (анализ аварийности); анализ протекания аварии
с целью нахождения необходимой вероятности. В основном эти
подходы являются подгруппами количественного подхода, преду-
сматривающего расчленение основного события на составляющие
его элементы. Обычно риск определяется как функция вероят-
ностей возможных событий и связанных с ними последствий.
Если основным событием является утечка содержимого, веще-
ства, то последующие события (такие, как воспламенение горючих
веществ) можно моделировать. Важнейшими частями метода оцен-
ки вероятностей опасных событий являются методы деревьев собы-
тий и деревьев ошибок.
Значения коэффициентов отказов для типовых элементов обо-
рудования и аппаратов, используемых в нефтепереработке и неф-
техимии, приведены в табл. 2.9-2.11.
Конечным результатом оценки риска является перечень исхо-
дов для каждого рассматриваемого случая, при этом рассчитыва-
ются частота и количественные характеристики ожидаемых по-
следствий.
Отказом, сопровождающимся разрушением, является разуп-
лотнение сосуда в результате разрыва корпуса, крышки, патруб-
ков или болтового соединения, вследствие чего происходит быст-
рое истечение большого объема жидкости, находящейся под давле-
нием.
Отказами, не сопровождающимися разрушениями, являются:
— повреждения (трещины или дефекты), которые могут дос-
тичь критических размеров и привести к отказам с разрушениями,
однако были вовремя устранены;
— некритические повреждения (местные дефекты), при кото-
рых трещины не достигают критических размеров и не приводят
к отказам, сопровождающимся разрушениями.
Сведения о причинах отказов, а также о влиянии факторов на
их интенсивность, вычисленную для одного сосудо-года, приве-
дены в табл. 2.12.
Сводные данные по отказам сосудов приведены в табл. 2.13.
Интенсивность отказов узлов и элементов
технологического оборудования
Узлы и элементы Интенсивность отказов л. • 102, год 1
Среднее значение Интервал значений
Диафрагмы 0,315 0,09-0,79
Клапаны:
давления 4,09 0,098-28,47
импульсные 6,04 2,53-8,55
контрольные 1,66 0,21-1,93
обходные 1,96 0,14-7,12
переключающие 5,69 0,098-8,94
перепускные 0,44 0,23-2, 51
разгрузочные 4,99 2,987-13,41
разгрузочные давления 3,44 0,196-28,47
разгрузочные термические 7,36 4,91-10,77
ручные переключающие 5,69 0,098-8,94
ручные скользящие 0,98 0,491-1,997
Коробкн передач:
соединительные 0,175 0,096-0,315
скоростные 1,91 0,076-3,767
Корпуса 0,96 0,026-2,19
Манометры 1,14 0,118-13,14
Муфты:
скольжения 0,263 0,06-0,823
сцепления 0,053 0,035-0,96
Насосы с машинным приводом 7,66 0,98 - 27,42
Приборы постоянной скорости
пневматические 2,45 0,263-5,43
Приборы сервомеханизмов 10,95 0,753-29,43
Подшипники:
роликовые 0,44 0,016-0,876
соединительных муфт 0,184 0,007-0,37
шариковые мощные 1,58 0,063 - 3,09
шариковые маломощные 0,767 0,031-1,51
Прокладки:
пластмассовые 0,044 0,0088 - 0,061
пробковые 0,035 0,0026-0,067
пропитанные 0,12 0,044 - 0,197
резиновые 0,018 0,0096-0,026
Регуляторы давления 3,72 0,78- 13,998
Резервуары гидравлические 0,13 0,073-0,24
Сильфоны 2,003 0,079-5,34
Узлы и элементы Интенсивность отказов л. • 102, год'1
Среднее значение | Интервал значений
Соединения: вращающиеся 6,57 6,114-8,37
гидравлические 0,026 0,011-1,76
пневматические 0,035 0,018-1,007
Теплообменники 13,14 1,94-16,29
Трубопровод 0,96 0,219-4,23
Фильтры механические 0,263 0,039-1,58
Шестеренки 0,11 0,0196-0,86
Шланги: высокого давления 3,44 0,138-4,57
пневматические 3,21 —
Таблица 2.10
Характеристики отказов узлов
установки первичной переработки нефти
Оборудование Наработка на отказ • 10"4 Время восстанов- ления • 10-3, год
мин. сред- нее макс. мин. сред- нее макс.
Колонна установки — 4,022 - - 13,6 —
Теплообменники
кожухотрубчатые 0,598 0,894 1,104 — 5,0 —
Конденсаторы-холодильники 1,832 3,214 4,595 — 4,1 —
Кожухотрубчатые
холодильники 1,832 3,214 4,595 — 5,0 —
Водяные холодильники — 2,245 — - 2,7 —
Аппараты воздушного охлаждения:
типа АВЗ — 0,664 — — 8,67 —
типа АВ Г — 2,243 — — 8,67 —
Печь 0,664 0,852 1,040 - 13,69 —
Центробежные насосы:
на сырье 0,228 0,257 0,285 — 2,215 —
на мазуте 0,342 0,460 0,571 3,653 4,680 5,70
на нестабильном бензине 0,114 0,137 0,163 4,795 7,991 11,19
на стабильном бензине 0,342 0,46 0,571 2,968 3,427 3,80
на дизельном топливе,
керосине 0,342 0,46 0,571 3,653 4,68 5,70
Интенсивность отказов
устройств автоматического контроля и управления
Устройство Интенсивность отказов X, • Ю2, год-1
Анализаторы жидкости 1,4
Газоанализаторы: СО2, Н2, Н2О 10,5; 0,99; 5,65,
(пар), О2 8,0
Газожидкостные хроматографы 36,0
Датчики перемещения клапана 0,44
Импульсные линии Клапаны: 0,77
позиционный 0,44
регулирующий 0,60
соленоидный (электромагнитный) 0,42
Контроллеры Переключатели: 0,29
давления 0,36
расхода 1,12
Преобразователи пневмоэлектрическне 0,49
Приборы для измерения давления 1,41
Приборы для измерения расхода: 1,14
дифманометр 1,73
магнитный расходомер 2,18
ротаметр передающий 1,01
ротаметр показывающий Приборы для измерения температуры: 0,34
манометрические термометры 0,37
милливольтметры дистанционные 1,67
преобразователи 0,88
пирометры оптические 9,70
пирометры радиационные 2,17
ртутные термометры 0,027
термометры сопротивления 0,41
термопары 0,52
Приборы для измерения уровня жидкости 1,70
Дифференциальные датчики давления 1,71
Емкостные датчики 0,22
Поплавковые датчики 1,64
Приборы для измерения уровня сыпучих
материалов 6,86
Регуляторы 0,29
Сигнализаторы пламени 1,69
4 — 1586
Распределение числа отказов по причинам и методам обнаружения
Отказ, метод обнаружения Число случаев %
Причины отказов
Отказы, связанные с распрост-
ранением трещин, из них: 216 94
трещина усталостная 52 23
коррозионная 30 13
дефект, существовавший до начала эксплуатации 63 27
дефект неизвестного происхождения 61 27
прочие отказы 10 4
Дефект, существовавший до начала эксплуатации 5 2
Коррозия 1 '
Неправильная эксплуатация*, ошибки персонала н др. 3 г 4
Ползучесть 3
Причина отказа неизвестна 1 J
Методы обнаружения
Визуальный 88 38
Неразрушающий метод 49 21
При утечке 76 33
При гидроиспытаниях 3 2
Авария во время эксплуатации 13** 6
* Не включены повреждения, вызванные продуктами сгорания или прямым
огневым нагревом.
* * Дефект изготовления — 3; усталость — 1; коррозионная усталость — 1;
ползучесть — 4; материал — 2; коррозия под напряжением — I; причина
неизвестна — 1.
Имеющиеся данные по вероятностям разрушений в резервуа-
рах показывают, что всеобъемлющей статистики по авариям в сис-
темах с избыточным давлением нет. Несмотря на это, статисти-
ческий анализ дает возможность оценить вероятности отказов ем-
костей под давлением. Так, по заказу Управления по атомной энерге-
тике в Великобритании было изучено около 20 тыс. емкостей
с суммарной длительностью наблюдения более чем 300 тыс. лет.
Изучаемые объекты имели следующие характеристики: построены по
первому классу требований, установленных проектировочными нор-
мами; огнеупорные (это означает, что отказы компонент емко-
стей под действием пламени за исключением внешних оболочек
не происходят); толщина стенок более 9,5 мм; сварные или клепаные;
рабочее давление превышает 0,7 МПа; срок эксплуатации менее 40 лет.
Рассмотрены отказы, приведшие к авариям за исследованный
период наблюдений. При этом частота потенциальных отказов
составила 6,9 • 10-4 год-1, а частота реальных отказов — 4,2 • 10-5
год-1. Результаты проведенного статистического анализа с довери-
тельной вероятностью 0,99 дают для верхних частот отказов следу-
ющие значения: для потенциальных отказов — 8,0 • 10-4 год-1 и для
реальных отказов — 8,3 • 10-5год-1. Причем, тот факт, что 94%
из общего числа отказов были вызваны трещинами, позволяет ис-
пользовать приведенные частоты отказов в качестве характеристик
вероятностей образования отверстий в резервуарах.
В ряде работ приведены зависимости для расчета частот разру-
шения трубопроводов как для случаев их обрыва, так и образова-
ния отверстий. Удельные (на 1 погонный метр), частоты обрывов
трубопроводов различного диаметра приведены в табл. 2.14.
Удельная частота обрыва трубопровода может быть определе-
на по соотношению:
f = 10"(5,56 + 0,0064D)) (2.5)
где [ — удельная частота обрыва трубопровода, год-1 • м-1;
D — диаметр трубопровода, мм.
Удельные частоты образования отверстий в стенках трубопро-
водов приведены в табл. 2.15.
Таблица 2.14
Удельные частоты обрывов трубопроводов
Диаметр трубопровода, мм 10 15 20 30 40 50 75 100 150 200
Частота • 10-7, год"1 м'1 24 22 21 18 15 13 9 6,3 3 1,4
Таблица 2.15
Удельные частоты образования отверстий в трубопроводах
Диаметр трубопровода, мм 5 10 15 20 30 40 so 75 100
Частота • 10-7, год-1 м"1 35 26 19 14 8 4,4 2,4 0,5 0,12
Таблица 2.16
Характеристики взрывов и возгораний парогазовоздушных облаков
Характеристика Количество зарегистри- рованных случаев Характеристика Количество зарегистри- рованных случаев
Масса, кг Время, мнн:
неизвестна 83 неизвестно 110
< 100 кг 1 < 1 12
Ю2-Ю3 кг 13 1-5 21
103-104 кг 27 6-15 И
104- 10s кг 27 16-30 4
> 105 кг 14 > 30 мин 7
Реакционная способность Смертность (количество
неизвестна 29 случаев):
высокореактнвна 4 неизвестна 22
среднереактивна 127 0 60
низкореактивна 5 1-5 52
Источник возгорания: 6-15 17
неизвестен 109 16-50 11
присутствует > 50 3
постоянно 33 Ранения:
не постоянно 23 неизвестны 51
Перемещение, м: 0 0 30
неизвестно 78 1-5 35
< 102 м 55 6-15 16
102-103м 30 16-50 18
> 103 м 2 Эффект домино:
Взрыв: неизвестен 82
неизвестен 15 невозможен 32
имеется 86 имеется 38
вспышка пламени 64 не имеется 13
Место утечки:
неизвестно 84
имеется 68
не имеется 13
Удельная частота возникновения утечек из отверстия в трубо-
проводе определяется по соотношению:
f = lQ-(5,32 + 0,26d)
(2.6)
где d — эквивалентный диаметр отверстия в трубопроводе, мм.
Значения частот повреждений фланцевых соединений, а так-
же частот выхода из строя задвижек составляют соответственно
7,0 • 10"3 год-1 и 6,0 • 10-3 год-1. Однако частота выброса в атмо-
сферу взрывоопасного вещества при повреждении фланцевого со-
единения или выходе из строя задвижки будет значительно мень-
ше указанных величин (вследствие того, что не всякое поврежде-
ние будет сопровождаться выбросом).
Частоты “холодного” разрушения резервуаров и возникно-
вения утечек из них, а также утечек, связанных с образованием
трещин в резервуарах, составляют 2,6 • 10~6 год-1 и 8,3 • 10-5 год-1
соответственно. Случайная утечка горючих газов или легко-
воспламеняющихся жидкостей при их транспортировке, хранении
и использовании может привести к образованию взрывоопасного
облака.
Характеристики взрывов и возгораний паровоздушных и газо-
воздушных облаков приведены в табл. 2.16.
Рассмотрим оценку риска и вероятностей аварийных ситуаций
для наиболее опасных технологических комплексов на примере
нефтеперерабатывающего завода топливно-нефтехимического про-
филя.
Установка первичной переработки нефти мощностью
6,0 млн. т. (ЭЛОУ-АВТ-6). Наиболее опасными компонен-
тами установки являются колонны, утечка содержимого кото-
рых создает наибольшие угрозы. Опасные ситуации создаются
также при выходе наружу содержимого трубопроводов подачи
и откачки нефтяных фракций и линий циркуляционного оро-
шения.
Углеводородные фракции являются источником повышен-
ной пожаровзрывоопасности. Эта потенциальная опасность
проявляется при выходе фракций из технологической системы
в атмосферу, а также при попадании воздуха в систему аппа-
ратов, что может привести к внутреннему взрыву. К этим потен-
циально опасным событиям приводят следующие аварийные
ситуации: разрыв подводящих трубопроводов; разгерметизация
технологического оборудования вследствие разрушения флан-
цевых соединений (падение тарелок колонны вследствие внут-
реннего взрыва); трещина, разрушение или разрыв корпуса колон-
ны изнутри (ввиду повышения давления, снижения прочности
корпуса и т. д.).
По методике деревьев отказов проведены расчеты вероят-
ностей аварийных ситуаций и получены следующие результаты
для атмосферной колонны К-2:
Вид аварии | Вероятность
Выход содержимого колонны наружу 9,8 10"2
Повреждение корпуса внешним воздействием 2,0 10“6
Разрыв корпуса изнутри 1,0 10 6
Разгерметизация арматуры 2,8 • 10"2
Основной составляющей вероятности выхода содержимого ко-
лонны К-2 наружу является вероятность разгерметизации армату-
ры, которая определяется вероятностями разрыва трубопровода и
отрыва фланцев и составляет соответственно 4,3 • 10~3 и 1,0 • 10"5.
Такой вид аварии, как “разрыв корпуса изнутри”, происходит
мгновенно и не может быть ликвидирован. Необходимо отметить,
что колонна К-2 — самая большая по объему, и низкая вероят-
ность события “разрыв корпуса изнутри” (1,0 • 10"6) является важ-
ной характеристикой безопасности ее функционирования.
Результаты расчетов вероятностей аварийных ситуаций
для колонны вторичной перегонки К-4 приведены ниже:
Вид аварии | Вероятность
Повреждение корпуса внешним воздействием Разрыв корпуса изнутри Разрушение опорных конструкций Разгерметизация арматуры Выход содержимого К-4 наружу 3,0 10"6 3,9 10’3 1,0 • 10"4 4,7 10" 1,5- 10"2
Отпарные колонны К-6, К-7, К-9. В качестве примера приве-
дем схему скелета дерева отказов и данные по вероятностям перво-
начальных опасных событий для колонны К-6, представленные
на рис. 2.5 и в табл. 2.17.
Результаты расчетов вероятностей конечных аварийных ситуа-
ций представлены ниже:
Вид аварии | Вероятность
Разгерметизация арматуры 6,6 10"4
Разрушение опорных конструкций 1,8 10"2
Разрыв корпуса изнутри 6,1 • 10“3
Повреждение корпуса внешним воздействием 2,0 • 10"6
Выход содержимого колонны К-6 наружу 2,4- 10"2
Рис. 2.5. Схема дерева отказов колонны К-6
Таблица 2.17
Вероятности первоначальных опасных событий
Код события Опасное событие Вероятность
G1 Прекращение подачи воздуха в КИП 3,0 10“4
А222322 Ошибка оператора 4,0 Ю-*
А222321 Отказ заслонки 1,0 10"'
А22231 Отказ насоса Н-12/К2) 1.0 10“4
G2 Прекращение подачи электроэнергии 3,0 10"4
А2222 Засорение отводной насосиой линии 2,5 10 3
А2221 Отказ регулирующего клапана 1.0 10"3
А2212 Неверное задание режима оператором 1.0 10-3
А2211 Отказ регулирующего клапана 1,0 10"3
А423 Разгерметизация возвратной линии 8,6 10 5
А422 Разгерметизация отводной линии 8,6 10"5
А421 Разгерметизация шлемовой линии 8,6 10 3
А414 Отрыв фланца возвратной линии 1.0 10~4
А413 Отрыв фланца паровой линии 1,0 10“4
А412 Отрыв фланца отводной линии 1,0 10"4
А411 Отрыв фланца шлемовой линии 1,0 10"4
А122 Взрыв в блоке колонн 1,0 иг6
А121 Ураганный ветер 1,0 ю-8
А112 Прямое попадание метеорита 1,0 10"8
АШ Прямое попадание самолета 1,0 10"8
АЗЗ Разрушение К-9 6,6 10"3
А32 Разрушение К-7 1,1 Ю"2
А31 Землетрясение 1,0 10"8
А21 Конструкционный дефект корпуса 1,0 10"5
Особенностью отпарных колонн является расположение их
одна над другой; причем колонна К-9 находится вверху, вслед-
ствие чего события “разрушение К-7” и “разрушение К-9” входят
в список первоначальных опасных для колонны К-6.
Ввиду конструктивной схожести колонн и их технологических
процессов вероятности первоначальных опасных событий и дере-
вья отказов колонн К-7 и К-9 можно использовать и примени-
тельно к колонне К-6. Вероятность выхода содержимого колонн
К-7 и К-9 наружу составляет 1,1 • 10"2 и 6,6 • 10-3 соответственно.
Более низкая вероятность выброса содержимого колонны К-9
объясняется ее расположением вверху и меньшей подвержен-
ностью воздействию отказов других колонн.
Для вакуумной колонны К-10 конечную аварийную ситуацию
“выход содержимого колонны наружу” необходимо представлять
как “катастрофический выброс из колонны”, так как при обыч-
ном ее повреждении выход содержимого наружу не происходит,
а, наоборот, в нее засасывается воздух, который может привести
к внутреннему взрыву.
Согласно полученным данным, вероятности конечных аварий-
ных ситуаций имеют значения:
Вид аварии | Вероятность
Внутренний разрыв 2,3 10"4
Давление выше критического 7,0 10 я
Катастрофический выброс из колонны 2,3 10“4
Основной причиной катастрофического выброса из колонны
является внутренний взрыв, в результате которого может произойти
обвал тарелок, что приводит к немедленному разрыву фланцев
подводящего трубопровода и выбросу углеводородных фракций
в атмосферу.
При разгерметизации фланцевых соединений можно использо-
вать модель истечения идеального газа через отверстие в резер-
вуаре. При этом предполагаются полное падение давления на гра-
нице резервуар-окружающая среда в тонком слое за отверстием и
ламинарность потока. В соответствии с данной моделью рассмотре-
ны выбросы газообразных фракций углеводорода из колонны К-1.
Расчет массы выброса (М) из отверстий верха и низа колонны
проводился по формуле:
М = 0,47SPo (RqT)-,/2 (1 - Pj/Po)’72, (2.7)
где S — площадь поперечного сечения отверстия; Ро — давление
внутри резервуара; Pt — давление снаружи резервуара; Rq — от-
ношение универсальной газовой постоянной к массе 1 моля газа;
Т — температура выброса.
Результаты расчетов представлены в табл. 2.18.
При утечке нефтепродуктов из трубопровода выбрасываются
фазы: жидкая, приводящая к образованию разливов на определен-
ной площади, и парогазовая, приводящая к образованию и дрейфу
парогазовоздушного облака.
Результаты расчета для колонны К-1 Таблица 2.18
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод подачи нефти:
разгерметизация фланца 4,3 10 4 < 1 2,3 103
1,1 • 10"4 <5 1,2 • 104
4,3 10"3 < 15 3,6 104
4,3 • КГ6 > 15 >3,6 104
разрыв трубопровода 1,0 10"4 < 1 4,5 103
4,0 10"3 <5 2,3 104
1,0 10"3 < 15 6,9 • 104
1,0 • 1045 > 15 >6,9 • 104
Разгерметизация фланца:
низа колонны 4,3 10"4 < 1 2,54 • 102
1,1 10"4 <5 1,27 103
4,3 10"3 < 15 3,6 103
4,3 10"6 > 15 >3,6 103
верха колонны 4,3 10"4 < 1 2,37 102
1,1 10”4 <5 1,2 103
4,3 • 10"3 < 15 3,6 • 103
4,3 10"6 > 15 >3,6 103
Разрыв фланца:
низа колонны 1,0 10"4 < 1 4,0 103
4,0 10"3 <5 2,0 104
1,0 • 10“3 < 15 6,0 104
1,0 • 10"6 > 15 >6,0 104
верха колонны 1,0 • ю-4 < 1 3,8 103
4,0 10’3 <5 1,6 • 104
1,0 • 10’3 < 15 4,8 104
1,0 10“6 > 15 >4,8 104
Катастрофический разрыв колонны 6,0 ю-3 - 7,5 103
Для колонны К-1 определяющими (с точки зрения величины
выброса) являются трубопроводы подачи нефти.
Масса локального выброса за единицу времени при разрыве
трубопровода рассчитывается по следующей формуле:
M = aS2ro(P| -Ро)|/2,
(2.8)
где a — коэффициент расхода (0,62 для жидкостей); S — пло-
щадь отверстия; г0 — плотность жидкости; Р] — давление в трубо-
проводе; Ро — давление вне трубопровода.
При катастрофическом разрыве колонны учитываются масса
паров в колонне на момент разрыва и паров, образовавшихся при
работе подающих насосов в течение 1 мин. В первом случае при
расчете плотности паров учитываются условия внутри колонны, во
втором — принимается во внимание, что только ~ 30% поданной
насосами нефти перейдет в парообразное состояние.
Атмосферная колонна К-2 характеризуется следующими пара-
метрами: температура верха — 100- 165°С, низа — 300-320°С;
давление — 3 атм; объем — 1390 м3. Трубопроводы колонны име-
ют следующие характеристики: трубопровод подачи стабилизиро-
ванной нефти: расход — 1000 м3/ч, давление — до 5 кг/см2;
1-е циркуляционное орошение (ЦО): расход — 200 м3/ч, давле-
ние — 10 атм; 2-е ЦО: расход — 100 м3/ч, давление — 12 атм.
Результаты расчета представлены в табл. 2.19.
Таблица 2.19
Результаты расчета для колонны К-2
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод подачи стабилизи- рованной нефти:
разгерметизация фланца 4,3 10’4 < 1 2,2 103
1,1 10"4 <5 1,1 104
4,3 10’5 < 15 3,3 ю4
4,3 10"6 > 15 3,3 ю4
разрыв трубопровода 1,0 10’4 < 1 1,3 ю4
4,0 • 10' ' <5 6,5 104
1,0 • 10"s < 15 2,0 • 105
1-е ЦО: 1,0 • I0'6 > 15 2,0 105
разгерметизация фланца 4,3 10"4 < 1 1,3 • 103
1,1 10"4 <5 6,5 . 103
4,3 10 '' < 15 2,0 104
4,3 10"6 > 15 >2,0 • 104
разрыв трубопровода 1,0 • ю-4 < 1 2,3 • 103
4,0 • 10"5 <5 1,2 104
1,0 10"5 < 15 3,6 104
2-е ЦО: 1,0 10'6 > 15 3,6 • ю4
разгерметизация фланца 4,3 • 10"4 < 1 1,7 103
1,1 10'4 <5 8,5 103
4,3 • 10’5 < 15 2,7 • 104
4,3 10'6 > 15 >2,7 104
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
разрыв трубопровода 1,0 . 10"4 < 1 3,8 103
4,0 10"5 <5 1,9 • 104
1,0 • 10"5 < 15 5,7 104
1,0 10'6 > 15 >5,7 • 104
3-е ЦО: разгерметизация фланца 4,3 10"4 < 1 1,1 103
1,1 10"4 <5 5,5 103
4,3 • 10’5 < 15 1,7 • Ю4
4,3 10'6 > 15 >1,7 104
разрыв трубопровода 1,0 • 10-4 < 1 1,6 • 103
4,0 • 10-5 <5 8,0 103
1,0 10'5 < 15 2,4 • 104
1,0 10’6 > 15 >2,4 104
Разгерметизация фланца: низа колонны 4,3 10’4 < 1 1,18 102
1,1 10"4 <5 5,9 102
4,3 10’5 < 15 1,7 103
4,3 • 10’6 > 15 >1,7 • 103
верха колонны 4,3 10’4 < 1 1,1 • 102
1,1 10-5 <5 5,5 102
4,3 10’5 < 15 1,7 103
4,3 • 10-6 > 15 >1,7 103
Разрыв фланца: низа колонны 1,0 • 10’4 < 1 1,9 • 103
4,0 10-5 < 5 9,5 103
1,0 10’5 < 15 2,9 • 104
1,0 10’6 > 15 >2,9 • 104
верха колонны 1,0 • ю-4 < 1 1,8 103
4,0 • 10“5 <5 9,0 103
1,0 10 ’5 < 15 2,7 104
1,0 10’6 > 15 >2,7 • 104
Катастрофический разрыв колонны 1,0 10-3 - 1,0 104
Колонна вторичной перегонки К-3 имеет следующие характе-
ристики: температура на входе — 200°С; верха — 110°С; низа —
200°С; давление — не более 5 атм; объем — 405 м3.
Трубопровод подачи стабильного бензина имеет следующие
характеристики: расход — 230 м3/ч, давление — 10 атм; трубо-
провод откачки фракции н. к. 85-120°С с низа колонны имеет
следующие характеристики: расход — 90 м3/ч, давление — 8 атм.
Результаты расчетов приведены в табл. 2.20.
Таблица 2.20
Результаты расчетов для колонны К-3
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод подачи стабильной
нефти:
разгерметизация фланца 4,3 10"4 <1 1,8 103
1,1 10"4 <5 9,0 • 103
4,3 • 10"5 < 15 2,7 104
4,3 КГ6 > 15 >2,7 104
разрыв трубопровода 1,0 10"4 < 1 3,0 103
4,0 • 10"5 <5 1,5 104
1,0 • 10"5 < 15 4,5 104
Трубопровод откачки фр. н.к. 85“120°С: 1,0 • 10-6 > 15 >4,5 104
разгерметизация фланца 4,3 • 10"4 < 1 1,1 103
1,1 • io-1 <5 5,5 103
4,3 • 10-3 < 15 1,7 104
4,3 • 10'6 > 15 >1,7 О4
разрыв трубопровода 1,0 • 10"4 < 1 1,6 103
4,0 • 10“3 <5 8,0 103
1,0 • 10"5 < 15 2,4 104
Разгерметизация фланца: 1,0 • 10'6 > 15 >2,4 104
низа колонны 4,3 • 10"4 < 1 1,97 102
1,1 • НГ4 <5 9,75 102
4,3 1(Г5 < 15 3,0 102
4,3 • 10’6 > 15 >3,0 103
верха колонны 4,3 • 10 4 < 1 1,79 102
1,1 • 10"4 <5 9 102
4,3 • 10"3 < 15 2,7 103
Разрыв фланца: 4,3 10'6 > 15 >2,7 103
низа колонны 1,0 10’4 < 1 3,2 103
4,0 • 10"5 <5 1,6 104
1,0 10"5 < 15 4,8 104
1,0 ю-® > 15 >4,8 104
верха колонны 1,0 10'1 < 1 2,9 103
4,0 10'5 <5 1,4 104
1,0 • КГ5 < 15 4,2 104
1,0 10"6 > 15 >4,2 104
Катастрофический разрыв колонны 6,0 • ю-3 - 6,2 103
Колонна вторичной перегонки К-4 имеет следующие характе-
ристики: температура: верха — 90°С, низа — 120°С; давление —
не более 3 атм; объем — 378 м3.
Основными источниками опасности являются трубопроводы
подачи фракции н. к.-85°С (расход — 20 м3/ч, давление — 5 атм)
и острого орошения (расход — 120 м3/ч, давление — 5 атм).
Результаты расчетов представлены в табл. 2.21.
Таблица 2.21
Результаты расчетов для колонны К-4
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод подачи фракции
н. к. 85°С:
разгерметизация фланца 4,3 10'4 < 1 1,2 103
1,1 1(Г* <5 6,0 103
4,3 10'5 < 15 1,8 104
4,3 10"® > 15 >1,8 • 104
разрыв трубопровода 1,0 10"4 < 1 2,8 • 103
4,0 • 10"5 <5 1,4 104
1,0 10"5 < 15 4,2 104
1,0 • 10"6 > 15 >4,2 104
Острое орошение:
разгерметизация фланца 4,3 • 10"4 < 1 1,0 103
1,1 • 10"4 <5 5,0 103
4,3 • 10"3 < 15 1,5 104
4,3 10"6 > 15 >1,5 • 104
разрыв трубопровода 1,0 • 10"4 < 1 1,5 • 103
4,0 10"3 <5 8,0 103
1,0 10"3 < 15 2,4 104
1,0 10"® > 15 >2,4 • 104
Разгерметизация фланца:
низа колонны 4,0 10"4 < 1 2,16 • 102
1,1 • 10"4 <5 1,0 103
4,3 10"3 <5 3,0 • 103
4,3 • 10"6 < 15 >3,0 103
верха колонны 4,3 10"4 < 1 1,8 • 102
1,1 10"4 <5 9,0 102
4,3 • 10"3 < 15 2,7 103
4,3 10"s > 15 >2,7 103
Разрыв фланца:
низа колонны 1,0 10"4 < 1 3,5 103
4,0 10"3 <5 1,7 104
1,0 • 10"3 < 15 5,1 • 104
1,0 10"6 > 15 >5,1 104
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
верха колонны 1,0 ю-4 < 1 3,0 103
4,0 10~5 <5 1,5 104
1,0 • 10“3 < 15 4,5 101
1,0 10"6 > 15
Катастрофический разрыв колонны 9,9 10"3 - 5,9 • 103
Вакуумная колонна К-10 предназначена для перегонки мазута
и имеет следующие характеристики: температура: верха — 180°С,
низа — 380°С; объем — 1150 м3.
Трубопровод откачки мазута из К-2 в К-10 имеет следующие
характеристики: расход — 225 м3/ч; давление — 15 атм; трубо-
провод откачки гудрона имеет следующие характеристики:
расход — 300 м3/ч; давление — 10 атм; трубопровод подачи ЦО
в колонну имеет следующие характеристики: расход — 330 м3/ч;
давление — 10 атм. Результаты расчетов приведены в табл. 2.22.
Таблица 2.22
Результаты расчетов для колонны К-10
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод откачки мазута: разгерметизация фланца 4,3 10‘4 < 1 1,8 103
1,1 10‘4 <5 9,0 103
4,3 10"5 < 15 2,7 104
4,3 • 10'6 > 15 >2,7 104
разрыв трубопровода 1,0 10"4 < 1 3,0 • 103
4,0 ИГ3 <5 1,5 104
1,0 • 10"5 < 15 4,5 • 104
1,0 10'6 > 15 >4,5 • 104
Трубопровод откачки гудрона: разгерметизация фланца 4,3 10"4 < 1 1,4 103
1,1 • 10"4 <5 7,0 103
4,3 ИГ3 < 15 2,1 104
4,3 НГ6 > 15 >2,1 104
разрыв трубопровода 1,0 10"4 < 1 3,9 103
4,0 • ИГ3 <5 1,5 104
1,0 10"5 < 15 4,5 • 104
1,0 10-6 > 15 >4,5 104
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод подачи ЦО в колонну: разгерметизация фланца 4,3 • 10’4 < 1 1,4 • 103
1,1 1(Г4 <5 7,0 • 103
4,3 • 10’5 < 15 2,1 • 104
4,3 10’6 > 15 >2,1 • 104
разрыв трубопровода 1,0 • 10’4 < 1 4,3 103
4,0 10'5 <5 2,2 • 104
1,0- кг5 < 15 6,6 104
1,0 • Ю"6 > 15 >6,6 104
Отпарная колонна К-11 предназначена для отпаривания
углеводородной фракции с интервалом кипения 350-420°С
и имеет следующие характеристики: температура низа — 290°С;
объем — 34 м3. Трубопровод подачи углеводородной фракции
имеет следующие характеристики: объемная скорость расхода —
94 м3/ч, давление — 7 атм. Результаты расчетов приведены
в табл. 2.23.
Таблица 2.23
Результаты расчетов для колонны К-11
Событие Вероятность Время вы- броса, мин Масса выброса, кг
Трубопровод подачи фракции н. к. 350-420°С: разгерметизация фланца 4,3 • 10’4 < 1 1,1 103 5,5 103
1,1 10’4 <5
4,3 • 10'5 < 15 1,8 104
4,3 10’8 > 15 >1,8 104
разрыв трубопровода 1,0 10'4 < 1 1,3 103
4,0 • 10’5 <5 6,5 • 103
1,0 10"’ < 15 1,9 104
1,0 10’6 >15 >1,9 104
Разгерметизация фланца колонны 4,3 - 10"4 < 1 1,3 102
1,1 10"4 <5 6,5 • 102
4,3 • 10’’ < 15 1,9 • 103
4,3 • 10’8 > 15 >1,9 103
Разрыв фланца колонны 1,0 10’4 < 1 2,2 103
4,0 10’5 <5 1,1 • to4
1,0 10’5 < 15 3,3 104
1,0 10’8 > 15 >3,3 to4
Катастрофический разрыв колонны 6,1 10’3 - 8,0 102
Известно несколько подходов, с помощью которых оцени-
вается парообразование при выбросе струи под давлением; одним
из них является расчет по уравнению количества жидкости,
перешедшей в пар при перегретом выбросе из отверстия в трубо-
проводе:
Fv = Ср(Т - Тв )/Hfg, (2.9)
где Fv — часть жидкости, перешедшей в пар; Ср — теплоемкость;
Т — температура в емкости; Тв — температура кипения при атмо-
сферном давлении; Hfg — теплота испарения при температуре Тв.
Оценка доли испаряющихся углеводородных фракций дает
значения 0,3-0,5. В эти значения входит доля жидкости, образую-
щая аэрозольное облако, размеры взвешенных частиц которого
находятся в мелкодисперсном состоянии. Это позволяет облаку
значительное время находиться в воздухе. Массы выбросов и соот-
ветствующие тротиловые эквиваленты в случае взрывов облаков,
например, для колонн установки ЭЛОУ-АВТ-6 приведены
в табл. 2.24.
Таблица 2.24
Массы выброеов и соответствующие тротиловые эквиваленты
для установки ЭЛОУ-АВТ-6
Событие Масса облака, кг Эквивалент ТНТ, кг
Колонна К-1: разрыв фланца верха колонны 7,5 • 103 3,0 103
катастрофический разрыв колонны 3,8 103 4,6 • 103
Колонна К-2: разрыв фланца верха колонны 1,6 103 6,4 103
катастрофический разрыв колонны 9,0 • 103 1,1 104
Колонна К-3: разрыв фланца верха колонны 2,9 • 103 2,8 • 103
катастрофический разрыв колонны 6,2 104 3,5 103
Колонна К-4 разрыв фланца верха колонны 3,0 • 103 3,6 103
катастрофический разрыв колонны 5,9 103 2,4 • 103
Колонны К-6, К-7, К-9: разрыв фланца верха колонны 3,0 103 2,4 103
катастрофический разрыв колонны 9,0 103 4,0 103
Событие Масса облака, кг Эквивалент ТНТ, кг
Колонна К-8: разрыв фланца верха колонны 3,7 103 1,5 103
катастрофический разрыв колонны 7,5 • 103 9,0 • 103
Колонна К-10: разрыв трубопровода откачки мазута 1,2 104 1,8 103
Колонна К-11: разрыв фланца верха колонны 8,0 • 102 3,2 102
катастрофический разрыв колонны 2,2 103 2,6 103
Газораспределительная станция (ГРС) представляет собой
объект, емкости которого предназначены для постоянного обеспе-
чения потребителей углеводородными фракциями. Мощность ГРС
в течение года меняется незначительно, так как скорость наполне-
ния и опустошения емкостей практически постоянна. При анализе
опасностей, возникающих при функционировании газораспредели-
тельной станции, рассматривались емкости и связанные с ними
коммуникации, по которым передаются углеводородные фракции,
а также объекты, на которых производится отгрузка топливных
фракций потребителю. Наиболее опасными на ГРС являются слу-
чаи, сопровождающиеся выбросами больших объемов сжиженных
углеводородных фракций. Некоторые количества сжиженного газа
могут выбрасываться из системы через клапаны или в результате
разрыва газопроводов.
Классификация источников аварийных ситуаций приведена
на рис. 2.6.
Эксплуатация резервуара со стационарной крышей способ-
ствует загрязнению воздушного бассейна (табл. 2.25) и, как прави-
ло, образованию взрывоопасной паровоздушной смеси — основ-
ного фактора пожара. По оценкам, потери углеводородов при
транспорте нефти на предприятия и при хранении составляют око-
ло 2% от объема добываемой нефти. Из них около 75% приходится
на испарение нефтепродуктов из резервуаров со стационарной
крышей. При этом среднегодовые потери от “больших дыханий”
составляют 0,14% от объема хранимого нефтепродукта, а от “ма-
лых дыханий” — 0,01-0,06%.
Загрязнение воздуха неоднократно приводило к пожарам.
Рис. 2.6. Классификация источников аварийных ситуаций при эксплуатации
резервуаров j
Анализ пожаров, произошедших на работающих резервуарах,
показывает, что основными источниками зажигания являются:
разряды атмосферного электричества, электрические искры, фрик-
ционные искры, открытое пламя, самовозгорание пирофорных от-
ложений.
Типовая схема анализа вероятных сценариев развития пожара
пр'и хранении больших масс нефти и нефтепродуктов, по которой
Таблица 2.25
Выброеы углеводородов в воздушный бассейн
при хранении нефти и нефтепродуктов
Из резервуаров
Давление паров продукта, кПа со стационарной крышей с плавающей крышей или понтоном
Число | Потери, тыс. т Число | Потери, тыс. т
10,5-35,5 5840 406,0 7093 64,0
35,5-62,7 1396 135,0 3357 61,0
62,57-76,5 49 16,0 218 9,0
предусматривается постадийное развитие пожара на 3-х уровнях
в зависимости от масштабов и тяжести последствий, представлена
на рис. 2.7.
В основу разработки данной схемы положен анализ более
300 пожаров, а также материалы научных исследований развития
пожаров в резервуарных парках. Каждая аварийная ситуация мо-
жет иметь несколько стадий развития. При сочетании определен-
ных условий она может быть приостановлена, перейти в следую-
щую стадию развития или на более высокий уровень
Вариант сценария развития пожара 1. При образовании
взрывоопасной концентрации снаружи резервуара вследствие
“больших и малых дыханий” (сцена А. 1.1.) и появлении источни-
ка зажигания возникает пожар на дыхательных клапанах или
в местах негерметичности сочленения пенных камер с корпусом ре-
зервуара (сцена А.7.1.). При этом в зависимости от величины кон-
центрации паровоздушной среды внутри резервуара возможно: ус-
тойчивое факельное горение (сцена А.7.1.); взрыв паровоздушной
среды в резервуаре (сцена А.7.2.).
Переход пожара с устойчивого факельного горения (сцена
А.7.1.) на горение на поверхности жидкости (сцена А.8.1.) харак-
терен для резервуаров со сферической крышей.
Взрыв резервуара (сцена А.7.2.), как правило, приводит
к подрыву, реже срыву крыши, затем к пожару в резервуаре.
Не исключена опасность, что взрыв паровоздушной смеси в резер-
вуаре (сцена А.7.2.) или затяжной пожар резервуара (сцена
А.8.1.) могут привести к разрушению резервуара (сцена А.8.2.)
с последующим образованием гидродинамической волны (сцена
А.9.2.). Гидродинамическая волна способна разрушить соседние
£ Рис. 2.7. Сценарии развития пожара при хранении больших масс нефти и нефтепродуктов
Для того чтобы определить, какие явления могут внести вклад
в различные нарушения и ошибки, приводящие в конечном
итоге к катастрофической аварии, разработано “дерево отказов"
(рис. 2.8) для одной емкости и связанного с ней оборудования.
Вероятность опасного события, возникающего в течение дан-
ного интервала времени, может быть получена из вероятностей
каждого из составляющих событий, возникновение которых
независимо или совместно может привести к появлению опасного
события. Логические зависимости, устанавливающие связь между
опасными событиями и соответствующими событиями представля-
ются в виде “дерева отказов”. “Дерево отказов” наглядно демонст-
рирует наиболее уязвимые места в системе технологического
Рис. 2.8. Дерево отказов и вероятности аварийных ситуаций на ГРС
оборудования. Например, ясно, к каким последствиям приводит
поломка трубопровода. С другой стороны, становится ясно,
что большие емкости-хранилища сохраняют свою целостность
не только из-за надежности их конструкций, но и из-за надежности
защитных устройств и правильности эксплуатации резервуаров.
В этом случае подход в виде “дерева отказов” является наиболее
оправданным.
Ввиду отсутствия статистических данных по ошибкам
и отказам на рассматриваемом объекте вероятность каждого
из событий, включенных в дерево отказов, оценивалась на основе
обобщенных сведений, имеющихся в литературе. Таким обра-
зом, дерево отказов является иллюстрацией последователь-
ности опасных событий, сбоев и нарушений, которые могут
вызвать катастрофический разрыв емкости в резервуарном
парке ГРС.
Инициирующие события, которые вызывают разрыв емкости
и последующий выброс, условно разделяют на следующие основ-
ные категории:
— природные воздействия, столкновение с транспортным
средством, пожар на внешних объектах, вызывающий повреждение
и разрушение емкости, взрыв углеводородной фракции внутри ем-
кости и другие внешние факторы;
— сбои и нарушения в работе механизмов, механические повреж-
дения и отказы структурных элементов технологической системы.
Из проведенного анализа причин, вызывающих повышение
давления и разрушение емкостей-хранилищ, а также анализа круп-
ных инцидентов в резервуарных парках со сжиженными газами
следует, что существует реальная возможность нарушения целост-
ности резервуаров и выхода сжиженных газов, взрыва парогазово-
го облака. Зоной разрушения и возможного травмирования персо-
нала считается площадь с границами, определяемыми радиусом
(R), с принятым для расчета центром взрыва. Границы каждой
зоны характеризуются значениями избыточных давлений по фрон-
ту ударной волны (АР) и, соответственно, безразмерным коэффи-
циентом (К). План-схема уровней разрушения с эпицентром
на установке ГРС с тротиловым эквивалентом, равным 154,8 т,
завода топливно-нефтехимического профиля приведена на рис. 2.9.
По значениям избыточных давлений расчетным путем можно
определить уровень возможных разрушений.
Класс зоны / (R = 204 м, АР = 100 кПа). Сильные поврежде-
ния всех зданий (насосных, электроподстанции, бытового корпуса,
весовой, автоматической компрессорной газонаполнительной стан-
Рис. 2.9. План-схема анализа уровней разрушения с эпицентром, находя-
щимся на установке ГРС (М 1 : 2000). Класс зоны 1: R — 204 м,
ДР = 100 кПа; зоны 2: R = 301 м, ДР = 70 кПа; зоны 3: R = 516 м, ДР = 28 кПа
ции), а также резервуарного парка, цистерн железнодорожной
эстакады и автозаправочной станции ГРС.
Класс зоны 2 (R = 301 м, ДР = 70 кПа). Средние повреждения
зданий с массивными стенами (склады технологического обору-
дования), а также резервуаров, заполненных жидким топливом,
и автотранспорта, находящегося на территории заправочной станции
ГРС. Сильные повреждения промышленных зданий со стальным и
железобетонным каркасом, разрушение кирпичных стен в 1,5 кирпича.
Класс зоны 3 (R = 516 м, ДР = 28 кПа). Средние повреждения
промышленных кирпичных зданий (склады кирпичного технологи-
ческого оборудования, сухие градирни установки ЛЧ-35-11/1000)
повреждение линий связи, электропередач. Незначительные
повреждения автотранспорта вблизи автодороги, разрушение шла-
коблочных стен подсобных помещений.
Класс зоны 4 (R = 1503 м, ДР = 14 кПа). Легкие повреждения
заводских труб, радио и телефона. Разрушение оконных рам, дверей,
перегородок, среднее повреждение технологических коммуникаций.
Класс зоны 5 (R = 3007 м, ДР = 2 кПа). Полное и частичное
разрушение остекления, повреждение штукатурки, оконных
и дверных рам.
Таким образом, анализ возможных последствий в рамках при-
нятого сценария аварии (рис. 2.1) (т. е. без учета цепного меха-
низма ее развития) показывает, что при взрыве облаков ТВС зоны
избыточных давлений выходят за пределы предприятия и могут
нанести ущерб как соседним промышленным объектам, так и при-
легающим жилым районам.
Установка каталитического крекинга Г-43-107. Одной из
важных задач, стоящих перед нефтеперерабатывающей промыш-
ленностью, является углубление переработки сырья. Ведущая роль
при решении данной проблемы отводится процессу каталитическо-
го крекинга дистиллятного и остаточного сырья. Промышленная,
комбинированная установка каталитического крекинга системы
“Флюид” — Г-43-107 предназначена для переработки вакуумного
дистиллята (~16% масс. фр. до 350°С) по топливному варианту
с целью получения компонентов высокооктанового бензина и сжи-
женных газов. При разработке технологии и проектировании уста-
новки в основу положены следующие процессы: гидроочистка
сырья (секция 100), каталитический крекинг и ректификация (сек-
ция 200), абсорбция и газофракционирование (секция 300), утили-
зация тепла и теплоснабжение (секция 400), очистка дымовых
газов от катализаторной пыли (секция 500).
Расчет энергетического потенциала. При расчете энерго-
потенциалов был выбран наиболее неблагоприятный сценарий
аварии, при котором происходит неконтролируемое нарушение
целостности и герметичности элементов оборудования технологи-
ческой системы, приводящее к возникновению взрыва и выбросу
горючих сред в атмосферу.
В качестве примера приведены расчеты энергетических потен-
циалов с применением программы “Справочно-расчетная система
по пожаровзрывобезопасности «Техно-Софт»” (Свидетельство
Госгортехнадзора РФ № 04-35/238), позволяющей определить
массу и состав ПГФ на основе физико-химических свойств нефте-
продуктов в данном технологическом блоке.
Секция 100. Гидроочистка сырья. Блок смешения и подо-
грева сырья 1/1. Печь П-101: давление — 40 атм, температура —
300°С, объем — 80 м3.
Состав парогазовой фазы (ПГФ) в блоке:
Вещество | % | Вещество | % Суммарное значение энер-
oil-250 0,11 H2S 4,78 ГИИ 0,01)42 • 1U КДЖ, скорость выброса поллю-
oil-340 0,84 CH4 3,82 танта — 1700 г/с; ниж-
oil-400 2,32 c2h6 1,91 ннй концентрационный
oil-450 1,10 C3H8 1,91 предел распространения
oil-500 0,03 СдН,»-! 0,96 пламени (НКПР) ПГФ а
H2 81,27 C4H10-2 0,96 9090 мг/м3
Блок 1/2. Реактор гидроочистки Р-101-1 /2: давление —
40 атм, температура — 420°С, объем — 220 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % | Вещество | %
oil-250 0,11 C2H6S-i 1,79 Суммарное значение энер-
oil-340 0,97 C3HaS-l 1,78 ГИИ - 1,7085 109 кДж;
oil-400 4,31 C4H10S-l 1,79 скорость выброса поллю-
oil-450 4,83 C2H6 1,79 танта - 2700 г/с; НКПР
oil-500 0,54 c3H8 1,79 ПГФ = 10600 мг/м3
H2 66,93 c4h,0-i 0,89
H2S 8,92 C4H„-2 0,88
CH4 2,68
Блок ректификации 1/3. Колонна К-101: давление — 2 атм,
температура — 250°С, объем — 50 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % | Вещество | %
oil-050 38,73 oil-250 0,99 суммарное значение анер- гии — 1,1427 108кДж;
oil-200 5,56 oil-340 1,20 скорость выброса поллю-
oil-150 12,31 oil-400 1,08 танта — 900 г/с; НКПР
oil-100 23,59 oil-450 0,28 ПГФ = 53080 мг/м3
oil-130 16,26 oil-500 0,004
Блок 1/4. Печь-102: давление — 2 атм, температура — 300°С,
объем — 13,8 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество % Вещество
— Суммарное значение энер-
oil-050 38,73 oil-250 0,99 гии - 1,7509 108 кДж;
oil-200 5,56 oil-340 1,20 скорость выброса поллю-
oil-150 12,31 oil-400 1,07 танта — 900 г/с; НКПР
oil-100 23,59 oil-450 0,28 ПГФ = 53080 мг/м3
oil-130 16,26 oil-500 0,004
Блок 1/5. Абсорбер К-103: давление — 10 атм, температура —
65°С, объем — 33,7 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % | Вещество | %
н2 2,8 С4Н8-2 0,2
сн4 32,3 С4Н8-3 0,3 Суммарное значение энер-
С2Н4 24,0 С4Н8-5 0,5 гии - 1,7796 • 108 кДж;
с2н6 25,5 С5Н,2-1 2,0 скорость выброса поллю-
С3Н6-2 1,6 С5Н,2~2 1,5 танта - 1000 г/с; НКПР
С3н8 0,5 С5Н10-3 0,7 ПГФ = 32700 мг/м3
С4Ни-1 0,8 С5Н10-4 0,8
С4Н10-2 0,5 н2 5,6
С4Н8-1 0,4
Блок 1/6. Компрессорная ВСГ: давление — 50 атм, темпера-
тура — 65°С, объем — 24 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество 1 % | Вещество | % Суммарное значение энер-
н2 85 с3н8 2 гии — 6,1891 • 107 кДж;
H2S 5 С4Ни-1 1 скорость выброса поллю-
сн4 4 С4Н10-2 1 танга - 1100 г/с; НКПР
С2Н6 2 _ ГГГФ = 11760 мг/м3
Сводные данные энергопотенциалов н категорий опасности
блоков секции 100 установки приведены ниже:
Блок Полный потенциал (кДж) Приведенная масса (кг) Относи- тельный потенциал Кате- гория Базовый радиус разрушения (м)
1/1 6,304 • 108 1,360 to4 51,50 I 21,6
1/2 1,709 109 3,714 • 104 72,30 I 26,1
1/3 1,143 • 108 2484 29,35 П 7,4
1/4 1,751 10“ 3807 33,84 II 9,5
1/5 1,780 10“ 3869 34,02 II 9,6
1/6 6,189 107 1345 23,92 III 5,0
Наиболее опасный блок 1/2: потенциал — 1,709 • 109 кДж,
категория — I; радиус разрушения — 26,1 м.
Секция 2Q0. Каталитический крекинг и ректификация.
Блок 2/1. Реакторный блок крекинга', температура — 515°С,
объем — 650 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % | Вещество | %
н2 0,27 oil-220 0,09
сн4 2,27 oil-230 0,82
С2Н6 1,36 oil-250 3,63
С2Н4 1,36 oil-280 3,63
С3Н6-2 4,18 oil-290 0,91
с3н8 1,18 oil-320 0,91
с3н8-1 5,72 oil-340 3,63
С4Н10-1 3,63 oil-380 3,63
oil-050 0,45 oil-420 0,91
oil-060 4,54 oil-450 0,91
oil-110 18,16 oil-500 0,91
oil-180 18,16 oil-520 0,45
oil-200 9,08 H2O 9,20.
Суммарное значение энер-
гии — 3,0098 • 108кДж;
скорость выброса поллю-
танта — 1100 г/с; НКПР
ПГФ = 47420 мг/м3
Блок ректификации 2/3. Ректификационная колонна К-201:
давление — 2,3 атм, температура — 370°С, объем — 1020 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество 1 % | Вещество | %
Н2 0,27 oil-220 0,09
сн4 2,30 oil-230 0,82
с2н6 1,38 oil-250 3,67
с2н4 1,38 oil-280 3,65 Суммарное значение энер-
С3Н6-2 4,22 oil-290 0,92 ГИИ - 1,8534 • 1О1окДж;
с3н8 1,19 oil-320 0,91 скорость выброса поллю-
С3Н8-1 5,79 oil-340 3,62 танга — 1100 г/с; НКПР
С4Н,„-1 3,67 oil-380 3,55 ПГФ = 48180 мг/м3
oil-050 0,46 oil-420 0,85
oil-060 4,59 oil-450 0,78
oil-110 18,36 oil-500 0,52
oil-180 18,35 oil-520 0,20
oil-200 9,14 H2O 9,31
Сводные данные энергопотенциалов, радиусов разрушения
и категорий опасности блоков секции 200 приведены ниже.
Блок Полный потенциал (кДж) Приведенная масса (кг) Относи- тельный потенциал Кате- гория Базовый радиус разрушения (м)
2/1 3,009 • 108 6541 40,53 I 12,8
2/3 1,853 10<» 4,029 10s 160,1 I 54,4
Наиболее опасный блок 2/3: потенциал — 1,853 • 1О10 кДж,
категория — I, радиус разрушения — 54,4 м.
Секция 300. Абсорбция и газофракционирование. Блок 3/1.
Компрессорная блока абсорбции', давление — 1,3 атм, температу-
ра — 35°С, объем — 190 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % | Вещество ] %
Н2 0,5 С(Н8-1 1,9
n2 3,1 С4Н8-2 2,5
сн4 7,5 С4Н8-3 2,2 Суммарное значение энер-
со2 0,5 С4Н8-4 2,0 гнн — 1,9245 • 108 кДж;
С2Н4 5,7 С4Н8-5 2,0 скорость выброса поллю-
4,9 С3Н,2-2 5,0 такта — 500 г/с; НКПР
H2S 0,1 с5ни-1 5,7 ПГФ = 36890 мг/м3
С3Н6-2 23,9 С5Н10-2 3,0
СзН8 9,9 с3н,„-з 2,3
C4Hjo~2 14,3 С6Н,4-1 0,3
СдНц)-! 2,4 С7Н,6 0,3
Блок 3/2-1. Блок десорбции газов', давление — 12 атм, темпе-
ратура — 130°С, объем — 150 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % Вещество %
C3Hs-2 0,27 oil-070 3,62 Суммарное значение энер-
с3н8 2,27 oil-100 0,45 гнн — 1,7973 • 108 кДж;
С4Н5о_1 1,36 oil-130 4,54 скорость выброса поллю-
С4Н10“2 1,36 oil-160 16,16 танта - 1700 г/с; НКПР
С4Н8-2 4,18 oil-180 18,16 ПГФ = 44210 мг/м3
С4Н8-3 1,18 oil-200 9,08
oil-050 5,72
Блок 3/2-2. Блок абсорбции газов', давление — 11 атм, темпе-
ратура — 45°С, объем — 37 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество 1 % | Вещество | %
С4Н10 1 0,21 CH4 30,97
С4Н,о-2 0,53 C2H4 21,49
С4Н8-2 0,77 СгНв 22,93
С4Н8-3 0,92 C3H6-2 1,28 Суммарное значение энер-
oil-050 1,96 C3H8 0,34 гии — 1,1462 • 108 кДж;
oil-070 5,00 C4H8-1 0,074 скорость выброса поллю-
oil-100 2,05 C4H8-4 0,06 танга — 1100 г/с; НКПР
oil-130 0,58 C4H8-5 0,07 ПГФ = 32030 мг/м3
oil-160 0,17 CsH12-2 0,86
oil-180 0,07 C5H12-1 0,48
oil-200 0,00 C5H10-2 0,10
H2 3,00 CjHjQ-3 0,09
n2 5,99
Блок 3/3. Стабилизация бензина: давление — 10 атм, темпе-
ратура — 150°С, объем — 360 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество | % Вещество %
С3Н6-2 15,80 oil-070 7,78
С3Н8 5,25 oil-100 16,95
С4Н,„-1 7,15 oil-130 10,74
СдНц)—2 7,28 oil-160 5,61
С4Н8-2 7,13 oil-180 3,31
с„н8-з 7,16 oil-200 0,81
oil-050 5,03
Суммарное значение энер-
гии — 4,6940 • 108 кДж;
скорость выброса поллю-
танта — 1700 г/с; НКПР
ПГФ = 47420 мг/м3
Блок 3/4. Разделение газовой головки: давление — 18 атм,
температура — 100°С, объем — 130 м3.
Состав ПГФ в блоке:
Вещество [ % 1 Вещество | % Суммарное значение энер- гии - 5,7818 10s кДж;
СзН6-2 35,48 С4Н,о-2 14,54 скорость выброса поллю-
C3H8 11,68 С4Н8-2 12,56 танга - 1800 г/с; НКПР
с4н,„-1 12,93 с4н8-з 12,82 ПГФ = 38290 мг/м3
Сводные данные энергопотенциалов и категорий опасности
блоков секции 300 установки приведены ниже:
Блок Полный потенциал (кДж) Приведенная масса (кг) Относи- тельный потенциал Кате- гория Базовый радиус разрушения (м)
3/1 1,924 108 4148 34,92 II 9,9
3/2-1 1,797 10“ 3907 34,13 I 9,6
3/2-2 1,146 108 2492 29,38 II 7,4
3/3 4,694 108 1,02 • 104 47,00 I 15,5
3/4 5,782 108 1,26 104 50,39 I 17,0
Наиболее опасный блок 3/4: потенциал — 4,694 • 108 кДж,
категория — I, радиус разрушения — 17,0 м.
В табл. 2.26 сведены данные по энергетическим потенциалам и
тротиловым эквивалентам и радиусам разрушения от технологи-
ческих блоков установки Г-43-107. Наиболее опасным (по тротило-
вому эквиваленту) является блок ректификации 2/2.
Таблица 2.26
Энергетический потенциал, тротиловый эквивалент н радиусы
разрушения техиологнческнх блоков установки Г-43-107
№ блока Масса ПГФ, кг Суммар- ная энергия, кДж Троти- ловый эквива лент, кг Радиусы разрушения, м Кате- гория взрыво- опас- ности
R. R, Кз r4 Rs
1/1 Блок подогрева сырья 13259 6,3 ю8 6687 69,2 102,0 174,8 509,9 1019,8 I
1/2 Реакторный блок 39653 1,70-10’ 18045 99,2 146,1 250,5 730,7 1461,4 I
1/3 Ректификация 2640 1,14-10“ 1210 28,7 42,3 72,5 211,4 422,8 II
1/4 Печь П-102 4056 1,75-10’ 1858 37,2 54,8 93,9 274,0 548,0 II
1/5 Очистка газов 3955 1,78-10“ 1889 37,6 55,3 94,9 276,7 553,4 П
Окончание табл. 2.26
№ блока Масса ПГФ, кг Суммар- ная энергия, кДж Троти- ловый эквива лент, кг Радиусы разрушения, м Кате- гория взрыво- опас- ности
R, r2 R3 r4 Rs
1/6 Компрессор- ная ВСГ 1068 6,19-10’ 657 19,4 28,6 49,0 142,9 285,8 III
2/1 Реакторный блок крекинга 6963 3,00 ю8 3184 49,8 73,4 125,9 367,1 734,2 I
2/2 Ректификация 429138 1,85 10'° 196375 220,9 325,5 558,0 1627,4 3254,9 I
3/1 Компрес- сорная блока абсорбции 4288 1,92 • 10s 2038 39,2 57,8 99,1 289,0 578,C II
3/2-1 Десорбция 5352 1,79-10s 1900 37,7 55,5 95,2 277,6 555,2 I
3/2-2 Абсорбция 2574 1,14-108 1210 28,7 42,3 72,5 211,4 422,8 II
3/3 Стабилизация 10507 4,69 10s 4978 61,3 90,3 154,8 451,6 903,2 I
3/4 Разделение газовой головки 11074 5,78-10“ 6135 66,9 98,5 168,9 492,7 985,3 I
Вопросы:
• Перечислить основные узлы и элементы технологического
оборудования в порядке увеличения вероятности отказа.
• Дайте энергетические характеристики отдельных установок
опасных производств.
• Назовите основные факторы аварийных ситуаций на газорас-
пределительных станциях.
• Основные причины взрывов и пожаров — высокая энерге-
тическая загрузка установок или субъективные факторы?
• Приведите основные физико-химические факторы взрывопо-
Жароопасности на установках каталитического крекинга.
2.5. Моделирование аварийных ситуаций.
Расчет и прогнозирование
ПАРАМЕТРОВ ЗАГАЗОВАННОСТИ ТЕРРИТОРИИ
ОТКРЫТЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Моделирование аварийных ситуаций проводится с целью про-
гнозирования зон загазованности и, соответственно, пожаров и
взрывов. Это является сложнейшей физико-математической зада-
чей, так как на рассеивание взрывоопасного облака при развитии
аварии влияет значительное число факторов, в том числе: рельеф
поверхности, метеорологические условия, скорость ветра, устойчи-
вость атмосферы, параметры движения воздушных потоков, рас-
пределение температур в нижних слоях атмосферы.
По степени рассеивания облака определяют взрывоопасные
зоны (поля), взрывоопасный объем и площадь, покрываемую об-
лаком, распределение температур у поверхности-вем ли и в атмос-
фере и другие характеристики.
Неблагоприятные метеорологические условия на отдельных
заводских участках могут создавать промышленные здания и уста-
новки, образующие аэродинамическую тень, особенно когда в эту
зону поступает горючее вещество.
Существующие модели рассеяния областей загазованности
можно разделить на три группы:
— вероятностные гауссовы, диффузионные модели рассеяния;
— модели, в которых учитывается взаимодействие облака за-
газованности с поверхностью Земли через силу тяжести;
— многофакторные, сложные модели, в которых учитывается ;
тепловое излучение почвы, обусловленное солнечной радиацией, '
конвективный теплообмен с грунтом, конвективный массообмен,
приток тепла с ветром, фазовые превращения. i
Гауссовы (диффузионные) модели получают, рассматривая
диффузию вещества из точечного источника в трехмерной воздуш- '
ной среде. Недостатки этой модели заключаются в пренебрежении '
сложной структурой атмосферных потоков, сложных препятствий j
на пути потоков и их деформацией на различных препятствиях ;
(технические сооружения, рельеф местности н т. д.).
Несмотря на недостатки, диффузионная модель позволяет '
прогнозировать размеры зон экстремального содержания опасных 1
веществ при аварийных выбросах. ;
Существует стандартная методика расчета полей взрывоопас- ,
ных концентраций, основанная на алгоритмах расчета, который i
134 J
заключается в следующем.
Формула для расчета максимального значения концентрации
взрывоопасного вещества С, мг/м3 при выбросе взрывоопасной
смеси из одиночного точечного источника с круглым устьем (при
неблагоприятных метеорологических условиях) на расстоянии X, м
от источника имеет вид:
Cm = AMFmrniH"2 (VjAT)'1/3, (2.10)
где А— коэффициент, зависящий от свойств слоев атмосферы;
М — масса опасного вещества, поступающего в атмосферу за единицу
времени, г/с; F — коэффициент скорости оседания частиц в атмо-
сферном воздухе; m, п — коэффициенты для учета условий выхода
опасного вещества из устья источника выброса; q — безразмерный
коэффициент для учета рельефа местности; Н — высота источника выб-
роса над уровнем земли, м; Vj — расход взрывоопасной смеси, м3/с;
ДТ — разность между температурой смеси и температурой воздуха.
Расход смеси V и коэффициенты т, и определяются по вспо-
могательным формулам; коэффициенты A, F, т] — в зависимости
от географических координат объекта исследования и агрегатного
состояния выбрасываемого вещества. При этом учитываются метео-
условия, например, опасная скорость ветра и турбулентность
атмосферы. Методика позволяет учитывать топографические
характеристики местности и характеристики источника выброса.
Основная схема относится к вычислению поля концентрации
от одиночного точечного источника. Линейные и плоские источни-
ки дробят на множество эквивалентных точечных. Конечная цель
расчетов — прогнозирование размеров зон поражения.
Глубина такой зоны рассчитывается по формуле:
k = lC1f (q“/q„) 1/2, (2.11)
где Lqi — глубина зоны опасных концентраций для хлора, км;
1а — расстояние, соответствующее определенной концентрации
опасного вещества; qj1, qn — поражающая концентрация для хлора
и рассматриваемого опасного вещества соответственно, кг/м3;
f — безразмерная поправка на скорость ветра.
Значения коэффициентов 1С1, f, qj1 и угловой размер зоны по-
ражения определяются по специально разработанным таблицам,
в которых учитываются скорость ветра, интенсивность выброса
и состояние атмосферы в этот момент.
В математических моделях более точного уровня учитываются
турбулентность воздушного потока, скорость оседания аэрозоль-
ных частиц облака, его неоднородность под влиянием воздушных
потоков, силы тяжести и турбулентной диффузии. Преимущество
этих групп моделей заключается в возможности моделирования
аварийных ситуаций в условиях, максимально приближенных
к реальным. Появляется возможность прогнозирования опасных
ситуаций на основе вычислительного (компьютерного) экспе-
римента.
Недостатки этой группы моделей заключаются в необходи-
мости учета большого числа аэродинамических, геофизических
факторов. Получить многие коэффициенты уравнений моделей,
исходя из эксперимента, не всегда возможно. Тем не менее o6o6J
щение компьютерных экспериментов с учетом моделей рассеива-
ния облаков позволяет сформулировать основные требования
к обобщенной методике расчета полей аварийной загазованности,
по которой следует:
— рассчитывать поля концентраций опасных веществ различ-
ного агрегатного состояния (газы, аэрозоли, пары различной
дисперсности и широкого диапазона химического состава) от
точечных, линейных и площадных источников опасного выброса
выброса тяжелого газа /'
газов; .1
— учитывать различные состояния атмосферы (температура ’
и влажность наружного воздуха, скорость и направление ветра), 1
а также геодезические характеристики местности;
— учитывать основные параметры источника истечения при- ,
меси (диаметр устья, высота над поверхностью земли, скорость и
характер истечения) в случае стационарного источника выделения', ,
а также особенности крупного одноразового
в атмосферу.
Этим требованиям в основном удовлетворяют методика расчета<
концентраций в атмосферном воздухе опасных веществ, содержа- "
щихся в выбросах предприятий (документ ОНД-86), и методику
расчета полей концентраций тяжелых газов. Данные модели позво-' j
ляют с учетом метеоусловий и состояния атмосферы прогнозиро.’, >
вать аварийную загазованность на территории объектов нефтепере-
работки и прилегающей территории в несколько десятков и даже ?
сотен километров. Таким образом, на основе полученных результа-
тов можно оценить степень опасной загазованности самого объекта;
и прилегающих к предприятию жилых районов. Кроме того, с при-
менением эффективных моделей возможно расчетным путем опре? j
делить необходимое количество газоанализаторов и указать места,?;
необходимые для размещения на территории предприятия и уста-
новок датчиков и газоанализаторов.
Рассмотрим типовой пример расчета параметров полей взрыво-
опасных концентраций. Для проведения вычислительных экспери-
ментов по определению полей взрывоопасных концентраций ава-
рийного истечения нефтепродуктов и крупных выбросов тяжелых
газов на конкретных объектах по переработке УВС предложенные
методики должны быть скорректированы и адаптированы к реаль-
ным ситуациям. Например, такая задача решена в соответствии
с принятым сценарием аварии (рис. 2.10) для потенциально пожа-
роопасных технологических установок типового НПЗ топливно-
нефтехимического профиля. Для этого были подготовлены конк-
ретные исходные данные и проведены расчеты характеристик рас-
• Анализ взрывопожароопасное™
• Предположение о возможном разрушении
* Характер истечения
• Ход истечения
• Параметры источника выброса
* Площадь испарения
* Продолжительность выброса вещества
* Мощность выброса
* Масса вещества, участвующая в
образовании облака
• Метеоусловия
• Геометрические характеристики местности
• Распределение концентрации
углеводородного поллютанта в облаке
по осям X, Y, Z
* Скорость эффективного переноса облака
^ис. 2.10. Сценарий аварии для расчета параметров полей загазованности
территорий предприятий по переработке углеводородного сырья
сеивания выбросов газов с различной плотностью и паров разлив-
шейся жидкости. В процессе вычислительных экспериментов ре-
шались следующие задачи:
— исследование изменений максимальных геометрических
размеров облака (длины, ширины и высоты) с граничными кон-
центрациями в пределах 0,05 НКПР < С < НКПР;
— изучение распространения концентрации углеводородного
выброса в облаке на различных высотах;
— определение скорости эффективного переноса облака;
— исследование времени распространения переднего фронта
облачных зон с определенной граничной концентрацией;
— изучение распространения полей концентраций углеводо-
родных газов и паров по высоте с различной по отношению к воз-
духу плотностью.
Разработаны алгоритм и программа расчета полей концентра-
ций в случае аварийного истечения нефтепродуктов. Программа
и алгоритм могут быть адаптированы к условиям любого объекта
по переработке углеводородных систем и имеют следующие осо-
бенности:
— все поле зоны аварии разбивается на ячейки, а концентра-
ция рассчитывается в узлах ячейки;
— задаются следующие исходные данные: ширина и длина
поля обзора, ширина и высота ячейки.
— задаются также параметры, характеризующие внешние
условия: направление и средняя скорость ветра; НКПР выброса;
количество уровней среза облака, вдоль которых необходимо про-
извести расчет; расстояние по вертикали между двумя уровнями;
параметры поля концентраций (длина, ширина); размеры ячеек
зоны поражения (длина, ширина); температуры источника и исхо-
дящей газовоздушной смеси; средняя температура окружающего
воздуха за самый жаркий месяц.
Кроме того, учитываются параметры, характеризующие
точечные, линейные и плоские источники загазованности про-
мышленных территорий. Полученные результаты расчета парамет-
ров поля довзрывоопасных концентраций с помощью графи-
ческих таблиц можно интерпретировать не только на планы
технологического оборудования, но и на генеральный план
завода.
Основной модуль программы — расчет поля концентрации
выбросов из одного точечного источника. Важно отметить, что
в разработанном алгоритме учитывается деформация облака вслед-
ствие его оседания под действием силы тяжести и рассеяния части
облака восходящими потоками ветра. Скорость расширения облака
газа моделируется зависимостью:
Uf = atJgl£b>, (2.12) у Ра
где р — плотность газа в облаке; ра — плотность воздуха; g — ус-
корение свободного падения; at — постоянная воздуха.
Скорость уноса массы из облака Е зависит от скорости ветра,
плотности газа в облаке и его размеров и определяется соотноше-
нием: Е = at = at £5-Ь-М, (2.13) Р \Z0/ р Zo
где Uo — скорость ветра на высоте Zo; Мо — масса газа в облаке;
at — постоянная воздуха.
Изменение массы облака по времени описывается уравнением:
— = Е,-аА^М, (2.14) dt р Zo
где Es — интенсивность первичного источника.
Масса газа в облаке к моменту действия первичного источника
загазованности t] определяется по формуле:
М, =-ЬЬ£- l-expf-^bt,) . (2.15) a.tUopa \ pZ0 7J
Изменение площади основания облака по времени описывается
формулой:
г z x-ii/2 ^ = 2atM±-l . (2.16) dt L VPa p/J
С учетом изложенного и вероятного сценария аварии для
потенциально опасных технологических установок проводятся
вычислительные эксперименты по рассеиванию выбросов тяжелых
газов и паров разлившейся жидкости. Разумеется, модели необхо-
димо уточнить для условий данного региона, где расположен опас-
ный объект. Например, для Московского НПЗ модель была адап-
тирована с учетом физической географии местности. Адаптацию
проводили к условиям самой низкой и плоской части города, нахо-
дящейся на примыкающей к Москве Мещерской низменности.
Для этого региона коэффициенты (2.10) А = 140, t] « 1, F = 1.
Рис. 2.11. Распределение полей концен-
траций метана (разгерметизация адсор-
бера установки получения водорода).
Концентрация поллютанта: 1-9 — в за-
висимости от доли НКПР 0,1-0,9 соот-
ветственно; * — > НКПР; • — <0,1 НКПР
(НКПР = 34500 мг/м3). Длина ячейки
по горизонтали и вертикали 4 м
В программе для каждого .
объекта рассчитываются соот- ,
ветствующие зависимости осе- -
вой концентрации примеси С }
на уровне земли, параметров '
вертикальной и горизонтальной -
дисперсии Sa, Sy, полушири- 1
ны зоны постоянной концент- <
рации В (м), эффективной I
полуширины Bef (м) и высоты
Hef (м) облака, плотности об- j
лака и времени прихода при- J
меси т (с) от осевой коордн- ')
наты X (м) по направлению 1
ветра. Кроме того, определяют- а
ся дополнительные координаты $
линий постоянных концентра- Я
ций на различных уровнях 4
по определенной высоте Z. |
На рис. 2.11. в качестве 1
примера приведен расчет j
распределения концентраций |
метана, образованного в ре- д
зультате разгерметизации 1
адсорбера на установке по- |
лучения водорода. |
Для технологических уста- 1
новок в табл. 2.27 приведены 1
исходные данные для расчета 1
параметров рассеивания выбро- 1
сов компонентов, результаты |
которого даны в табл. 2.28. J
№ Наименование установки Вид аварийного аппарата Объем, м3 Дав- ление Р, атм. Тем- пера- тура Т, °C Вещество в аппарате Плот- ность газа и паров Р. ч кг/мл Пло- щадь испа- рения S, м2 Время дей- ствия источ- ника t, с Интен- сивность источ- ника Es, кг/с НКПР, кг/м3
И Установка полимеризация Реактор 25 40 80 Пропилен 1,915 - 300 34,268 39,5
12 Установка регенерации Газгольдер 1500 0,7 50 Пропан 2,019 - 180 23,25 41
13 Установка подго- товки сырья Колонна 317 14 40 Пропан 2,019 — 180 264,17 41
14 Установка полу- чения водорода Ресивер 16 60 40 Водород 0,089 - 120 0,5876 3,3
15 16 Очистные сооружения Установка полу- Резервуар 1000 1 20 Нефть 5,0312 6000 600 7,272 49,38
чения инертного газа Теплообменник 1,5 8 100 Бутан 2,672 — 10 2,53 43
17 Установка ЛЧ-24-2000 Абсорбер К-202 76 48,3 60 Водород- содержа- щий газ 0,0899 — 180 1,083 3,3
18 Установка Л-25-11/300 Ректификационная колонна К-1 91,5 14 270 Бензин 2,856 600 600 2,386 32,8
Окончание табл. 2.27
№ Наименование установки Вид аварийного аппарата Объем, м3 Дав- ление Р, атм, Тем- пера- тура Т, °C Вещество в аппарате Плот- ность газа и паров р’ ч кг/мл Пло- щадь испа- рения S, м2 Время дей- ствия источ- ника t, с Интен- сивность источ- ника Es, кг/с НКПР, кг/м3
19 Установка 22-4 Ректификационная колонна 544 9 130 Бензии 3,335 600 600 2,670 32,8
20 Установка ЛЧ-35-11/1000 Ректификационная колонна К-101 217 13 250 Бензин 2,926 600 600 3,62 32,8
21 22 Установка Д-24/5 Газофракциони- Абсорбер К-4 Изобутановая 107 38 70 Водород- содержа- щий газ 0.1 240 0,975 3,3
рующая установка ГФУ-2 колонна К-3 84,67 8,5 82 Изобутан 2,668 — 60 2,647 43
23 Газораздаточная станция ГРС Емкость под давлением Е-19 200 15 20 Сжижен- ный бутан 2,672 - 180/ 300 385,933/ 231,6 43
24 Станция смешения Резервуар 3000 20 Бензин 4,075 3000 600 2,784 32,8
25 26 Парк емкостей высокого давле- ния ГФУ-2 Участок готовой Емкость под давлением Л-7 100 18 80 Сжижен- ный пропан 2,019 180/ 300 166,83/ 100,1 41
продукции и сырой нефти Резервуар 50000 — 20 Нефть 5,031 7200 600 9,308 49,38
Таблица 2.28 ’еаультаты расчетов параметров рассеивания выбросов тяжелых газов от технологических установок для предприятия топливно-нефтехимического профиля
№ Наименование Максимальная длина зоны, м (срез на уровне земли) Максимальная ширина зоны, м (срез на уровне земли) Время раскры-
установки НКПР
Птах | 50% Lj | 25% L2 | 5% L3 В», ( 50% В, 1 25% В2 | 5% Вз ttnax, с
1 ЭЛОУ-АВТ-6 45 90 150 435 210 225 240 330 40
2 АВТ-3 45 75 120 390 150 210 240 300 40
3 Адсорбционная очистка маловязких нефтепродуктов 20 35 65 230 115 135 140 165 19
4 Установка каталитического крекинга 30 60 100 320 140 165 190 245 27
5 Установка получения серы 380 600 900 2200 130 160 200 300 243
6 Установка получения водорода 40 60 90 150 10 20 34 50 25
7 Газофракционирующая установка 270 390 600 1410 150 430 510 800 208
8 ЭЛОУ-1, 2 20 40 70 250 170 190 210 250 19
9 Установка очистки рефлюкса 400 640 920 2200 120 160 200 380 254
10 Установка утилизации 280 440 640 1560 340 480 560 880 214
И Установка полимеризации 210 300 450 1140 270 330 390 600 160
12 Установка регенерации 160 240 360 900 200 220 290 460 128
13 Установка подготовки сырья 700 1000 1500 3400 1000 1250 1500 2200 500
14 Установка получения водорода 160 240 400 600 40 70 120 170 101
мммии
Окончание табл, 2.28
Максимальная длина зоны, м Максимальная ширина зоны, м Время
№ Наименование (.срез на уровне земли) (срез на уровне земли) раскры-
установки НКПР тия
Птах | 50% Lt 1 25% L2 1 5% L3 Впих | 50% В( | 25% В2 | 5% В3 tmax, С
15 Очистные сооружения 30 60 105 330 220 240 270 340 28
16 Установка получения инертного газа 35 55 80 210 400 500 560 950 32
17 Установка ЛЧ-24-2000 120 190 360 700 40 50 90 150 76
18 Установка Л-35-11/300М 20 35 70 235 130 140 150 170 19
19 Установка 22-4 20 40 75 250 135 150 180 210 19
20 Установка Л4-35/11/1000 30 50 90 310 150 160 170 220 27
21 Установка Л-24/5 55 85 115 290 30 45 70 140 35
22 Газофракционирующая установка-2 40 60 100 260 70 80 90 130 36
23 Газораздаточная станция ГРС 700 1000 1400 3100 1100 1400 1600 2400 515
24 Станция смешения 20 40 70 240 170 180 190 220 19
25 Парк емкостен высокого давления ГФУ-2 400 600 850 2000 550 650 850 1250 300
26 Участок готовой продукции и сырой нефти 45 75 135 405 240 270 290 380 40
Вопросы:
• Приведите характеристики вероятностей аварий на установ-
ках первичной и вторичной переработки нефти.
• На каких принципах основаны различные методики модели-
рования и расчета полей концентраций опасных газов? В чем зак-
лючается методика расчета рассеяния выбросов опасных газов?
• Дайте характеристику преимуществ и укажите недостатки
существующих моделей расчетов полей аварийной загазованности.
• Какие параметры необходимо знать для расчета полей взры-
воопасных концентраций на конкретных НПЗ при проведении
вычислительных экспериментов?
• Как изменяется величина зон поражения взрывов в зависи-
мости от энергетической мощности процесса?
♦ Перечислите наиболее уязвимые с точки зрения взрывоопас-
ности установки НПЗ.
• Приведите общие закономерности процессов рассеяния пожа-
ровзрывоопасных веществ на открытых технологических установках.
2.6. Характеристики ударных волн
И ЗОН РАЗРУШЕНИЙ ПРИ ВЗРЫВАХ
ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
Возгорание облака топливно-воздушной смеси приводит к об-
разованию фронта пламени, распространяемого через его взрыво-
опасную часть. В зависимости от скорости распространения может
образоваться взрывная волна. Это явление известно как взрыв па-
рового облака.
Расчет характеристик взрывных волн и зон разрушений при
возникновении аварийных ситуаций вследствие утечки взрыво-
опасных газов представлен при моделировании процессов на ус-
тановке подготовки сырья в производстве полипропилена, на газо-
фракционирующей установке (ГФУ), на установке риформинга
ЛЧ-35-11/1000 и на установке каталитического крекинга Г-43-107.
Установка подготовки сырья в производстве полипропи-
лена предназначена для получения очищенной концентрированной
осушенной пропиленовой фракции. При производстве порошка
полипропилена в больших объемах используются взрывоопасные
вещества: пропан-пропиленовая фракция, пропиленовая фракция
и пропановая фракция. Выброс газа из данных емкостей может
происходить по следующим причинам: повышение давления выше
Рис. 2.12. Схема сценария развития аварии с выбросом газа из емкости
на территорию склада сжиженных газов
регламентированного, коррозионный износ или повреждение емко-
сти, разгерметизация фланцевых соединений, трубопроводов.
При повышении давления в емкости выше регламентирован-
ного срабатывают предохранительные клапаны: в факельную ли-
нию — идет сброс на сжигание в факеле; при дальнейшем повыше-
нии давления — на выброс газа в атмосферу. В последнем случае
территория установки может быть загазована.
При повреждении емкости, ее разгерметизации по сварным
швам, фланцевым соединениям возможно выделение в атмосферу
находящегося в ней газа. Парогазовоздушное облако взрывается
при наличии источника зажигания. Схематично сценарии развития
аварии с выбросом газа из емкости на территорию склада сжижен-
ных газов представлены на рис. 2.12.
Поскольку с ГРС производится отгрузка сжиженных газов
в железнодорожных и автомобильных цистернах, возможны ава-
рии, связанные с их заполнением и выбросом газов в атмосферу.
Газофракционирующая установка с блоком очистки голов-
ных фракций с установок предназначены для получения пропан-
бутановой фракции и компонентов автобензина.
На ГФУ имеются емкости для хранения СГ. При аварийной
ситуации возможен выброс пропан-бутановой фракции в атмо-
сферу.
Рис. 2.13. Схема сценария развития аварии с выбросом газа из емкости на
территории ГФУ
Схематично сценарии развития аварии с выбросом газа из ем-
костей на территории ГФУ представлены на рис. 2.13.
Установка риформинга ЛЧ-35-11/1000, предназначенная для
предварительной очистки сырья и каталитического реформирования бен-
зиновых фракций, включает ряд блоков, представляющих наибольшую
опасность возникновения пожара и взрыва (табл. 2.29, 3.30).
Таблица 2.29
Характеристики блоков установки риформинга ЛЧ-35-11/1000
Блок Объем, м3 Объем, занимаемый водородом, м3 Масса водорода в блоке, кг Доля жидкости, испаряющаяся прн разрушении аппарата, %
Реакторы*
Р101 86,4 0,45 0,76 96
Р102 23 1,48 0,71 100
Р103 54 3,95 1,90 100
Р104 103,5 5,42 2,60 100
Сепаратор С101 32 16,00 53,6 0
Отпарная колонна К101 217 — — 82
Колонна К102 161 — — 82
Теплообменники
Т101-1...4 9,15 0,1 0,174 96
* Объем без катализатора.
Основные характеристики реакторов
Таблица 2.30
Тип реактора Давление, атм Температура, °C Расход, м3/ ч
Бензин | ВСГ
Р-101 47 400 170000 40000
Р-102 14-16 520 170000 200000
Р-103 14-16 520 170000 200000
Р-104 14-16 520 170000 200000
Максимальный диаметр трубопроводов, проходящих по террито-
рии установки, — 350 мм. По ним перекачивается взрывоопасный
водородсодержащий газ (ВСГ), содержащий до 80-90% Н2. Пожа-
ровзрывоопасность указанных блоков установки в наибольшей степе-
ни определяется наличием в них бензина в перегретом состоянии,
поскольку при возможной их разгерметизации могут наблюдаться
явления, характерные для сжиженных углеводородных газов.
В качестве примера аварии с перегретым веществом можно
привести аварию, произошедшую в Фликсборо (Великобритания)
(табл. 2.31). В результате утечки из реакторов около 140 т циклогек-
сана (находившегося в реакторах при температуре 155°С и давлении
0,9 МПа), его частичного испарения и загорания произошел взрыв,
о силе которого можно судить по данным, приведенным ниже:
Расстояние, м
70
120
200
240
300
350
Избыточное давление взрыва, кПа
69
34
28
18
14
9
Установлено, что в случае, когда доля жидкости, испаряемая
за счет перегрева, превышает 35% об., при разрушении аппарата
возможно образование огневого шара по следующим сценариям:
Сценарий А: разгерметизация арматуры у одного из блоков;
образование паровоздушной струи; быстрое загазование площадки
установки; сгорание паровоздушного облака со взрывом, с разру-
шениями; последующее струйное горение бензина вследствие разгер-
метизации других узлов оборудования; воздействие струйных факе-
лов на аппараты с их последующим разрывом по типу BLEVE.
Таблица 2.'^t Характеристики разрушений при аварии в Фликсборо
Населенный пункт Расстояние, от эпицентра, мили Количество домов Количество разру- шенных домов
Amcotts 0,5 77 73
Flixborough 0,7 79 72
Normanby 1,8 38 35
Burton upon Stather 2,0 756 644
Gunness 2,4 333 26
Luddington 2,6 131 7
Keadby 2,75 495 5
Thealby 3,0 63 29
Alkboro 4<5 158 62
Garthorpe 4,6 111 56
Winterton 4,9 1503 И
West Halton 6,0 48 3
Whitton 6,0 48 3
Winteringhman 6,25 275 3
Сценарий В: разгерметизация арматуры у одного из блоков
с мгновенным загоранием, образование струйного факела, воздей-
ствие струйного факела на аппараты с их последующим разрывом
по типу BLEVE.
Сценарий С: разгерметизация арматуры у одного из компрес-
соров в помещении, образование паровоздушной струи, быстрое
загазование помещения компрессорной, взрывное сгорание паро-
воздушного облака в помещении.
Сценарий D: разгерметизация арматуры на трубопроводе либо
разрыв трубопровода подачи водородсодержащих газов в блоки,
загорание паровоздушной струи, воздействие струйного факела на
оборудование.
При перечисленных выше сценариях возможно воздействие
на людей н соседние блоки следующих поражающих факторов пожа-
ра и взрыва: тепловое воздействие огневого шара, пожара-вспышки,’
струйного факела; воздействие избыточного давления волны сжатия.
Огневой шар возникает вследствие воспламенения с поверхно-
сти капель горючего вещества, которые образуются при взрывах
изнутри емкостей с горючими жидкостями. Вследствие недостатка
воздуха скорость распространения пламени зависит от скорости
образования горючей смеси и, как правило, имеет невысокий
значения (10-30 м/с). В иностранной литературе огневые шары по-
лучили наименование — явление BLEVE. Характеризуются большим
тепловыделением и могут вызвать пожары на больших площадях.
Одним из основных факторов, влияющих на параметры удар-
ных волн при взрывах газовоздушных смесей, является масса газа
(М), содержащегося в облаке. Расход жидкости при истечении
из емкости (трубопровода) в атмосферу определяется по формуле:
G = рж[2ДР/рж]1/2,
(2.17)
где рж — плотность жидкой фазы; АР — избыточное давление
(АР = Рцас - Ратм)» ^нас — давление насыщенных паров.
Масса жидкости при истечении из емкости в атмосферу опре-
деляется по формуле:
М = GtS,
(2.18)
где t — время истечения; S — площадь сечения отверстия.
Концентрация газа, находящегося в смеси с воздухом в преде-
лах воспламеняемости, рассчитывается по формуле гауссовой мо-
дели, описанной ранее (в части 2.5):
С
Со
(вп^щз/г ]exp[4kt}
(2.19)
где С — текущая концентрация вещества в облаке (зависит от вре-
мени, прошедшего с момента аварии (t) и расстояния от центра
облака (г)); Со — исходная концентрация вещества в облаке;
к = ко(а/го) — коэффициент турбулентной диффузии, м2/с;
а — исходный радиус облака, м; к0 — коэффициент турбулентной
диффузии для облака с радиусом г0 = 6,24 м, зависящий от состоя-
ния атмосферы (табл. 2.32) и определяемый в соответствии с ус-
тойчивостью атмосферы.
Атмосферная устойчивость характеризуется адиабатическим
градиентом температуры в градусах на 100 м высоты над поверхно-
стью (AT/AZ/100 м) и естественным вертикальным градиентом
температур в зависимости от изменения давления с высотой (чем
выше высота, тем ниже температура). Если вертикальный гради-
ент температур меньше адиабатического градиента, то атмосфера
s £
Д в
3J S
3
в
X
£
х £*<0
g °
8.
I.
считается неустойчивой и по коэффициенту турбулентной диффу-
зии разделяется на шесть классов, приведенных в табл. 2.33.
Таблица 2.33
Коэффициент турбулентной диффузии к0, м2/с
Класс устойчивости атмосферы
А 1 в 1 с I D | Е 1 F
2,17 1,39 1,04 0,65 0,43 0,26
В качестве примера на рис. 2.14 приведены изменения концен-
трации пропана в пропановоздушном облаке, содержащем в на-
чальный момент времени 1 т пропана.
Со временем облако расплывается, образуя на границе пропан-
воздух взрывоопасную смесь, которая первоначально увеличивает-
ся, затем уменьшается до полного рассеивания. Это видно по изме-
нениям во времени расстояний от центра облака (рис. 2.15), на ко-
торых пролановоздушная смесь имеет нижний концентрационный
Рис. 2.14. Изменение во времени концентрации (С) в пропановом облаке
(М = 1 т, ко = 0,26; F — состояние атмосферы)
Рис. 2.15. Изменение во времени размеров взрывоопасного облака: Инкпр,
Ивкпр, Истех — радиусы от центра облака, на которых смесь имеет нижний, 1
верхний, стехиометрический пределы воспламенения
предел распространения пламени (НКПР), стехиометрический
и верхний концентрационные пределы распространения пламени |
(ВКПР) соответственно.
Взрывоопасное облако (для наиболее устойчивого состояния |
атмосферы F) имеет максимальный размер через 150 с после ава-
рийного выброса пропана. В дальнейшем его размеры (в том чис-
ле, и объем, рис. 2.15, 2.16) уменьшаются. |
Рис. 2.16. Изменение во времени объема (V) взрывоопасного облака ’
(М = 1 т, к0 = 0,26)
Масса пропана, кг
Рис. 2.17. Изменение во времени массы пропана, находящегося во взрывной
концентрации (М = 1 т, к0 = 0,26)
Максимальная масса пропана, участвующего во взрыве,
составляет 12% от общей массы. Изменение во времени массы про-
пана, находящегося во взрывоопасной концентрации с воздухом,
показано на рис. 2.17.
В табл. 2.34 приведены максимальные массы газа, участвую-
щего во взрыве, при аварийных выбросах в атмосферу сжижен-
ных углеводородных газов (СУГ) на газораздаточной станции,
Таблица 2.34
Максимальные массы газа (М), участвующего во взрыве,
при аварийных выбросах СУГ в атмосферу
Установка М, т
Z,‘= 1,0 Zj = 0,5 Zj = 0,25
Газораздаточная станция 9,6 4,8 2,4
Установка подготовки сырья при производстве полипропилена 4,8 2,4 1,2
Газофракционнрующая установка 4,8 2,4 1,2
* Z| — часть испарившегося газа, перешедшего во взрывоопасное состояние.
установке подготовки сырья при производстве полипропилена,
газофракционирующей установке.
Расчет нагрузок на фронте взрывной волны при горении
облака топливно-воздушной смеси» Наиболее важной харак-
теристикой аварии со взрывами паровых облаков является рассто-
яние от эпицентра, которое может охватывать паровое облако
с концентрацией выше нижнего концентрационного предела
распространения пламени. Возникновение данного вида опасности
в значительной степени определяется расположением источников
загорания по территории объекта. Предполагается, что на откры-
той местности в основном реализуется процесс дефлаграции.
Ущерб от дефлаграции оценивается по механизму воздействия
ударной волны и горения облака. В случае механизма детонации
область ущерба практически совпадает с зоной существования
парогазового облака с концентрацией Снкпр- Границы зоны разру-
шения характеризуются значениями избыточных давлений
по фронту детонационной ударной волны АР и соответственно
безразмерным коэффициентом К, определяемым по формуле (2.3)
и табл. 2.7.
Результаты расчетов давления ударной волны при детона-
ционном горении ТВС, образуемой при аварийных ситуациях
от технологических блоков установки Г-43-107, приведенные
в табл. 2.35, показывают, что наиболее опасными в данном случае
являются блоки Р-101 /2 и К-201.
" -- Таблица 2.35
Результаты расчета давления (Р) ударной волны
при детонационном горении ТВС от расстояния (R)
технологических блоков установки Г-43-107
Технологические блоки установки
П-101 Р-101/2 К-201 Р-201 К-304 К-306
Параметры
R, Р, R, Р, R. Р, R, Р, R, Р, R, Р,
м кПа м кПа м кПа м кПа м кПа м кПа
68 100 102 100 226 100 51 100 62 100 67 100
101 70 150 70 333 70 76 70 91 70 99 70
173 28 257 28 570 28 130 28 157 28 170 28
503 14 749 14 1663 14 379 14 457 14 495 14
1007 2 1497 2 3326 2 758 2 915 2 990 2
Поскольку невозможно заранее предсказать, произойдет ли дето-
нация парогазовой смеси после инициирования или смесь сгорит, рас-
смотрено дефлаграционное (взрывное) горение парогазовой смеси.
Дефлаграционные взрывы, в отличие от детонационных взры-
вов конденсированных взрывчатых веществ и газовоздушных сме-
сей (ГВС), характеризуются более медленной скоростью распрост-
ранения пламени, меньшей скорости распространения звука. При
взрывах больших объемов ГВС в открытом (неограниченном) про-
странстве наиболее характерными скоростями пламени являются
скорости 70-240 м/с. В связи с этим дефлаграционный взрыв
на ближних расстояниях создает взрывную волну, отличающуюся
от типичных сферических ударных волн детонационных взрывов
следующими особенностями:
— в процессе взрывного горения фронт взрывной волны дви-
жется со сверхзвуковой скоростью, а фронт пламени распростра-
няется с дозвуковой скоростью, зона между этими фронтами, в ко-
торой находится слой сжатого воздуха, возрастает;
— избыточное давление и другие параметры (скорости потока
воздуха и звука в потоке, плотность воздуха, скоростной напор)
в слое сжатого воздуха возрастают от фронта взрывной волны
к фронту пламени;
— после окончания взрывного горения на расстоянии Rr (рав-
ном радиусу огненного шара) фронт максимального давления
отрывается от фронта пламени и распространяется в сторону
фронта взрывной волны со скоростью, равной сумме скоростей
звука и потока газа, и на некотором расстоянии Raor от центра
взрыва догоняет фронт взрывной волны.
При дефлаграционном взрыве условно выделяются три зоны
действия взрывной волны.
В 1-й зоне, расположенной в радиусе 0 < R < Rr от центра
взрыва, происходит взрывное горение горючей смеси, воспринима-
емое как развитие огненного шара. В этой зоне на сооружение
последовательно действуют взрывная волна, движущаяся перед
фронтом пламени, а затем раскаленные до 1600-2000°С продукты
взрыва, избыточное давление в которых на 1-3% меньше, чем пе-
ред фронтом пламени до окончания взрывного горения, после ко-
торого на здания и сооружения, расположенные в 1-й зоне,
воздействует давление разрежения, распространяющееся от конеч-
ного положения фронта пламени к центру взрыва.
Во 2-й зоне, расположенной в интервале Rr < R < Raor, на зда-
ние последовательно воздействуют фронт взрывной волны и избы-
точное давление, повышающееся до максимального ДРт. После
прохождения максимального давления АРт на здание воздействует
понижающееся избыточное давление, а затем “давление разрежения”.
На всем протяжении 1-й и 2-й зон избыточное давление на
фронте взрывной волны ДРф и другие параметры фронта остаются
постоянными. Снижение значений указанных параметров с рассто-
янием, пройденным взрывной волной, начинается на границе 2-й
и 3-й зон при R = В.дог и продолжается при R > R дог.
В то же время на протяжении всей 2-й зоны происходит быст-
рое снижение величин максимального давления ДРт и скоростного
напора qm соответственно от значений ДРтах и qmax на границе
с 1-й зоной до значений ДРф и qф на границе с 3-й зоной.
В 3-й зоне, находящейся на расстоянии R > RAOr, взрывная
волна перестает подпитываться энергией от фронта пламени н пре-
вращается в типичную сферическую ударную волну, в которой
максимальное давление и другие параметры (скорость потока,
плотность, скоростной напор) приходятся на фронт ударной вол-
ны. После прохождения фронта ударной волны все параметры
в волне снижаются и затем наступает фаза разрежения.
Математическое описание дефлаграционного взрыва и создава-
емой им взрывной волны сложнее, чем детонационных взрывов
ГВС, из-за широкого спектра скоростей распространения пламени,
изменчивости указанных скоростей в процессе взрывного горения,
большого влияния на них турбулизации взрывоопасной смеси.
Для определения параметров взрывной волны необходимо
знать значение видимой скорости распространения пламени деф-
лаграционного взрыва V. Строгое определение значений видимой
скорости пламени невозможно из-за влияния очень большого коли-
чества факторов и оценивается по формуле:
V = К^^ОКз [1 - ехр(-(ЗК4 + lg(MZ))/12,9)] +
30UKsin(n/2 Сср/Сстх)} м/с, (2.20)
где К] = 1,0-1,5 — коэффициент для учета интенсивности инициирова-
ния взрывного горения; К2 — коэффициент для учета места воспламене-
ния облака ГВС, равный 1 при воспламенении в центральной части обла-
ка и 0,5 при воспламенении на периферии; К3 — коэффициент для учета
плавучести (оседаемости) облаков в зависимости от соотношения плот-
ностей и температур газопаровоздушной смеси (ГПВС) и окружаю-
щего воздуха (для нормальных условий К3 « 0,98-1,01); К4 — коэф-
фициент для учета вида препятствий, вызывающих турбулизацию
ГПВС перед фронтом пламени (К4 = 1-3,5); UH — скорость горения.
При наземных взрывах радиус облака продуктов взрыва в кон-
це взрывного горения определяется как
Rr = 0,782(Меср/Сср)1?/3, (2.21)
где М — масса газа, участвующего во взрыве; еср — среднее значение
коэффициента расширения, определяется через полусумму величин:
С — (бсгех-^ ^прод^/2,
где естех — степень расширения продуктов сгорания стехиомет-
рической смеси; епрод — степень расширения продуктов сгорания
при нижнем концентрационном пределе распространения пламени;
Сср — средняя концентрация горючего вещества в смеси:
Сер — (Снкпр + Сстех),
где Снкпр — нижний концентрационный предел распространения
пламени; Сстех — стехиометрическая концентрация смеси.
При дефлаграционном взрыве на фронтах воздушной волны
и пламени независимо от количества горючего вещества при посто-
янной скорости распространения пламени на одинаковых приве-
денных расстояниях Ro = R / Rr в пределах 1-й и 2-й зон имеются
одинаковые значения величин: избыточного давления, скоростного
напора, плотности и массовой скорости потока газов.
Максимальное избыточное давление АРтах определяется как
ДРтах = 24,22 + [(V - 140)/4,745]1-232. (2.22)
Во 2-й зоне между фронтами взрывной волны и пламени в облас-
ти 1 < Ro £ Rjor максимальное избыточное давление АРт составит:
APm = APmax/(l + B(R0 - 1 )с], (2.23)
где Ro = R/R/ В и С — коэффициенты, определяемые по табл. 2.36 в за-
висимости от величины расчетной скорости распространения пламени Up.
Максимальное значение скоростного напора qm определяется
по аппроксимационной формуле:
qm=10Y, (2.24)
где Y = А[ 1 - ln(Ro)/lnR0]N + Cq; A, N, Cq — величины, прини-
маемые по данным табл. 2.36 в зависимости от Up; R° — приведен-
ное расстояние, далее которого величина скоростного напора
< 0,25 кПа; ^принимается по данным табл. 2.36 (0 < Ro < 1; = 0).
Таблица 2.36
Коэффициенты и показатели стелен» аппроксимационных формул
Коэффициент, показатель Расчетная скорость распространения пламени Up, м/с
100 140 170 | 200 | 240
В .0,573 0,553 0,525 0,502 0,491
С 1,055 1,069 1,077 1,098 1,165
N 1,091 1,106 1,121 1,112 1,059
F 1,630 1,804 1,791 2,005 2,190
R» 3,913 5,450 5,987 8,491 11,000
сч 0,922 0,774 0,568 0,614 0,602
Расчеты максимальных уровней давления при дефлаграцион-
ном взрыве облака СУГ даны на рис. 2.18.
Результаты расчета изменения во времени массы газа, находя-
щегося во взрывоопасной концентрации, для различных классов
устойчивости атмосферы показывают (рис. 2.19), что, например,
при аварийном выбросе 80 т СУГ при классе устойчивости А
время рассеивания облака tap равно 200 с, а при классе устойчи-
Рис. 2.18. Максимальные уровни взрывного давления на различных рассто-
яниях от эпицентра облака СУГ: I — при взрыве 9,0 т; II — при взрыве
1,2 т
Рис. 2.19. Изменение во времени массы газа (М), находящегося во взрыво-
опасной концентрации. Масса выброса: а — 80 т; б — 40 т
вости F — 1др равно 1400 с. В первом случае значительный дрейф
облака практически исключается, во втором — наиболее вероятен.
Дальность дрейфа облака Ьдр (до расстояния, на котором еще
сохраняются его взрывоопасные свойства) определяется по формуле:
Ьдр = buBtap, (2.25)
где ив — скорость ветра; b — константа (в зависимости от местно-
сти b = 0,6-1,0); tflp — время дрейфа.
Используя расчетные методики для любого класса устойчи-
вости атмосферы, можно определить время дрейфа tflp, а по фор-
муле (2.25) — дальность дрейфа Ьдр, при которых в облаке содер-
жится определенная масса М во взрывоопасной концентрации.
Расчетные данные приведены в табл. 2.37-2.39.
С учетом того, что при классе устойчивости атмосферы F вре-
мя рассеивания облака имеет самое большое значение (следова-
тельно, возможен его дрейф на большие расстояния), в табл. 2.40
приведены: время дрейфа облака tflp, его дальность Ьдр, масса газа
в облаке М во взрывоопасной концентрации при этих условиях.
На рис. 2.20 приведены максимальные уровни давления в вол-
не сжатия при взрыве дрейфующего облака с массами 80 т и 20 т
соответственно. Первый (рис. 2.20а) сценарий развития аварии яв-
ляется наиболее неблагоприятным (самое устойчивое состояние ат-
мосферы, мгновенное испарение всей массы СУГ, выброшенной
Аварийный выброс 80 т СУГ
Класс устойчи- востн атмосферы Значения tAp и Ьдр, прн содержании массы газа во взрывоопасной концентрации М, т
2 4 6 8
с | Ьда. м tap, с | Ьдр, м с | Ьдр, м ЬдР, с | Ц,, м
А Фаза формирования взрывоопасного облака 41,7 25 58,3 35 66,7 40 75,0 45
В 66,7 40 91,7 55 108,3 65 116,7 70
С 91,7 55 125,0 75 133,3 80 141,7 85
D 141,7 85 208,3 125 233,3 140 241,7 145
Е 216,7 130 308,3 185 350,0 210 366,7 220
F 375,0 225 .508,3 305 575,0 345 600,0 360
А 133,3 Фаза рассеивания взрывоопасного облака 80 116,3 70 100,0 60 83,3 50
В 208,3 125 183,3 ПО 158,3 95 133,3 80
С 283,3 170 241,7 145 208,3 125 175,0 105
D 450,0 270 391,7 235 333,3 200 283,3 170
Е 675,0 405 591,7 355 508,3 305 433,3 260
F 1133, 680 983,3 590 841,7 505 725,0 435
Таблица 2.38
Аварийный выброс 40 т СУГ
Класс устойчи- вости атмосферы tjp и Ьдр, при содержании в облаке массы газа во взрывоопасной концентрации М, т
1 2 3 4
tap, с | Цдр, М 1др, С | Ьдр, М (др, с | Ьдр, м *др, с | Ьдр, м
Фаза формирования взрывоопасного облака 34,3
К 34,3 20,6 48,6 29,1 51,4 30,9 57,1
В 57,1 34,3 77,1 46,3 80,0 48 85,77 51,4
с 74,3 44,6 1057 63,4 111,4 66,8 120,0 72,0
D 120,0 72 165,7 99,4 182,9 109,7 194,3 116,6
Е 182,9 109,7 251,4 150,9 280,0 168,0 291,4 174,9
F 297,1 178,3 417,1 250,3 468,6 281,1 491,4 294,9
Фаза рассеивания взрывоопасного облака
А 108,6 65,1 91,4 54,9 77,1 46,3 68,6 41,1
В 171,4 102,9 147,7 87,4 125,7 75,4 108,6 65,1
С 228,6 137,1 194,3 116,6 168,6 101,4 142,9 85,7
D 365,7 219,4 317,1 190,3 271,4 162,9 234,3 140,6
Е 554,3 332,6 480,0 288,0 414,3 248,6 357,1 214,3
F 920,0 552,0 794,3 476,6 691,4 414,9 591,4 354,8
Аварийный выброс 20 т СУГ
Класс устойчи- вости атмосферы tap и 1др, при содержании в облаке массы газа во взрывоопасной концентрации М, т
1 2, 4 4
(др, с | Г,Др, м (др, с | Г,др, м Ьдр, с | Ьдр, м
Фаза формирования облака Фаза максимального облака Фаза рассеивания облака
А 34,3 20,6 51,4 30,9 74,3 44,6
В 57,1 34,3 74,3 44,6 114,3 68,6
С 80,0 48,0 105,7 63,4 154,3 92,6
D 131,4 78,9 165,7 99,4 251,4 150,9
Е 200,0 120,0 240,0 144,0 382,9 229,7
F 331,4 198,9 400,0 240,0 634,3 380,6
Таблица 2.40
Параметры дрейфа облака при классе устойчивости атмосферы F
Выброс 80 т СУГ Выброс 40 т СУГ Выброс 20 т СУГ
(др, С Ьдр, М М, т W Ьдр, м | М, т 1др, с Ьдр, М 1 М, т
300 150 1,12 200 120 0,56 300 180 0,76
400 300 3,44 400 240 1,76 400 240 2,40
500 375 9,60 500 300 4,80 500 300 1,76
600 450 7,76 600 360 3,84 600 360 1,14
700 600 3,92 800 480 1,80 700 420 0,60
в атмосферу) и наименее вероятным. Во втором случае (рис. 2.206)
радиус зон поражения с сильной степенью разрушения состав-
ляет 200-300 м.
Далее приведены результаты расчета давления ударных волн
при дефлаграционном горении ТВС, образующихся при авариях
технологических блоков установки каталитического крекинга
Г-43-107. Расчет выполнен для наиболее неблагоприятного вариан-
та при инициировании горения в центральной части облака. Рас-
смотрены ситуации при различных коэффициентах турбулизации
(1,5-3,5), характеризующих минимальное и максимальное загро-
мождение пространства в месте воспламенения смеси.
Рис. 2.20. Максимальные уровни избыточного давления в волне сжатия при
взрыве дрейфующего облака: а — М = 80т;б — М = 20т
Исходные данные для расчетов скорости распространения пла-
мени для блоков установки Г-43-107 приведены в табл. 2.41 и 2.42.
Параметры и характеристики распространения пламени были рас-
считаны исходя из состава ПГФ и физико-химических данных для
индивидуальных веществ.
Таблица 2.41
Исходные данные для расчета
скорости распространения пламени
Показатель Технологические блоки установки
П-101 Р-101/2 К-201 Р-201 | К-304 К-306
Средняя концентрация горючего, г/м3 17,32 23,70 47,20 42,68 57,43 57,78
Средний коэффициент расширения 4,41 4,53 4,72 5,22 5,97 6,61
Максимальная скорость рас- пространения пламени, м/с 2,22 1,82 0,38 0,35 0,37 0,46
Свойства индивидуальных веществ
Вещество Свойства
Ссгех. Г/М3 |Снкпр. г/м3| ^сгех ^НКПР и„, м/с Сор
н2 24,7 3,5 6,9 2,1 2,670 14,1 4,5
сн4 63,5 31,7 7,4 5,0 0,338 47,6 6,2
С2Н4 67,6 234,4 7.8 5,0 0,740 45,5 6,4
С2Н6 72,6 36,3 7,9 5,1 0,401 54,5 6,5
С3Н6 78,2 39,1 8,2 5,0 0,583 58,7 6,6
СзН8 74,1 37,1 8,1 5,1 0,455 55,6 6,6
C4Hg 79,0 38,0 8,2 5,1 0,375 58,5 6,7
75,8 38,0 8,0 5,2 0,379 56,9 6,6
С5+ 78,4 55,9 8,1 5,0 0,385 67,2 6,6
V 79,1 66,0 8,2 5,1 0,335 72,6 6,7
В табл. 2.43 для технологических блоков установки Г-43-107
приведены результаты расчета давления ударной волны в зависи-
мости от расстояния при дефлаграционном горении ТВС при раз-
личных скоростях горения смесей. Анализ полученных результа-
тов показывает, что авария на одном из блоков установки может
привести к разрушению коммуникаций и технологического обору-
дования смежных блоков, что способно вызвать образование
и взрыв топливно-воздушной смеси, т. е. развитие сценария по прин-
ципу “домино”. Наиболее опасными в этом отношении являются ре-
актор гидроочистки Р-101/2 и ректификационная колонна К-102.
Далее, в качестве примера, приведены результаты расчета
максимального давления в волне сжатия при дефлаграционном
взрыве при возможных аварийных ситуациях на установке ЛЧ-35-
11/1000. Характеристики блоков установки даны в табл. 2.29.
На рис. 2.21 приведены максимальные значения давления при
взрыве массы Мг = 15 т перегретого бензина. При этом скорость
пламени изменялась в пределах: 103,4-158,0 м/с, что соответству-
ет минимальной и максимальной загроможденности пространства
в месте воспламенения смеси. Взрыв такого количества перегрето-
го бензина (1-й тип аварии по сценарию А) возможен при холод-
ном разрушении резервуаров К-101 или К-102. Частота подобного
события составляет 1,3 • 10"7 год-1, поэтому оно маловероятно.
При разгерметизации межблочных трубопроводов и арматуры
установки ЛЧ-35-11 /1000 с загоранием паровоздушной струи
бензина возможно образование струйных факелов в соответствии
Результаты расчета
давления ударной волны при дефлаграционном горении ТВС
в зависимости от расстояния (R)
для технологических блоков установки Г-43-107
Технологические блоки установки
П-101 Р-101/2 К-201 Р-201 К-304 К-306
V] = 166,3 м/с Vt = 165,5 м/с V(= 162,7 м/с Vt = 152,9 м/с V( = 154,7 м/с V, = 150,8 м/с
R, м Р, кПа R, м Р, кПа а Я Р, кПа а 2е Р, кПа 1 . р, кПа а X Р, кПа
30 12,5 30 16,9 30 23,7 30 6,4 30 7,6 30 7,6 50 7,7 50 10,8 50 16,0 50 3,9 50 4,6 50 4,6 75 5,1 75 7,3 75 11,2 75 2,5 75 3,0 75 3,1 100 3,8 100 5,5 100 8,5 1,9 100 2,3 100 2,3 150 2,5 150 3,6 150 5,7 150 1,5 150 1,5 200 1,9 200 2,7 200 4,3 300 1,8 300 2,8 500 1,7
V2 = 108,1 м/с V2= 109,4 м/с V2 = 110,9 м/с V2 = 93,4 м/с V2= 96,1 м/с V2= 93,3 м/с
R, м Р, кПа R, м Р, кПа а 2^ Р, кПа а & Р, кПа ей S Р, кПа R, м Р, кПа
30 5,7 30 7,9 30 11,7 30 2,6 30 3,2 30 3,1 50 3,5 50 5,0 50 7,9 50 1,6 50 1,9 50 1,9 75 2,3 75 3,4 75 5,5 75 1,3 100 1,7 100 2,6 100 4,2 150 1,7 150 2,8
200 2,1
300 1,4
* V[ и Vj — максимальные и минимальные скорости горения соответственно
со сценариями А, В. Длина струйных факелов при авариях на раз-
личных блоках приведена ниже:
Блоки Длина струйного факела, м
установки осесимметричного| веерообразного
Реактор Р101 55 20
Реактор Р102 30 8
Реактор Р103 30 8
Колонна К101 30 8
Колонна К102 50 16
Реактор Р104 50 16
R, м R. м
Рис. 2.21. Максимальное давление в волне сжатия для Мг = 15 т:
а — V = 103,4 м/с (1); V = 129,1 м/с (2); б - V = 149,5 м/с (1);
V = 158,0 м/с (2)
Струйные факелы могут образовываться при разгерметизации
запорной арматуры или разрыве трубопроводов для транспорти-
ровки водородсодержащего газа (см. сценарий D). При расчетах
параметров струйных факелов при истечении водородсодержащего
сырья диаметр аварийного отверстия принимался равным 1/5 мак-
симального диаметра трубопровода установки. Результаты расче-
тов параметров струйного факела приведены в табл. 2.44.
Из табл. 2.44 видно, что при разгерметизации трубопроводов
или запорной арматуры факелы водородсодержащего сырья имеют
значительные размеры. Такие факелы высокоэнергетичны (удель-
ная энергия сгорания водорода составляет 125 МДж) и представ-
ляют серьезную опасность для блоков установки. При отсутствии
специальной противопожарной защиты блоков факелы от бензина
или водородсодержащего сырья могут вызывать объемный взрыв
блоков с охватом пламенем больших площадей территории уста-
новки.
Таблица 2.44
Параметры струйного факела
Давление ВСГ в трубопроводе, МПа Длина факела, м Малое основание факела, м Большое основание факела, м Угол расхождения факела, 0
1.4 22,4 0,10 3,6 5,5
4,7 37,3 0,16 5.9 4,4
При нагревании оболочки аппарата, находящегося под давлением,
может происходить ее разрушение даже в тех случаях, когда внутреннее
давление в аппарате остается постоянным (например, открыт предохра-
нительный клапан, обеспечивающий постоянное давление).
Установлено, что время нагрева, при котором наступает сни-
жение прочности, для всех блоков составляет от 1 до 3 мин. Вслед-
ствие этого, рекомендуется на блоках Р101, Р102, Р103, Р104,
К101, К102 установить систему водяного орошения с автомати-
ческим пуском с интенсивностью подачи воды не менее 0,1 лм^с'1
для поверхностей без арматуры и не менее 0,5 лм-2с-1 — для по-
верхностей с арматурой.
Поскольку во всех блоках доля бензина, которая может испа-
риться, значительно превосходит 35%, то в случае отсутствия или
наличия системы орошения с недостаточной интенсивностью пода-
чи воды блок, находящийся в пламени, может взорваться по типу
BLEVE с охватом пламенем значительной площади установки.
Время включения системы водяного орошения должно составлять
не более 1 мин. Для исключения такого взрыва на блоках следует
предусмотреть системы сброса давления на свечу или факел.
Расчет плотности теплового потока излучения и зон
поражения от огневого шара. При образовании огневого шара
(в результате полного разрушения холодного резервуара) его ра-
диус RXOJI (м), а также длительность существования tXOJI (с) опреде-
ляются по формулам:
R = 29 • М1/3- t
ЛХОЛ Д7 1 1 , Сход
4,5 М1/3 при М < 37 т;
8,2 М1/3 при М > 37 т;
(2.26)
где М — масса сжиженных углеводородных газов или перегретой
ЛВЖ, т.
Диаметр огневого шара dbl (м), а также длительность его су-
ществования tbl (с), при взрыве резервуара по двум вариантам
разрушения, что возможно при потере прочности и разрыве резер-
вуара в условиях пожара, определяются по зависимостям:
dbl = 3,44 [44,8М/ц]1/3; tbl = 0,31 [44,8М/р]1/3, (2.27)
где М — масса СУГ или перегретой ЛВЖ, кг; р — молекулярная
масса.
Плотность потока теплового излучения от огневого шара q рас-
считывается по зависимости:
q = qAbFt, (2.28)
где F — коэффициент облученности, рассчитываемый как
F = R2x/(R2 + х2)3/2, (2.29)
R — радиус огневого шара, м; х — расстояние до эпицент-
ра, м; qfb — средняя поверхностная плотность потока теплового
излучения, принимаемая равной 225 кВт, м-2; т — прозрачность
атмосферы, определяемая по формуле:
t = 1 - 0,05651пх. (2.30)
Образование огневого шара в случае полного разрушения ре-
зервуара в холодном состоянии является одним из наиболее опас-
ных явлений. Это связано с высокой скоростью процесса образова-
ния шара, а также с большими радиусами теплового поражения.
Вместе с тем указанное событие является маловероятным (частота
возникновения — 1,3 • 10'7 год-1), что значительно ниже верхней
границы допустимого уровня воздействия опасных факторов пожа-
ра на одного человека — 10-6год-1 (согласно ГОСТ). Таким обра-
зом, с помощью современных методов расчета можно эффективно
прогнозировать последствия пожаров и взрывов углеводородных
выбросов и топливно-воздушных смесей.
Вопросы:
• Опишите возможные сценарии аварий на установках ГФУ,
риформинга и каталитического крекинга.
• Опишите алгоритм расчета радиуса и времени распростране-
ния давления взрывных волн при взрывах газовоздушных смесей.
• Охарактеризуйте три зоны разрушения при взрывах техно-
логических емкостей.
• Чем отличается по воздействию на окружающую среду и физи-
ческим характеристикам детонационный взрыв от дефлаграционного?
• Назовите особенности взрыва на открытых и закрытых тех-
нологических установках.
• Как вы понимаете эффект домино при взрывах на технологи-
ческих установках?
• В чем заключаются особенности возникновения и развития
зон поражения от огневого шара?
2.7. Пути повышения уровня
экологической БЕЗОПАСНОСТИ
На основе обобщения технического опыта можно выделить ряд
мероприятий по повышению уровня безопасности. В случае крупной
аварии с утечкой углеводородной фракции или разрывом резервуара-
хранилища важно не допустить распространения взрывоопасного
облака до потенциального источника загорания и воздействия на дру-
гие объекты с возникновением цепной последовательности аварий
(эффекта “домино"). На основании проведенного анализа развития
возможных аварий разработаны меры повышения уровня безопас-
ности функционирования резервуаров, включающие:
— замену ручных (механических) вентилей на входах в емкос-
ти, приемных линиях к насосам, продуктопроводах и другой за-
порной арматуре на автоматические;
— замену существующих шлангов на более надежные;
— улучшение защиты от пожара помещения насосной установ-
лением дистанционно-управляемой арматуры;
— специальную подготовку персонала для повышения уровня
обслуживания ГРС;
— установку эффективных защитных систем пожаротушения
и рассеивания газовых облаков.
Незащищенные наземные хранилища жидких конденсирован-
ных газов обладают сравнительно низким уровнем ПВБ, и поэтому
необходимы эффективные меры, локализующие возможные ава-
рии и сводящие к минимуму их последствия. С этой целью необхо-
димо обеспечить: земляную обваловку вокруг резервуаров-храни-
лищ; рвы-сборники около хранилищ; безопасные расстояния меж-
ду отдельными резервуарами, другими объектами, установками,
источниками загорания и т. д.; создание систем эффективного ох-
лаждения резервуаров; покрытие поверхности резервуаров изоли-
рующими термостойкими покрытиями; установку систем рассеива-
ния образовавшегося паровоздушного облака. Наибольший эффект
обеспечивается сочетанием нескольких защитных-мер/
При выбросе большой массы углеводородных фракций проис-
ходит мгновенное испарение части выброшенного вещества, а ос-
тавшаяся часть в виде жидкости разливается по поверхности.
Дальнейшее испарение происходит с поверхности образовавшегося
разлива, для уменьшения площади которого и интенсивности испа-
рения около резервуаров создаются рвы-сборники. Кроме того,
сжиженные газы при выбросе из резервуара развивают мощное ки-
пение при контакте с обваловкой, что приводит к выбросу
парожидкостной смеси с одновременным образованием паровоз-
душного облака.
Для уменьшения опасности возникновения эффекта “домино”
необходимо предусматривать размещение резервуаров с учетом их
потенциальной опасности на соответствующих безопасных расстоя-
ниях друг от друга. Расстояния размещения хранилищ в соответ-
ствии с категориями опасности представлены в табл. 2.45.
С целью увеличения безопасности резервуарного парка емкос-
ти должны располагаться на соответствующих расстояниях от ок-
ружающих зданий, источников загорания, помещений КИПиА
и т. д. (табл. 2.46). Учитывается и рельеф площадки предприятия,
при этом резервуары с конденсированными газами не должны
располагаться на более высоких уровнях по сравнению с имеющи-
мися на территории стационарными источниками загорания (на-
пример, трубчатые печи и т. п.), а также с установками, для вос-
становления которых после аварии требуются длительное время
и большие затраты.
При загорании на территории ГРС во избежание перехода по-
жара на соседние резервуары обычно используются системы ох-
лаждения. При этом необходимо наличие эффективных систем за-
щиты, так как применяемые обычно предохранительные клапаны
обеспечивают защиту от превышения давления в резервуаре только
Таблица 2.45
Расстояния между двумя резервуарами*
Опасность хранилища Минимальное расстояние до хранилищ различной опасности, м
Незна- читель- ная Малая Средняя Высо- кая Очень высокая Чрезвы- чайная Катаст- рофи- ческая
Незначительная 5 7 10 13 18 25 43
Малая 7 10 13 19 26 36 55
Средняя 10 13 19 26 36 56 80
Высокая 13 19 26 36 56 72 110
Очень высокая 18 26 36 56 72 97 145
Чрезвычайная 25 36 56 72 97 130 185
Катастрофическая 43 60 80 110 145 185 225
приведены расстояния между стенками резервуаров.
Таблица 2.46
Расстояния от резервуаров до источников загорания, зданий и т. д.
Хранилища в соответствии с рейтингом опасности Минимальные расстояния, м
Грани- ца работ Граница предприя- тий, авто- дорога, железная дорога Поме- щения КИПи/ Здание лабора тории, рабоче( помеще иие и т. д. Печи, наземные источники загорания, электропе- реключатели, мастерские Дымовые трубы, Н+ высота*
До стеики резервуара незначительная 20 15 7 12 10 1,25 Н+ 6
малая 27 20 12 16 15 10
средняя 35 25 20 24 22 15
высокая 55 41 28 36 33 22
очень высокая 81 70 41 58 52 35
чрезвычайная 125 95 53 72 66 45
катастрофическая 175 130 75 100 90 60
До стенки обваловки незначительная 15 10 5 8 7 Н+ 6
малая 20 12 6 И 10 8
средняя 25 15 7 13 12 10
высокая 38 22 9 20 18 16
очень высокая 46 29 12 25 23 20
чрезвычайная 54 36 15 30 26 23
катастрофическая 65 45 20 40 32 28
* расстояние до дымовых труб является функцией высоты трубы Н плюс
расстояние в метрах, приведенное в соответствующей колонке таблицы.
в условиях переполнения или незначительного нагревания. При
значительных внешних термических нагрузках происходит ослаб-
ление оболочки резервуара, ее отказ возможен при более низком'
давлении, чем рабочее давление предохранительного клапана. При
эффективной системе водяного охлаждения резервуар должен вы-*
держивать без отказа оболочки не менее 90 мин в условиях внеш-
него пожара. Эффективность системы зависит от ее оптимальной
конструкции и необходимой плотности орошения. Системы водя-
ного охлаждения резервуаров являются весьма эффективными,
средствами защиты, однако при условии их немедленного включе-’
ния в начале пожара и безотказной работы сопел и водяных труб.
Стандартная система охлаждения резервуаров состоит из трех
труб, располагающихся на верху резервуара, и имеет плотность
орошения 100-1000 л/м2 в час. До настоящего времени система
подобной конструкции — основной метод защиты для наземных
резервуаров. Более эффективной является конструкция системы
охлаждения, в которой трубы и сопла окружают резервуар на рав-
ном расстоянии, наподобие сетки. Такая конструкция предусмат-
ривает орошение также головных (торцевых) стенок резервуара,
для чего предназначаются четыре сопла. При использовании этой
системы при плотности орошения 400 л/м2 в час обеспечивается
защита промышленного резервуара от отказа в течение 90 мин
в условиях внешнего пожара.
Хорошие результаты дают термостойкие покрытия наземных
резервуаров, также позволяющие обеспечить защиту оболочки от
отказа в течение 90 мин. С этой целью используются покрытия во-
локнистыми материалами на основе минеральной шерсти, просте-
ганной стальной проволокой. Резервуар покрывают двумя слоями
этой изоляции и металлическим листом толщиной 1 мм. Между
внутренними слоями изолирующего покрытия и внешним (сталь-
ным) предусмотрен зазор воздуха в 30 мм. Более эффективными
являются водоотталкивающие покрытия на основе вермикулита —
минерала группы слюд, обладающего термоизоляционными свой-
ствами, простого в применении и обладающего компактной поверх-
ностью. В этом случае отпадает необходимость в стальном водо-
непроницаемом покрытии. Во многих случаях термостойкие по-
крытия эффективнее систем водяного охлаждения.
Для предотвращения распространения паровоздушных обла-
ков в горизонтальном направлении используются устройства, со-
здающие паровые, водяные или воздушные завесы. При этом про-
исходит дополнительное разбавление паровоздушной смеси до кон-
центраций нижнего предела воспламенения. Трубы с паром распо-
лагаются либо по верху стенок обваловки, либо в открытом канале
ниже поверхности земли. Сопла направляются вертикально вверх.
Такие системы при наличии соответствующего заземления для
защиты от статического электричества весьма эффективны
при рассеивании паровоздушных облаков. Наилучшими являются
конструкции завес с вертикальным и горизонтальным направле-
нием струй в сторону облака. При расчете паровой завесы необхо-
димо определение скорости потока пара, требуемого для разбав-
ления определенного расхода тяжелого газа до необходимого пре-
дела концентрации.
Для уменьшения выбросов углеводородов в атмосферу наибо-
лее перспективными являются: оснащение резервуаров плавающи-
ми крышами и понтонами; объединение резервуаров для хранения
однотипных продуктов газоуравнительными линиями с применени-
ем гидрокомпрессорного метода ликвидации испарений; осуществ-
ление дожита, в том числе каталитического; регулярный контроль
за герметизацией аппаратуры; сокращение выбросов факельных
систем — внедрение сбора факельных газов в газгольдеры пере-
менной вместимости; внедрение методов, уменьшающих подачу
продувного газа на свечи; использование прогрессивных конструк-
ций горелок.
Для уменьшения сбросов через предохранительные клапаны
на каждом аппарате следует устанавливать контрольные клапаны
со сбросом в открытую систему при повышении технологического
давления на 15% и аварийные клапаны со сбросом в атмосферу че-
рез сепаратор при повышении давления на 20%.
Пропуски сальниковых устройств можно устранять следующи-
ми способами: использованием для сальников колец из фтороплас-
та, поджатых пружиной или инертным газом (азотом); уплотнени-
ем вращающихся валов с помощью магнитного поля, управляюще-
го магнитной жидкостью; установкой двойных торцевых уплотне-
ний; использованием гидроэжекторных циркуляционных местных
отсосов; использованием вентилей с сильфонным уплотнением; пе-
реходом на бессальниковые насосы с экранированными электро-
двигателями.
Что касается фланцевых соединений, то следует отметить, что
в мировой практике наметился переход от фланцевых соединений
к сварным. С этой целью вваривают специальный участок трубо-
провода, который рассчитан на 20-50 разрезаний при ремонтах.
Такой подход вообще исключает неорганизованные выбросы, обус-
ловленные негерметичностью фланцевых соединений.
Основные способы уменьшения выбросов через дыхательные
клапаны резервуаров: обвязка резервуаров для хранения/нефте-
продуктов близкого химического состава газоуровнительными ли-
ниями; оснащение резервуаров понтонами из полимерных материа-
лов, дисками-отражателями, непримерзающими клапанами, сжи-
женными пробоотборниками, закрытым автоматическим дренажем;
заполнение резервуаров преимущественно в ночное время (при
наиболее низкой суточной температуре); перевод резервуаров из
режима мерников в буферный режим эксплуатации; перевод тех-
нологических установок на “жесткую” схему питания (ликвидация
промежуточных резервуаров); установка дополнительных воздуш-
ных конденсаторов для снижения температуры отходящих бензи-
новых фракций перед сливом в резервуары; окраска резервуаров
теплоотражающей эмалью.
Однако в целях комплексной защиты промтерритории нефте-
перерабатывающих производств от аварийной загазованности не-
обходима разработка автоматизированной системы, реализующей
функции управления устройствами защиты и сигнализации, а так-
же функцию прогнозирования полей аварийной загазованности на
территории объекта защиты и за его пределами. Наличие такой си-
стемы позволит оперативно включать устройства защиты, а также
своевременно оповещать персонал предприятия и при необходимо-
сти население ближайших жилых районов.
Применение компьютерных тренажерных комплексов
для снижения аварийности нефтеперерабатывающего пред-
приятия. Как отмечалось ранее, переработка углеводородных си-
стем относится к непрерывным (непрерывно-дискретным) техноло-
гиям, отличающимся сложной и глубокой динамикой по непрерыв-
ным параметрам, относительно небольшим числом логических эле-
ментов и, как правило, отсутствием быстро (в течение секунд)
развивающихся процессов. Время многих процессов переработки
углеводородных систем определяется медленными стадиями диф-
фузионной кинетики физико-химических процессов. Это опреде-
ляет, с одной стороны, сложность построения адекватных динами-
ческих моделей, с другой — возможность управления процессами
на уровне знаний. Последнее обстоятельство отличает рассматривае-
мый класс технологических процессов от объектов в атомной энерге-
тике, где управление осуществляется на уровне навыков или правил
при жестком дефиците времени на восприятие, анализ и коррек-
цию моделируемой ситуации. Бесспорно, что объекты нефтехимпе-
реработки характеризуются высокими материальными потерями
от аварий и некачественного управления. Поэтому важным факто-
ром предотвращения аварийных ситуаций является подготовка
персонала на компьютерных тренажерных комплексах (КТК), мо-
делирующих технологические процессы конкретных установок.
В середине 90-х годов были предприняты значительные уси-
лия по разработке отечественной современной тренажерной плат-
формы с использованием персональных ЭВМ нового поколения.
Новая платформа реализована на мощных IBM PC, компьютерах
класса Pentium и оснащена многозадачной операционной системой
Windows NT с сетевой архитектурой клиент/сервер. В новой тре-
нажерной платформе существенно расширены вычислительные
возможности: модель, содержащая две-три тысячи дифференци-
альных и одну тысячу алгебраических уравнений, разрешается
с быстродействием до 0,1 с. Эти параметры обеспечивают модели-
рование крупных технологических объектов типа установки АВТ
(блок обессоливания, атмосферный и вакуумный блок, блок вто-
ричной перегонки, энергетические утилиты) или установки катали- >
тического риформинга с непрерывно восстанавливаемым катализа- |
тором (каталитические реакторы, печи, транспорт катализатора).
Точность операторского интерфейса в КТК-М создает для обучае-
мого иллюзию реальной управляющей среды. Качественно улуч-
шены характеристики инструкторской станции за счет усиления
традиционных и введения новых функций (мониторинг перемен-
ных процесса, просмотр исторических трендов, создание сценариев
обучения, изменение скорости моделируемого процесса, повторный
запуск модели из различных точек временной оси, поддержание
фильтруемого по типу событий протокола сеанса обучения и др.).
Инструктор может работать одновременно с несколькими опера-
торскими станциями и тренажерными моделями.
Крупнейшие мировые нефтяные и нефтехимические компании
активно оборудуют компьютерными тренажерами специализиро-
ванные учебные центры. Работая на динамических тренажерах ре-
ального времени в среде, максимально приближенной к реальной,
обучаемые отрабатывают пуск и остановку технологических про-
цессов, проигрывают различные аварийные ситуации и отрабаты-
вают поведение в случае их возникновения, совершенствуют каче-
ство управления процессом в целом.
По прогнозам динамики роста потерь от аварий возможны 1
катастрофические аварии с ущербом 1-2 млрд. долл. Некоторое
снижение числа аварийных инцидентов на одного работающего
в последние годы является результатом использования компьютер- \
ных тренажеров. >
Далее в качестве примера дано краткое описание КТК для ус-
тановки АВТ-6.
КТК на базе технологической установку'АВТ-6. Много-
функциональный компьютерный тренажерный комплекс, предназ-
наченный для фундаментального обучения 'операторов и инженер-
ного персонала технологических установок, включает следующие
составляющие: специализированную модель установки АВТ-6; пер- \
сональный компьютер для моделирования технологического про-
цесса; рабочее место инструктора; специализированное программ-
ное обеспечение рабочего места инструктора; два рабочих места i
обучаемых, созданные на базе двух персональных компьютеров.
Основа пользовательской модели включает базовую проектную
информацию существующего технологического процесса. Для раз-
работки пользовательской модели необходим точный перечень обо-
рудования, характеристики сырья, выпускаемого продукта и вспо-
могательных материалов, материальные и энергетические балансы,
диаграммы трубопроводов и КИПиА. Основное преимущество
пользовательских моделей состоит в том, что они позволяют про-
водить обучение на точной копии конкретного производства.
Основу математического моделирования составляют диффе-
ренциальные уравнения теплового и материального балансов, ре-
шение которых обосновывает получение реалистических динами-
ческих характеристик объекта. На основе их анализа и термодина-
мических данных создается математическое описание, позволяю-
щее отразить спектр технологических режимов работы установки,
включая ее пуск и останов. Следование принципу фундаменталь-
ного моделирования позволяет воссоздать в тренажерной модели
все существенные для обучения операторов сложные внутренние
связи установки. Обучаемый сможет увидеть реакцию оборудова-
ния на воздействия, имитирующие различные его неисправности.
Модель является полномасштабной, а создаваемый на ее основе
компьютерный тренажер обеспечивает реализацию следующих тех-
нологических режимов: “холодный” и “теплый” старт, нормаль-
ный аварийный останов, нормальный технологический режим,
уменьшение нагрузки, аварийные условия работы.
Автоматизированные системы взрывопожарозащиты.
Объектом взрывопожарозащиты (ВПЗ) является промышленная
территория открытых технологических установок, а также любое
здание, сооружение, аппарат, на котором возможно возникновение
взрыва и (или) пожара. Для обеспечения взрывопожаробезопасно-
сти объект в соответствии с действующими нормами и правилами
оснащается сигнализаторами довзрывоопасных концентраций
(СДК), устройствами противоаварийной защиты (УПАЗ), уста-
новками пожаротушения (УП), установками пожарной сигнализа.-
ции (УПС) и другим специальным оборудованием, располагаемым
как непосредственно на промышленной территории, так и в спе-
циально выделенных помещениях (операторных, диспетчерских
пунктах, помещениях газоспасательной службы и объектовой
пожарной части).
К технологическому оборудованию ВПЗ, размещенному
на промышленной территории, в защищаемых помещениях и аппа-
ратах (резервуарах), относятся: датчики сигнализаторов довзры-
воопасных концентраций, датчики метеопараметров, устройства
создания паровых и водяных завес, пожарные извещатели, ороси-
тели, порошковые насадки-распылители, генераторы огнетушаще-
го аэрозоля (ГОА), трубопроводная арматура, световые и звуко-
вые оповещатели и т. д.
К технологическому оборудованию ВПЗ, размещенному в опе-
раторных технологических установок, диспетчерских газоспаса-
тельного отряда и объектовой пожарной части, станциях пожаро-
тушения, помещениях узлов управления, относятся: вторичные
приборы датчиков СДК, приемно-контрольные приборы пожарной
сигнализации, программируемые контроллеры, щиты управления,
пожарные насосы, насосы-дозаторы, контрольно-пусковые устрой-
ства, батареи газового и порошкового пожаротушения, устройства
отображения и регистрации информации, запорная арматура.
Под технологическим процессом ВПЗ понимается: при аварий-
ной загазованности — обнаружение и оповещение о наличии взры-
воопасных смесей в воздухе промышленной территории и рабочей
зоны производственных помещений; включение средств защиты
и представления информации; прогнозирование опасности аварийной
загазованности; обеспечение эвакуации людей; при пожаре — обна-
ружение и оповещение о пожаре; генерация и транспортирование ог-
нетушащего вещества определенной концентрации за заданное время;
обеспечение эвакуации людей; при отсутствии пожара и взрывоопас-
ных смесей в воздухе промышленной территории и рабочей зоны
производственных помещений - поддержание технологического
оборудования ПЗ в состоянии готовности к обнаружению, опове-
щению, локализации и тушению пожара и эвакуации людей.
АСУ ТП ВПЗ — это система, обеспечивающая эффективное
функционирование технологического объекта управления взрывопо-
жарозащиты (ТОУ ВПЗ) с целью противовзрывной и противопожар-
ной защиты, в которой сбор и обработка необходимой информации
осуществляются с применением средств вычислительной техники.
Система пожаровзрывобезопасности (СПВБ) нефтеперераба-'
тывающего завода создается в соответствии с законом РФ “О по-
жарной безопасности” и представляет собой совокупность взаимо-
увязанных сил и средств, а также мер правового, организацион-
ного и научно-технического характера, направленных на борьбу
с пожарами и сопровождающими их объемными огненными взры-'
вами топливно-воздушных смесей.
Общие требования систем пожарной безопасности объектов
различного назначения устанавливаются ГОСТом. Пожаровзры-
вобезопасность должна обеспечиваться на всех стадиях жизненного
цикла опасного объекта: при разработке нормативно-технической
документации, проектировании, строительстве и эксплуатации.
СПВБ, обобщенная структура которой приведена на рис. 2.22,
представляет собой сложную совокупность взаимоувязанных мер,
сил и средств, в которой ключевую роль играет автоматизация,
Рис. 2.22. Обобщенная структура СПВБ
позволяющая повысить эффективность защиты людей и матери-
альных ценностей от угрозы пожаров и взрывов.
Создание и внедрение автоматизированных систем пожаро-
взрывобезопасности (АСПВБ) опасных объектов является слож-
ным и трудоемким процессом. Это объясняется необходимостью
внедрения прогрессивных и сложных методов управления, много-
компонентностью АСПВБ, системностью подхода при разработке
отдельных обеспечивающих подсистем, сложностью поставленных
задач и комплекса технических средств, а также наличием на дей-
ствующих объектах автоматизированных систем различного назна-
чения: управления предприятием (АСУП) и технологическим про-
цессом (АСУТП), научных исследований (АСНИ), проектирова-
ния (САПР) и др. Усложняет задачу и то, что при разработке
АСПВБ объектов переработки углеводородных систем нельзя вос-
пользоваться обычной технологией внедрения новой техники:
создание опытного образца, его проверка, корректировка проекта
по результатам проверки, создание окончательного варианта.
До введения в эксплуатацию верхнего уровня автоматизированно-
го комплекса (АК) проверку работоспособности автоматизирован-
ной системы пожаровзрывобезопасности осуществить невозможно.
Это резко повышает значение первоначальных решений при разра-
ботке АСПВБ.
АСПВБ входит в состав системы пожаровзрывобезопасности
как его информационно-управленческая часть, которая обеспечи-
вает автоматизированное выполнение функций СПВБ, увязку от-
дельных элементов, обеспечивающих пожаровзрывобезопасность
предприятия, в единую систему, их необходимое функциональное
взаимодействие и функциональную интеграцию. Образно говоря,
АСПВБ является мозгом и нервами системы пожаровзрывобезо-
пасности, ее интеллектуальным ядром. Рассматривая систему
пожаровзрывобезопасности сложного многофункционального неф-
теперерабатывающего и нефтехимического предприятий в целом,
трудно найти такую ее отдельную функциональную систему ниже-
стоящего уровня, которая не нуждалась бы во внедрении человеко-
компьютерных, автоматизированных систем и средств. Совокуп-
ность всех автоматизированных систем и средств СПВБ по суще-
ству представляет собой единую взаимоувязанную автоматизиро-
ванную информационно-управленческую систему.
Однако здесь необходимо иметь в виду, что в отдельных функ-
циональных системах СПВБ (пожаротушения, противодымной
защиты и др.) автоматизированные функции настолько тесно пере-
плетаются и сочетаются с автоматическими функциями, а одни
и те же компьютеры могут использоваться для решения задач как
в автоматизированных, так и в автоматических режимах, что про-
вести четкую, однозначную границу между автоматизированными
и автоматическими частями этих функциональных систем не пред-
ставляется возможным.
Положив в основу обобщенную структуру СПВБ (рис. 2.22),
можно предложить следующую схему ее автоматизированной
информационно-управленческой части — АСПВБ, приведенную
на рис. 2.23.
Эффективность автоматизированной системы пожаровзрыво-
безопасности объекта нефтепереработки — это ее способность вы-
полнять заданные функции, удовлетворять заданным требованиям.
АСПВБ защищаемого объекта является сложной системой, кото-
рая выполняет ряд функций и должна удовлетворять многим тре-
бованиям, поэтому оценка ее эффективности сводится к оценке
ряда различных показателей, в том числе:
— вероятностей автоматизированного выполнения отдельных
функций (по предотвращению пожаров и взрывов, тушению пожа-
ров, эвакуации людей и др.);
— показателей надежности АСПВБ в целом и ее отдельных
функциональных автоматизированных систем и технических
средств:
— стоимости затрат на создание и эксплуатацию АСПВБ и ее
отдельных элементов;
— предотвращенных людских потерь и материального ущерба
за счет внедрения АСПВБ в целом и ее отдельных элементов;
— степени улучшения показателей эффективности системы
противопожарной защиты в целом и ее составных частей (времени
тушения пожара, времени локализации и подавления взрыва, вре-
мени эвакуации людей из горящих зданий и др.) за счет внедрения
АСПВБ и автоматизированного выполнения функций по обеспече-
нию пожаровзрывобезопасности.
Методология расчетной оценки эффективности таких сложных
систем, к которым можно отнести и АСПВБ объектов нефтепере-
работки и нефтехимии, представляет собой сложную область
науки, основанную на широком использовании сложнейших мате-
матических моделей. На сегодняшний день наиболее разработан-
ными являются вопросы оценки эффективности сложных техни-
ческих систем и математического моделирования происходящих
в них процессов.
Автоматизированная система пожаровзрывобезопасности (АСПВБ)
Вопросы:
• Какие меры повышения пожаровзрывобезопасности резерву-
арного парка вы знаете?
• В чем заключается экономическая эффективность и роль тре-
нажерных комплексов в системе подготовки персонала?
• На каких научных принципах организованы КТК?
• Охарактеризуйте КТК для установки АВТ-6.
• Сущность и назначение автоматических систем взрывопожа-
розащиты.
Литература к главе 2
1. Абросимов А. А. Управление промышленной безопасностью.— М:
КМК Лтд., 2000.- 320 с.
2. Абросимов А. А. Исследование, разработка и внедрение методов по-
вышения уровня экологической безопасности нефтеперерабатываю-
щего производства: Дис. ... д-ра техн, наук.— М.: МНПЗ, ГАНГ
им. И. М. Губкина, 1998.— 466 с.
3. Абросимов А. А. Опыт работы Московского НПЗ в области охраны
окружающей среды (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефте-
хим, 1990. — 87 с.
4. Абросимов А. А. Экологические аспекты производства и примене-
ния нефтепродуктов. — М.: Барс, 1999.— 732 с.
5. Абросимов А. А. Экологические проблемы нефтеперерабатывающего
производства. Методология комплексного подхода к решению пробле-
мы // Нефтепереработка и нефтехимия.— 1998.— № 5.— С. 54.
6. Абросимов А. А., Топольский Н. Г., Федоров А. В. Автоматизиро-
ванные системы пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатываю-.
щих производств. - М.: Академия ГПС МВД России, 2000. — 239 с.
7. Берлянд М. Е. Прогноз и регулирование загрязнения атмосферы.—
Л.: Гидрометеоиздат, 1985.— 178 с.
8. Бесчастнов М. В. Промышленные взрывы. Оценка и предупрежде-
ние.— М.: Химия, 1991,— 432 с.
9. Буйков М. В., Хворостьянов В. И. Формирование и эволюция ради-
ационного тумана и слоистой облачности в пограничном слое атмо-
сферы // Изв. АН СССР. ФАО,- 1977,- Т. 13, № 4,- С. 356.
10. Временные указания по прогнозированию перемещения зон экстре-
мально высокого загрязнения воздуха сильнодействующими ядови-
тыми веществами. — Л.: Госкомгидромет, 1987.— 21 с.
И. Дозорцев В. М. Динамическое моделирование в оптимальном управ-
лении и автоматизированном обучении операторов технологических
процессов. Ч. 2. Компьютерные тренажеры реального времени //
Приборы и системы управления.— 1996.— № 8.— С. 41.
12. Марчук Г. И. Методы математического моделирования в проблеме
окружающей среды. — М.: Наука, 1982.— 371 с.
13. Маршалл В. Основные опасности химических производств.— М.;
Мир, 1989.- 672 с.
14. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных ве-
ществ, содержащихся в выбросах предприятий. ОНД-86.— Л.: Гид-
рометеоиздат, 1987.— 82 с.
15. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных хи-
мических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих произ-
водств. ПБ 09-170-97,- М.: ПИО ОБТ, 1999.- 140 с.
16. Сучков В. П., Безродный И. Ф. и др. Пожары резервуаров с неф-
тью и нефтепродуктами. Обзорная информация. Серия: Транспорт
и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.— № 3-4,—
М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1992.— 100 с.
17. Топольский Н. Г. Основы автоматизированных систем пожаровзры-
вобезопасности объектов. — М.: МИПБ МВД России, 1997.— 164 с.
18. Хворостьянов В. И. Двумерная нестационарная микрофизическая
модель низких облаков и адекватно-радиационных туманов // Ме-
теорология и гидрогеология,— 1982.— № 7.— С. 16.
19. Эстой X., Поттер Д. Применение тренажеров для обучения операто-
ров технологических установок НПЗ // Нефть, газ и нефтехимия
за рубежом.— 1989.— № 12,— С. 112-115.
Глава 3
Мониторинг окружающей среды
ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
3.1. Общие принципы организации
СИСТЕМ МОНИТОРИНГА НА ПРОИЗВОДСТВАХ
ПО ПЕРЕРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Изменение состояния биосферы происходит под влия-
нием естественных и антропогенных воздействий. В отличие
от естественных воздействий, необратимые изменения биосферы
под влиянием антропогенных факторов интенсивны, кратковре-
менны, но могут происходить и за длительное время. Одним
из факторов антропогенного воздействия является воздействие
углеводородных систем (глава 1). По энергонасыщенности и по
своему действию на природу процессы переработки углево-
дородных систем сопоставимы с естественными (природными)
процессами, протекающими в течение тысяч и даже миллионов
лет. При этом появляется необходимость выделения этих изме-
нений окружающей среды на фоне естественных, организации сис-
темы наблюдений за состоянием биосферы под влиянием произ-
водства.
Для изучения и решения экологических проблем необходимо
создание информационных систем, характеризующих факти-
ческое состояние окружающей среды. Вопросы наблюдения
за фактическим состоянием окружающей среды являются также
ключевыми при разработке, осуществлении и оценке эффектив-
ности природоохранных мероприятий. Данные мероприятия
проводятся для снижения антропогенной нагрузки на природную
среду и для принятия решений о природоохранной деятельности.
Прежде всего, нужна информация о фактическом состоянии
окружающей среды. Основным источником информации, характери-
зующим состояние окружающей среды, являются результаты анали-
тических измерений.
В зависимости от поставленных задач аналитические измере-
ния могут осуществляться в следующих целях:
— контроля происходящих в окружающей среде изменений
и выявления вызвавших их причин;
— получения вторичной информации (статистическая обра-
ботка), основанной на результатах наблюдений или контроля;
— прогнозирования тенденций изменения экологической
обстановки на различных уровнях.
Напомним, что в главе 1 дано определение мониторинга как
системы наблюдений, измерений, оценки и прогноза состояния ок-
ружающей среды в соответствии с заранее подготовленной научно
обоснованной программой.
В качестве примера на рис. 3.1 представлена принципиальная
блок-схема мониторинга окружающей среды.
Структура системы мониторинга включает в себя четыре
подсистемы: “Наблюдения”, “Оценка фактического состояния”,
“Прогноз состояния”, “Оценка прогнозируемого состояния”.
В настоящее время значительную роль играет система экологи-
ческого менеджмента (система управления качеством окружающей
среды). На рис. 3.1, наряду с отдельными подсистемами системы
мониторинга загрязнения среды, показаны прямые и обратные
связи между ними. Подсистемы “Наблюдения” и “Прогноз состоя-
ния" тесно связаны между собой, поскольку прогноз состояния
окружающей среды невозможен без наличия достаточной инфор-
мации о загрязнении и источниках поступления загрязняющих
веществ.
Рис. 3.1. Блок-схема мониторинга окружающей среды
В соответствии с законом РФ “Об охране окружающей среды”
наблюдения за естественными изменениями окружающей среды
осуществляет Общегосударственная служба наблюдений и контро-
ля за уровнем загрязнения природной среды (ОГСНК). Эта служ-
ба обеспечивает заинтересованные государственные и обществен-
ные органы, предприятия, учреждения и организации системати-
ческой информацией и прогнозами об уровнях загрязнения при-
родной среды и о метеорологических условиях.
Для повышения эффективности работ по сохранению и улуч-
шению состояния природной среды, обеспечению экологической
безопасности принято постановление Правительства Российской
Федерации “О создании Единой государственной системы эколо-
гического мониторинга” (ЕГСЭМ). Мониторинг окружающей сре-
ды в составе Единой государственной системы экологического мо-
ниторинга можно разделить на три крупных блока:
— мониторинг загрязнений в зонах существенного антропоген-
ного воздействия (импактный мониторинг);
— мониторинг загрязнений на региональном уровне (регио-
нальный мониторинг);
— мониторинг загрязнений на фоновом уровне (базовый мони-
торинг).
Таким образом, ЕГСЭМ основывается на подсистемах отра-
слевого и регионального характера, включая элементы этих под-
систем.
В России первая подсистема мониторинга отраслевого характе-
ра была создана в РАО “Газпром”. Разработчики данной системы
назвали ее “промышленный экологический мониторинг” (ПЭМ).
Термин “промышленный экологический мониторинг” означает, что
он будет отслеживать отраслевые источники и объекты воздейст-
вия на окружающую среду.
ПЭМ газовой промышленности включает комплекс техниче-
ских средств и методов, нормативно-технических документов
и организационную структуру, обеспечивающие измерение и сле-
жение за выбросами с технологических объектов газовой промыш-
ленности, а также объектов социально-бытовой и производствен-
ной инфраструктуры, как во время строительства, так и при эксп-
луатации. Различные виды мониторинга связаны друг с другом.
В данном случае термин “промышленный экологический монито-
ринг" тесно связан с терминами “импактный мониторинг” и “мони-
торинг окружающей среды”.
Для решения возникающих экологических проблем необхо-
димо создание системы экологического менеджмента на различных
уровнях (общегосударственном, региональном, городском и т. д.).
Управление окружающей средой заключается в воздействии
на объекты таким образом, чтобы характеристики качества сред
приближались к эталону.
Цели такой системы:
— поддержание состояния окружающей среды на некотором,
заранее заданном уровне;
— создание экологической обстановки, способствующей улуч-
шению здоровья.
Комплексный подход к решению проблемы повышения уровня
экологической безопасности производства по переработке углеводо-
родных систем позволяет подойти к разработке системы экологи-
ческого менеджмента в аспекте общей системы управления, которая
включает:
— организационную структуру;
— деятельность по планированию;
— распределение ответственности;
— внедрение процедур управления процессами и ресурсами
для разработки, внедрения, достижения целей и оценки достигну-
того и рассматривается как часть систем управления производ-
ством и технологическими процессами.
Общая структура системы экологического менеджмента пред-
ставлена на рис. 3.2. Система содержит три типа сред: воздух,
вода, почва, объекты двух видов и управляющее звено.
В общем случае объекты первого вида (промышленные пред-
приятия, топливно-энергетические станции и др.) используют эле-
менты окружающей среды (воздух, вода, почва) в технологи-
ческих процессах и возвращают их в измененном виде. Объекты
второго вида не изымают воздух и воду из окружающей среды
(гидроэлектростанции, свалки и т. п.).
Объекты и среды соединены стрелками, показывающими тип
используемых ресурсов и направление выбросов. Управляющие
воздействия показаны утолщенными стрелками. Каждой связи
объекта со средой сопоставляется набор показателей качества ис-
пользуемых ресурсов и выбросов (характеристика связи). Монито-
ринг должен состоять из сети измерения характеристик сред (мо-
ниторинг среды — МС) и сети измерения выбросов (мониторинг
выбросов — МВ). Обе сети мониторинга являются необходимыми
и существенно отличаются друг от друга методиками проведения
измерений, характеристиками приборов, составом программного
обеспечения. Каждому типу сред сопоставляется набор показате-
лей качества (характеристика качества среды). Для каждой среды
Рис. 3.2. Общая структура системы экологического менеджмента (МС —
мнониторинг среды, МВ — мониторинг выбросов)
известен эталон качества (ПДК и т. д.). Характеристики эталонов
сред определяются ведомственными службами на основании науч-
ных исследований.
Одним из основных принципов функционирования системы
управления качеством окружающей среды является принцип,
по которому организация осуществляет мониторинг окружающей
среды и оценивает ее параметры. Мониторинг окружающей среды
позволяют удостовериться, что предприятие действует в соответ-
ствии с принятой программой по охране окружающей среды и эко-
логической безопасности.
Приоритетные природоохранные мероприятия внедряются
на основе использования разнообразных систем контроля. Это
в основном мониторинг окружающей среды, организованный
на различном уровне, который ведется соответствующими служ-
бами. Типичной является следующая структура контроля:
— местный мониторинг, выполняемый самими промышленны-
ми предприятиями;
— санитарный мониторинг, выполняемый государственной
санитарно-эпидемиологической службой;
— мониторинг, выполняемый государственной инспекцией
охраны окружающей среды;
— система государственного статистического учета, собираю-
щая данные об эмиссии загрязнителей окружающей среды.
Вопросы охраны окружающей среды для предприятий нефте-
перерабатывающей и нефтехимической промышленности являются
все более актуальными. Интенсификация технологии приводит
к критическим значениям параметров давления, температуры, со-
держания опасных веществ, появлению новых, иногда трудно ути-
лизируемых отходов; объемы производства опережают совершен-
ствование природоохранных мероприятий. Это указывает на воз-
росшую экологическую опасность данных предприятий.
Рациональное использование природных ресурсов и охрана
окружающей среды от загрязнения — одна из наиболее важных
проблем современности, от решения которой зависит здоровье
и благосостояние людей. В Законе РФ “Об охране окружающей
среды” сформулированы жесткие требования к технологическим
процессам и оборудованию, а также регламентирован комплекс
вопросов, связанных с нормированием и сокращением вредных
выбросов и сбросов и ответственностью за недопустимое загрязне-
ние воздушного бассейна и водных потоков.
Существующие региональные и городские системы мони-
торинга рассматривают промышленные предприятия как то-
чечные (и очень часто, близко расположенные) источники, что
не позволяет определить вклад каждого из них в загрязнение окру-
жающей среды и оценить влияние источников выбросов вредных
веществ, расположенных внутри промышленных объектов. Для ре-
шения этих вопросов необходимо создание локальных систем
мониторинга окружающей среды на уровне промышленных пред-
приятий.
На зарубежных предприятиях широко используются автомати-
зированные системы контроля качества атмосферы, которые обес-
печивают оперативный текущий контроль за источниками выбро-
сов и дают возможность прогнозировать экологические ситуации
на больших территориях. Такие системы включают, как правило,
несколько стационарных или передвижных станций контроля;
результаты измерений передаются в центр обработки информации
по каналам радио и телефонной связи.
Как отмечалось выше, в России в настоящее время автоматизи-
рованные системы мониторинга окружающей среды за редким ис-
ключением отсутствуют и контроль загрязнения окружающей сре-
ды осуществляется лабораторными методами с предварительным
отбором проб. Поэтому актуальна задача разработки автоматизи-
рованных систем мониторинга.
Таким образом, решение задачи снижения экологической
напряженности на опасных предприятиях возможно путем созда-
ния систем мониторинга окружающей среды, а полученные с помо-
щью этих систем результаты в комплексе с технологическими меро-
приятиями по повышению экологичности производства позволят
эффективно управлять качеством окружающей среды. Все системы
мониторинга действуют на единых принципах, позволяющих про-
вести комплексный анализ и сделать обобщения по данным получен-
ных измерений, дать оценку и прогноз происходящих изменений
в экосистемах.
Вопросы:
• В чем заключаются особенности загрязнения окружающей
среды?
• Укажите классификацию мониторинга окружающей среды?
• Дайте определение импактному, региональному и базовому
мониторингу.
• Чем обусловлена необходимость промышленного мониторинга?
• Дайте определение экологическому менеджменту. Обоснуйте
необходимость его создания.
• Какое место занимает экоменеджмент в системе управления
производством?
• Какие цели и задачи у систем управления качеством окружа-
ющей среды?
• Какова роль мониторинга в управлении качеством воздуш-
ной среды?
• Какие составные компоненты включены в систему монито-
ринга выбросов нефтеперерабатывающих заводов?
• Опишите структуру и назначение системы контроля окружа-
ющей среды на предприятиях по переработке углеводородных сис-
тем и в прилегающих к ним регионах.
• В чем заключаются особенности мониторинга опасных пред-
приятий?
• Какие нормативные документы следует использовать при
проведении мониторинга?
• Укажите недостатки современных систем мониторинга.
3.2. Цели и задачи мониторинга
ВОЗДУШНОГО БАССЕЙНА.
Особенности мониторинга
ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Необходимость и значимость мониторинга воздушного бас-
сейна предприятий по переработке углеводородных систем свя-
заны с насыщенностью источниками выделения и опасностью
выбрасываемых в атмосферу вредных веществ. Напомним, что
к вредным веществам относят те вещества, которые при контакте
с организмом человека вызывают профессиональные заболевания
или отклонения в состоянии здоровья, обнаруживаемые современ-
ными методами. При этом учитываются воздействия этих веществ
в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.
К основным целям мониторинга воздушного бассейна следует
отнести:
— наблюдение за известными источниками поступления вред-
ных веществ в воздушный бассейн;
— выявление источников и факторов загрязнения, а также сте-
пени их воздействия;
— оценку фактического состояния атмосферного воздуха;
— прогноз загрязнения атмосферного воздуха и пути улучше-
ния ситуации; |
— определение приоритетных загрязнителей воздушного бас- J
сейна с использованием результатов прошлых наблюдений и дан-
ных об уровнях фонового загрязнения. :
Данные мониторинга, полученные в результате прямых и кос-
венных (расчетные методики) измерений, используются для реше- /
ния таких задач, как: 1
— проверка соответствия нормам экологического законода-
тельства;
— оценка эффективности технологических процессов;
— экспертиза новых технологий контроля за загрязнением
атмосферы и водного бассейна;
— создание баз данных по выбросам всех типов технологиче-
ских процессов; >
— установление коэффициентов эмиссии загрязнителей;
— оценка влияния источника выброса на качество воздуха
в регионе с использованием моделей рассеивания;
— разработка целенаправленной экологической политики
предприятия.
На опасных объектах целесообразно использовать следующие
способы получения результатов аналитических измерений о состо-
янии окружающей среды:
— предварительный отбор проб в заранее определенных точ-
ках отбора с последующим анализом в лаборатории (лабораторная
сеть наблюдений);
— отбор проб и проведение анализа в точке отбора с помощью
специально предназначенных для этого приборов (инструменталь-
ный контроль);
— отбор проб, проведение анализа на стационарных постах
и передача полученной информации в автоматическом режиме
в центр сбора и обработки информации (автоматизированные сис-
темы мониторинга).
Использование методов дистанционного мониторинга оказы-
вается чрезвычайно дорогим. Основными недостатками лабора-
торной сети наблюдений за состоянием загрязнения окружаю-
щей среды является ее неоперативность и периодичность. Запаз-
дывание получения результата от момента отбора проб составля-
ет в среднем 5-6 ч. При такой системе отсутствует постоянная
достоверная информация о состоянии атмосферы промышлен-
ной и санитарно-защитной зон и нет возможности в полной мере
реализовывать цели и задачи, предъявляемые к мониторингу
окружающей среды.
Решением данной проблемы является создание автоматизиро-
ванных систем мониторинга окружающей среды (СМОС), которые
позволяют увязать все наблюдения за состоянием загрязнения
атмосферы, водного бассейна, почвы и станут необходимым звеном
системы экологического менеджмента (СЭМ). Внедрение СМОС
в качестве подсистемы в интегрированную информационную уп-
равляющую систему (ИИУС) предприятия обеспечит в перспекти-
ве объединение с информационной системой городского или регио-
нального уровня. СМОС заводов по переработке УВС станут эле-
ментами отраслевых подсистем ЕГСЭМ. Одним из наиболее важ-
ных элементов систем мониторинга окружающей среды будет
система управления базами данных, работающая в режиме реаль-
ного времени.
Для создания, внедрения и функционирования данных систем
необходимо рассмотреть и решить следующие вопросы:
— общие требования к системе;
— размещение и количество постов наблюдений;
— программу и сроки наблюдений;
— определение перечня веществ, подлежащих наблюдению,
и соответствующего ему аппаратурного оформления;
— организацию метеорологических наблюдений и анализ
проб.
Степень загрязнения воздушной среды зависит от применяе-
мой техники и технологии, а также от масштабов переработки уг-
леводородных систем. Предприятия нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности оказывают заметное негатив-
ное влияние на состояние окружающей среды, и, прежде всего, на
атмосферный воздух, что обусловлено их деятельностью и сжига-
нием продуктов переработки нефти (моторных, котельных топлив
и др. продукции).
По загрязнению воздушного бассейна нефтепереработка
и нефтехимия занимают четвертое место среди других отраслей
промышленности. В состав продуктов сгорания топлива входят та-
кие загрязняющие вещества, как оксиды: азота, серы и углерода,
технический углерод, углеводороды, сероводород.
В процессах переработки углеводородных систем в атмо-
сферу выбрасывается более 1500 тыс. т/год вредных веществ.
Из них (%): углеводородов — 78,8; оксидов серы — 15,5; оксидов
азота — 1,8; оксидов углерода — 17,46; твердых веществ — 9,3.
Выбросы твердых веществ, диоксида серы, оксида углерода, окси-
дов азота составляют до 98% суммарных выбросов от промышлен-
ных предприятий. Как показывает анализ состояния атмосферы,
именно выбросы этих веществ в большинстве промышленных горо-
дов создают повышенный фон загрязнения. Удельные выбросы
токсичных веществ в воздушный бассейн в целом по заводам дан-
ной отрасли составляют (кг/т нефти): углеводороды — 3,83; ок-
сиды серы — 0,79; оксиды азота — 0,09; оксиды углерода — 0,41.
Выбросы в атмосферный воздух специфических веществ (аммиака,
ацетона, фенола, ксилола, толуола, бензола) составляют ~2%.
На предприятиях нефтепереработки и нефтехимии улавливается
около 46,2% от общего количества выбросов от всех стационарных
источников выделения вредных веществ, причем, количество ути-
лизируемых вредных веществ составляет 56,7% (от улавливае-
мых). Прежде всего, это углеводороды (25-70%). В табл. 3.1 пред-
ставлена структура выбрасываемых, улавливаемых и утилизируе-.
мых веществ предприятиями нефтепереработки и нефтехимии.
Величина безвозвратных потерь для отечественных предприя-
тий составляет в среднем 1% от объема переработанной нефти.
Безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов по различным
194
Таблица 3.1
Структура выбрасываемых, улавливаемых и утилизируемых веществ
на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии
Вещество Структура выбросов, % Структура улавлива- емых веществ, % Структура утилизиру- емых веществ, %
Углеводороды 72,06 69,38 63,04
Диоксид серы 14,26 0,40 0,03
Оксид углерода 8,85 3,40 0,38
Оксиды азота 1,58 0,31 0,34
Сероводород 0,41 2,78 1,83
Аммиак 0,47 2,45 —
Фенол 0,06 0,01 0,01
Твердые вещества 0,90 9,73 15,15
Прочие 1,41 11,54 10,05
источникам на заводах с глубокой переработкой нефти составляют
(в %):
— - потери углеводородов (включая сернистые соединения)
за счет испарения — 63, в том числе: из резервуаров и емкостей
для хранения нефти и нефтепродуктов (открытого типа с шатро-
вой крышей) — 40; с поверхности сточной жидкости в нефтело-
вушках и различных прудах, с сооружений биологической очистки
сточных вод, включая испарение из канализационных колодцев
и открытых градирен — 19; при наливе в цистерны и при товар-
ных операциях (на эстакадах открытого типа) — 1,3; прочие ис-
точники испарения, утечки через неплотности, пропуски через кла-
паны и воздушники на аппаратах, не подключенных к факельной
линии и др. — 2,7;
— потери на факелах (при отсутствии газгольдеров для улав-
ливания факельного газа) — 17;
— потери при сжигании кокса с катализаторов, от разливов
и утечек в грунт, с газами разложения на АВТ и битумных уста-
новках, со шламами, глинами и т. д. — 19;
— потери со сточными водами (до биологической очистки при
содержании в них 75 мг/л нефтепродуктов) — 1.
Показатели валовых выбросов вредных веществ от различных
источников не могут полностью характеризовать степень опасности
их для окружающей среды. Например, специфические вещества
(ацетон, аммиак, фенол, толуол, бензол и др.) имеют высокий
класс опасности и низкие значения предельно допустимых концен-
траций (ПДК) и, несмотря на малотоннажный выброс, могут пред-
ставлять большую опасность для жизнедеятельности человека.
Поэтому для оценки степени загрязнения атмосферы используются
единичные усредненные показатели загрязнения атмосферы, нор-
мированные на ПДК соответствующего периода усреднения. Нор-
мированные на ПДК единичные усредненные и разовые показате-
ли загрязнения атмосферы называются единичными индексами
загрязнения атмосферы (I).
Лимитирующий показатель вредности характеризует направ-
ленность биологического действия вещества: рефлекторное и ре-
зорбтивное. Под рефлекторным действием понимают реакцию
со стороны рецепторов верхних дыхательных путей — ощущение
запаха, раздражение слизистых оболочек, задержку дыхания и т. п.
Указанные эффекты возникают при кратковременном воздействии
вредных веществ, поэтому, рефлекторное действие лежит в основе
установления максимальной разовой ПДК (ПДКм р ). Под резорб-
тивным действием понимают возможность развития общетоксиче-
ских, мутагенных, канцерогенных и других эффектов, возникнове-
ние которых зависит не только от концентрации вещества в возду-
хе, но и от длительности его вдыхания. С целью предупреждения
развития резорбтивного действия устанавливается среднесуточная
ПДК (ПДКС>С).
При установлении ПДК загрязняющего вещества в атмосфер-
ном воздухе исходят из следующих основных принципов:
— любой химический загрязнитель имеет порог действия.
Безвредными являются дозы загрязнителей на уровне подпорого-
вых концентраций;
— величина ПДК должна защищать от неблагоприятного воз-
действия нормируемого загрязняющего вещества каждого члена
общества, а не “среднего" человека. В связи с этим нормирование
ведется в расчете на наиболее ранимые группы населения, к кото-
рым относят детей, лиц старших возрастов или ослабленных бо-
лезнями;
— в основе нормирования загрязняющих веществ лежат
натурные наблюдения за населением и животными. Величину
ПДК обычно устанавливают в 3-10 раз ниже пороговой концент-
рации;
— при оценке порогового уровня необходимо учитывать функ-
циональные неспецифические изменения в организме и отдаленные
последствия, а не только очевидные патологические изменения.
Как указывалось выше, к основным загрязнителям атмосфер-
ного воздуха, определяющим увеличение трансграничных загряз-
нений, выпадение кислотных дождей, разрушение озонового слоя,
накопление в атмосфере токсичных и химически активных веществ
относятся: диоксиды серы и азота, оксид углерода, углеводороды,
твердые вещества.
В табл. 3.2 в качестве примера представлены данные о выделе-
нии в атмосферу вредных веществ на трех НПЗ разной мощности:
Для оценки значимости среднегодовых выбросов различных
вредных веществ как для отдельных производств, так и для отрас-
ли в целом предложены различные показатели:
— коэффициент токсичности вредного вещества 1\;
rt = Мг /ПДКм.р.( (т-м3)/(год-мг), (3.1)
где Мг — суммарный выброс вредного вещества за год, т/год;
ПДКи.р. — максимальная разовая ПДК, мг/ м3;
— индекс суммарной токсичности:
N
гз = Е г„, (3.2)
1=1
где N — количество вредных веществ.
— показатель Пд
Пд= М/(ПДК-103), м3/с,
где М — выброс вредного вещества (г/с);
— другие параметры, учитывающие высоту источника, долю
организованных источников в общих выбросах, мощность произ-
водства по сырью и др.
Если в показателях не учитывается класс опасности вредных
веществ, последний определяется по самому опасному ингредиенту.
С учетом коэффициента токсичности приоритетный перечень
вредных выбросов для предприятий по переработке углеводород-
ных систем представлен в табл. 3.3.
Приоритетный перечень вредных веществ для конкретного
предприятия может отличаться от отраслевого, поэтому при разра-
Таблица 3.2
Содержание вредных веществ
в выбросах НПЗ различной мощности
Вредные вещества Концентрация вредных веществ в газовых выбросах объектов разной мощности (в % к мощности НПЗ № 1, принятой за 100%)
НПЗ № 1 (100%) | НПЗ № 2 (86%) | НПЗ № 3 (57%)
Углеводороды 31,0 30,5 15,0
(сумма) (3,3-254,0) (8,3-201,0) (3,2-81,7)
Н епрр гге пьные 10,6 11,9 6,4
углеводороды (0,1-118,8) (2,5-130,1) (2,5-61,0)
Сероводород 0,057 0,03 0,011
(0,001-1,2) (0,002-0,9) (0,001-0,5)
Диоксид серы 0,79 0,67 0,05
(0,01-11,1) (0,01-9,5) (0,01-1,0)
Оксид углерода 11,3 14,9 5,0
(0,6-66,5) (0,8-54,0) (0,2-24,0)
Фенол 0,24 0,45 —
(о,о1-ю,о) (0,01-15,8)
0,03 0,08 —
Бензол (0,002-0,23) (0,001-0,34)
Примечание. В числителе — средние значения концентрации, в знаменателе —
минимальные и максимальные значения концентрации вредных
веществ (в мг/м3).
Таблица 3.3
Приоритетный список вредных выбросов
для предприятий нефтеперерабатывающей отрасли
Приоритет- ный номер Вредное вещество (т-м3)/(год-мг) Относительная токсичность вредного вещества, Г2« = Гц/Sr,,-100%
1 Сероводород 1732500 41,4
2 Диоксид серы 827200 19,8
3 Фенол 548000 13,1
4 Углеводороды 493319 11,8
5 Оксиды азота 373270 8,9
6 Оксид углерода 153062 3,7
7 Пыль нетоксичная 52606 1,3
* Гг — относительная токсичность вредного вещества, определенная относи-
тельно общей массы выбросов.
ботке природоохранных мероприятий необходимо составление
приоритетных перечней вредных веществ для каждого предприя-
тия. В первую очередь, следует обращать внимание на мероприятия
по сокращению и обезвреживанию выбросов тех вредных веществ,
которые имеют высокий приоритетный номер.
3.2.1. Классификация источников выбросов вредных веществ
и характеристика основных загрязнителей атмосферы
Источники загрязнения атмосферы определяются путем проведе-
ния инвентаризации организованных и неорганизованных источников
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Классификация техно-
логических процессов и источников выделения вредных веществ по
степени экологической опасности является основой для работы по оп-
тимизации затрат на природоохранные мероприятия, выявлению ос-
новных источников загрязнения атмосферы, разработке приоритетно-
го списка мероприятий, сокращению выбросов вредных веществ, со-
зданию более совершенных систем мониторинга окружающей среды.
Степень загрязнения атмосферы зависит от количества выбро-
сов вредных веществ и их химического состава, а также во многом
от характеристики самого источника выбросов — высоты источни-
ка над уровнем земли, скорости, объема и температуры газового
выброса из устья трубы, размеров неорганизованного источника,
расположения источника на заводской площадке и т. д. В соответ-
ствии с этим источники загрязнения атмосферы различаются
по мощности выброса (мощные, крупные, мелкие), высоте выброса
(низкие, средней высоты и высокие), температуре выходящих
газов (нагретые, холодные). Различают также передвижные и ста-
ционарные, организованные и неорганизованные, точечные и пло-
щадные источники загрязнения. Особенностью предприятия как
объекта природоохранных мероприятий является разнотипность
и рассредоточенность источников выбросов. Специфическими
источниками загрязнения атмосферы на предприятиях являются
неорганизованные выбросы, испарение углеводородов при хранении
и транспортировке нефти и нефтепродуктов, а также организованные
выбросы, выделяющиеся при сжигании различных видов топлив
и газов в трубчатых печах, на факельных установках, и отходящие
газы регенерации с установок каталитического крекинга.
Несмотря на то, что факельные установки являются весьма
значимым источником выбросов, они выполняют важные природо-
охранные функции. Факельные установки предназначены для
обезвреживания путем сжигания горючих (взрывоопасных) газов
(паров), поступление которых в атмосферу может привести, прежде
всего, к взрыву и пожару, а также к вредному воздействию на челове-
ка. Факельные установки позволяют перевести вредные вещества
в менее опасные, например, сероводород при сгорании превращается
в сернистый газ, оксид углерода — в диоксид углерода и т. д. Эксплуата-
ционные показатели факельных систем должны характеризоваться ста-
бильностью пламени, полнотой сгорания газа, уровнем шума, на-
дежностью воспламенения, эффективностью управления при изме-
нении объемов или состава сгораемого газа, бездымностью работы.
Объемы сбросов газов на факел на предприятиях составляют
в среднем 0,14% (в ряде случаев до 1%) от объема перерабатывае-
мой нефти. В США этот показатель оценивается в 0,19% (0,6%).
При этом 90% масс, суммарных сбросов на факел составляют угле-
водороды, 1,6% масс. — водород, 2,6% масс. — сероводород, ос-
тальное — водяной пар и азот. Преобладающая часть сероводоро-
да поступает с углеводородными потоками, составляя их значи-
тельную часть. Однако с установок получения элементной серы
на факел сбрасываются потоки, содержащие до 50% сероводорода.
Типичные выбросы вредных веществ в атмосферу факельными
установками НПЗ представлены в табл. 3.4.
Следует также учитывать, что основная доля вредных веществ
выбрасывается в течение коротких промежутков времени (залпо-
вый выброс). Количество выбросов в атмосферу во время залпо-
вых выбросов в 4-5 раз превышает выбросы всего предприятия.
Таким образом, защита окружающей среды в значительной
степени зависит от правильно сконструированных и эксплуатируе-
мых факелов, обеспечивающих надежное и экономичное сжигание
выбросов газов.
Для классификации технологических процессов с точки зрения
Таблица 3.4
Выбросы вредных веществ в атмосферу
с факельных установок
Газ Выбросы на перерабатывае- мую нефть, кг/т Содержание к данному компоненту в целом по НПЗ, %
Углеводороды 0,6 11,6
Оксид углерода 0,086 7
Оксид серы 0,165 17,8
Оксид азота 0,006 6
их комбинированного вредного воздействия на окружающую среду
предлагается учитывать суммарную токсичность выбросов. Количе-
ственным выражением суммарной токсичности выбросов является ин-
декс суммарной токсичности (Г3), определяемый как сумма вышеупо-
мянутых коэффициентов токсичности (Гп) всех вредных веществ,
выбрасываемых в атмосферу из источников их выделения.
Учет индекса суммарной токсичности позволяет выявить при-
оритетность технологических производств по их экологической
опасности (табл. 3.5)
Как видно из табл. 3.5, наиболее экологически опасными явля-
ются производства, связанные с ректификацией углеводородных
систем — нефтей и тяжелых нефтяных остатков, очисткой масел
с помощью ароматических веществ, получением элементной серы,
и объекты очистных сооружений.
Характеристика основных загрязнителей атмосферы.
Диоксид серы и сероводород. Диоксид серы оказывает влияние,
прежде всего, на слизистую оболочку верхних дыхательных путей.
Остатки газа могут проникнуть дальше внутрь легких. Значитель-
ное и хроническое загрязнение сернистым ангидридом может
вызвать бронхиальную закупорку, повысить сопротивление потоку
воздуха в дыхательных путях, нарушить функцию ресничного
эпителия и увеличить секрецию слизи. При фоновом загрязнении ди-
оксидом серы и взвешенными частицами критической следует считать
концентрацию в 0,1 мг/м3. При повышении этого порога следует
ожидать более частого проявления симптомов легочных заболеваний
и даже появления патологий, особенно у младенцев и детей.
Несмотря на то, что вклад нефтеперерабатывающих и нефтехими-
ческих заводов в общий выброс сернистых соединений относительно
невелик (5% общего количества выбросов топливно-энергетических
станций), ряд факторов вызывает необходимость осуществления
мероприятий по снижению эмиссии уже на предприятиях средней
мощности. К этим факторам относятся, в частности, неблагоприят-
ный рельеф местности, метеорологические условия и др.
По количеству и составу выбрасываемых серосодержащих газов
источники загрязнений можно подразделить на три основные группы:
— дымовые газы котельных агрегатов, технологических печей,
печей для сжигания нефтешламов, факельных систем;
— отходящие газы регенерации катализаторов на установках
крекинга;
— хвостовые газы установок производства серной кислоты
И элементной серы (установки Клауса).
Таблица 3.5
Классификация процессов переработки углеводородных систем
по экологической опасности
Приоритет- ный номер Технологический процесс Г,
1 Атмосферно-вакуумная перегонка нефти 33039
2 Контактная очистка масел 8889
3 Вакуумная перегонка мазута 8884
4 Производство синтез-газа 6433
5 Механическая очистка сточных вод 6354
6 Селективная очистка масел фенолом 5034
7 Селективная очистка масел фурфуролом 4439
8 Производство элементной серы 4274
9 Установка регенерации кислого гудрона 3717
10 Коксование остатка в кубах 3571
И Каталитический крекинг в подвижном слое шарикового
катализатора 3190
12 Термический крекинг остатков 3140
13 Каталитический крекинг на облагораживание 2638
14 Комбинированная установка атмосферной перегонки
и термического крекинга 2489
15 Каталитический риформинг 2058
16 Карбамидная депарафинизация дизельных топлив 1640
17 Сероочистка газов 1420
18 Газоразделеыие комбинированное 1347
19 Атмосферная перегонка нефти 1327
20 Газоразделение ректификацией 1268
21 Вторичная перегонка бензина 1249
22 Гидроочистка масел 1079
23 Получение битума 894
24 Факельное хозяйство 764
25 Коксование замедленное 738
26 Сливно-наливная эстакада 671
27 Гидроочистка дизельных топлив 664
28 Деасфальтизация остаточных и дистиллятных топлив 493
29 Пиролиз газообразного сырья 363
30 Изомеризация 225
К основным источникам выбросов диоксида серы относятся
(%): дымовые трубы печей (56,9), факельные стояки (19,9), реге-
нераторы установок каталитического крекинга.
Следует отметить, что в процессе сжигания топлива наряду
с диоксидом образуется триоксид серы (1-5%) путем гомогенного
окисления диоксида серы молекулярным или атомарным кислоро-
дом, а также путем гетерогенного каталитического окисления сер-
нистого ангидрида.
На нефтеперерабатывающих предприятиях основными источ-
никами сероводорода являются:
— неочищенный газ с установки утилизации факельных газов;
— насыщенные растворы моноэтаноламина (МЭА);
— сероводородсодержащий газ с технологических установок
очистки и фракционирования газов.
Сероводород поступает в атмосферу также за счет его выделе-
ния (испарения) из сернисто-щелочных сточных вод и технологи-
ческих конденсатов (СЩС и ТК), через неплотности технологиче-
ского оборудования (насосы, компрессоры, арматура), с установок
первичной переработки нефти и гидроочистки, термокрекинга,
моноэтаноловой очистки и резервуаров совместно с парами нефте-
продуктов. Значительными источниками выбросов сероводорода
являются бароконденсаторы смешения, а также установки по про-
изводству серы.
Оксиды азота. Массовым видом выбросов предприятий по пе-
реработке УВС являются оксиды азота. Диоксид азота и его фото-
химические производные оказывают воздействие не только на
органы дыхания, но и на органы зрения. При малых дозах харак-
терны аллергии и раздражения, при больших — бронхиты и трахе-
иты. Начиная с 0,15 мг/м3, при длительных воздействиях наблю-
дается увеличение частоты нарушений дыхательных функций
и заболеваний бронхитом.
Диоксид азота является токсичным, а на солнечном свету кон-
вертирует в оксид с выделением озона, участвующего в образова-
нии фотохимического смога. Одновременные выбросы оксидов
азота и серы обусловливают выпадение кислотных дождей. Еже-
годно в промышленно развитых странах в воздушный бассейн выб-
расывается до 50 млн. т оксидов азота, что превышает их естест-
венный фон в воздухе населенных пунктов.
Основными источниками выбросов оксидов азота являются:
технологические печи (72,6%), газомоторные компрессоры (14%),
факельные стояки (5,4%).
Образование NOX связано с окислением азота воздуха и азот-
содержащих компонентов самого топлива. В настоящее время су-
ществуют три основных механизма образования NO.
Образование "воздушного” NO происходит за фронтом пла-
мени в зоне высоких температур по цепному механизму, кинетика
которого описывается уравнениями:
зарождение цепи
О2 + М О* + О* + М — 494 кДж/моль;
развитие цепи
О* + N2 NO + N* — 314 кДж/моль;
(3.4)
О2 + N* о NO + О* + 134 кДж/моль; (3.5)
обрыв цепи
О* + О* + М О2 + М + 494 кДж/моль.
В общем виде реакция образования NO представлена уравне-
нием:
О2 + N2 2NO — 180 кДж/моль.
Определяющей в образовании NO считается реакция (3.4),
скорость которой зависит от концентрации атомарного кислорода,
в свою очередь зависящей от максимальной температуры в зоне
горения.
Образование NO из топлива происходит в два этапа:
— газификация капель мазута с выделением азотсодержащих
органических соединений в виде паров и газов;
— реакции окисления паров и газов с образованием NO.
Изучено влияние азотсодержащих добавок к метану, на осно-
вании чего предложен механизм образования NO по схеме:
NH* + О2 о NO + ОН*;
NO + НО2* о NO2 + ОН*
(3.8)
(3.9)
Эти реакции обладают рядом особенностей, нз которых наибо-
лее существенны следующие:
— скорость образования NO из азота топлива больше, чем из
воздуха;
— образование топливного оксида азота происходит в основ-
ном в начальной зоне факела;
— конверсия азота топлива в NO увеличивается с повышением
коэффициента избытка воздуха, а кислород является определяю-
щим фактором в образовании топливного оксида азота.
Термин “быстрый” NO появился в последнее время из-за мгно-
венного образования в пламени большого количества оксида азота.
В общем смысле “быстрым” NO называется оксид азота, образую-
щийся в пламени по механизму, отличному от схем образования
“воздушного” и “топливного” NO через промежуточные продукты
сгорания группы CN по реакциям:
Н* + CNOCH + N' (3.10)
N* + OHONO + H*. (3.11)
Данные реакции протекают с большой скоростью даже при
температурах, когда образование “воздушного” NO практически
не происходит. Реакции (3.10) и (3.11) характеризуются относи-
тельно слабой зависимостью от температуры.
Таким образом, изучение и анализ условий образования “воз-
душных”, “топливных” и “быстрых” оксидов азота и механизмов
их образования позволяет наметить методы их подавления непос-
редственно в топках трубчатых печей.
Оксид углерода(П). Монооксид углерода является наиболее
опасным и распространенным из газообразных загрязнителей
атмосферного воздуха. Оксид углерода(П) опасен тем, что соеди-
няется с гемоглобином крови, в результате чего образуется карбок-
сигемоглобин. Повышение уровня карбоксигемоглобина в крови
может вызвать нарушение функций центральной нервной системы:
ослабевают зрение, реакция, ориентация во времени и простран-
стве. Особенно опасен этот вид загрязнения для больных с сер-
дечно-сосудистыми заболеваниями.
Монооксид углерода характерен для городов и образуется
главным образом за счет выхлопных газов автотранспорта (75-97%
от всех выбросов оксида углерода(П)). Он образуется также на
промышленных предприятиях и относится к продуктам незавер-
шенного горения топлива (наряду с техническим углеродом, угле-
водородами, включая канцерогенные) при недостатке окислителя
(кислорода), неудовлетворительном смешении топлива с возду-
хом, несовершенстве конструкции горелочных устройств и пр.
Условия и механизм появления оксида углерода(П) могут про-
исходить, предположительно, по следующей схеме. Горение угле-
водородного газа, основу которого составляет метан, проходит ста-
дии последовательных превращений: метан-формальдегид-оксид
углерода(П)-оксид углерода(1У). При неблагоприятных условиях
(недостаток кислорода, охлаждение зоны горения, качество пред-
варительной подготовки газовоздушной смеси) цепная реакция мо-
жет оборваться и в продуктах горения будут содержаться оксид
углерода(П) и альдегиды.
Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха
оксидом углерода(П) являются трубчатые печи технологических
установок, выбросы которых составляют 50% от объема общих
выбросов; реакторы установок каталитического крекинга (12%);
выхлопы газовых компрессоров (11%); битумные установки (9%)
и факелы (18%).
Углеводороды. Как было показано выше (табл. 3.1), выбросы
углеводородов составляют более 70% выбросов вредных веществ
от предприятий нефтепереработки и нефтехимии в атмосферу.
Токсичность углеводородов усиливается при наличии в атмо-
сфере сернистых соединений, оксида углерода, что является при-
чиной более низкого значения ПДК сероводорода в присутствии
углеводородов, чем в их отсутствие. В зависимости от строения
углеводороды вступают в те или иные фотохимические реакции,
тем самым, участвуя в образовании фотохимического смога.
С технологической точки зрения выбросы углеводородов пред-
ставляют собой прямые потери нефти и нефтепродуктов. Средне-
отраслевой уровень выбросов углеводородов составляет 5,36 кг
на 1 т переработанной нефти.
Основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу
являются:
— резервуарные парки (углеводороды выбрасываются в ат-
мосферу из дыхательных клапанов резервуаров за счет испарений
с открытых поверхностей);
— технологические установки (выбросы за счет неплотностей
технологического оборудования, трубопроводной аппаратуры,
сальников насосов, а также из рабочих клапанов при аварийных
ситуациях, вентиляционные выбросы нз рабочих помещений);
— системы оборотного водоснабжения (испарения углеводоро-
дов в нефтеотделителях и градирнях);
— очистные сооружения (испарения с открытых поверхностей
нефтеловушек, прудов-отстойников, флотаторов, шламо- и илона-
копителей).
Причиной значительных выбросов легких углеводородов
от технологических установок является отсутствие должной сопря-
женности мощностей стадий атмосферной перегонки нефти и ста-
дий глубокой стабилизации бензинов и газоразделения легких
и жирных углеводородных газов.
Так, при отсутствии схемы и условий осуществления глубокой
стабилизации прямогонных бензинов происходит значительное ис-
парение в окружающую среду газов пропан-бутановой фракции
с одновременным уносом ими бензиновых фракций. При вакуум-
ной перегонке важен выбор схемы и устройства вакуумсоздающих
систем, от которых в значительной степени зависит не только сте-
пень связи процесса с окружающей средой, но и объемы выброса
вредных веществ в окружающую среду.
Существующие объекты очистных сооружений и систем обо-
ротного водоснабжения также являются мощным источником
загрязнения атмосферы углеводородами. Это — открытые ловуш-
ки, различные пруды, биологические очистные сооружения, гра-
дирни и колодцы заводской канализации, в которых испаряются
углеводороды и другие соединения с поверхности сточных вод.
Величины выбросов углеводородов и сероводорода с открытых
поверхностей этих объектов представлены в табл. 3.6.
Значительное загрязнение атмосферы углеводородами на заво-
дах происходит при заполнении товарными нефтепродуктами
железнодорожных цистерн и танкеров на наливных эстакадах
и причалах.
Твердые вещества. Выбросы твердых веществ связаны, преж-
де всего, с химическими методами переработки углеводородного
сырья, особенно каталитическими. Эти вещества состоят в основ-
ном из частиц диаметром от 0,01 до 100 мкм.
Химический состав образующейся пыли очень сложен и может
вызвать увеличение риска заболевания раком легких, поскольку
анализы обычно выявляют присутствие соединений углерода, пре-
дельных, ароматических и полициклических углеводородов, тяже-
лых металлов и др. Выявлена однозначная зависимость между
Таблица 3.6
Газовыделенне с поверхностей очистных сооружений
Источник газовыделения Средние концентрации газов в потоках воздуха, мг/м3 Валовые газовыделения, г/ч
углево- дородов серово- дорода углево- дородов серово- дорода
Песколовки 314 0,153 10600 103,3
Нефтеловушки 582 0,302 50700 26,7
Приемный резервуар (нефтеловушки) 221 0,306 398 0,55
Приемный колодец (нефтеловушки) 2204 0,306 6470 0,9
Пруды дополнительного отстоя 1800 0,203 135700 7,35
Кварцевые фильтры 990,5 0,510 28600 14,7
концентрацией пыли в воздухе и хроническими заболеваниями ды-
хательных путей, в первую очередь, заболеваниями астмой, брон-
хитом и эмфиземой легких. При повышенных дозах тяжелых ме-
таллов, проникающих в организм с пылью, могут возникать нару-
шения в работе кроветворных органов и центральной нервной сис-
темы.
Распределение выбросов твердых веществ в атмосферу по ос-
новным источникам их выделения следующее (%):
— узлы рассева и пневмотранспорт катализатора — 29,5;
— регенераторы установок каталитического крекинга — 23,3;
— факельные стояки — 4,7;
— вентиляционные системы — 0,7.
Как видно из представленных данных, процессы каталитиче-
ской переработки нефтяного сырья являются одним из основных
источников выбросов катализаторной пыли в атмосферу. Низкая
эффективность отделения катализаторной пыли на установках
каталитического крекинга приводит к неоправданно высоким поте-
рям дорогостоящих катализаторов и значительному загрязнению
окружающей среды твердыми выбросами. Другими словами, про-
блема снижения выбросов твердых веществ связана, прежде всего,
с разработкой проектов установок каталитического крекинга и осо-
бенно установок повышенной мощности, работающих на утяжелен-
ных и остаточных видах нефтяного сырья.
Суперэкотоксиканты. В последние годы из общего числа
вредных веществ выделяют те, которые в малых дозах оказывают
сильное индуцирующее или ингибирующее действие на ферменты, —
так называемые суперэкотоксиканты. Наиболее распространенным
в окружающей среде из суперэкотоксикантов является бенз(а)пи-
рен. Это вещество выделено в качестве индикатора для всей груп-
пы канцерогенных полнароматических углеводородов (ПАУ)
и имеет ПДКСС, равную 1 нг/м3.
В тех объектах, где обнаруживается бенз(а)пирен, как прави-
ло, присутствуют и другие ПАУ, среди которых он является одним
нз сильнейших канцерогенов, образующихся в результате пироли-
тических реакций. Основным условием образования ПАУ является
высокая температура — 800-1000°С, поэтому основными источни-
ками выбросов ПАУ являются дымовые трубы технологических
печей и установки производства битума.
Вопросы:
• Назовите основные цели мониторинга воздушного бассейна
НПЗ.
• Какие химические превращения происходят при образовании
оксида азота в атмосфере?
• Дайте определение разовой и суточной ПДК.
• Что означает ПДК рабочей зоны?
• В чем заключается методика расчета ПДК рабочей зоны
вредных веществ?
• Какие виды индексов токсичности существуют? Дать харак-
теристику индексов загрязнения.
• Охарактеризуйте методику расчета индексов токсичности.
• Как классифицируются источники загрязнения атмосферы?
• В чем заключается опасность загрязнения воздуха полицик-
лическими ароматическими углеводородами и твердыми частицами
углерода?
• Перечислите газообразные вещества — основные загрязните-
ли воздушного бассейна нефтеперерабатывающих заводов.
• Укажите опасные свойства оксидов серы, углерода и азота.
• Каким путем происходит образование оксида азота при пере-
работке углеводородов?
• Какие источники загрязнения воздуха СО, оксидами азота,
полициклическими ароматическими углеводородами, оксидами
серы и твердыми частицами углерода существуют на предприятиях
по переработке углеводородных систем?
3.2.2. Методы анализа загрязнителей воздушной среды
Задача экологического контроля на предприятиях формиру-
ется исходя из действующих на производстве технологий. В зави-
симости от используемых технологий применяются различные
аналитические приборы для определения загрязняющих атмо-
сферу веществ.
Цель мониторинга окружающей среды — значительно сложнее и
шире, так как включает создание информационного базиса для оцен-
ки существующего состояния природных объектов, прогноз развития
их состояния на длительное время при существующей и усиливаю-
щейся техногенной нагрузке. Поставленная цель мониторинга окру-
жающей среды достигается применением аналитических комплек-
сов, основанных на высоконнформативных методах анализа.
С учетом необходимости получения наиболее достоверных
данных, достижения наивысшей чувствительности и селективнос-
ти, а также опыта эксплуатации наибольшее распространение по-
лучили анализаторы непрерывного действия для контроля в атмо-
сфере вредных компонентов (табл. 3.7).
Таблица 3.7
Методы анализа воздуха на содержание загрязнителей
Метод анализа Анализируемый компонент
Абсорбционный метод спектрального анализа: инфракрасная область спектра (0,2-0,4 мкм) Оксид углерода(П),
ультрафиолетовая область спектра (2-10 мкм) озон
Пламенно-ионизационный Углеводороды, органические вещества
Хемилюминесцентный Оксид, диоксид, сумма ок- сидов азота; озон
Флуоресцентный Оксид серы(1У), сероводо- род
Пламенно-фотометрический Оксид серы(1У), сероводо- род
Радиометрический Гравиметрический Электрохимический Пыль Пыль Оксид углерода(П), серово- дород, оксид серы(1У)
Абсорбционный метод спектрального газового анализа для
контроля оксида углерода. Метод основан на свойстве молекул
веществ избирательно поглощать часть проходящего через них
электромагнитного излучения. Специфичность спектра поглоще-
ния позволяет качественно определять состав газовых смесей, а ин-
тенсивность абсорбционного спектра связана с количеством погло-
щающего энергию вещества. Инфракрасные спектрометры-газо-
анализаторы нашли применение при контроле содержания оксида
углерода на уровне ПДК и ниже.
Наиболее высоким техническим уровнем (погрешность, диапа-
зон измерений, потребляемая мощность) отличаются приборы
(Thermo Environmental, США), СО-ЮМ (InterScan, США),
ГИАМ-1 (Смоленское ПО “Аналитприбор”).
Пламенно-фотометрический метод газового анализа для
контроля диоксида серы. Метод пламенной фотометрии основан
на внесении молекул двуокиси серы в пламя смеси водород/воз-
дух, при этом диоксид серы восстанавливается до атомарной серы,
из которой образуются молекулы серы (S2), часть из которых воз-
буждена. Возвращаясь в исходное состояние, возбужденные моле-
кулы серы испускают характерные для серы полосы излучения
между 360 и 440 нм. Интерференционный фильтр позволяет на ха-
рактеристической полосе получить световой сигнал, зависящий
исключительно от содержания серы в образце.
Из приборов, основанных на использовании этого метода и от-
вечающих современному уровню, следует отметить газоанализатор
мод. 82А (Seres, Франция). Газоанализаторы, основанные на ис-
пользовании метода пламенной фотометрии, более сложны в эксп-
луатации; чем приборы, основанные на использовании метода флу-
оресценции, так как требуют при эксплуатации наличия вспомога-
тельных газов (водорода и т. п.).
Флуоресцентные методы газового анализа для контроля
диоксида серы и сероводорода. Явление флуоресценции — свой-
ство возбужденных молекул вещества испускать свет под воздей-
ствием электромагнитного излучения. При облучении пробы газа,
содержащего диоксид серы, ультрафиолетовым светом (214 нм)
молекулы SO2 переходят из возбужденного в нормальное состоя-
ние, разряжаясь частично на флуоресценцию (максимум интенсив-
ности флуоресценции в данном случае лежит в области волн
350 нм). Интенсивность излучения, пропорциональная содержа-
нию диоксида серы, регистрируется фотоумножителем.
Флуоресцентные газоанализаторы обладают высокой чувстви-
тельностью (до 0,001 ррш) и избирательностью. Включение в со-
став прибора конвертора, обеспечивающего каталитическое окис-
ление сероводорода до диоксида серы, позволяет создать аппарату-
ру для одновременного контроля в атмосферном воздухе сероводо-
рода и диоксида серы.
Наиболее высокими параметрами отличаются газоанализаторы
мод. 43А и мод. 45А (Thermo Environmental, США), обладающие
высокими метрологическими характеристиками (предел обнару-
жения — 0,001 ppm, погрешность — 5%) и уровнем автоматизации
для комплектования систем контроля загрязнения окружающей
среды.
Электрохимические методы газового анализа. Электрохими-
ческий метод основан на использовании химических селективных
датчиков (ХСД). В зависимости от того, какие физические свой-
ства, зависящие от адсорбированного количества вещества, изме-
ряются, ХСД делят на потенциометрические, кулонометрические,
полярографические и т. д. По сравнению с газоанализаторами,
принцип работы которых основан на других методах анализа
(абсорбционном, флуоресцентном, пламенно-фотометрнческом),
электрохимические газоанализаторы отличаются сравнительной
простотой, низкой чувствительностью к механическим воздейст-
виям, малыми габаритами и массой, незначительным электро-
потреблением.
Не менее перспективен электрохимический метод для создания
автоматических газоанализаторов, так как при этом обеспечивается
определение большого количества компонентов (оксиды серы,
углерода, азота, сероводород и др.) на единой аппаратной основе
и не требуется наличия конвертора, как во флуоресцентных газо-
анализаторах.
Из зарубежных приборов для передвижных станций целесооб-
разно использовать приборы фирмы InterScan (США), отличаю-
щиеся также большим числом модификаций для контроля различ-
ных вредных веществ (погрешность — 2%, диапазон измерений —
0-100 ppm). Требованиям ГОСТ по контролю СО в атмосфере
отвечает газоанализатор “Палладий-3” (Смоленское ПО “Аналит-
прибор”); однако применение его в системах автоматизированного
контроля возможно после модернизации, обеспечивающей необхо-
димый уровень автоматизации прибора. Рекомендуемые газоанали-
заторы “Атмосфера-1М” (Смоленское ПО “Аналитприбор”) воз-
можно использовать как индикаторы на сероводород и диоксид
серы из-за большой величины погрешности измерения концентра-
ций указанных веществ (50%).
Современной разработкой Смоленского ПО “Аналитприбор”
является семейство газоанализаторов “АНКАТ”. Газоанализатор
“АНКАТ-7621” предназначен для непрерывного контроля содер-
жания диоксида серы, оксидов углерода, сероводорода в диапазоне
от 0 до 50 мг/м3 (допускаемая основная погрешность — 20%).
Основными конструктивными узлами газоанализатора являются: мо-
дуль газоанализатора; блок сигнализации и питания, позволяющий
подключать до 8 аналитических модулей; блок сбора и обработки ин-
формации, обеспечивающий подключение до 16 модулей и хранящий
среднее значение за последние 20 мин по каждому каналу.
Хемилюминесцентный метод газового анализа для контроля
окислов азота. Метод основан на реакции окиси азота и озона,
которые подают одновременно в реакционную камеру, и является
в настоящее время основным методом контроля окислов азота
в атмосферном воздухе. Интенсивность хемилюминесцентного
свечения (химической люминесценции) в области волн от 600
до 2400 нм с максимумом в районе 1200 нм, пропорциональная
концентрации окиси азота, регистрируется фотоумножителем,
используемым в качестве детектора.
Из зарубежных приборов наиболее высоким техническим
уровнем обладают приборы АСС-ЗОМ (Environnental, Франция) и
Характеристики газоанализаторов
М0Д.14О/Е (Thermo Environmental, США) (погрешность — 1,5%,
чувствительность — 0,001 ppm). Не уступает им по основным па-
раметрам отечественный газоанализатор “Клен-2М” (НПО “Хим-
автоматика”, Россия) со встроенным озонатором, высоким уровнем
автоматизации и длительным сроком работы.
Пламенно-ионизационный метод газового анализа для конт-
роля углеводородов. Задача контроля концентрации углеводородов
избирательными методами анализа представляется весьма слож-
ной, так как в воздухе одновременно может присутствовать боль-
шое число углеводородов различных классов. Это особенно акту-
ально для предприятий по переработке углеводородных систем.
По этой причине распространение получил пламенно-ионизацион-
ный метод, с помощью которого измеряется суммарная концентра-
ция углеводородных паров и газов.
Метод основан на ионизации углеводородов в водородном пламе-
ни и измерении тока ионизации, пропорционального содержанию
углеводородов. Он обеспечивает измерение суммы углеводородов
в диапазоне 10-10000 ppm, отличается высокой чувствительностью
и малой инертностью. Высокой степенью надежности и аналитиче-
скими возможностями отличаются пламенно-ионизационные газоана-
лизаторы фирм “Seres" (Франция) и Environnental (Франция).
Для раздельного определения углеводородов широко исполь-
зуется метод газовой хроматографии с пламенно-ионизационным
детектором (ПИД), так как хроматография — универсальный ме-
тод анализа, позволяющий определять концентрации различных
веществ в газовых смесях. Метод основан на использовании свой-
ства разделения сложных смесей на хроматографической колонке,
заполненной сорбентом. В связи с развитием электроники и мини-
атюризацией аналитической части хроматографов указанная аппа-
ратура, помимо традиционного использования, нашла применение
для оснащения передвижных лабораторий.
При соответствующей доработке хроматографы могут исполь-
зоваться при автоматизированном контроле воздушного бассейна
в диапазоне концентраций углеводородов 0,1-100 ПДК. Наиболее
широко хроматографическая аппаратура в России представлена
НПО “Химавтоматика” (“ХПМ-4”, “ХПМ-5”, серия “Цвет”).
Из зарубежных образцов интерес представляют портативные
газовые хроматографы, запрограммированные для идентификации
определенных компонентов — мод. 311, 105 (HNU, Photovac, США).
Характеристики и типы газоанализаторов с высоким техниче-
ским уровнем, использующихся для определения наиболее
распространенных видов загрязнителей, представлены в табл. 3.8.
Вопросы:
• Какие методы аналитического контроля входят в мониторинг
воздушного бассейна?
• Какое аналитическое оборудование используется в настоя-
щее время для экологического контроля?
♦ Перечислите наиболее распространенные аппаратурные сис-
темы анализа основных загрязнителей воздушного бассейна.
• Какими методами целесообразно контролировать загрязне-
ние воздуха оксидом углерода, оксидами азота, полициклическими
ароматическими углеводородами, оксидами серы и твердыми час-
тицами?
3.2.3. Аналитические комплексы и системы
в мониторинге воздушного бассейна
В настоящее время в России и за рубежом существует аппара-
тура, необходимая для решения проблемы автоматизированного
мониторинга воздушного бассейна предприятий по переработке уг-
леводородных систем. При разработке автоматизированных систем
мониторинга окружающей среды необходимо учитывать особен-
ности предприятий. Перечень основных загрязняющих веществ,
выбрасываемых предприятием, определяет круг необходимых
аппаратных средств СМОС. Аппаратные средства представленных
выше аналитических комплексов или систем могут не совпадать
с требованиями системы мониторинга окружающей среды данного
предприятия. Время анализа того или иного компонента не должно
превышать нескольких десятков минут, что связано с потенциаль-
ной опасностью предприятия и его высокой насыщенностью источ-
никами загрязнения. Перейдем к рассмотрению существующих
автоматических систем и приборов.
За рубежом автоматизированные посты производят такие фир-
мы, как Rancon (Италия), Antechnica (Германия), Thermo Environ-
mental (США), Seres (Франция) и др.
При комплектации автоматизированных постов, производимых
различными фирмами, включают:
— хемилюминесцентный газоанализатор окислов азота,
инфракрасный газоанализатор оксида углерода(П), ультрафиоле-
товый газоанализатор озона, пламенно-ионизационный газоанали-
затор углеводородов, флуоресцентный газоанализатор диоксида
серы, радиометрический анализатор пыли;
— метеостанцию (типа “Милос-500”) для определения температуры,
влажности воздуха, направления и скорости ветра, давления и т. д.;
— автоматический пробоотборник;
— загрузчик данных со стандартным математическим обеспе-
чением;
— оборудование передачи данных на базе IBM совместимого
компьютера.
Следует отметить, что использование газоанализаторов, работа
которых основана на различных методах анализа, не дает возмож-
ности использовать единую аппаратную базу, что усложняет
сервисное обслуживание, ухудшает стоимостные характеристики
систем. Такие системы представляют интерес прежде всего для
инспекционных органов. Предлагаемые системы не содержат про-
грамм, обеспечивающих построение полей концентраций загрязня-
ющих веществ для данной местности.
Передвижные лаборатории обладают рядом преимуществ пе-
ред стационарными постами, так как позволяют расширить контро-
лируемую территорию при том же объеме измерений и обеспечить
оперативный контроль точечных источников выбросов. При этом
осуществляются: отбор пробы из атмосферы или источника выб-
росов; автоматическое определение концентрации загрязняющих
веществ; контроль скорости газового потока в газоходе и расчет
валового выброса; контроль метеопараметров; обработка, регистра-
ция н передача данных в центр обработки данных; автоматическое
управление входящими в состав станции техническими средствами.
Передвижные станции могут комплектоваться переносными
газоанализаторами для оперативного контроля и специальными
средствами (зондами, измерителями скорости газовых потоков, си-
стемой пробоподготовки), использующимися при анализе промыш-
ленных выбросов.
Передвижные лаборатории предлагаются фирмами Biotonic
(Германия), PPM-systems (Финляндия), Seres (Франция), ETI
(Германия) и др. Аппаратура измерения содержания вредных ве-
ществ в воздухе аналогична той, что используется в стационарных
постах контроля.
В России существуют стационарные посты, оборудованные
комплексными лабораториями “Пост-1” и “Пост-2” региональной
системы экологического мониторинга. В состав комплексных лабо-
раторий входят системы: измерения метеорологических парамет-
ров, отбора проб для дальнейшего анализа в лаборатории, автома-
тических измерений (диоксид серы и оксид углерода), отопления
и освещения. Для расширения номенклатуры автоматически опре-
деляемых вредных веществ НПО “Химавтоматика” (Россия) раз-
работаны аналитические комплексы:
— ионохроматографический комплекс “ИНЛАН-ИХ” “Конт-
роль-К” на базе ионного хроматографа “ХПИ-1” с автоматизиро-
ванным преобразователем газовых проб для определения концент-
раций оксидов азота, серы, аммиака, паров азотной, серной, орто-
фосфорной, соляной и плавиковой кислот при их совместном при-
сутствии;
— спектрофотометрический и спектролюминесцентный комп-
лекс “ИНЛАН-СФ” на базе прибора “ЭКО”, в состав которого
входят два комплекса — спектрофотометрический и спектролюми-
несцентный “ИКАТ-02” и спектрофотометрический “ИКМЕТ-02”,
работающие на основе флуориметра “ЭКО-02” для определения
концентраций диоксидов азота и серы, оксида углерода, соляной
и плавиковой кислот, формальдегида, хлора и сероводорода.
Представленные выше аналитические приборы и комплексы
служат аппаратурной основой для создания стационарных постов
контроля воздушного бассейна. Фирмы “ДИЭМ", “РОСТ” (Рос-
сия) предлагают “под ключ” автоматизированные системы монито-
ринга окружающей среды с использованием как отечественного,
так и зарубежного оборудования. Отечественные производители
предлагают широкий спектр передвижных лабораторий: “Авто-
ЭКОЛАБ" (МГП Центр “Метрметалл”), “Атмосфера-П”, “АМ-73”
(НТЦ атмосферного мониторинга “Атмон” ГГО им. А. И. Воей-
кова), передвижную лабораторию серии ПЛ (НПО “Химавтомати-
ка”), передвижную комплексную лабораторию экологической бе-
зопасности (ГОСНИТИ), передвижную станцию экологического
контроля загрязнения воздуха на основе спектрального акусто-оп-
тического газоанализатора САГА (АОЗТ “СИГМА-ОПТИК”) и др.
Для мониторинга источников промышленных выбросов ис-
пользуются наряду с автоматическими газоанализаторами и дис-
танционные средства измерения. Наиболее распространены систе-
мы для контроля выбросов вредных веществ лазерно-локационным
методом (лидарные системы) и системы аэрокосмического монито-
ринга. В лидарных системам с мощным источником излучения —
лазерами различного типа — используются принципы комбинаци-
онного рассеяния и дифференциального поглощения. Лидарные
системы предназначены, прежде всего, для регионального монито-
ринга (крупные города и промышленные регионы), так как мето-
дом лазерной локации получают цифровые карты загрязнения
региона диоксидами серы, азота и аэрозоля радиусом до 10 км
(НИИ космического приборостроения).
Вопросы:
• Чем обусловлена необходимость аналитического автоматизи-
рованного мониторинга воздуха на объектах по переработке угле-
водородных систем?
• Перечислите основное приборное обеспечение автоматиче-
ских постов.
• Какие отечественные системы контроля воздуха вам известны?
• Какие преимущества и недостатки имеют аналитические
посты и системы передвижных контрольно-аналитических лабора-
торий?
• Перечислите основные типы аналитических комплексов.
3.2.4. Нормирование выбросов углеводородов
Содержание углеводородов различных классов в выбросах
нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств изменя-
ется в зависимости от состава исходной нефти, специфики и глу-
бины переработки, профиля предприятия, срока использования
оборудования и многих других факторов, поэтому использование
унифицированного подхода к нормированию содержания угле-
водородов в выбросах соответствующих производств не всегда
оправдано. До настоящего времени содержание углеводородов
в выбросах оценивалось в сравнении с ПДК: бензина — 5 мг/дм3,
керосина — 1,2 мг/дм3, С12~С19 — 1 мг/дм3.
Целесообразно использовать сеть наблюдений за выбросами
для детального исследования состава углеводородных выбросов.
Такая детализация необходима по нескольким причинам.
Во-первых, в зависимости от источника выбросов углеводо-
родов, состав выбросов будет различен. Так, в результате иссле-
дования состава выбросов углеводородов от различных источников
загрязнения в пределах санитарно-защитной зоны НПЗ топливно-
нефтехимического профиля выявлено, что на территории уста-
новки первичной переработки нефти углеводороды Cj-Cs состав-
ляют 60-80%, а на установке вторичной переработки нефти
и ГФУ-2 этот же состав приближается к 100% (рис. З.За-в).
На рис. 3.4 представлены средние значения концентраций
индивидуальных углеводородов в атмосферном воздухе санитарно-
защитной зоны топливно-нефтехимического предприятия с объе-
мом переработки нефти до 10-15 млн. т ежегодно.
Во-вторых, состав и количество углеводородных выбросов от
одних и тех же источников выбросов будет меняться в зависимости
от используемой технологии переработки нефти, степени износа
Рис. 3.3. Содержание различных углеводородов в атмосферном воздухе ап-
паратных дворов: а — установки каталитического риформинга; б — ГФУ-2;
в — первичной переработки нефти
/о масс.
СН4 С2Н6 CgHg 1-С4Н10 П-С4Н10 1-С5Н12 П-С5Н12 С6 н >
Рис. 3.4. Содержание различных углеводородов в атмосферном воздухе
на границе саннтарно-защитиой зоны
оборудования, хранимой продукции и т. д. Например, на рис. 3.5
представлен углеводородный состав выбросов от дыхательных кла-
панов резервуаров хранения бензина и дизельного топлива.
В-третьих, источники выбросов углеводородов на предприя-
тиях многочисленны и рассредоточены на территории предприятия
н вклад их в общую картину загрязнения различен (рис. 3.6).
Несмотря на то, что состав углеводородов в выбросах и соответ-
ственно степень вредности выбросов различны, в настоящее время
Рис. 3.5. Углеводородный состав выбросов от дыхательных клапанов резер-
вуаров хранения бензина и дизельного топлива
Рис. 3.6. Суммарное содержание углеводородов С|-С10 иа объектах исследо-
вания, мг/м3
существует унифицированный подход к нормированию выбросов.
Представленные же выше исследования показывают, что в среднем
от 60 до 90% углеводородных выбросов от различных источников
приходится на углеводороды Cj-Cs. С другой стороны, показано, что
предельные углеводороды С10-С1б в атмосферном воздухе на гра-
нице санитарно-защитной зоны не обнаружены (рис. 3.7)-
Рис. 3.7. Распределение углеводородов Сю~С(6 в атмосферном воздухе сани-
тарно-защитной зоны
Таким образом, при нормировании выбросов целесообразно
разбиение углеводородов на группы Ct-Cs и С6-С1(), составляю-
щие основное количество углеводородных выбросов на нефтепере-
рабатывающем предприятии.
Необходимость нового подхода к нормативной оценке выбро-
сов связана с тем, что детальное исследование состава углеводо-
родных выбросов в атмосферу от различных источников способ-
ствует организации оптимальной системы контроля что, в конеч-
ном счете, позволяет:
— достоверно оценивать экологическую обстановку на самом
предприятии и в его санитарно-защитной зоне;
— разработать комплекс мероприятий по уменьшению содер-
жания вредных компонентов в атмосферном воздухе.
Вопросы:
• Какие факторы определяют загрязнение воздушного бассей-
на предприятия предельными углеводородами?
• Перечислите основные источники углеводородов на предпри-
ятиях нефтепереработки и нефтехимии.
• В чем заключаются особенности распределения насыщенных
углеводородов в воздухе на территории открытых технологических
установок?
• Перечислите преимущества нормирования выбросов углево-
дородов по группам Cj-Cs и Сб-С1е.
3.2.5. Анализ состояния воздушного бассейна
в районе расположения предприятий
Анализ состояния воздушного бассейна в районе расположе-
ния предприятия является составной частью мониторинга окружа-
ющей среды и включает в себя:
— климатическую характеристику места расположения пред-
приятия;
— структуру источников загрязнения;
— динамические наблюдения за состоянием атмосферы и опре-
деление экологических параметров загрязнения атмосферы.
Такой анализ с использованием результатов прошлых
наблюдений дает возможность оценить значимость выбросов вред-
ных веществ, эффективность проводимых природоохранных ме-
роприятий, определить перечень приоритетных вредных веществ.
Экологическая обстановка района расположения предприя-
тий определяется климатической характеристикой этой террито-
рии, количеством и мощностью источников загрязнения. Основ-
ными климатообразующими факторами являются: солнечная
радиация, атмосферная циркуляция и характер подстилающей
поверхности.
В качестве примера рассмотрим влияние климатических
условий на состояние атмосферы в районе расположения Москов-
ского -НПЗ. Юго-восточная часть города Москвы, где находится
предприятие, является самой низкой и плоской частью, располо-
женной на примыкающей к Москве Мещерской низменности и ха-
рактеризуется следующими среднегодовыми значениями солнечной
радиации: 5,5-5,9 ГДж/м2 при ясном небе и 3,6-3,7 ГДж/м2 —
в условиях облачности. Влияние общей циркуляции атмосферы
умеренных широт проявляется в значительной повторяемости
юго-западных и западных ветров в течение большей части года.
Это особенно важно в холодный период, когда температурные
контрасты между сушей и океаном особенно велики. Метеорологи-
ческие характеристики и коэффициенты, определяющие условия
рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере, представлены
в табл. 3.9.
Таблица 3-9
Метеорологические характеристики и коэффициенты,
определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ
в атмосфере юго-востока г. Москвы
№ п/п J Наименование характеристики | Величина
1. Коэффициент, зависящий от стратификации атмосферы, А 140
2. Коэффициент рельефа местности 1
3. Средняя максимальная температура воздуха наиболее
жаркого месяца года, °C +24
4. Средняя минимальная температура воздуха наиболее
холодного месяца года, °C -15
5. Среднегодовая роза ветров, %
северный 8
северо-восточный 9
восточный 10
юго-восточный 10
южный 12
юго-западный 21
западный 17
северо-западный 13
Особое внимание следует обратить на повторяемость таких
наиболее неблагоприятных с точки зрения загрязнения метеороло-
гических условий, как повторяемость и мощность инверсий, шти-
лей, застоев воздуха. Наиболее неблагоприятные метеорологичес-
кие условия, обусловленные климатом и связанные с застоями воз-
духа и инверсиями, создаются в Москве летом, преимущественно
в ночные часы при слабых северных и восточных ветрах (повторя-
емость — 15-17%).
Влияние метеорологических условий на содержание примесей
в атмосфере рассматривалось в целом ряде работ и выражается
через показатель потенциала загрязнения атмосферы (ПЗА),
представляющего собой отношение средних уровней концент-
рации примеси при заданных выбросах в конкретном (Qj) и услов-
ном (q0) районах: П = qj/q0. Все расчеты выполняются Рос-
гидрометом для всех районов, в том числе и для района располо-
жения НПЗ.
При распределении примесей в приземном слое воздуха в соот-
ветствии с логарифмически нормальным законом расчет средней
концентрации проводится по формуле:
qo = m • exp(S2/2), (3.12)
где m и S — параметры распределения, которые выражаются через
вероятности реализации метеорологических условий Pt и Р2, при
которых концентрация примеси будут превышать определенные,
наперед заданные значения. Вероятности Pt и Р2 можно выразить
через повторяемости в том или ином районе метеорологических па-
раметров, затрудняющих рассеяние примесей или способствующих
удалению примесей из атмосферы.
К основным метеорологическим параметрам, способст-
вующим накоплению загрязняющих веществ в атмосфере, можно
отнести слабые скорости ветра (с. в.), инверсию (инв.) и туманы
(т.). Повторяемость неблагоприятных метеорологических усло-
вий (Рнму) можно охарактеризовать суммой повторяемостей этих
явлений:
Риму = Рс.в. + РИН«. + Р,- (3.13)
Главным метеорологическим параметром, способствующим
удалению примеси из атмосферы, являются осадки. В качестве
некоторого параметра, характеризующего очищающую способность
224
атмосферы Р^, условно принимается:
Роса = Poc(Qi/Qcp)- (3.14)
где Рос — повторяемость осадков, Qj — суммарный объем выпав-
ших осадков (мм) в i-м районе города, Qcp — средний объем осад-
ков по городу (мм).
Тогда для отдельного района города по метеорологическому
потенциалу загрязнения принимается параметр (Рпза):
РПЗа = Рнму - Роса- (3.15)
Для юго-восточной части Москвы параметр Рпза колеблется
от -20 до 0 зимой и от 20 до 40 и выше — летом. Это значит, что
зимой наблюдается незначительное преобладание метеорологиче-
ских факторов, способствующих очищению атмосферы, а летом
существенно преобладают параметры, способствующие накопле-
нию загрязняющих веществ в атмосфере.
Повышенное значение параметра метеорологического потенци-
ала загрязнения юго-восточных районов Москвы приводит к боль-
шему уровню загрязнения атмосферы, по сравнению с другими
районами города. Контрольные замеры свидетельствуют, что при
наступлении неблагоприятных метеорологических условий призем-
ные концентрации вредных веществ могут возрасти в 2-3 раза.
Таким образом, состояние воздушного бассейна в районе рас-
положения производств является существенным фактором, влияю-
щим на экологическое состояние объекта.
Вопросы:
• Какие климатические условия влияют на загрязнение воз-
душного бассейна в окрестностях предприятий?
• Дать определения индекса очищающей способности атмосферы.
• Перечислите за счет каких климатических факторов вредные
вещества аккумулируются в воздушном бассейне предприятий
нефтепереработки и нефтехимии?
3.2.6. Характеристика технологических и вспомогательных
производств как источников загрязнения атмосферы
Информация об источниках выбросов, их мощности, располо-
жении, номенклатуре выбрасываемых вредных веществ с учетом
климатических условий дает возможность оценить экологическую
нагрузку в районе расположения производств. Необходимые дан-
ные могут быть получены в результате сбора информации о пре-
дельно допустимых выбросах (ПДВ).
ПДВ — это выброс, при котором в районе расположения
источника выброса с учетом влияния соседних источников
концентрации примесей в атмосфере не превысят ПДК. Возможно
постепенное достижение допустимой экологической нагрузки путем
установления временно согласованных величин выбросов (ВСВ).
Профиль производства, схема переработки, ассортимент вы-
пускаемой продукции, системы очистки, характеристика техноло-
гических и вспомогательных производств, общие сведения о пред-
приятии определяют предприятие как источник загрязнения атмос-
феры. Различают организованные и неорганизованные источники
выбросов загрязняющих веществ. Например, на Московском НПЗ
имеется 167 организованных источников выбросов (дымовые тру-
Таблица 3.10
Приоритетный список технологических производств
предприятия топливио-иефтехимического профиля
по степени экологической опасности
Приори- тетный номер Технологический процесс Г,
1 Атмосферно-вакуумная перегонка нефти (АВТ-3,
ЭЛОУ-АВТ-6) 13820
2 Каталитический крекинг (Г-43-107) 6967
3 Получение битума 2759
4 Механическая очистка сточных вод (нефтеловушки,
песколовки, пруды дополнительного отстоя, иловые
карты) 2693
5 Гидроочистка дизельных топлив (ЛЧ-24-2000) 1794
6 Вторичная перегонка бензина (22/4) 974
7 Сливно-наливная эстакада 959
8 Комбинированная установка атмосферной перегонки
и висбрекинга 880
9 Производство элементной серы 708
10 Подготовка нефти на ЭЛОУ (ЭЛОУ-1,2) 86
И Сероочистка газов (УОР) 81
12 Газоразделение ректификацией (ГФУ-2) 68
13 Факельное хозяйство 47
бы технологических печей, свеча для сжигания факельного газа,
вентиляционные трубы производственных помещений), 132 неор-
ганизованных стационарных источника. К неорганизованным
источникам, через которые могут выделяться вредные вещества,
на предприятии относятся:
— резервуары, цистерны сливно-наливных эстакад, поверх-
ности испарения очистных сооружений, неплотности запорной
арматуры и фланцевых соединений технологических установок;
— дефекты в арматуре и во фланцевых соединениях;
— пропуски сальниковых устройств, предохранительных кла-
панов пробоотборных кранов, открытых постоянно действующих
дренажей.
Кроме того, предприятию принадлежат более 100 передвиж-
ных источников загрязнения (автомашины с карбюраторными
и дизельными двигателями). Из этих источников ежегодно в ат-
мосферу завода, как рассчитано, может выделяться около 40 тыс. т
углеводородных примесей.
В соответствии с рассчитанными величинами индекса суммар-
ной токсичности Г3 составлен приоритетный список технологиче-
ских производств типового предприятия топливно-нефтехимиче-
ского профиля по их экологической опасности (табл. 3.10).
Как видно, суммы величин Г3 могут значительно отличаться
в зависимости от схемы технологических процессов.
Вопросы:
• Дайте определение ПДВ.
• Какие источники загрязнения относятся к организованным
и неорганизованным?
• Укажите, какие производства вносят максимальный вклад
в индекс суммарной токсичности?
• Как оценивается экологическая нагрузка в районе располо-
жения НПЗ?
3.2.7. Сети наблюдений за воздушной средой
Выполнение работ по контролю за состоянием загрязнения
атмосферного воздуха в промышленной и санитарно-защитной
зонах проводится по двум направлениям (рис. 3.8).
Первое направление — контроль за выбросами на технологи-
ческих установках и соблюдением нормативов ПДВ. Отбор проб
производится из устья труб, вентиляционных камер и других ис-
точников выбросов с дальнейшим выполнением анализов в лабора-
Рис. 3.8. Сеть наблюдений окружающей среды
тории. Анализ проб выбросов дополняется при необходимости
действующими в нефтепереработке расчетными методами.
Второе направление по наблюдению за состоянием атмосфер-
ного воздуха — проведение наблюдений в санитарно-защитной
зоне предприятия и наблюдения за состоянием атмосферного воз-
духа в промышленной зоне предприятия.
Используют два способа получения результатов аналити-
ческих измерений о состоянии окружающей среды:
— предварительный отбор проб в заранее определенных точ-
ках отбора с последующим анализом в лаборатории (лабораторная
сеть наблюдений);
— отбор проб и проведение анализа в точке отбора с помощью
специально предназначенных для этого приборов (инструменталь-
ный контроль).
Инструментальный контроль оказывается более экспрессным
и позволяет проводить анализы в гораздо большем числе точек
отбора, чем при лабораторной сети наблюдений. При использова-
нии инструментального контроля возможно построение экспери-
ментальных карт содержания вредных веществ. С помощью лабо-
раторной сети наблюдений возможно лишь построение расчетных
карт на базе методики расчета концентраций в атмосферном возду-
хе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий
(ОНД-86).
Например, экспрессны и информативны измерения поглоще-
ния лазерного излучения. С помощью лазерного индикатора содер-
жания нефтепродуктов возможно построение карт распределения
углеводородов в воздухе. Инфракрасное излучение (X = 3,39 мкм),
генерируемое гелий-неоновым лазером прибора, избирательно
поглощается в насыщенных углеводородных газах (предельные
углеводороды, пары топлив). Диапазон измеряемых прибором
концентраций — 0,0001-0,05% об. (при отклонении от линейности
не более чем на 10% и основной погрешности измерения — 20%).
На рис. 3.9 в качестве примера приведено распределение
полей концентраций углеводородов по территории Московского
НПЗ, полученных с помощью лазерно-абсорбционного метода.
Из данных следуют выводы:
— обширное поле с максимальными значениями концентраций
углеводородов 4,5-10 мг/м3, как показали исследования, образо-
вано организованными и неорганизованными источниками выделе-
ния технологических установок, расположенных в западной части
предприятия, резервуарным парком, открытыми поверхностями
объектов очистных сооружений. Основным источником выделения
углеводородов является блок основного нефтеулавливания очист-
ных сооружений;
— источниками образования области повышенного содержа-
ния углеводородов (6 мг/м3) в северо-западной части предприя-
тия являются свеча для сжигания факельного газа, группа резер-
вуаров и автомобильный транспорт магистрали, проходящей север-
нее НПЗ;
— концентрационное поле с содержанием углеводородов
6 мг/м3, расположенное в центральной части предприятия,
сформировано, по-видимому, организованными и неорганизован-
ными источниками выделения углеводородов установки каталити-
ческого крекинга (Г-43-107) и получения серы. Области с содер-
жанием углеводородов 6 мг/м3, расположенные в северо-восточ-
ной части и около западной границы предприятия, связаны
с источниками выделения блока очистки стоков ЭЛОУ, ж/д слив-
но-наливной эстакадой и объектами блока основного нефтеулавли-
вания;
— концентрационные поля с содержанием углеводородов 4,5-
6 мг/м3 в санитарно-защитной зоне (что превышает значение пре-
дельно допустимой концентрации) связаны, как показали исследо-
вания, с нестационарными источниками — автомобильным транс-
портом Московской кольцевой дороги.
На рис. 3.9 представлены также точки отбора проб (Т1; Т2, ...)
атмосферного воздуха и воздуха промышленной зоны лаборатор-
ной сети наблюдений. В общем случае, точка отбора проб воздуха
(пост наблюдения) — зто точка местности, на которой размеща-
ется павильон или автомобиль, оборудованные соответствующими
приборами и пробоотборными устройствами.
Посты наблюдения делят на три группы: стационарные,
маршрутные и передвижные (подфакелъные). Стационарный пост
предназначен для обеспечения непрерывной регистрации содержа-
ния вредных веществ или регулярного отбора проб воздуха для
последующего анализа. Из числа стационарных постов выделяют
опорные стационарные посты, которые предназначены для выявле-
ния долговременных изменений содержания основных и наиболее
распространенных специфических вредных веществ. Стационар-
ные посты оборудуются специальными павильонами, которые
устанавливаются в заранее выбранных местах.
Маршрутный пост предназначен для регулярного отбора проб
воздуха, когда невозможно (или экономически нецелесообразно)
установить стационарный пост. Маршрутные посты используют
для более детального изучения состояния воздуха в отдельных
районах. Наблюдения на маршрутных постах проводятся
с помощью передвижной лаборатории, оснащенной необходимыми
приборами и оборудованием. Маршрутные посты устанавливают
в заранее выбранных точках. Одна машина за рабочий день
объезжает 4-5 точек. Порядок объезда автомашиной выбранных
маршрутных постов должен быть одним и тем же, чтобы обеспе-
чить определение концентраций вредных веществ в постоянные
сроки.
Передвижной (подфакельный) пост предназначен для отбора
проб под дымовым (газовым) факелом с целью выявления зоны
влияния данного источника выбросов. Наблюдения под газовым
факелом предприятия проводятся также с помощью оборудован-
ной машины. Подфакельные посты представляют собой точки
местности, расположенные на фиксированных расстояниях от ис-
точника выброса. Они перемещаются в соответствии с направле-
нием факела обследуемого источника выбросов. На рис. 3.9 пред-
ставлены подфакельные посты наблюдения (точки отбора проб)
в санитарно-защитной и жилой зонах и маршрутные посты в про-
мышленной зоне предприятия. В жилой зоне пробоотборные точки
расположены таким образом, что они как бы отгораживают завод
от размещения жилой застройки.
Для обеспечения точности результатов измерений и достовер-
ности результатов испытаний, выполняемых той или иной сетью
наблюдения, необходима разработка единых документов, регла-
ментирующих требования к организации и проведению монито-
ринга. В России законодательная и нормативная основа государ-
ственного метрологического надзора за состоянием и применением
методик выполнения измерений представлена Законом “Об обеспе-
чении единства измерений”, ГОСТ “ГСИ. Методики выполнения
измерений”. Вынесенный в название Закона термин “единство из-
мерений" подразумевает такое состояние измерений, при котором
результаты измерений выражены в узаконенных единицах величин
и погрешности измерений не выходят за установленные границы
с заданной вероятностью.
Регламентация отдельных стадий наблюдений (выбор точек
отбора, пробоотбор, консервация и транспортировка проб, пробо-
подготовка, выполнение анализа, обработка и выдача результатов)
позволяют получать сопоставимые данные в различных лаборато-
риях. С этой целью разработаны и введены в действие руководя-
щие документы, обязательные для всех организаций, осуществля-
ющих наблюдения за состоянием загрязнения атмосферы.
Унификация методик и регламентация техники пробоотбора
уменьшают возможность получения неверных данных. Например,
отбор проб атмосферного воздуха на содержание аммиака, диокси-
дов серы и азота проводят в сорбционные трубки с пленочным сор-
бентом. Сорбционные трубки, пропитанные соответствующим погло-
тительным раствором, через S-образную стеклянную трубку с по-
мощью резиновой муфты подсоединяют к электроаспиратору. Для
определения разовых концентраций аммиака, диоксида азота и диок-
сида серы исследуемый воздух аспирируют через сорбционные труб-
ки в течение 20 мин с расходом 2,0; 0,25; 0,5 дм3/мин соответствен-
но. Сорбционные трубки укрепляют вертикально, слоем сорбента
вниз (воздух идет снизу вверх). Отбор проб на содержание примесей
в атмосферном воздухе проводят в диапазоне от -20°С до 40°С (для
аммиака), от ~30°С до 40°С (для диоксида азота).
Отбор проб атмосферного воздуха на содержание сероводо-
рода, фенола, формальдегида проводят в барботеры. Барботеры,
наполненные соответствующим поглотительным раствором, через
стеклянную гребенку с помощью резиновой муфты подсоединяют
к электроаспиратору. Для определения разовых концентраций се-
роводорода, фенола через приборы Рыхтера, заполненные 6 см3
поглотительного раствора, аспирируют 80, 60, 20 дм3 воздуха
соответственно. Отбор проб атмосферного воздуха на содержание
оксида углерода и углеводородов проводят в стеклянные шприцы.
Частота отбора проб — 2 раза в сутки. Методики, используе-
мые для анализа основных и наиболее распространенных специ-
фических вредных веществ в атмосферном воздухе санитарно-
защитной и промышленной зон, представлены в табл. 3.11. Дан-
ные методики аттестованы и введены в действие нормативными
документами, то есть официально проверены. Следует отметить,
Аттестованные методики анализа атмосферного воздуха
в соответствии с действующими нормативно-техническими документами
Государственной системы измерений
Продолжение табл. 3.11
№ п/п Название методики Суть метода Используемые прибор, метод Диапазон измеряемых концентраций, мг/дм3
КФК-2; 20
фотоколориметрия
5 Формальдегид (метод с аце- Метод основан на улавливании формальдеги-
тилацетоном) да ацетилацетоном в среде уксуснокислого ам-
мония и фотометрическом определении обра-
зующегося соединения
б Аммиак: отбор проб на пле- Метод основан на улавливании аммиака из
ночный сорбент воздуха пленочным хемосорбентом и фото-
метрическом определении его по индофенолу,
образующемуся при взаимодействии аммония
с гипохлоритом и фенолом в присутствии нит-
ропруссида натрия
7 Определение хлористого во- Метод основан на взаимодействии хлористого
дорода с нитратом серебра водорода с нитратом серебра с образованием
малорастворимого хлорида серебра
8 Оксид углерода Метод основан на хроматографическом разде-
лении оксида и сопутствующих компонентов
на колонке с молекулярными снтамн, конвер-
сии оксида углерода в метан и детектировании
метана пламенно-ионнзационным детектором
(ПИД) без предварительного концентрирова-
ния
9 Определение содержания Определение основано на хроматографиче-
предельных (10 компонен- ском разделении компонентов с последующей
тов от метана до гексана), их регистрацией ПИД
непредельных (С2“С5)
КФК-2; 15
фото колориметрия
КФК-2; 20
фотоколориметрия
ГХ-3700; 20
газовая хроматогра-
фия
ЛХМ-8; - 20
газовая хроматогра-
фия
0,01-0,22
0,03-6
0,02-3,13
0,2-600
0,2-1000
Окончание табл. 3.11
№ п/п Название методики Суть метода Используемые прибор, метод Q* Диапазон измеряемых концентраций, мг/дм3
10 Промышленная зона
Фотометрическое определе- ние фенола и диметилфено- ла в воздухе См. методику для сан.-защ. зоны КФК-2; фотоколориметрия 25 0,004-0,2
И Фотометрическое определе- ние аммиака в воздухе См. методику для сан.-защ. зоны КФК-2; фотоколорнметрия 15 0,03-6
12 Фотометрическое определе- ние формальдегида в возду- хе См. методику для сан.-защ. зоны КФК-2; фотоколорнметрия 20 0,01-0,22
13 Фотометрическое определе- ние двуокиси азота в возду- хе Метод основан на взаимодействии диоксида КФК-2; азота с реактивом Грисса-Илосвая фотоколориметрия 18 0,2-1,4
14 Сероводород: отбор проб в барботеры См. методику для сан.-защ. зоны КФК-2; фотоколорнметрия 20 0,04-0,12
15 Фотометрическое определе- ние диоксида серы в воздухе См. методику для сан.-защ. зоны КФК-2; фотоколорнметрия 12 0,05-1
16 Оксид углерода Метод основан на хроматографическом разде- лении оксида и сопутствующих компонентов на колонке с молекулярными ситамн, конвер- ГХ-3700; газовая хромато- графия 20 0,2-600
сии оксида углерода в метан и детектировании
ПИД без предварительного концентрирования
* Q — нормы погрешности измерений показателей состава и свойств, ±8Н, %.
что выполнение аналитических измерений по неаттестованным ме-
тодикам ставит под сомнение результаты анализа
и не имеет юридической силы.
Вопросы:
• Укажите структуру сетей наблюдения воздушной среды неф-
теперерабатывающего завода.
• Какие способы получения результатов аналитических изме-
рений состояния окружающей среды существуют?
• Какие особенности полей загазованности имеются на пред-
приятиях топливно-нефтехимического профиля?
• Какие требования предъявляются к аналитическим методи-
кам контроля воздуха?
3.2.8. Динамические наблюдения
за состоянием атмосферы
Результаты длительных наблюдений, аналитическая обработка
полученных данных и определение экологических параметров
загрязнения атмосферы дают возможность не только определить
состояние атмосферы, но и решить ряд вопросов, связанных
с оценкой эффективности проводимых природоохранных меропри-
ятий, уточнением перечня приоритетных вредных веществ, опреде-
лением вклада предприятий в общее загрязнение атмосферы.
Однако даже при проведении подфакельных наблюдений в про-
мышленных районах трудно выделить вклад исследуемого источ-
ника в уровень загрязнения воздуха.
Данные наблюдений на близких расстояниях от периметра
завода характеризуют загрязнение атмосферы низкими и неоргани-
зованными источниками выбросов, а на дальних — сумму от низ-
ких, неорганизованных и высоких источников выбросов. Пред-
ставление аналитических данных в графическом виде и их линей-
ная аппроксимация (угол наклона, величина и знак линейного ко-
эффициента) дают возможность выявить и оценить динамику
содержания вредных веществ в течение длительных периодов вре-
мени. Далее приведены результаты статистической обработки дан-
ных по загрязнению окружающей среды на примере Московского
НПЗ топливно-нефтехимического профиля.
На рис. 3.10 представлены среднегодовые значения концентра-
ции углеводородов в атмосферном воздухе санитарно-защитной
зоны завода.
В последние годы наблюдается благоприятная тенденция
Годы
Рис. 3.10. Динамика изменения среднегодовых значений концентрации сум-
марных углеводородов в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны:
1 — ПДКС.С; 2 — аппроксимация
к значительному снижению концентрации углеводородов. Обрат-
ная тенденция — тенденция к увеличению среднегодовых значе-
ний концентрации наблюдается для такого вредного вещества, как
оксид cepbi(IV) (рис. 3.11). Для оксида серы(1У) среднегодовые
значения концентраций значительно ниже ПДК. Однако такая си-
туация связана, по-видимому, с высоким значением ПДК для окси-
да серы(1У), несмотря на то что уже при концентрациях в 5 раз
ниже ПДК наблюдаются отклонения в состоянии здоровья опреде-
ленных групп населения.
Рис. 3.11. Динамика изменения среднегодовых значений концентрации окси-
да cepw(IV) в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны: 1 — ПДКС.С_;
2 — аппроксимация
аппроксимация
Наиболее выражена тенденция к росту среднегодовых значе-
ний концентраций для таких веществ, как фенол (рис. 3.12) и оксид
азота(1У) (рис. 3.13). Для этих веществ среднегодовые концентра-
ции приближаются к ПДК.
Изменение содержания вредных веществ в атмосферном возду-
хе связано с изменением структуры (количества, мощности и т. д.)
источников загрязнения данного района. Так, при росте количе-
ства автомобилей без кардинальных изменений процесса сжигания
моторных топлив в двигателях и очистки выхлопных газов увели-
Годы
Рис. 3.13. Динамика изменения среднегодовых значений концентрации
оксида азота(1У) в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны:
1 — ПДКс.с; 2 — аппроксимация
чивается содержание в атмосферном воздухе вредных веществ.
Для промышленных предприятий влияние на атмосферу связано
с проведением тех или иных мероприятий по защите воздушного
бассейна.
При оценке экологической опасности выбросов необходимо
учитывать фоновые концентрации вредных веществ (фон). Фон
является характеристикой загрязнения атмосферы, создаваемой
всеми источниками выбросов на рассматриваемой территории,
исключая источник У ВС, для которого определяется фоновая кон-
центрация. В соответствии с нормативами расчета максимальных
концентраций за фоновую концентрацию принимают стати-
стически достоверную максимальную разовую концентрацию при-
меси (средняя за 20 мин), значение которой превышается в 5%
случаев.
Фоновую концентрацию важно учитывать, так как увеличение,
например, содержания оксида азота(1У) и фенола усугубляется
еще и высокими фоновыми концентрациями данных веществ в ат-
мосферном воздухе.
Для расчета значений фона, из которого исключен вклад пред-
приятия (Сф1), используют следующие формулы расчета:
Сф> = Сф(1 - 0,4С°„/Сф) при С < 2Сф; (3.16)
Сф1 = 0,2СфприС>2Сф; (3.17)
где С°м — максимальная расчетная концентрация веществ от пред-
приятия для точки размещения поста, на котором устанавливается
фон.
Результаты расчетов фоновых концентраций вредных веществ
в воздухе без вклада предприятия представлены в табл. 3.12.
Кроме веществ, приоритет которых установлен с учетом фоно-
вых концентраций, в перечень веществ, контролируемых в сани-
тарно-защитной и промышленной зонах предприятия, включают
те, выбросы которых трудно установить, а приоритет трудно оце-
нить: аммиак, формальдегид и хлористый водород. В крупных
промышленных центрах вредные примеси (например, формальде-
гид) в большом количестве выбрасываются автотранспортом и дру-
гими внешними (по отношению к предприятию) источниками
загрязнения и оказывают влияние на данные определения. В по-
следние годы наблюдается рост среднегодовых концентраций ука-
занных веществ. Если на предприятии источников выбросов этих
Таблица 3.12
Фоновые концентрации вредных веществ в воздухе с вкладом (Сф)
н без вклада (Сф1) предприятия топливио-иефтехимического профиля
Приори- тетный номер Вещество СФ’ 3 мг/м Сф1
мг/м3 | ед. ПДК
1 Диоксид серы 0,01 0,002 0,004
2 Углеводороды предельные 19,1 19,084 3,816
(бензин)
3 Оксиды азота 0,19 0,177 2,08
4 Сероводород 0,003 0,0006 0,075
5 Ксилол 0,25 0,073 0,3655
6 Оксид углерода 3 2,9325 0,5865
7 Толуол 0,65 0,59 0,9914
8 Фенол 0,011 0,01 1,098
9 Бензол 0,62 0,589 0,393
веществ нет (нет специализированных нефтехимических произ-
водств), то можно предположить, что увеличение обусловлено
автомобильным парком и увеличением мощностей других промыш-
ленных предприятий.
Для систематизации и оценки уровня загрязнения атмосферы
за различные периоды времени обычно рассчитывают следующие
статистические характеристики:
— Сср. — среднее арифметическое значение концентрации
примеси;
— ст — среднее квадратичное отклонение результатов измере-
ний от среднего арифметического;
— См — максимальное значение концентрации примеси;
— коэффициент вариации V = ст/Сср, показывающий долю
изменчивости от среднего арифметического значения;
— Ij - (Сср г/ПДКС с — индекс загрязнения атмосферы
(ИЗА) отдельной примесью (i — примесь, Qi — константа, прини-
мающая значение 1,7; 1,3; 1,0; 0,9 для соответственно 1, 2, 3, 4-го
классов опасности веществ, позволяющая привести степень вредно-
сти i-го вещества к степени вредности диоксида серы;
1
— ~ — индекс загрязнения атмосферы приоритетными
1=1
веществами.
Оценка степени загрязнения дается в соответствии с рассчи-
танными величинами I]. Если значение 1] < 5, то уровень загрязне-
ния воздуха считается ниже среднего; если 5 < 1|<8 — примерно
равен среднему; если 8 < I] < 15 — выше среднего; если Ij > 15 —
значительно выше среднего.
К экологическим параметрам загрязнения атмосферы можно
отнести также величины фоновых концентраций и величину повто-
ряемости (g) концентраций, превышающих предельно допустимую
концентрацию. Величина g рассчитывается по соотношению:
g = (n/m)-100 (%), (3.18)
где п — число наблюдений за рассматриваемый период; m — чис-
ло случаев превышения уровня ПДК.
В качестве примера приведем расчет экологических парамет-
ров загрязнения атмосферы в районе расположения Московского
НПЗ за последние годы. Среднемесячные концентрации вредных
веществ (в мг/м3) в атмосферном воздухе санитарно-защитной
зоны представлены в табл. 3.13.
В соответствии с объемом данных наблюдений и необходи-
мостью расчета фоновой концентрации вредных веществ рассчиты-
ваются максимальные концентрации примеси с вероятностью пре-
вышения в 5% случаев (Сф1, Сф).
Результаты расчета величины g для рассмотренных выше
загрязнителей атмосферного воздуха в санитарно-защитной зоне
представлены в табл. 3.14.
Результаты статистической обработки данных по содержанию
вредных веществ в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны
представлены в табл. 3.15.
В табл. 3.16 представлены значения индексов загрязнения
атмосферы (ИЗА) / и Ij вредными веществами за период трехлет-
него наблюдения.
Основной вклад в величину Ij вносят диоксиды серы и азота.
Высокие значения индекса загрязнения диоксидом азота коррели-
руют с высокими значениями фоновой концентрации диоксида
азота (Сф1, табл. 3.12) и повторяемости случаев превышения ПДК
(g, табл. 3.14). Наблюдается также корреляция между Icq и Сф1.
Вклад каждого из веществ в индекс загрязнения атмосферы
приоритетными веществами представлен в табл. 3.17.
Как видно из данных табл. 3.17, за три года возрос вклад
в общее загрязнение атмосферы таких веществ, как оксид угле-
[величины среднемесячных концентраций}х1000.
Таблица 3.14
Величины повторяемости концентраций вредных веществ,
превышающих ПДК, в саиитарио-защитиой зоне предприятия
топливио-иефтехимического профиля
Год g, %
со | с,-с,„ I H2S so2 no2 | c6H5OH
1 5,7 0,6 0,6 0 23,4 12,2
2 6,3 0 0,8 1,1 29,7 19,6
3 8,9 0,2 0,2 0 21,5 15,1
Таблица 3.15
Результаты статистической обработки данных по содержанию
вредных веществ в атмосферном воздухе
саиитарио-защитиой зоны типового предприятия
топливио-иефтехимического профиля
Вещество | Год j [ г I | '-'мес.м. | Сср.г. | °) 1 vr. | С„ р (Р=5%)
СО 1 3,08 2,08 0,83451 0,4 3,91
2 4,3 2,И 1,05418 0,5 4,04
3 3,55 2,92 0,46829 0,16 3,53
4 2,32 1,34 0,46411 0,35 2,43
1 1,85 1,41 0,22528 0,16 1,71
2 1,59 1,25 0,20642 0,17 1,51
3 0,002 0,0008 0,00062 0,78 0,002
H2S 1 0,001 0,0008 0,00085 1,06 0,0023
2 0,0006 0,0004 0,00019 0,48 0,0007
3 0,077 0,057 0,01163 0,2 0,078
so2 1 0,2 0,08 0,03784 0,48 0,154
2 0,093 0,071 0,01085 0,15 0,086
3 0,086 0,08 0,00417 0,05 0,088
no2 1 0,091 0,081 0,00725 0,09 0,091
2 0,088 0,077 0,00485 0,06 0,085
3 0,011 0,007 0,00138 0,2 0,001
Фенол 1 0,01 0,008 0,00148 0,19 0,011
2 0,009 0,007 0,00090 0,13 0,008
Примечание. Смес.м — максимальное из среднемесячных значение концент-
рации вредного вещества за год (мг/м3); Сср.г — среднегодовое значение кон-
центрации вредного вещества (мг/м3); Oj. — среднее квадратичное отклонение
среднемесячных значений концентрации вредного вещества от среднегодового
значения; Vr, — коэффициент вариации концентраций; См.р (Р = 5%) — макси-
мальная концентрация, полученная из предположения логнормального распре-
деления концентраций вредного вещества в атмосфере при 5% вероятности ее
превышения (См.5).
Таблица 3.16
Значения индексов загрязнения атмосферы вредными веществами
в атмосферном воздухе саннтарно-защнтной зоны
Год II II
СО С) с10| H2S so2 no2 Фенол
1 0,72 0,9 0,05 1,19 2,46 0,63 5,95
2 0,73 0,95 0,05 1,84 2,5 0,75 6,82
3 0,98 0,85 0,04 1,58 2,34 0,63 6,42
Таблица 3.17
Вклад вредных веществ в индекс загрязнения атмосферы
приоритетными веществами (1[)
Год %1;
СО | С,-С,о | H2S I so2 no2 j Фенол
1 12,1 15,1 0,8 20 41,3 10,5
2 10,7 13,9 0,7 26,9 36,6 10,9
3 15,2 13,2 0,6 24,6 36,4 9,8
рода(П) и оксид серы(1У). Несмотря на снижение вклада в общее
загрязнение атмосферы, оксид азота является наиболее массовым
загрязнителем. За рассматриваемый период несколько снизился
вклад углеводородов в общее загрязнение атмосферы.
Итак, расчеты показали, что основной вклад в загрязнение
атмосферы санитарно-защитной зоны вносят диоксиды серы
и азота (в соответствии с рассчитанными значениями индексов
загрязнения атмосферы), причем в последние годы растет доля
вклада диоксида серы и оксида углерода(П) в общее загрязнение
атмосферы. Наиболее высокой величиной повторяемости концент-
раций, превышающих ПДК, характеризуется содержание таких ве-
ществ, как диоксид азота, оксид углерода(П) и фенол.
Таким образом, статистическая обработка экспериментальных
данных позволяет оценить степень загрязнения воздушного бассейна
и определить круг веществ, для которых необходима более совершен-
ная, чем лабораторная сеть наблюдений, система мониторинга. Это
диоксиды серы и азота, оксида углерода(П) (наиболее распростра-
ненные и опасные выбросы по Г3 и 1|), углеводороды и сероводород
(специфический загрязнитель, характерный для предприятия).
Вопросы:
• Дайте характеристику среднегодовых загрязнений атмосфе-
ры опасными газами.
• Какие источники загрязнения относятся к фоновым?
• Назовите факторы, влияющие на фоновые концентрации
вредных веществ в воздухе?
• В чем заключается методика расчета загрязнения с учетом
фоновых концентраций?
• Как рассчитать индекс загрязнения воздушного бассейна
примесями и приоритетными веществами?
3.2.9. Мероприятия по снижению экологической нагрузки
на воздушный бассейн
Общая структура мероприятий по предотвращению выбросов
в окружающую среду на опасных предприятиях представлена
на рис. 3.14. Благодаря такому сочетанию представленных на схе-
ме мер достигается снижение отрицательного воздействия вредных
веществ на окружающую среду. Эффективность собственно техно-
логических мероприятий по снижению выбросов в окружающую
среду определяется экологической чистотой процессов. Экологи-
Рис. 3.14. Схема мероприятий по снижению выбросов вредных веществ
в атмосферу
чески чистым процессом является такое производство или совокуп-
ность производств, в результате практической деятельности кото-
рых негативное воздействие на окружающую среду не происходит
или сводится к минимуму. Такие малоотходные технологические
системы обеспечивают максимальное и комплексное использование
сырья и энергии.
Для предприятий нефтепереработки и нефтехимии, в общем
случае, это означает: модернизацию технологического оборудова-
ния; контроль за герметизацией оборудования и соблюдением тех-
нологического режима; разработку аппаратуры, предотвращающей
выбросы в атмосферу либо ограничивающей их до допускаемых
уровней; улучшение качества моторных и котельных топлив;
очистку отходящих газов; совершенствование и сокращение фа-
кельной системы и т. д.
Целесообразность и направленность технологических и орга-
низационных мероприятий по предотвращению выбросов и улуч-
шению экологической обстановки определяется результатами
наблюдений за средой и выбросами в нее. Совершенство системы
наблюдений обеспечивает эффективность применения технологи-
ческих мероприятий к тем или иным производствам.
Таким образом, развитая система мониторинга окружающей
среды предприятия дает возможность не только получать достаточ-
но полную информацию о состоянии окружающей среды (МС)
и источников выбросов (МВ) в режиме реального времени, но и
обеспечивает управление окружающей средой за счет целенаправ-
ленного и эффективного использования организационных и техно-
логических мероприятий.
К мероприятиям по снижению выбросов вредных веществ,
относят:
— совершенствование технологических процессов и внедрение
малоотходных и безотходных технологий;
— изменение состава и улучшение качества используемых ре-
сурсов;
— комплексное использование сырья и снижение потребления
ресурсов, производство которых связано с загрязнением окружаю-
щей среды;
— изменение состава и улучшение качества выпускаемой про-
дукции (неэтилированные бензины, малосернистые топлива и т. д.);
— очистку сбрасываемых промышленных газов;
К мероприятиям по снижению степени распространения
вредных веществ, относят: нейтрализацию, консервацию, захоро-
нение и утилизацию выбросов. Следует отметить, что стро-
ительство высоких и сверхвысоких труб не уменьшает выброс
вредных веществ в атмосферу и степень их распространения,
а обеспечивает снижение приземной концентрации вредных при-
месей.
При рассмотрении технологических мероприятий по снижению
выбросов вредных веществ их принято разбивать на группы в соот-
ветствии с тем, выбросы каких веществ они предотвращают.
Диоксид серы и сероводород. Снижение выбросов 50^ и H^S.
Для снижения выбросов диоксида серы с дымовыми газами основ-
ными методами защиты воздушного бассейна являются:
— усреднение состава перерабатываемых нефтей и, соответ-
ственно, остаточных фракций, используемых в качестве нефтеза-
водского топлива;
— использование малосернистых остаточных топлив;
— увеличение доли газа в топливе;
— очистка топливных газов.
Известные методы сероочистки составляют две основные группы:
— мокрые способы (с использование абсорбентов, суспензий);
— сухие способы (хемосорбция, адсорбция, катализ).
Наиболее распространенным способом мокрой очистки про-
мышленных газов от диоксида серы является использование
растворов и суспензий соединений щелочных, щелочно-земельных
металлов, алюминия, органических веществ (сульфит-бисульфит-
ные методы). При использовании 9,5-10% раствора гидроксида
натрия для повышения поглотительной способности добавляют
0,05-0,08% перманганата калия. В случае очистки газов с помо-
щью растворов соды происходит накопление тиосульфата натрия.
Чтобы этого избежать, в раствор добавляют 1-3% органических со-
единений (спиртов, альдегидов). В таком растворе скорость обра-
зования тиосульфата в 8-9 раз ниже.
Опробован промышленный абсорбционный метод очистки га-
зов от диоксида серы с использованием сульфита натрия. Охлаж-
денный газ, очищенный от твердых частиц, направляют в абсор-
бер, орошаемый раствором сульфита натрия. Отработанный раствор
регенерируют в выпарном аппарате. При этом выделяемый концент-
рированный диоксид серы направляют на получение серы или серной
кислоты, а сухой остаток растворяют в воде и направляют в абсорбер
для повторного использования. Если вместо сульфита натрия исполь-
зовать сульфит калия, то образующийся в результате очистки газа
сульфат калия можно использовать в качестве удобрения.
Большое количество работ посвящено изучению очистки газов
от диоксида серы с использованием растворов и суспензий основа-
ний и солей щелочно-земельных элементов.
Для очистки газов от SOj предлагается использовать гидро-
ксид магния, известковую суспензию (20-30% СаС12). Полу-
ченный гипс можно использовать в качестве стройматериалов.
Степень очистки — до 98%. Предложена очистка дымовых газов
с использованием суспензии СаСО3. Очистку ведут в колонном
аппарате высотой 36 м и диаметром 14 м. Степень очистки 90%.
Фактором, определяющим надежную работу колонны, является
pH суспензии. Наибольшая эффективность достигается при pH
суспензии 3,5-4,5. Для поддержания заданного значения pH вво-
дят в требуемом количестве растворы янтарной, уксусной, молоч-
ной, сульфопропионовой кислот.
В качестве компонентов суспензии используют также СаО +
СаСО3, СаО + Са(ОН)2, СаО + MgSO4. С целью повышения эф-
фективности известковых способов очистки газов от диоксида серы
в абсорбент добавляют различные органические соединения,
например, дикарбоновые кислоты с величинами констант диссоци-
ации между значениями констант сернистой и угольной кислот.
При этом поглощающая способность суспензии в отношении SO2
повышается в 7-30 раз.
Очистка отходящих газов от кислых примесей возможна с ис-
пользованием аммиачного метода. В газовую смесь впрыскивают
аммиак, который, взаимодействуя с кислыми веществами, образует
соединения аммония. Собранная на электрофильтре твердая фаза
направляется на регенерацию аммиака, благодаря чему расход
аммиака в процессе невелик.
Предложен цитратный способ обессеривания дымовых газов,
содержащих до 30% масс, диоксида серы. Очищаемый газ контак-
тирует при 15-80°С с водным раствором моно-, ди или трикалий-
цитрата или с их смесью. Десорбцию диоксида серы осуществляют
нагреванием раствора. Газ направляют на получение серной кис-
лоты, элементной серы или жидкого диоксида серы. Для повыше-
ния эффективности цитратного способа в раствор добавляют ли-
монную кислоту.
Имеется ряд эффективных способов очистки отходящих газов
с использованием отходов (шламов) различных производств.
Например, очистку газов от диоксида серы ведут обработкой газо-
вого потока суспензией красного шлама (отход процесса Байера),
состоящего из окислов кремния, железа, титана, алюминия и нат-
рия. Степень очистки газа от диоксида серы > 90%.
Запатентован способ и состав абсорбентов для удаления диок-
сида серы из дымовых газов с использованием раствора сульфата
железа(Ш) и сульфата алюминия.
Сероводород удаляют из газа в контактной зоне водным
раствором соединений кальция и натрия при pH = 7-10. Абсорбци-
онный раствор содержит хелатные соединения поливалентных ме-
таллов (каталитические методы очистки в жидкой фазе), напри-
мер, железа (катализатор окисления). В зоне окисления образу-
ется элементная сера. Абсорбент подвергают регенерации и ис-
пользуют повторно.
Абсорбцию сероводорода проводят также абсорбентом, содер-
жащим гидроксид железа(Ш) с последующей регенерацией насы-
щенного абсорбента воздухом с образованием смеси элементной
серы и гидроксида железа(Ш) с последующим ее разделением.
Для снижения расхода реагентов смесь элементной серы и гидрокси-
да железа(Ш) обрабатывают углеводородным конденсатом при 110—
120°С. Образующийся углеводородный раствор серы отделяют
от Fe(OH)3. Fe(OH)3 подают на первоначальную стадию очистки,
а из углеводородного раствора охлаждением выделяют элементную
серу, после чего углеводородный конденсат возвращают в цикл.
Очистку газовых потоков, содержащих сероводород, осуществ-
ляют обработкой раствором железа(Ш). При этом образуется эле-
ментная сера. Образующийся раствор сульфата железа(П) регене-
рируют с помощью кислородфиксирующих бактерий.
Описан процесс удаления из дымовых газов сероводорода
в скруббере, заполненном абсорбентом-катализатором, содержа-
щим карбонат натрия, пятиокись ванадия и органические азотсо-
держащие соединения. Регенерацию абсорбционного раствора осу-
ществляют путем окисления V+4 до V+5. При этом сероводород ко-
личественно переходит в элементную серу, которую выделяют
фильтрованием или центрифугированием. После плавления полу-
чают серу с чистотой 99,8%.
Значительное количество работ посвящено очистке газов с ис-
пользованием органических сорбентов. Для очистки газов от серо-
водорода предложен поглотительный растворитель, содержащий
органическое основание, диметилформамид и фталоцианин ко-
бальта.
Запатентован способ удаления диоксида серы из газовых пото-
ков контактированием с оксоалканами. Образующийся аддукт
с диоксидом серы гидролизуют с образованием серной кислоты
и исходного абсорбента, который возвращают в цикл.
Предложен процесс сероочистки дымовых газов с повышен-
ным содержанием углекислого газа с использованием таких ра-
створителей, как метанол, N-метилпирролидон или диметиловый
эфир полиэтиленгликоля. На первой стадии очистки идет поглоще-
ние сероводорода и части углекислого газа. На второй стадии
ведут доочистку газа от СОз и H2S. Растворитель регенерируют
повышением температуры насыщенного примесями раствора.
Из газового потока, обогащенного сероводородом, после регенера-
ции по методу Клауса получают элементную серу.
Большинство сухих хемосорбционных способов очистки газов
от кислых компонентов основано на химическом взаимодействии
вредных примесей с основаниями, окислами и солями щелочных
и щелочноземельных элементов. Для удаления вредных примесей
из газов с одновременной осушкой используют смесь гидрокарбо-
натов натрия, калия, аммония и магния, нанесенную на диоксид
кремния или бентонит.
Очистку дымовых газов проводят с помощью порошкообраз-
ных гидрокарбоната натрия, карбоната кальция, оксида кальция,
гидроксида кальция, которые вводят распылением непосредст-
венно в камеру сгорания или трубопровод дымовых газов. Степень
очистки от диоксида серы достигает 85%. Твердые частички отде-
ляются на фильтрах, циклонах вместе с пылью.
В качестве носителя для поглотителя кислых газов используют
древесные стружки, пропитанные раствором щелочи и силикатом
натрия в количестве 0,13-0,78%.
Для более полной очистки от диоксида серы предварительно
охлажденные до 100°С дымовые газы пропускают через слои гид-
роксида натрия, соды, известняка, активированного угля и порис-
того стекла. Степень очистки от диоксида серы составляет 90%.
Предложен способ очистки от диоксида серы и других кислых
газов с помощью хемосорбента, приготовленного на основе гидро-
ксида магния. Смесь гидроокиси магния и связующего (бентонит,
каолинит, силикат натрия, диоксид кремния) гранулируют и про-
каливают при 350-800°С. Содержание связующего 3-50% в расчете
на гидроксид магния. Предложен способ приготовления хемосорбента
на основе оксида бария. В качестве носителя используют техни-
ческую полуторную окись алюминия с 10% диоксида кремния.
Очищать газы от сероводорода и диоксида серы возможно
контактированием газа с хемосорбентом в псевдоожиженном слое.
Хемосорбент получают смешением 10-70% цемента с известняком
или доломитом (90-30%) и водой с последующим затвердеванием
смеси. Полученный продукт дробят и используют фракцию 0,7-2 мм.
Разработаны эффективные сухие способы очистки газов
от вредных примесей с использованием органических нетканых ма-
териалов, являющихся сильными основаниями (акриловые ткани,
волокнистые ткани, изготовленные из ароматического моновинило-
вого полимера).
В адсорбционных способах очистки дымовых газов преимуще-
ством цеолитных адсорбентов по сравнению с аморфными является
их высокая адсорбционная емкость даже в случае очень малых
концентраций сернистых соединений в газах, что позволяет осуще-
ствлять их глубокую очистку. Из синтетических цеолитов общего
назначения (NaA, СаА, NaX) лучшими свойствами по отношению
к сернистым соединениям обладает цеолит СаА.
Возможно использование специальным образом приготовлен-
ной волокнистой глины, содержащей до 50% полуторной окиси
алюминия и 20-25% меди, а также поглотители, приготовленные
пропиткой у-А12О3 соединениями марганца или железа с последую-
щей прокалкой.
Чисто адсорбционные установки используют для концентри-
рования кислых газов, в сочетании с каталитическими установками —
с целью получения серной кислоты.
Различные методы уменьшения выбросов диоксида серы раз-
работаны применительно к установкам каталитического крекинга.
При переработке сырья с содержанием серы 1,65% концентрация
диоксида серы в отходящих газах регенерации катализатора дости-
гает до 2000 мл/м3. Уменьшение выбросов диоксида серы на уста-
новках каталитического крекинга может быть достигнуто увеличе-
нием подачи пара для отпарки катализатора, транспортируемого
из реактора в регенератор. Однако для уменьшения выбросов
на 80% расход пара при крекинге на природных алюмосиликатах
должен быть увеличен примерно в 10 раз. При крекинге на цеолит-
содержащих катализаторах достигаемое снижение выбросов даже
при таком расходе пара составляет 20%.
Одним из методов снижения выбросов серосодержащих газов
является гидрообессеривание сырья. Развивающимся направлени-
ем снижения выбросов диоксида серы является применение
катализаторов, содержащих оксиды металлов и связывающих серу
в сульфаты. Последние вместе с катализатором переносятся
в реактор, где восстанавливаются до сероводорода. Выход послед-
него повышается примерно на 10%, что, как правило, не требует
изменения схемы газофракционирования и аппаратуры извлечения
сероводорода. Различают два вида катализаторов: модифи-
цированные — бифункциональные (“перемешивающие SOX”)
и добавки к основному катализатору (“восстанавливающие SOX”).
Так как при связывании сернистых соединений предпочтительно
наличие серного ангидрида, то при осуществлении процесса подби-
рают соответствующие режимы: полный дожиг сернистых соедине-
ний в регенераторе, избыток кислорода в газах выжига кокса,
ограниченный диапазон температур регенерации, эффективную
отпарку, ограничения на содержание в сырье никеля, ванадия,
кремния.
Показано, что применение катализатора ПС-17 для связыва-
ния оксидов серы в сочетании с катализатором КО-9М для окисле-
ния оксида углерода обеспечивает значительное сокращение выб-
росов в атмосферу, и, следовательно, улучшение экологической
обстановки. Кроме того, из сырья с 0,4-1,5% серы благодаря уве-
личению содержания сероводорода в газах крекинга можно допол-
нительно получить 500-1500 т/год элементной серы.
Снижение выбросов H2S на установках производства
элементной серы (процесс Клауса). Современные НПЗ становятся
крупными производителями серы. Это связано с вовлечением
в переработку тяжелых нефтей и в большей степени с ужесточе-
нием экологических требований по ограничению содержания
серы в нефтепродуктах и серосодержащих газовых выбросах в атмо-
сферу.
За пять лет доля серы в перерабатываемой нефти увеличилась
(согласно оценке Европейской организации по охране окружаю-
щей среды) на 23%. Например, доля серы в перерабатываемых
на Московском НПЗ западно-сибирских и татарских нефтях (70%
от общего объема перерабатываемых нефтей) за последние 10 лет
возросла на 27%.
Организация и увеличение мощностей производства серы
(процесс Клауса) или производство серной кислоты на базе утили-
зации ее из серосодержащих выбросов значительно увеличивают
рентабельность как за счет реализации товарной серы, так и за
счет сокращения штрафных санкций со стороны природоохранных
органов. По оценкам порядка 90-95% мировой выработки серы
приходится на процесс Клауса. В настоящее время ни один из
новых методов получения серы не доведен до такой степени совер-
шенства, как классический процесс Клауса. На большинстве пред-
приятий при строительстве новых установок ориентируются на ме-
тод Клауса (рис. 3.15).
Сырьем для производства серы методом Клауса служит серо-
водород, образующийся в результате переработки нефти и очистки
нефтепродуктов. Сероводород накапливается главным образом
во фракции топливного газа. По химическому составу сернистые
соединения нефти очень разнообразны. В нефтях встречается как
Рис. 3.15. Типичная технологическая схема установки процесса Клауса: 1 — реакционная печь; 2 — хо-
лодильник (котел-утилизатор); 3 — конденсатор; 4 — подогреватель; 5,6 — каталитический конвертор
первой и второй ступени. Потоки: I — воздух; II — кислый газ; III — сера; IV — хвостовой газ на сжигание
растворенная, так и элементная сера в коллоидном состоянии, се-
роводород, меркаптаны (тиолы, тиоспирты), сульфиды (тио-
эфиры) и полисульфиды, а также смешанные серу- и кислородсо-
держащие соединения — сульфоны, сульфоксиды и сульфоновые
кислоты.
Очистку топливного и других сероводородсодержащих газов
проводят обычно с помощью абсорбции аминами: моноэтанол-
амином (МЭА), диэтаноламином (ДЭА), метилдиэтаноламинами
(МДЭА). Очистка углеводородного газа от сероводорода осуще-
ствляется взаимодействием с 15% раствором МЭА (коррозионные
ограничения).
Извлекаемый таким образом сероводород является целевым
сырьем для производства серы. Более эффективным способом очи-
стки газов от сероводорода, по сравнению с МЭА-очисткой, явля-
ется очистка водным раствором МДЭА. Данный процесс имеет
следующие преимущества:
— высокая селективность извлечения сероводорода, что увели-
чивает концентрацию H2S в потоке, поступающем на процесс Кла-
уса. Это приводит к повышению эффективности и увеличению эко-
логической характеристики последнего;
— меньшие затраты тепла на стадии регенерации рабочего ра-
створа;
— малые потери растворителя вследствие его высокой термо-
химической устойчивости и низкого давления паров;
— низкая коррозионная активность МДЭА-растворов.
В отличие от процесса МЭА-очистки, где, исходя из условий
коррозии, используется 15% масс, растворы, концентрация МДЭА
в рабочих растворах составляет 30_35% масс. Соответственно,
уменьшается количество циркулирующего раствора и его теплоем-
кость, что снижает затраты энергии на циркуляцию и регенерацию
абсорбента. Другим преимуществом МДЭА является более низкая
(примерно на 20%) теплота абсорбции кислых газов по сравнению
с МЭА. Это также приводит к некоторому снижению расхода теп-
ла при регенерации раствора.
Присутствие аммиака в кислом газе, поступающем на установ-
ку, ведет к возникновению следующих вторичных реакций:
— образование (за счет реакций с серой) отложений твердых
аммонийных комплексов на холодных участках установки, если
аммиак или его часть проходит через печь, не сгорая;
— возможное образование диоксида азота, катализирующего
в присутствии кислорода окисление диоксида серы в триоксид.
Последний при взаимодействии с водой образует серную кислоту,
которая усиливает сульфатирование катализатора (оксида алюми-
ния), а также способствует коррозии оборудования. Аммиак из сы-
рьевого потока необходимо разрушать на стадии термического
сжигания.
Наибольшее распространение в процессе Клауса получили ка-
тализаторы на основе у-А12О3. Продолжительность эксплуатации
этих катализаторов на установках Клауса составляет от 3 до 5 лет.
К основным факторам, вызывающим дезактивацию катализатора
следует отнести:
— снижение удельной поверхности, кристаллические измене-
ния (за счет гидротермической и термической деструкций);
— снижение числа активных центров за счет хемосорбции SO2;
— сульфатирование поверхности катализатора;
— изменение пористости катализатора за счет отложения
серы, кокса, минеральных солей.
На основании исследований установлено, что активность ката-
лизатора можно выразить показателями: удельной поверхностью
и содержанием в нем сульфата. Фирмой “Эльф-Акитен” разрабо-
тан модифицированный сульфатом железа алюмооксидный ката-
лизатор торговой марки АМ. Катализатор обладает способностью
конвертировать следы кислорода и триоксида серы, присутствую-
щие в газах, в результате чего предотвращаются реакции сульфа-
тации катализатора. Катализатор АМ используется в качестве
защитного лобового слоя. Особенно целесообразно его использо-
вать в последнем каталитическом конверторе, где кинетика реак-
ции Клауса и условия для авторегенерации оксида алюминия
крайне неблагоприятны. Срок службы основного катализатора при
этом увеличивается.
Фирма “Рон-Пуленк” совместно с фирмой “Эльф-Акитен”
разработали катализатор на основе диоксида титана — CRS-31.
Катализатор высокоактивен в реакциях окисления сероводорода
диоксидом серы и гидролиза COS и CS2:
COS + Н2О -> H2S + СО2 (3.18)
CS2 + Н2О -> 2H2S + СО2 (3.19)
и стоек к сульфатированию, что делает его особенно стабильным.
С учетом вышеизложенного фирма “Прокатализ” совместно
с фирмой “Рон-Пуленк” разработала новый катализатор для про-
цесса Клауса CR-3S на основе оксида алюминия с размерами сфе-
рических частиц 3,1-6,3 мм, соотношением Vj/Vo.i > 0,7 и содер-
жанием натрия 1700-2300 Na2O/Kr. Преимущество физических
и химических свойств катализатора CR-3S особенно проявляется
в случае наиболее сильных ограничений, связанных с сульфатиро-
ванием.
Фирмой “Компримо” в сотрудничестве с другими предприяти-
ями разработан процесс — Суперклаус. В новом процессе модифи-
цирована система управления и введена стадия прямого селектив-
ного окисления H2S, отходящего с конечного конвертора, до серы
в присутствии специального катализатора. Степень извлечения
серы достигает 99-99,5%. К основным преимуществам процесса
Суперклаус следует отнести также отсутствие сточных вод, увели-
чение продолжительности активности и срока службы катализато-
ров в результате предотвращения сульфатации при работе в среде,
обогащенной H2S.
Широко применяемым методом обезвреживания хвостовых
газов на установках производства элементной серы является
термический дожиг. Эффективность очистки от H2S данным
методом достигает 94,6%, а концентрация вредных веществ в хвосто-
вых газах после дожита составляет: H2S — 0,42 г/м3, SO2 —
1,36 г/м3. Важным направлением снижения выбросов диоксида
серы являются:
— использование малосернистых остаточных топлив;
— увеличение доли газа в нефтезаводском топливе и очистка
топливных газов (табл. 3.18).
Изменение структуры потребления топлива данной системой
Таблица 3.18
Динамика расхода топлива
в печах НПЗ топливио-нефтехимического профиля
Год
Процессы 1-й | 2-й | 3-й
Первичная переработка нефти:
газ нефтепереработки (т) 142957 183611 172261
мазут (т) 42039 28252 21593
Каталитическое риформирование:
газ нефтепереработки (т) 46624 66060 62008
мазут (т) 18245 16675 500
Каталитическое крекирование:
газ нефтепереработки (т) 38712 54967 34898
кокс (т) 55436 66489 66220
природный газ (тыс. м3) 18684 19634 20469
Годы
Рис. 3.16. Динамика суммарного выброса диоксида серы на типовом НПЗ
топливно-нефтехимического профиля
указывает на то, что идет сокращение применения в качестве топ-
лива мазута прямой гонки. Для компонента жидкого топлива ис-
пользуется очищенный газойль каталитического крекинга, содер-
жащий меньше серы. Было показано, что сокращение потребления
жидкого топлива привело к уменьшению вредных выбросов, в част-
ности SO2 (рис. 3.16).
Задача снижения выбросов SO2 решается путем реконструк-
ции и модернизации топливных систем, в т. ч.: системы энерге-
тических паровых котлов и системы обеспечения работы техноло-
гических печей. Следует отметить, что реконструкция топливных
систем позволяет снизить выбросы не только SO2, но и окислов
азота, твердых веществ, окиси углерода.
Таким образом, комплексный подход к проблеме снижения
выбросов сернистых соединений позволяет значительно снизить
выбросы данного вида загрязнителей в атмосферу даже при увели-
чении мощностей предприятий и вводе в эксплуатацию новых
производств.
Оксиды азота. Наиболее простым и экономичным методом
снижения выбросов NOX является совершенствование процесса
сжигания топлива. Исходя из этого, основные мероприятия
по снижению выбросов окислов азота должны быть направлены
на совершенствование процесса сжигания топлив.
Использование акустических ствольных горелок в печи П-3
установок первичной переработки нефти приводит к сокращению
9 — 1586
Годы
Рис. 3.17. Динамика изменения среднегодовых значений концентрации диок-
сидаазота в воздухе промышленной зоны: 1 — ПДКС.С.; 2 — аппроксимация
расхода топлива на 0,063 кг/'т сырья и существенному снижению
выброса дымовых газов.
Результатом модернизации систем сгорания топлива и сокра-
щения количества вредных выбросов с дымовыми газами явля-
ется снижение содержания диоксида азота в атмосферном воздухе
промышленной зоны предприятия, где в наименьшей степени ощу-
щается влияние внешних источников выбросов диоксида азота
(рис. 3.17).
Оксид углерода(П). К мероприятиям, проводимым по сниже-
нию выбросов оксида углерода(П), относятся:
— каталитический дожиг отходящих газов;
— утилизация больших количеств газа в котлах-утилизаторах;
— дожиг отходящих газов в регенераторе (установка Г-43-107)
на базе применения промотирующих добавок к основному катали-
затору процесса крекинга.
С ростом доли тяжелого и остаточного сырья в общем объеме
сырья каталитического крекинга, а также с ужесточением экологи-
ческих требований актуальность проблемы сокращения вредных
выбросов в атмосферу на этих установках возрастает. Одним из
наиболее рациональных и перспективных способов совершенство-
вания процесса регенерации является регулируемое окисление СО
и связывание SO2 в объеме регенератора с помощью специальных
катализаторов.
Наиболее эффективный подход к сокращению выбросов ок-
сида углерода — предотвращение его образования. С этой целью
проектируются форсунки, обеспечивающие хорошее смешение
с воздухом, внедряются системы контроля за полнотой сгорания
топлива и другие мероприятия. К сожалению, меры, направленные
на подавление образования оксида углерода, приводят к повыше-
нию концентрации оксидов азота и наоборот. Поэтому каждый тип
устройств для сжигания следует оценивать по выбросам отдельных
загрязняющих веществ.
При выделении больших количеств оксида углерода (напри-
мер, при выжиге кокса на регенераторных установках) его соби-
рают и сжигают в котлах-утилизаторах. При низких концентра-
циях СО в выбросе требуется применять устройства для
каталитического дожигания. Оксид углерода можно избирательно
отделить от других газов посредством промывки специальными
растворами, например, аммиачным раствором формиата меди.
Снижение выбросов оксида углерода на установках ката-
литического крекинга достигается дожитом отходящих газов,
осуществлением полного дожита непосредственно в регенераторе
на базе применения промотирующих добавок к основному
катализатору (благородный металл на оксиде алюминия).
Концентрация СО в отходящих газах снижается при этом
от 10 до 0,1%.
Дожиг является также основным методом нейтрализации для
других источников выбросов оксида углерода и других вредных
углеводородов с применением новых, более эффективных катали-
заторов дожита. Так, разработан гранулированный катализатор
НТК-11 для низкотемпературной конверсии оксида углерода с во-
дяным паром в производствах аммиака, водорода, синтеза метано-
ла и других процессах.
Проведены испытания установки термокаталитического
дожига газов окисления битумного производства. Ранее приме-
нительно к катализатору НИИОГАЗ-ЮД было показано,
что при температуре в слое катализатора 500~560°С достигаются
следующие пределы окисления примесей: 72-87% для С-Н
и СО; 91-92,5% для H2S; 73-74% для RSH. На основе исследований
разработан технологический регламент процесса с использованием
термической и каталитической ступеней дожига. Термический про-
цесс при температуре 400-450°С протекает в циклонной топке со сте-
пенью окисления: 75-90% H2S; 23-71% RSH и 56-83% СО + (СН).
Каталитическое окисление проводится при температуре 500-550°С;
эффективность обезвреживания оксида углерода и органических про-
дуктов может достигать 99,8%.
Углеводороды. Можно выделить основные способы снижения
уровня загрязнения атмосферы при хранении нефтей и нефтепро-
дуктов:
— обеспечение поступлений на завод сырой нефти с давлением
насыщенных паров и содержанием минеральных солей, отвечаю-
щих ГОСТу;
— обеспечение стабилизации вырабатываемых на заводах бен-
зиновых компонентов и других легких фракций, направляемых
для хранения в резервуары. Причинами неудовлетворительной ра-
боты системы стабилизации бензиновых компонентов могут быть:
низкое давление в стабилизаторах и недостаточное число фракци-
онирующих тарелок, малый диаметр аппарата, низкая температура
нагрева продукта, нарушения технологического режима работы и т. п.;
— обеспечение охлаждения светлых продуктов, направляемых
в резервуары для хранения, до минимально возможной температу-
ры, для чего необходимо сооружать дополнительные концевые хо-
лодильники. Исследования показали, что при снижении на 10-
15°С температуры охлаждения светлых продуктов перед поступле-
нием их в резервуары для хранения потери от “дыханий” резерву-
аров уменьшаются в 1,5-2,5 раза;
— замена резервуаров с шатровой крышей на резервуары
с плавающими крышами, понтонами или резервуары, работающие
при избыточном давлении. В резервуаре с плавающей крышей
нет газового пространства над продуктом, т. е. исключены потери
от “дыханий”. Резервуары подобных конструкций могут быть
большой емкости, что дает значительную экономию капитальных
затрат на их сооружение, а также дополнительно сокращаются
потери продукта при малых “дыханиях”;
— оборудование действующих резервуарных парков специаль-
ными системами улавливания испаряющихся из резервуаров паров
нефтепродуктов: адсорбцией паров на активированных углях
с циклической вакуумной регенерацией последних и поглощением
десорбированных паров потоком бензина; адсорбцией паров бензином
при пониженных температурах; сжиганием выделяющихся паров.
Главным узлом, имеющим открытую связь установки вакуум-
ной перегонки с окружающей средой, является конденсационно-ва-
куумная система, через которую выбрасываются загрязнители.
Поэтому от выбора схемы и устройства конденсационно-вакуумсоз-
дающих систем будет в значительной степени зависеть не только
уровень энергозатрат на создание вакуума, а также уровень безвоз-
вратных потерь углеводородного сырья и выброс вредных веществ
в окружающую среду.
Выбросы, т
Рис. 3.18. Динамика изменения суммарного выброса углеводородов на заводе
топливно-нефтехимического профиля
Нефтепродукты, поступающие с оборотной водой, в основном
испаряются в воздух. Например, в градирнях НПЗ удаляется
с воздухом через открытые вентиляторы 2500 т/год углеводоро-
дов. Для снижения выбросов из очистных сооружений необходимо
уменьшить расход сточных вод за счет использования системы обо-
ротного водоснабжения и аппаратов воздушного охлаждения,
а также заменить нефтеловушки открытого типа закрытыми, пол-
ностью или частично герметизированными.
Резервуары для нефти и бензинов, имеющих низкую темпера-
туру начала кипения, оборудуют “плавающими” крышами, снижа-
ющими потери с парами нефтепродуктов на 90% по сравнению
с резервуарами обычного типа.
Значительный эффект дает модернизация старых установок
завода и выведение из эксплуатации морально и физически
изношенных установок. Названные мероприятия позволили значи-
тельно снизить общий выброс углеводородов, например, на Мос-
ковском НПЗ (рис. 3.18).
Новые технологические установки с малыми удельными поте-
рями, системой утилизации факельного газа, например, установки
для выпуска высокооктанового бензина и очистки дизельных топ-
лив от серы, а также ввод в действие нового производства поли-
пропилена позволили сократить выбросы вредных веществ в ат-
мосферу в 10 раз.
Твердые вещества. С химическими методами переработки уг-
леводородного сырья, особенно каталитическими, помимо выше-
указанных загрязнителей атмосферы, связан и выброс пылеобра-
зующих веществ.
Выбор системы пылеочистки должен базироваться на комплек-
сном рассмотрении всего технологического процесса. Предопреде-
ленные технологией каталитического крекинга методы снижения
расхода катализатора путем его извлечения из контактных газов
в аппаратах технологической пылеочистки и принудительного воз-
врата в реакционную систему устанавливают взаимно однозначное
соответствие между фракционным составом катализатора в систе-
ме, скоростью его уноса из псевдоожиженного слоя, интенсив-
ностью истирания и весовой скоростью потерь. На балансовые по-
казатели процесса каталитического крекинга и систем пылеулавли-
вания значительное влияние оказывают свойства катализатора.
Поэтому при расчете систем пылеулавливания необходимо учиты-
вать различия в физико-механических характеристиках рабочих
и поступающих на установку катализаторов.
Уровень выбросов вредных веществ в окружающую среду
в значительной степени зависит от параметров технологических
установок. Так, например, при переработке дистиллятного сырья
каталитическим крекингом поддержание высокой средневзвешен-
ной активности катализатора достигается повышенной кратностью
его циркуляции. Но увеличение кратности циркуляции ведет к бо-
лее интенсивному износу катализатора и выносу большого количе-
ства катализаторной пыли в атмосферу.
На современных установках каталитического крекинга обычно
применяют двухступенчатые системы циклонов в регенераторе и
одноступенчатые — в реакторе. При этом ограничения технологии
(например, максимальное содержание легких фракций лимитиру-
ется величиной механических примесей в тяжелых продуктах кре-
кинга) требуют вполне определенной эффективности каталити-
ческих систем и, естественно, предопределяют уровень потерь
катализатора в атмосферу. Однако, если этот уровень превышает
нормы предельно допустимых выбросов или допустимую концент-
рацию катализаторной пыли в приземном слое, то возникает необ-
ходимость установки дополнительных выносных систем очистки
газов. При этом выносные (дополнительные) системы пылеулавли-
вания могут иметь различные схемы, которые должны отвечать
следующим требованиям:
— обеспечивать санитарные требования по уровню предельно
допустимых концентраций катализаторной пыли в приземном слое;
— обладать высоким уровнем надежности, низким гидравли-
ческим сопротивлением и малой металлоемкостью.
Наибольшее применение нашли выносные схемы, включающие
одновременно групповые или батарейные циклоны, электро-
фильтр, сепараторы тонкой очистки для подготовки газов и реку-
перации их энергии в турбинах. При этом возможны различные
модификации схем тонкой санитарной очистки, сущность которых
заключается в повышении эффективности сепарации путем откач-
ки части газа с уловленной пылью и очистки в отдельном сепарато-
ре газов отсоса перед выбросом их в атмосферу или применение
мокрого скруббера взамен мультициклона.
Повышение эффективности работы факельной системы.
Сокращение объемов газов, сбрасываемых на факел, и возврат их
в производство — одна из актуальных задач нефтепереработки.
Опыт показывает, что сброс газов при пуске установок, в аварий-
ных ситуациях и нарушениях технологических режимов пока неиз-
бежен. При этом состав и объемы газов могут сильно различаться.
Факельная установка всегда должна быть готова к приему и обезв-
реживанию аварийных и периодических сбросов, поэтому она
снабжена пилотными горелками. Постоянные сбросы должны со-
бираться на установке утилизации и возвращаться на переработку
или использоваться в качестве топливного газа.
По месту расположения горелок факельные установки разде-
ляют на высотные (надземные) и наземные. В зависимости
от высоты факельной трубы надземные установки принято подраз-
делять на средние (4-25 м) и высокие (> 25 м). В некоторых слу-
чаях высота факельной трубы составляет 80-120 м. Выбор высоты
и расположения факела определяется топографией производствен-
ной площадки, характером близлежащих технологических устано-
вок, населенных пунктов и др. С целью снижения вредного воз-
действия высокие факелы располагают обычно в подветренной час-
ти производственной площади.
Основными достоинствами факельных установок являются:
— удаленность от пожароопасных объектов (10-15 м);
— возможность обезвреживания значительных объемов сбра-
сываемых газов (более 400 т/ч).
Эксплуатационные показатели факельных систем должны
характеризоваться стабильностью пламени, полнотой сгорания
газа, уровнем шума, надежностью воспламенения, эффективно-
стью управления при изменении объемов или состава сгорающего
газа, бездымностью работы.
Применявшиеся ранее факельные системы утилизации газов,
например на Московском НПЗ (рис. 3.19а), не отвечали современ-
Рис. 3.19. Схемы установки утилизации сбросных газов на факеле до (а)
и после (б) реконструкции
ным экологическим требованиям по следующим причинам: отсут-
ствие независимых источников подачи и потребления газа, систем
с различным давлением и достаточно емкого буфера для сглажива-
ния давления; регулировка производительности установки утили-
зации вручную; малая производительность установок.
Модернизация предприятия с вводом новых установок неизбеж-
но приводит к изменению параметров и режимов сжигания сбрасыва-
емых газов (паров). Поэтому были проведены проектные проработки
для определения направления реконструкции факельной установки
с целью улучшения экологической обстановки предприятия.
Результаты исследований на предприятиях топливно-нефтехими-
ческого профиля показывают, что не все количество сбрасываемо-
го газа сгорает на наземном факеле. Строительство наземного
факела не дает преимуществ с экономической и с экологической
точек зрения. Для обеспечения стабильной работы наземного
факела требуется увеличить расход топливного газа приблизитель-
но на 3,2 т/ч, что приведет к увеличению выброса вредных
веществ. Это связано с низкой высотой наземной факельной уста-
новки и малой скоростью выхода продуктов сгорания.
Спроектирована высотная факельная установка, которая
состоит из гидрозатвора, факельного ствола, газового затвора
для сокращения расхода продувочного (топливного) газа, факель-
ного оголовка, дежурных горелок и системы зажигания (3.196).
Все эти элементы обеспечивают стабильную (без погасания) рабо-
ту факельной установки в широких технологических режимах.
Наличие устройств для распыления пара обеспечивает полноту
сгорания углеводородов, содержащихся в сбросном газе. Специ-
альные факельные горелки обеспечивают автономное сжигание
сероводорода независимо от расхода углеводородных газов. Пре-
дусмотрены резервные стволы с оголовками как для сероводород-
ного, так и для углеводородного сбросов. Это позволяет обеспе-
чить бесперебойную работу факельной установки.
Факельная установка рассчитана на достаточно полное сжига-
ние сбросных газов в широком интервале их расходов. В частно-
сти, для сжигания относительно небольших сбросов газов, содер-
жащих сероводород, предусмотрена отдельная факельная горелка,
а для бездымного сжигания углеводородных газов подведен пар,
количество которого обеспечит качественное сжигание до 40 т/ч
углеводородов.
Сравнительные характеристики ранее действующей и новой
факельных установок приведены в табл. 3.19. Конструкция, разме-
ры новой факельной установки и системы ее привязки позволяют
Таблица 3.19
Сравнительные характеристики факельных установок
Параметры Старый факел Новые факелы
Основной Вспомога- тельный
Высота, м 40 99 99
Диаметр ствола, м 0,6 1,4 0,5
Расчетная максимальная нагрузка, т/ч 250 400 9
Молекулярная масса (средняя) 17,71 17,71 32
Плотность, кг/м3 0,79 0,79 1,29
Температура сборного газа, °C 70 70 112
Давление МПа (изб.) 0,015/0,05 0,04 0,09
Скорость сброса, м/с 122,2 61 8,9
Расход продувочного (топливного) газа, м3/ч 1630 — —
Расход продувочного газа (азота), м3/ч — 60,2 8,0
Количество пара, т/ч Около 5 12 —
Количество бездымно сжигаемого газа, т/ч 15 40 —
Степень превращения, % Не более 90 Не менее 90 Не менее 90
Длина пламени (максимальная), м 8 40 25
исключить строительство дополнительной факельной установки
для производства полипропилена.
Ввиду сложности экспериментального определения количества
вредных веществ, образующихся при сжигании сбросов на факель-
ной установке, использовались расчетные методы определения
эмиссии от старого и нового факелов при различных вариантах
сжигания газов (табл. 3.20).
Как видно из представленных в табл. 3.20 данных, ввод новой
факельной установки приводит к снижению выбросов вредных ве-
ществ на два порядка по сравнению со старой факельной установ-
кой. Такое снижение обеспечивается за счет замены продувки угле-
водородным газом на продувку азотом.
При замене углеводородного газа на азот не снижается количе-
ство вредных веществ, образующихся при максимальном аварий-
ном сбросе, но при работе новой факельной установки в дежурном
режиме выброс вредных веществ с факельной установки уменьша-
ется на 300 т/год.
Отметим, что длина пламени на новом факеле в два раза боль-
ше, чем на старом, и составляет —140 м, что значительно улучшает
рассеяние вредных веществ в атмосфере.
Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
сэ
максимальный аварийный сброс рассчитан по максимальному сбросу установки ЭЛОУ-АВТ-6.
По результатам расчетов рассеяния вредных веществ, образу-
ющихся при факельном сжигании сбросных газов, рассчитаны
максимальные приземные концентрации на границе санитарно-за-
щитной зоны по предельным углеводородам, диоксиду азота, окси-
ду углерода, диоксиду серы (табл. 3.21).
Из табл. 3.21 видно, что при постоянном горении концентра-
ции вредных веществ при сжигании на новом факеле уменьшаются
в 115-125 раз, а в режиме максимального аварийного сброса —
в 2-2,5 раза. При аварийном сбросе концентрация диоксида серы
несколько возрастает. Это объясняется раздельным сжиганием
сероводорода (91,77% в сероводородном сбросе), поступающего
на вспомогательный факел, и более низкими скоростями выхода
сероводорода из устья факельной горелки.
Несмотря на это, во всех расчетных точках в пределах сани-
тарно-защитной зоны и за ее границами получено существенное
снижение концентрации вредных веществ в приземном слое. Новая
факельная установка имеет ряд преимуществ, которые заключа-
ются в следующем:
— благодаря увеличению подъема факельных горелок и соору-
жению звукоизолирующего кольца снижается до нормативного
уровня воздействие шума на поверхности земли при сгорании ава-
рийных сбросов;
— вследствие использования дополнительного количества
Таблица 3.21
Максимальные концентрации вредных веществ
в приземном слое
Вещество Старый факел Новый факел
Выброс, г/с С max '-'С.-3.3 ед. ПДК Выброс, г/с р max '-'с.-3.3 ед. ПДК
Гореиие продувочного газа Горение дежурных горелок
Углеводороды 0,194 — 0,0022 _ *
Окись углерода 7,5 0,01156 0,087 —
Диоксид азота 1,16 0,1424 0,013 —
Диоксид серы 0,84 0,0175 — —
Сжигание аварийного сброса Сжигание аварийного сброса
Углеводороды 34,74 — 34,74 —
Окись углерода 11388,8 0,0512 1388,8 0,0616
Диоксид азота 215,8 0,4677 215,8 0,6099
Диоксид серы 113,33 0,0453 113,33 0,1224
* расчет ие проводился ввиду очень малой концентрации (меиее 0,01 ПДК).
пара увеличивается диапазон бездымного сжигания аварийных
сбросов (с 15 до 40 т/ч);
— за счет применения эффективных факельных горелок
уменьшается количество образующихся вредных веществ (полнота
сжигания превышает 99%);
— при компьютерном регулировании соотношения горючий
газ-пар обеспечивается бездымное сжигание тяжелых углеводоро-
дов как в случае периодических, так и аварийных сбросов;
— с увеличением высоты факельного ствола и уменьшением
сажеобразования уменьшается тепловая нагрузка на поверхность земли;
— с помощью отдельного ствола (вспомогательной факельной
установки) обеспечивается стабильное (независимое от колебаний
расхода углеводородных сбросов) сжигание сероводорода;
— благодаря прекращению постоянной подачи топливного газа
на продувку и переводу факельной установки в дежурный режим
снижается образование вредных веществ более чем в 100 раз
и в несколько раз уменьшается световое излучение пламени;
— для исключения негативного воздействия факельных газов
на окружающую среду используются газо-жидкостные струйные
компрессоры нового поколения.
Вопросы:
• Какие тенденции в динамике загрязнения воздушной среды
имеются в последние годы?
• Укажите классификацию мероприятий по снижению выброса
в атмосферу вредных веществ?
• Как снизить потери сероводорода в процессе Клауса?
• Какие пути снижения оксидов серы являются наиболее раци-
ональными?
• Какие способы очистки газов от опасных оксидов вам известны?
• Какие технологические мероприятия надо проводить для
уменьшения содержания вредных газов?
• Как осуществляется очистка газов от твердых примесей?
• Какие требования предъявляются к существующим химиче-
ским способам очистки воздуха?
• Назовите преимущества и недостатки факельной утилизации газов.
• Опишите принципиальную схему факельных установок ути-
лизации газовых выбросов.
• В чем заключаются основные преимущества новых факель-
ных установок?
3.3. Мониторинг водного бассейна
Цели и задачи мониторинга водного бассейна опасного произ-
водства аналогичны целям и задачам мониторинга воздушного бас-
сейна и включают:
— оценку состояния водных потоков;
— проверку соответствия качества воды внутризаводским
стандартам и нормам, устанавливаемым вышестоящими организа-
циями;
— контроль эффективности природоохранных мероприятий
и ведения технологических процессов;
— создание баз данных по сбросам всех типов технологиче-
ских процессов;
— оценку влияния источника сброса на качество воды.
Кроме углеводородных систем загрязнителями воды могут
быть такие высокотоксичные продукты, как нафтеновые кислоты и
их соли, деэмульгаторы, смолы, фенолы. Углеводородные загряз-
нители включают бензол, толуол, полициклические соединения
и другие вещества. При разработке технологий водоочистки сле-
дует учитывать содержание суспензий твердых частиц, а также
щелочей, кислот и их солей.
Вещества, загрязняющие водный бассейн, как и загрязнители
воздуха, по степени воздействия на организм человека делят на че-
тыре класса опасности: 1 — чрезвычайно опасные, 2 — высоко-
опасные, 3 — умеренноопасные, 4 — малоопасные. В основу клас-
сификации положены показатели, характеризующие различную
степень опасности для человека химических соединений, загрязня-
ющих воду, в зависимости от токсичности, кумулятивности, спо-
собности вызывать отдаленные эффекты, лимитирующего показа-
теля вредности. Лимитирующие показатели вредности делят на са-
нитарно-токсикологический, общесанитарный, органолептический
с расшифровкой характера изменения органолептических свойств
воды.
Классы опасности веществ учитывают:
— при выборе соединений, подлежащих первоочередному
контролю в воде в качестве индикаторных веществ;
— при установлении последовательности водоохранных
мероприятий, для которых требуются дополнительные капитало-
вложения;
— при обосновании рекомендаций о замене в технологических
процессах высокоопасных веществ на менее опасные;
— при определении очередности в разработке чувствительных
методов аналитического определения в воде.
Для оценки токсичности водных выбросов используются спе-
циальные индексы. При этом учитывается токсичность каждого
данного вещества. При оценке загрязнения учитываются среднего-
довые значения концентрации вредных веществ к их ПДК в воде.
Согласно нормативным документам, для объектов хозяйственно-
питьевого и культурно-бытового пользования понятие ПДК опре-
деляется как максимальная концентрация вещества в воде, которая
при поступлении в организм в течение всей жизни не должна ока-
зывать прямого или опосредованного влияния на здоровье населе-
ния в настоящем и последующих поколениях, в том числе в отда-
ленные сроки жизни, а также не ухудшать гигиенические условия
водопользования.
Соответствующие индексы рассчитывают по следующим фор-
мулам:
[.“Сер.н./ПДК^ . (3.20)
где I j — индекс загрязнения воды отдельной примесью;
CCp.r.i — среднегодовое значение концентрации вредного
вещества в сточной воде (мг/дм3);
I
I] ~ — суммарный индекс загрязнения воды приоритет-
i=l
ными веществами.
В каждом случае, при расчете Ij используется нормализация
к нормам сброса в соответствующий объект. Например, при расчете Ij
для Московского НПЗ используется нормализация к нормам сброса
на Курьяновскую станцию аэрации (КСА), так как предприятие
не производит сброс в открытые водоемы. Расчет статистических ве-
личин проводился для веществ, среднегодовые концентрации кото-
рых превышают нормы сброса на КСА. К этим веществам относят-
ся нефтепродукты, фенол, сероводород, аммонийный азот.
Результаты расчета индексов загрязнения воды Ij и 1| вред-
ными веществами по содержанию вредных веществ в сточной воде
за последние годы представлены в табл. 3.22.
Значение IH2S рассчитать невозможно, поскольку норма сброса
сероводорода со сточной водой на станцию аэрации — отсутствие.
Основной вклад в величину I] вносит фенол.
Таблица 3.22
Результаты расчета индексов загрязнения воды I, и 1|
вредными веществами
Годы li I]
Нефтепро- дукты Фенол nh4+ СГ
1 1,55 97,3 2,07 1,29 102,21
2 1,42 41,6 1,52 1,41 45,95
3 1,35 163,3 1,48 1,37 167,5
Таблица 3.23
Вклад отдельных веществ в индекс загрязнения воды
Годы % масс.
Нефтепро- дукты Фенол NH/ СГ
1 1 96 2 1
2 3,3 90 3,4 3,3
3 0,8 97,4 1 0,8
Вклад каждого из веществ в индекс загрязнения воды приори-
тетными веществами (в % масс.) представлен в табл. 2.23. При
расчете не учитывался вклад, вносимый сероводородом, так как
он весьма значителен.
Мониторинг водных потоков и исследования качества различ-
ных типов воды, циркулирующей в технологических цепочках про-
изводства, позволяют определить основные источники загрязнения
и проводить необходимые мероприятия по снижению загрязнения
водного бассейна.
3.3.1. Стоки предприятий как источники загрязнения
Технологические установки и другие производственные объек-
ты переработки углеводородных систем являются источниками за-
грязнения водного бассейна не только нефтепродуктами, но и дру-
гими веществами и соединениями. Для выработки природоохран-
ных мероприятий необходимо знать не только перечень основных
загрязняющих веществ, но и основные источники загрязнения.
Для определения основных источников загрязнения водных
потоков необходимы исследования по определению химического
состава и объемов сточных вод, образующихся на производствен-
ных объектах предприятия.
Основным источником загрязнения водного бассейна являются
промышленные стоки. В табл. 3.24, 3.26, 3.27 приведены основные
характеристики водных стоков с различных установок типового
НПЗ топливно-нефтехимического профиля.
Во время хранения и переработки нефти и нефтепродуктов,
промежуточных и побочных продуктов происходит неизбеж-
ное загрязнение используемой воды углеводородами, твердыми
частицами металлов и другими компонентами. Основными источ-
никами загрязнения воды нефтепродуктами являются неплотности
в различных соединениях технологических цепочек, утечки
из сальников насосов, технологические конденсаты, атмосферные
осадки, контактирующие с проливами на технологических пло-
щадках.
В соответствии с принятыми в настоящее время стандар-
тами сброс производственных сточных вод, содержащих нефть
Таблица 3-24
Усредненные объемы сточных вод,
поступающих на очистные сооружения типового НПЗ
№ п/п Объект Объем сточиых вод
м3/год % от общего сброса
1 АВТ-3 64927 1,2
2 ЭЛОУ-АВТ-б 235214 4,5
3 АТ-ВБ 104032 2
4 Установка 24/5 534012 10,4
5 35/11-1000 27391 0,5
6 24/2000 17169 0,3
7 УОР 10491 0,2
8 ГФУ-2 9012 0,1
9 Битумная установка 47405 0,9
10 Г-43-107 1187292 23,1
И Химводоочистка (ХВО) 1627499 31,7
12 ЭЛОУ-2 284458 5,5
13 Установка очистки ТК и СЩС 52751 1
276
Продолжение табл. 3-25
№ п/п Название методики Суть метода Используемый метод О. Диапазон измеряе- мых концентраций До- ку- мент
0,01-100 мг/дм3 А
5 Нефтепродукты. Метод заключается в экстракции Инфракрасная 25
Определение мето- эмульгированных и растворенных неф- спектрофотомет-
дом инфракрасной тепродуктов из воды ССЦ; хроматогра- рия
спектрофотомет- фическом отделении их от других клас-
рии сов органических соединений, коли-
чественном определении методом инф-
ракрасной спектрофотометрии
6 Фенолы. Колори- Метод основан на отгоне летучих с па- Фотоколоримет- 25
метрическое оп- ром фенолов из пробы с последующим рия
ределение лету- фотоколориметрическим определением
чнх с паром фе- их в полученном дистилляте
нолов
7 Аммонийные ионы Метод основан на образовании окра- Фотоколоримет- 10
и аммиак. Фото- шейного в желтый цвет соединения — рия
метрический метод иоднсгого меркураммония — прн взаи-
определения с ре- модействии иона аммония с реактивом
активом Несслера. Несслера с последующим фотоколори-
метрическим определением
8 Сульфаты. Турби- Метод основан на турбидиметрическом Турбидиметриче- 10
диметрическое оп- определении сульфат-иона в виде сус- ское определе-
ределение пензии сульфата бария, стабилизиро- ние
ванной глицерином
9 Хлориды. Мерку- Метод основан на образовании мало- Осадительное 10
риметрическое оп- диссоциированного хлорида ртути(П) титрование
ределение при взаимодействии хлорид-иона с
Более 0,05 мг/дм3 А
0,1-5 мг/дм3 А
15-6000 мг/дм3 А
5-50000 мг/дм3 А
Окончание табл. 3.25
№ п/п Название методики Суть метода Используемый метод. О. Диапазон измеряе- мых концентраций До- ку- мент
10 Активная реакция с ионами ртути. Точку эквивалентности определяют в присутствии индикатора днфенилкарбазида в азотнокислой среде при рН=2,5+0,1. Метод основан на использовании лабо- Потенциометри- 0,1 ед. РН 1-19 ед.рН Б
И сточных вод (pH) Щелочность раторного pH-метра со стеклянным электродом Метод основан иа титровании воды ра- ческое определе- ние Кисл отно-основ- 10 Более 0,1 мг-экв/дм3 Б
12 Определение суль- створом сильной кислоты в присутствии индикатора метилоранжа. Метод основан на осаждении этих ионов ное титрование Окислительно- 15 Более 0,1 мг/дм3 Б
фнд- и гидросуль- фид-иоиов солями кадмия; последующем взаимо- действии отфильтрованного осадка сер- нистого кадмия с раствором иода и титровании избытка иода тиосульфа- том натрия восстановитель- ное титрование
А — Методическое руководство по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. БашНИИ НП.
Уфа, 1992 г. Издание третье, переработанное, аттестованное.
Б — Методическое руководство по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. БашНИИ НП.
Уфа, 1977 г.
Q — Нормы погрешности измерений показателей состава н свойств, ±5Н, %.
Усредненные данные по загрязненности стоков
технологических установок предприятия топливно-нефтехимического профиля
по сравнению с речной водой
____________________________________Определяемые ингредиенты
Объект Т | pH | H2S | СГ|504г-|1Ц06щ|Жо<5ш|саг"|м8г"|ыН4<|ы02-|ыОз-|фено^Ее},|н/пр|
наблюдается в воде установки очистки ТК и СЩС (табл. 3.26).
Как видно из представленных выше данных, УО ТК и СЩС явля-
ется одним из основных источников загрязнения водного бассейна.
Установка очистки ТК и СЩС необходима для обезвреживания
технологического конденсата (ТК) и сернисто-щелочных стоков
(СЩС) установок каталитического крекинга (Г-43-107).
Таким образом, основными загрязнителями, присутствующими
в сточных водах нефтеперерабатывающих заводов, являются неф-
тепродукты, взвешенные вещества, соли, органические соедине-
ния, фенолы, аммонийный азот, растворенный сероводород.
В табл. 3.27 представлены усредненные данные по загрязнению
сточных вод нескольких НПЗ.
Объем и качество потребляемой в технологическом процессе
воды и состав отводимых в открытые водоемы сточных вод зависят
от технологии производства, вида выпускаемой продукции, уровня
технического оснащения предприятия и внутри- и внезаводских
очистных сооружений и установок. Особенностью предприятий
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности яв-
ляется то, что сточные воды образуются, как правило, не от изоли-
рованных производственных процессов или агрегатов, а являются
совокупностью потоков, собираемых от предприятия в целом.
Технологические установки по видам процесса можно разбить
на следующие группы: разделение, очистка и вторичные процессы.
Далее приведены данные о распределении потоков сточных вод
по группам технологических установок (в % от общего количества
Таблица 3.27
Усредненные данные по загрязнению сточных вод
Загрязнитель сточных вод Концентрация, мг/дм3
После очистки на НПЗ Норма для биоочистки Норма для водоемов
Нефтепродукты 7,9 ДО 4 до 0,05
Сероводород 3,2 отс. отс.
Фенол 1,3 0,1 до 0,01
Хлориды 540 до 340 до 300
Сульфаты 146 — до 100
Взвешенные вещества 7,9 — —
ХПК 130 — до 15
БПКз 64 — до 3
Аммонийный азот 52 до 30 до 0,39
сточных вод) в процессах: разделения — 42,3; очистки — 29,0;
вторичных — 26,7; эксплуатации вспомогательных установок и
энергосистем — 2,0.
В зависимости от источников образования сточные воды под-
разделяют на следующие группы.
1. Нейтральные нефтесодержащие сточные воды. К ним отно-
сятся сточные воды, получающиеся при конденсации, охлаждении
и водной промывке нефтепродуктов (кроме вод барометрических
конденсаторов АВТ), после очистки аппаратуры, смыва полов по-
мещений, от охлаждения втулок сальников насосов, дренажные
воды нз лотков технологических аппаратов, а также ливневые
воды с площадок технологических установок.
2. Солесодержащие сточные воды (стоки ЭЛОУ) с высоким
содержанием эмульгированной нефти и большой концентрацией
растворенных солей (в основном хлористого натрия). Они посту-
пают от электрообессоливающих установок и сырьевых потоков.
К ним относятся дождевые воды с территории указанных объек-
тов. Содержание солей в водах этой группы зависит главным обра-
зом от качества нефтей, поступающих на переработку.
3. Сернисто-щелочные сточные воды получаются при защела-
чивании светлых нефтепродуктов и сжиженных газов.
Таблица 3.28
Характерные нормы расхода охлаждающей воды
и отведения сточных вод для НПЗ без учета ТЭЦ
Профиль завода Расход воды, м3/т Количество сточных вод, выпускаемых в водоем, м3/т
оборот- ной свежей потери воды загряз- ненных условно чистых всего
Топливного профиля с неглубокой схемой переработки нефти 16,80 1,31 0,79 1,12 1,12
То же, с глубокой схемой переработки 39,60 1,90 0,76 1,14 - 1,14
Топливио-масляного про- филя с неглубокой схе- мой переработки нефти 41,20 2,71 1,10 1,22 0,39 1,61
То же, с глубокой схемой переработки 68,50 4,98 2,00 2,52 0,44 2,96
Таблица 3.29
Характеристики сточных вод типового НПЗ
Виды сточных вод Концентрация веществ, мг/л БПКполн мг О2/ л ХПК, мг О2/ л pH
Фенол Взве- шен- ные веще- ства Неф- тепро- дукты Суль- фиды Сухой оста- ток
Нефтесодержащие нейтральные - 100- 300 1000— 8000 - 700- 1500 150- 300 зоо- 500 7,2- 7,5
Солесодержащие 10- 300- 1000- зоооо- зоооо- 800- 2000- 7,2-
(стоки ЭЛОУ) 20 800 10000 40000 40000 1500 5000 8,0
Сернисто-щелочные 6000- 12000 300 8000- 14000 30000- 50000 - 65000- 95000 100000- 150000 13- 14
Кислые — — 2500 - — — - 2-4
Сероводородсодер- жащие 4-5 300- 400 10000— 15000 300- 500 - 2500- 3500 - 5-6
4. Кислые сточные воды с установок регенерации серной кис-
лоты образуются в результате неплотностей соединений в аппара-
туре, потерь кислоты из-за коррозии аппаратуры.
5. Сероводородсодержащие сточные воды поступают в основ-
ном от барометрических конденсаторов смешения установок АВТ,
каталитического крекинга, замедленного коксования, гидро-
очистки и гидрокрекинга.
О значительной экологической нагрузке, оказываемой процес-
сами нефтепереработки на гидросферу, свидетельствуют данные
табл. 3.28. Характеристики сточных вод типового завода топливно-
нефтехимического профиля приведены в табл. 3.29.
Таким образом, одним из важнейших аспектов защиты эколо-
гической чистоты гидросферы предприятий нефтеперерабатываю-
щей промышленности является вопрос совершенствования струк-
туры водопотребления и водосброса.
Вопросы:
• Укажите цели и задачи мониторинга водного бассейна типо-
вого завода топливно-нефтехимического профиля.
• Какие индексы используются для оценки загрязнения вод-
ного бассейна?
• Какие классификации сточных вод заводов известны?
• Назовите источники загрязнения сточных вод нефтью и неф-
тепродуктами.
♦ Укажите источники сбросов фенолов.
• Какие источники хлоридов и аммонийного азота вам известны?
• Какие нормативы установлены на допустимое содержание
нефти и нефтепродуктов в водоемах различного назначения?
3.3.2. Технологии очистки стоков
Все сточные воды (производственные, атмосферные и быто-
вые) проходят комплекс очистных сооружений, который состоит
из трех раздельных блоков очистки и доочистки сточных вод про-
мышленной канализации. Схема очистных сооружений и конт-
рольные точки отбора сточных вод на примере Московского НПЗ
топливно-нефтехимического профиля приведены на рис. 3.20.
Рис. 3.20. Схема очистных сооружений и точки отбора сточных вод
I. В первый блок очистки сточных вод — БОСЭ (блок очистки
стоков электрообессоливающих установок) поступают наиболее за-
грязненные стоки электрообессоливающих установок ЭЛОУ товарно-
сырьевого цеха, установок депарафинизации дизельного топлива
ДПУ и адсорбционной очистки масел. Основными загрязнителями
являются: нефтепродукты — до 10000 мг/л; фенолы — до 5 мг/л;
сульфиды и гидросульфиды — до 4 мг/л; хлориды — до 600 мг/л.
II. В блоке основного нефтеулавливания (БОН) очищают
сточные воды от установок прямой перегонки нефти, установок
каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива,
каталитического крекинга, газофракционирующих установок
и других объектов завода. Основные загрязнители: нефтепродукты —
до 3000 мг/л, фенолы и сульфиды — до 3 мг/л (за исключением
установки каталитического крекинга, где фенолов может быть
до 300 мг/л, сернистых — до 4000 мг/л), а также установка обез-
вреживания сернисто-щелочных стоков, в которых содержание серни-
стых соединений составляет до 1000 мг/л. БОСЭ и БОН — меха-
нические очистные сооружения, оборудованные нефтеловушками.
III. Блок доочистки сточных вод (БДСВ) служит для очистки
всех видов промышленных сточных вод от нефтепродуктов мето-
дом напорной флотации с рециркуляцией одной трети воды и ис-
пользованием в качестве коагулянта сернокислого алюминия.
Определение содержания нефтепродуктов (основного загряз-
нителя) в сточных водах на всех этапах их очистки позволяет
контролировать процесс очистки, влиять на него, устранять неже-
лательные отклонения.
В точках 1, 3, 4 контролируют содержание нефтепродуктов
в сточных водах, поступающих на БОСЭ и БОН, в точке 7 — в сточных
водах ЭЛОУ-6. В точках 2, 5, 6 — оценивают качество сточных вод, про-
шедших механические очистные сооружения; в точках 8 и 9 — сточных
вод, поступающих на флотационную установку и прошедших ее; в точке
10 — в сточных водах, сбрасываемых на станцию аэрации.
Так как точки 8, 9 позволяют контролировать процесс флота-
ции (количество A12(SO4)3 на тонну очищаемой воды), а точка 10
является последней контрольной точкой перед сбросом воды на об-
щегородские очистные сооружения, то в этих точках кроме ана-
лиза на содержание нефтепродуктов в сточной воде проводят ана-
лизы на содержание в очищенных водах: механических примесей;
растворенных веществ; ХПК; БПК5; фенолов, летучих с паром;
аммонийного азота; сульфатов; хлоридов; сульфидов и гидросуль-
фидов; щелочности; ионов водорода (pH).
В табл. 3.30, 3.31 представлены среднегодовые данные за по-
Среднегодовые данные по химическому составу сточных вод до флотационной очистки Таблица 3-30
Определяемые компоненты
Год pH Фенол. мг/дм3 сг, мг/дм3 SO;2 мг/дм3 H2S, мг/дм3 Щобщ, мгэкв/дм3 Мех.пр., мг/дм3 Сух.ост., мг/дм3 ХПК, мг Оз/дм3 Нефтепро- дукты, мг/дм3
1 8,48 2,54 484 95 7,96 6,9 58 1129 350
2 8,5 1,9 624 128 12,2 6,9 62 1257 379
3 8,26 1,47 506 146 4,75 5,9 73 1199 305 71
4 8,64 2,09 495 162 6,5 6,7 65 1230 362 119
5 8,44 1,93 493 ИЗ 3,53 5,9 61 1152 226 133
6 8,48 2,02 502 116 6,52 5,7 48 1093 261 80
7 8,22 1,29 545 134 3,18 5,4 47 1129 221 62
8 8,3 2,1 613 124 4,94 5,6 46 1324 248 116
9 8,3 1,5 564 118 3,54 5,4 25 1341 162 76
10 8,17 1,8 480 131 2,4 5,1 21 1246 69
И 7,9 1,2 543 145 2,1 4,8 19 1369 — 60
3 niri *
Таблица 3-31
Среднегодовые данные по химическому составу сточных вод
после флотационной очистки
Год Определяемые компоненты
pH Фенол. мг/дм3 сг, мг/дм3 so;2 мг/дм3 H2S, мг/дм3 пи.. , мгэкв/даг Мех.пр., мг/дм3 Сух.ост., мг/дм3 ХПК, мг О2/дм3 Нефтепро- дукты, мг /дм3
1 7,96 2,58 431 173 2,82 5,7 58 1135 256 —
2 7,93 2,1 558 149 3,6 5,6 58 1339 271 —
3 7,86 1,37 469 179 2,2 5,43 89 1167 237 37
4 8,0 2,07 437 184 4,1 5,9 62 1231 247 55
5 7,85 1,81 478 151 0,55 5,1 54 1135 184 70
6 7,99 1,89 462 140 2,3 5,4 44 1049 191 38
7 7,46 0,75 504 151 1,24 5,48 26 1153 150 22,6
8 7,7 2,2 551 175 2,3 3,9 37 1243 159 21
9 7,8 1,5 488 122 . 1,8 4,9 24 1348 102 38
10 7,8 1,5 502 194 1,9 4,5 23 1324 — 33
И 7,8 1,02 516 183 1,53 4,3 14 1420 — 25
следние годы по химическому составу сточных вод, поступающих
и прошедших флотационную очистку, которые показывают общую
тенденцию к понижению содержания основных загрязняющих ве-
ществ.
Следует отметить, что процесс коагуляции в экологическом
плане представляет собой очистку воды ценой ее загрязнения суль-
фат-ионами коагулянта (загрязнения — поскольку названные при-
меси нормируются значениями ПДК). Так, при расходе сульфата
алюминия 30 мг/л содержание сульфат-ионов в воде, прошедшей
установку флотации, возрастает на ~30 мг/л (табл. 3.30-3.31).
К тому же очистке сопутствует проблема остаточного алюминия
в очищаемой воде. Опасность усугубляют “кислые дожди”, вымы-
вающие водорастворимые соли из шламов.
Анализ полученных данных дал возможность определить эф-
фективность очистки сточных вод по нефтепродуктам на установке
флотации (рис. 3.21).
Величина средней степени очистки сточных вод — 56%, и ука-
занные выше проблемы использования минеральных коагулянтов
говорят о необходимости реконструкции сооружений физико-хи-
мической очистки. Совершенствование процесса флотации может
Годы
Рис. 3.21. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов на установке
флотации
быть решено путем подбора природы, состава, концентрации
и способов дозирования реагента, добавкой флокулянтов.
После физико-химической очистки сточную воду направляют
в пруды-отстойники, после суточного отстаивания сбрасывают
на Курьяновскую станцию аэрации (КСА). Контроль за качеством
сбрасываемых сточных вод ведется в т. 10. Аналитические данные
по химическому составу сточных вод, сбрасываемых на КСА,
представлены в табл. 3.32.
Из представленных данных можно сделать вывод об улучше-
нии качества сточных вод. Снижение содержания основных
загрязнителей в сточных водах связано прежде всего с модерниза-
цией старых и вводом в строй новых (экологически более чистых)
технологических производств переработки нефти.
Для систематизации и оценки уровня загрязнения и значи-
мости сбросов вредных веществ со сточной водой предприятия
на станцию аэрации (как единственного потока, выходящего
с предприятия) была проведена статистическая обработка данных
за последние 3 года.
Результаты статистической обработки данных по содержанию
вредных веществ в сточной воде Московского НПЗ представлены
в табл. 3.33.
Таким образом, мониторинг водных потоков и статистическая
обработка полученных данных позволяют оценить состояние вод-
ного бассейна и определить вклад вредных веществ в общее загряз-
нение водного бассейна.
Для выработки природоохранных мероприятий необходимо
знать не только перечень основных загрязняющих веществ, но и
основные источники загрязнения. Для этого необходимы исследо-
вания по определению химического состава и объемов сточных
вод, образующихся на производственных объектах предприятия
(табл. 3.26). Данные по исследованию сточных вод позволяют опре-
делить основные источники загрязнения воды веществами, содер-
жание которых превышает нормативы, установленные водной инс-
пекцией (нефтепродукты, фенол, сероводород, аммонийный азот,
хлориды).
Как правило, существующие технологии водоочистки и меро-
приятия по снижению содержания вредных веществ в сточных во-
дах технологических установок не позволяют эффективно достичь
требуемых норм сброса.
В настоящее время имеются технологические решения, кото-
рые позволяют уменьшить потери нефти и нефтепродуктов, сни-
зить нагрузку на очистные сооружения. Для достижения нормы
480 140 2,5 4,1 44 135 5 0 6 1394 6,08
Данные по содержанию
вредных веществ в стоках
Вещество Год Максимальное из среднемесячных значение концен- трации вредного вещества в сточ- ной воде за год, мг/дм3 Среднегодовое значение кон- центрации вред- ного вещества в сточной воде, мг/дм3 Среднее квадра- тичное отклонение среднемесячных значений концент- рации вредного ве- щества в сточной воде от среднегодо- вого значения Коэф- фици- ент ва- риации к о н - центра- ций
Нефтепро- 1 6,7 6,18 0,6645 0,11
дукты 2 7,4 5,68 0,9543 0,17
3 6,5 5,41 0,6230 0,12
Фенол 1 2,8 0,97 0,6994 0,72
2 0,5 0,42 0,1262 0,30
3 2,8 1,63 0,9285 0,57
H2S 1 3,7 2,40 0,7094 0,30
2 3,2 1,94 1,2950 0,67
3 3,1 1,57 0,6979 0,44
nh4+ 1 98 62,3 17,431 0,28
2 62 45,6 12,602 0,28
3 60 44,3 10,500 0,24
сг 1 611 452,2 73,429 0,16
2 645 495,0 102,058 0,20
3 597 480,3 56,587 0,12
сброса вредных компонентов со сточной водой на станции аэрации
необходима реконструкция очистных сооружений. Для предприя-
тий топливно-нефтехимического профиля существует достаточно
большое количество методов по обезвреживанию стоков устано-
вок ТК и СЩС. К ним относятся:
— жидкофазное окисление кислородом в отсутствие и в присутствии
катализаторов (металлические и оксидные с металлами VIII группы);
— гетерогенно-каталитическое обезвреживание в отсутствие
окислителя;
— озонирование;
— окисление с помощью пероксида водорода (перспективно
там, где есть его производство);
— хлорирование.
10 — 1586
Предложена технология концентрирования СЩС и стоков ТК
щелочью с получением пастообразных или жидкотекучих полупро-
дуктов со значительно меньшим выходом, что обеспечивает воз-
можность долгосрочного складирования и снижения расходов при
транспортировке.
Наиболее перспективным считается метод локального окисли-
тельно-каталитического обезвреживания (процесс ЛОКОС). Процесс
ЛОКОС основан на жидкофазном гетерогенно-каталитическом
окислении кислородом воздуха токсичных сульфида и меркаптида
натрия в более безопасные тиосульфат и сульфонат натрия по ре-
акциям:
2Na2S + 2О2 + Н2О = Na2S2O3 + 2NaOH (3.20)
2CH3SNa + ЗО2 = CH3SO3Na (3.21)
Реакции (3.20) и (3.21) экзотермические и протекают при тем-
пературе 60~90°С в присутствии катализатора — фталоцианина
кобальта, нанесенного на полимерную основу. Основными услови-
ями проведения процесса являются: расход воздуха на обдув —
500 м3/ч; температура конденсата на входе в колонну — 95°С;
давление в колонне — 0,5 кг/см2; расход технологического кон-
денсата — 18,0 м3/ч; загрузка катализатора — 2,5 т.
Ввод в действие установки по очистке сточных вод позволил
снизить концентрации фенолов и сернистых соединений в стоках
ТК и СЩС и уменьшить сброс опасных загрязнителей на очистные
сооружения завода (рис. 3.22, 3.23).
Одним из перспективных методов удаления фенолов, сернистых
соединений и аммонийного азота из технологического конденсата
является применение озонной технологии. Проведены лабораторные
исследования по очистке конденсата с применением высокоэффектив-
ного окислителя — озона. В процессе исследования отбирались про-
бы из жидкой фазы реактора и определялась концентрация фенола,
ароматических углеводородов и сернистых соединений.
Известно, что в водных растворах скорость разрушения при-
месей при озонировании, в особенности фенола, зависит от pH ра-
створа. Увеличение pH от 7 до И позволило увеличить скорость
разрушения фенола в 10-20 раз, не изменив заметно скорости со-
путствующих реакций. Скорость реакции озона с ароматическими
углеводородами зависит от температуры. При температуре посту-
пающего из куба отпарочной колонны конденсата, равной 100°С,
можно добиться конверсии по озону 99,99% и разрушить пол-
250
Рис. 3.22. Динамика изменения среднегодовых концентраций фенолов
(мг/дм3) (а) и сернистых соединений (г/дм3) (6) на установке очистки
стоков ТК и СЩС: 1 — фенолы и HjS до очистки; 2 — фенолы и H2S после
очистки; 3,4 — аппроксимация
ностью нежелательные примеси. В зависимости от температурных
параметров и аппаратурного оформления узла конденсации паров
возможно получать различное качество “конденсата”. Практически
Удается уловить 90-95% фенола, 70-90% аммиака, 95% моно- и би-
Годы
Рис. 3.23. Динамика очистки стоков ТК и СЩС от фенолов (а) и сернистых
соединений (б)
циклических ароматических соединений, a H2S, SO2, частично ам-
миак и легкие углеводороды удалить с газовой фазой.
Другим способом модернизации процесса очистки стоков СЩС
установок АВТ и ПП (получения полипропилена) является микро-
биологическая технология. В качестве окислителя используется
специальная культура тиобактерий, выращенная и адаптированная
к очищаемым стокам. Установлено, что при добавлении в процесс
отгонки сероводорода специальной культуры в количестве 40 мг/л
происходит не только очистка от сероводорода (с 3700 до 1,2 мг/л),
но и от фенолов (с 28 до 0,4 мг/л) и меркаптанов (с 0,59 до 0). Реко-
мендована схема доочистки указанных стоков совместно со стока-
ми цеха полипропилена с получением товарного продукта — комп-
лексного удобрения (рис. 3.24).
кислые газы
газы на дожиг
ВЫХОД
20 М3/ч
NH4 — 11,0 мг/л
H2S и фенолы —
отсутствуют
Из нового цеха
18м3/ч; 0,45 г/л H2S
ft воздух
23 .
м^/ч
2 м3/ч
промывные
воды
со скруббера
ВХОД от
Г-43-107
15 м3/ч __
H2S — 4,5 г/л
NH4 - 2,55 Г/л 1М
фенолы—0,3 г/ 135Л/Ч
воздух^
воздух
От битумной
установки
ВЫХОД
181^/4
N^4 ~ 2'13г/л 1,9 ^/ч
pH — о,0
H2S — 1,5 мг/л
фенолы — 0,5 мг/л
Рис. 3.24. Очистка концентрированного стока от сероводорода и фенолов
Зм3/ч
0,5 г/л H2S
7
2 м^/ч
2% сух, в-ва
0,2 мЗ/ч
50 кг/ч
серы
в отвал
В поток добавляют биологический окислитель и направляют
в колонну (2‘). В эту же колонну направляют промывную воду
скруббера очистки кислых газов с установки получения серы
по способу Клауса. После смешения поток поступает в следующую
колонну (2”), где происходит отгонка и окисление сероводорода
и фенолов при аэрации воздухом с образованием осадка серы
в смеси с биологическим окислителем. Полученный осадок отделя-
ют от аммонийсодержащего раствора в отстойнике (5) и обезвожи-
вают на барабанном вакуум-фильтре (7).
Поток осадка смешивают со стоками битумной установки
и направляют в колонну (2”), куда подают также стоки из цеха по-
липропилена. В этой колонне происходит полное окисление
сероводорода полученным осадком и кислородом воздуха. Далее
осадок отделяют от раствора на существующей колонне (2"),
раствор сливается в канализацию, а осадок рециркулируется
в колонну (2') и на уплотнение в отстойник (6), а оттуда (50 кг/ч)
в отвал вместе с серой с установок Клауса. Выход этого осадка
составляет 0,5-1% от общего количества получаемой серы.
В общий поток на очистку направляется 20 м3/ч стоков, практи-
чески не содержащих фенолов и сульфидов и содержащих около
И мг/л аммонийного азота.
Схема установки биологической очистки воды типа “закрытый
аэротенк с загрузкой” представлена на рис. 3.25.
Биологическая очистка во-
ды осуществляется путем сорб-
ции и окисления загрязнителей
в предварительно сформирован-
ном слое активного ила, нахо-
дящемся в нижней части уста-
новки (шламовая часть), а так-
же активным илом, закреплен-
ным на плавающей насадке.
Установка состоит из реактора
(1) призматической формы,
снабженного в верхней части
решеткой (2) для удержания
насадки (3); перекрытие (4) ре-
актора и конгруэнтное ему дни-
ще (5) имеют двухскатную фор-
му с коньком (6), обращенным
вниз со смещением от оси реак-
тора (1) в сторону отвода неф-
тепродуктов (7) и кислородсо-
держащего газа (8). Реактор oci
Рис. 3.25. Реактор микробиологи-
ческого окисления
« системами подачи исходной
воды (9) и отвода обработанной воды (10), а также подачи и отво-
да воздуха. В нижнем отделении реактора (1) под системой подачи
воздуха (И) располагается предварительно сформированный слой
активного ила (12). Под решеткой и сеткой (2), выше
системы подачи воздуха (И) располагается гранулированная
насадка (3) (полиэтилен высокого давления низкой плотности,
гранулы крупностью 2,5-4 мм, плотностью 0,02 кг/л, насыпным
весом 0,657 кг/л).
В табл. 3.34 приведены показатели качества воды после очист-
ки в реакторе биохимического окисления.
Биологическая система сероочистки сточных вод направлена
на переработку сточных вод с высоким содержанием нефтепродук-
Показатели качества очистки воды
в реакторе микробиологического окисления
Показатель Содержание, мг/л
До очистки | После очистки
Фенолы 2-5 0-0.4
Сероводород 4-10 Не обнаружен
Сульфаты 60-170 —
Хлориды 300-500 —
Взвешенные вещества 10-72 2-15
Растворенный кислород — 3-6.5
Нефтепродукты 25-150 4-18
тов (-150 мг/л) и позволяет проводить более глубокую очистку
сточных вод. Эта система исключает загрязнение окружающей воз-
душной среды воздушными выбросами и позволяет в -3 раза сни-
зить расход воздуха по сравнению с аэротенками без загрузки.
Таким образом, перспективны новые каталитические техноло-
гии и биотехнологии очистки стоков предприятий нефтеперераба-
тывающего и нефтехимического профиля.
Вопросы:
• Какие методы обезвреживания сероводородных стоков тер-
мокрекинга вам известны?
• Охарактеризуйте способы очистки сульфатно-щелочных
стоков.
• Какие преимущества имеет технология ЛОКОС?
• В чем заключается микробиологическая технология очистки
стоков установки АВТ?
• Как устроен реактор микробиологического окисления сточ-
ных вод?
3.3.3. Обработка шламов и осадков нефтепереработки
Загрязненные нефтепродуктами осадки образуются на очист-
ных сооружениях под воздействием химической обработки сточ-
ных вод, в резервуарах хранения нефти (механическая пыль, про-
дукты коррозии, нерастворимые соли и т. д.), ту же опасность
представляют отработанные катализаторы, сорбенты. Стойкие
эмульсии и пеношламы собираются с поверхности всех сооруже-
ний очистки сточных вод нефтеперерабатывающих заводов (нефте-
ловушек, песколовок, флотаторов, отстойников, прудов, шламона-
копителей), а также при зачистке емкостей на установках. Эти
дисперсные системы представляют собой стойкие образования с со-
держанием воды более 50% и механических примесей от 1 до 15%.
Эти системы обладают высокой стабильностью, обусловленной
наличием в нефти природных стабилизаторов (карбоновые кисло-
ты, смолы, высшие парафины и др.) и внесенных в процессе добы-
чи нефти при химической обработке добывающих скважин, при
электрообессоливании нефти. Предполагают, что стабилизирующие
вещества образуют прочные оболочки на поверхности раздела фаз,
обусловливают высокую вязкость и структурно-механические свой-
ства, препятствуя коалесценции капель жидкости при их контакте.
В практике водоочистки используют различные методы
воздействия на такие системы с целью их разрушения: термичес-
кую обработку, отстаивание, центрифугирование, фильтрование,
использование ПАВ-деэмульгаторов и флокулянтов.
Шламы и осадки механической и биологической очистки име-
ют высокую обводненность — около 95%. Высокое содержание
воды требует проведения операции длительного обезвоживания
перед дальнейшей утилизацией. Существуют редкие случаи воз-
можного использования осадков без обезвоживания в лесном
или сельском хозяйстве. Однако такие способы использования зна-
чительно ограничены токсическими и гигиеническими характерис-
тиками шламов и осадков.
Наиболее распространенный прием обезвоживания шламов и
осадков состоит в использовании химической обработки шламов.
После обработки коагулянтами и флокулянтами осадков и шламов
улучшается водоотдача от последних при центрифугировании и об-
работке на вакуумных прессах и ленточных фильтрах.
При обезвоживании осадков сточных вод и активного ила
очистных сооружений происходит адсорбция на поверхности твер-
дых частиц молекул флокулянта и вытеснение прочно адсорбиро-
ванной гидратной оболочки. Наибольшим эффектом обезвожива-
ния обладают катионоактивные флокулянты.
Особенно перспективными и широко применяемыми в мировой
практике являются механическое обезвоживание на центрифугах
и ленточных фильтр-прессах с использованием предварительной
обработки высокомолекулярными катионными флокулянтами.
Такую технологию предлагает фирма “Штокхаузен” (Германия)
с использованием флокулянтов марки “Праестол” (рис. 3.26).
Рис. 3.26. Схема обработки сточных вод и шламов флокулян-
том марки “Праестол” фирмы “Штокхаузен” (Германия)
Новое оборудование для регенерации нефтяных шламов
предлагает фирма “Флоттвег”. На рис. 3.27 представлена схема
установки, позволяющей на выходе получить три компонента шла-
ма: твердое вещество, воду и нефть. Нефтяной шлам из амбара-
отстойника извлекается с помощью насосов, установленных на обогревае-
мом понтоне. Этот понтон оснащен поверхностной обогревательной
установкой размером около 60 м2. Погружной насос с пропускной
способностью 15 м3/ч закачивает нефтяной шлам в две сборные
емкости, снабженные медленно вращающимися мешалками и смен-
ными нагревательными спиралями. В этих емкостях нефтяной
шлам нагревается до 90°С. Из этих емкостей нагретый нефтяной
шлам с помощью эксцентриковых шнековых насосов закачивается
в трехфазный декантер и разделяется там на следующие компонен-
ты: твердую фазу, нефть, сточные воды.
Декантеры с гидравлическим приводом размещены в 20-футо-
вых контейнерах. В нефтесборной емкости с собственным обогре-
вом нефть после декантера еще раз нагревается до 90°С и затем
с помощью эксцентриковых шнековых насосов закачивается
в трехфазные сепараторы, которые как единый блок также уста-
навливаются в 20-футовых контейнерах.
После сепараторов нефть направляется в емкость для очищен-
ной нефти и через многоступенчатый шнековый насос возвращает-
ся на нефтеперерабатывающий завод в качестве сырой нефти.
Очищенная вода после декантеров собирается в отдельном
баке и перекачивается в соответствующую очистительную установ-
ку нефтеперерабатывающего завода.
Нефтяные шламы с помощью шламового насоса подаются
на заводские установки сжигания или в шламонакопители.
Система выделения нефти из шламов и других нефтесодержа-
щих отходов предлагается фирмой “SAS” (Нидерланды) (рис. 3.28).
Предлагаемая установка состоит из системы сбора, в которой
все отходы, собранные на поверхности или из отстойников-резер-
вуаров, транспортируются или откачиваются насосом Н1 на вибра-
ционное сито В1. На этом фильтре отделяются большие камни,
грунт, деревянные обломки и другие крупные включения.
Разделочный резервуар-сборник Р1 представляет собой бак,
оснащенный подающим насосом Н2, теплообменником Т1 и мешал-
ками. Затем стоки поступают на флотационную установку Ф1, где
происходит первичное отделение нефти из смеси. Насосом Н7 очи-
щенная вода перекачивается в дополнительную установку по обра-
ботке воды ДУ1. Отделенная нефть собирается в резервуаре X.
Дополнительная установка по обработке воды ДУ1 состоит из
Нефтешламовый пруд
с понтоном и заборной
Сепараторы
Рис. 3.27. Установка переработки нефтяных шламов фирмы “Флотгвег”
Рис. 3.28. Установка для переработки нефтесодержащих отходов фирмы SAS (Нидерланды): Н1, 2, 3, 4,
5, 6, 7, 8 — насосы; В1 — вибрационное сито; PI — разделочный резервуар; Т1,2 — теплообменники;
Ф1 — установка по отделению нефти и флотации; X — резервуар для хранения нефтепродуктов;
Д1.2 — декантеры; С1 — резервуар смешения с растворителем; Ф2 — флотационная установка регенерации
растворителя; ДУ1 — дополнительная установка по обработке воды
Свежий
растворитель
насоса Н8 и ультрафильтрующей установки, оснащенной мембра-
нами для разделения углеводородов и воды. Вода после такой очи-
стки может быть сброшена в водоем. Нефтяная фаза для дальней-
шей обработки направляется для экстракции в резервуар С1.
Смесь из флотационной установки насосом НЗ направляется в
первый фильтр-декантер Д1 центрифужного типа. Жидкость пода-
ется обратно в Ф1, а твердые фракции с помощью шламового насо-
са Н4 в резервуар С1 смешения с растворителем. После экстрак-
ции смесь подается иа второй декантер Д2, где происходит отделе-
ние твердой массы от растворителя с нефтяным компонентом.
Из декантера Д2 твердые массы транспортируются в место
складирования песка, а жидкая фаза с помощью насоса Н6 подает-
ся через теплообменник Т2 в флотационную установку Ф2 для ре-
генерации растворителя. Нефть из Ф2 направляется в Р1 для вто-
ричной обработки, а растворитель — на экстракцию в С1.
Таким образом, предлагаемая установка с использованием цент-
рифужных декантеров и экстракции позволяет получить три фракции
(нефть, вода, песок) с низким остаточным содержанием компонентов.
3.3.4. Комплексные схемы обработки сточных вод
Общие принципы создания очистных сооружений заклю-
чаются в последовательной обработке сточных вод механически-
ми, химическими и биологическими методами с использованием
оригинальных установок локальной очистки от таких индивиду-
альных веществ-загрязнителей, как фенолы, кислоты и щелочи,
сероводород и др. Кроме того, перечисленные методы могут быть
как одно-, так и многоступенчатыми, комбинированными, с приме-
нением нескольких способов переработки, что зависит от требова-
ний в отношении степени очистки воды и качества выпускаемой из
системы воды, а также от характеристик сточных вод.
Типовую схему установки по переработке сточной воды с
применением комбинации механической и химической обработки и
с конечной концентрацией углеводородов ниже 2 мг/л предложи-
ла фирма “ИНА РОСС” (Хорватия). Процесс протекает следую-
щим образом. Вода из сборного бассейна гравитационным спосо-
бом выпускается (или перекачивается) при изменении ее количе-
ства в резервуар быстрого смешивания, в котором она при помощи
смесителя смешивается с добавляемым флокулянтом. Химически
обработанная вода подается во флотатор, в котором происходит
отделение нефти и механических примесей, которые поступают
в отстойный резервуар. Очищенная вода из флотатора (5 мг/л
нефтепродуктов) подается в коагуляционную/флокуляционную
емкость, снабженную смесителем и дозатором флокулянтов. После
обработки вода пропускается через фильтры с двумя наполни-
телями — кремниевым песком и антрацитом. Фильтрованная вода
(< 2 мг/л нефтепродуктов) подается в емкость, из которой вы-
пускается в окружающую среду, а часть ее направляется на про-
мывку фильтров. После промывки фильтров вода направляется
в систему для обработки. Для выделения веществ, не удаленных
предыдущими способами, используют биологическую очистку.
Фирма “Синджен Текнолоджиз Инк” (Канада) предложила схе-
му очистных сооружений, включающую новые технологии: сепара-
цию нефти от стоков физическим методом, адсорбционно-биологичес-
кую очистку и мембранную стадию очистки от солей. Блок-схема
представлена на рис. 3.29. Все технологические стоки усредняются,
а затем подвергаются предварительной обработке в системе отделения
нефтепродуктов (нефтеотделитель — CPS-сепаратор с гофрирован-
ными пластинами). После этого предварительно обработанные стоки
поступают в аэротенки двухступенчатой системы “РАСТ”. В аэротен-
ках стоки подвергаются аэрации в присутствии порошкового активи-
рованного угля и микроорганизмов (биомассы) при определенном
уровне растворенного кислорода, позволяющего добиться высокой
степени очистки от органических соединений и аммонийного азота.
Порошковый уголь способствует более активной работе бактерий
за счет более длительного пребывания трудноокисляемых органи-
ческих соединений, адсорбированных на угле в аэротенке. Потери
активированного угля возобновляются по мере необходимости.
Система “РАСТ” позволяет добиться значительного снижения
показателей ВПК и ХПК, а также обесцвечивания, присутствие
угля защищает биомассу от отравления, в то время как биосистема
позволяет высвободить центры адсорбции активированного угля
путем ассимиляции с него “органики”. Активированный уголь ад-
сорбирует и удерживает легкие углеводороды и ароматические со-
единения, устраняя их испарение при аэрации.
После аэрации к смеси добавляют полимер, способствующий
осаждению в осветлителе. Затем поток, выходящий из осветлителя,
поступает на быстрый песочный фильтр Hydro-Clear, а затем
на предварительный фильтр (патронный фильтр, 5 микрон) и в сис-
тему обратного осмоса (ОО) перед тем, как попасть на место сброса.
Производительность установки ОО составляет 222 м3/ч, предусмот-
рен рециркуляционный канал, соединяющий блок ОО с промежуточ-
ным резервуаром хранения. Для регулирования величины pH очи-
щенных стоков предусмотрена система подачи реагентов для созда-
Химически
чистый К градирне
У10® 470 1?/ч
Рис. 3.29. Схема очистки стоков, разработанная фирмой “Синджен технолоджиз”
ния необходимой pH. В ходе процесса образуются концентрирован-
ные стоки в количестве около 3,3 м3/ч, которые можно сбрасывать
в городскую канализацию или использовать для получения солей.
Шламовый осадок, образующийся в осветлителе системы “РАСТ”,
постоянно возвращается в аэротенки контактной аэрации для под-
держания высокой концентрации смешанных стоков. Излишки отрабо-
танного угля и биомассы, образующейся в системе, сбрасываются с осад-
ком из осветлителя на гравитационный сгуститель/аэрохранилище
шлама, а затем откачиваются на фильтр-пресс для обезвоживания.
После очистки на установке обеспечивается БПК до 3 ppm,
ХПК — около 25 ppm, полная конверсия аммиака (50-60 ppm)
в нитраты, сероводород превращается в сульфаты до нормативных
пределов, степень очистки от металлов в системе ОО — 50%,
от фенолов — до 0,005 мг/л.
Для реконструкции очистных сооружений фирма “Лудан" (Изра-
иль) предлагает эколого-промышленный комплекс, включающий
следующие основные технологические узлы (А-Е) (рис. 3.30):
А, Узел механической и физико-химической очистки сточных
вод 1-й системы канализации (сточные воды от технологических
установок и дренажно-ливневые сточные воды).
Технологическая схема очистки включает грубую очистку
сточных вод от крупных механических примесей и песка на фильт-
рах с вращающимися сетками и в гидроциклонах, выделение
нефтепродуктов в сепараторах с коалесцирующей насадкой, очист-
ку от эмульгированных углеводородов на установках напорной
флотации с использованием активных органических флокулянтов.
Мощность очистных сооружений 1-й системы канализации
565 м3/ч. Эффективность очистки сточной воды на узле А приве-
дена в табл. 3.35.
Б. Узел механической и физико-химической очистки сточных
вод 2-й системы канализации (сточные воды от установок ЭЛОУ-
АВТ, Г-43-107 и др.).
Технологическая схема аналогична схеме очистных сооруже-
ний 1-й системы канализации. Однако, учитывая высокое началь-
ное содержание нефтепродуктов в сточных водах данной системы,
сточные воды, прошедшие флотацию, дополнительно подвергают
фильтрации на песчаных фильтрах с непрерывной регенерацией
фильтрующей загрузки.
Мощность очистных сооружений 2-й системы канализации —
173 м3/ч с учетом сточных вод от механического обезвоживания
шламов. Эффективность очистки сточных вод на узле Б фирмы
“Лудан” приведена в табл. 3.36.
Рис. 3.30. Схема очистки стоков фирмы “Лудан”
Таблица 3.35
Оценка эффективности очистки сточной воды
на узле А
Загрязнитель Содержание, мг/ л
до очистки | после очистки
Нефтепродукты 2420 20
Взвешенные вещества 200 20
Таблица 3.36
Оценка эффективности очистки сточной воды
на узле Б
Загрязнитель Содержание, мг/л
до очистки | после очистки
Нефтепродукты 5400 20
Взвешенные вещества 322 20
В, Узел механического обезвоживания шлама. Обезвоживание
нефтешлама выполняется на рамных фильтр-прессах под давлени-
ем 8 кг/см2. Влажность обезвоженного нефтешлама 60-65% масс.
Для узлов А, Б, В принято оборудование фирмы Atlanta
Chemical System (США).
Г. Узел биологической доочистки сточных вод 1-й и 2-й систем
канализации.
Биологическая доочистка осуществляется в двух
интегрированных биореакторах. При этом в одном аппарате проис-
ходят процессы окисления органических примесей, нитрификации,
денитрификации и осветления сточных вод. Применение биореак-
торов этого типа позволяет повысить эффективность процесса очи-
стки, а также сэкономить площадь при строительстве.
Мощность сооружений биоочистки — 675 м3/ч. Качественные по-
казатели биологически очищенных вод узла Г фирмы “Лудан”, мг/л:
ХПК
БПКп0Лн.
Взвешенные вещества
Углеводороды
Фенолы
Азот аммонийный
Сероводород
< 100
< 5
< 10
< 0,5
< 0,001
< 0,3
< 0,5
Очищенные сточные воды после биологической очистки соот-
ветствуют требованиям, предъявляемым к сточным водам для
сброса в водоем. Для сооружений биологической очистки принята
технология и биореактор группы ADN (США).
Д, Узел деминерализации сточных вод с высоким солесодер-
жанием и получением кристаллических солей.
На деминерализацию предлагается направлять регенерацион-
ные стоки ХВО. Для деминерализации принята двухступенчатая
последовательная система обратного осмоса с рециклом концентра-
та второй системы для разбавления исходных сточных вод перед
первой системой.
Мощность установки обратного осмоса 60 м3/ч по исходным
сточным водам. В результате очистки получают 51 м3/ч обес-
соленной воды и концентрат. Для кристаллизации солей проводят
выпарку с компрессией.
Е. Узел термического обезвреживания шламов и других твер-
дых отходов предприятия.
Технология обезвреживания основана на деструкции органиче-
ских веществ при сжигании отходов в вибрационной печи и
дожигании парогазовой фазы во вторичной камере сжигания при
температуре 1200-1400°С, остекловании золы и неорганического
остатка при температуре 1350°С. Предусмотрена утилизация тепла
отходящих газов в котле-утилизаторе и турбине с противодавлени-
ем с производством пара и электроэнергии.
Внедрение эколого-промышленного комплекса очистки сточ-
ных вод позволяет:
— значительно сократить объем сточных вод;
— сократить потребление свежей речной воды;
— обеспечить действующие нормативы для сброса очищенных
вод в водоемы;
— получить значительное количество обессоленной воды,
в том числе на собственное потребление;
— выработать пар давлением 10 кг/см2 для собственных
нужд;
— выработать электроэнергию для собственных нужд;
— получить товарные соли, пригодные для посыпки дорог
в зимнее время;
— сократить загрязнение атмосферного воздуха за счет ликвида-
ции открытых поверхностей действующих очистных сооружений;
— полностью прекратить вывоз и накопление твердых про-
изводственных отходов и нефтешлама на территории предприятия.
Известно, что, решая проблемы локальной очистки сточной
воды технологической установки, мы решаем проблемы, возникаю-
щие при смешении многочисленных стоков предприятий: образова-
ния стойких дисперсий, выпадения осадков, образования вторич-
ных примесей, высокой нагрузки на биологическую очистку, поте-
ри индивидуальных компонентов технологических стоков и др.
Выбору способа очистки должен предшествовать длительный
мониторинг загрязнений во многих точках технологических цепо-
чек. На основе полученных данных, зная область применения мно-
гих представленных методов, уже можно осуществить выбор необ-
ходимого оборудования с учетом пропускной способности.
Рассмотренные в этом разделе современные способы локаль-
ной очистки сточных вод и отходов и комплексные схемы ведущих
зарубежных фирм, а также исследования отечественных ученых,
могут значительно уменьшить трудозатраты при выборе и обосно-
вании тех или иных проектов при строительстве и реконструкции
очистных сооружений.
3,3.5. Рациональные схемы водоснабжения н канализации
Для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприя-
тий разработаны и введены в действие рациональные схемы водо-
снабжения и канализации, в основу которых положены следующие
принципы:
— максимально возможного сокращения водопотребления
за счет применения воздушного охлаждения;
— минимального потребления свежей воды;
— повторного использования очищенных производственных
и ливневых сточных вод;
— минимального сброса сточных вод в водоем.
Применяемая в настоящее время на предприятиях схема водо-
снабжения и канализации со сбросом сточных вод в водоем
(рис. 3.31) предусматривает раздельную по системам канализации
механическую и физико-химическую очистку.
В состав комплекса очистки сточных вод первой и второй сис-
тем канализации входят последовательно работающие следующие
сооружения: песколовки, нефтеловушки, отстойники, песчаные
фильтры или напорные флотационные установки с применением
реагента.
В схемах очистки сточных вод важное значение имеют соору-
жения физико-химической очистки сточных вод, основное назначе-
ние которых — возможно полное удаление из очищаемой воды
тонкоэмульгированных нефтепродуктов и взвешенных веществ.
Технологические установки
Рис. 3.31. Принципиальная схема водоснабжения и канализации со сбросом
стоков в водоем: 1 — водозабор; 2 — блоки оборотного водоснабжения;
3 — сооружения узла механической очистки; 4 — сооружения узла физико-
химической очистки; 5 — сооружения узла биохимической очистки; 6 — со-
оружения доочистки. Потоки: I — свежая вода; II — оборотная охлажденная
вода; III — оборотная вода; IV — сточные воды первой системы канализации;
V — сточные воды второй системы канализации; VI, VII — хозбытовые стоки
НПЗ и города; VIII — сброс в водоем
Из наиболее известных методов физико-химической очистки
применение получил метод напорной флотации с предваритель-
ной обработкой сточных вод минеральными коагулянтами (сер-
нокислый алюминий, хлористый алюминий, оксихлорид алюми-
ния). Одним из наиболее перспективных путей совершенствования
метода напорной флотации является замена минеральных коагулян-
тов на органические высокомолекулярные соединения — водораство-
римые катионные полиэлектролиты. Это связано с тем, что полиэлек-
тролиты обеспечивают неизменность солевого состава pH очищаемых
стоков, меньшее (в 3-4 раза) количество образующегося пенного про-
дукта, небольшие дозы и более глубокую степень очистки воды.
После физико-химической очистки сточные воды направляют-
ся на комплекс сооружений биохимической очистки. Предусмотре-
на совместная двухступенчатая биохимическая очистка сточных
вод первой и второй систем канализации в смеси с хозбытовыми
сточными водами предприятия и города, прошедшими механиче-
скую очистку. Очищенные сточные воды сбрасываются в водоем.
Существуют схемы канализации предприятий без сброса сточ-
ных вод в водоем, где заложены те же принципиальные решения,
но солесодержащие сточные воды второй системы канализации
после соответствующей очистки направляют на установку терми-
ческого обессоливания и возвращают в производство.
В схему канализации кроме перечисленных выше включают
следующие сооружения: локальной очистки, входящие в состав
технологических установок (или отдельно стоящие); доочистки
биохимически очищенных сточных вод; обезвоживания уловлен-
ных нефтепродуктов с их утилизацией; подготовки и сжигания
нефтешлама.
Проводится создание и внедрение различных схем канализа-
ции на основе следующих технических принципов:
— комбинирования процессов и укрупнения единичных техно-
логических мощностей (уменьшения водоемкости основных техно-
логических процессов);
— совершенствования существующих и разработки новых ма-
ловодных и безводных технологических процессов;
— замены водяного охлаждения воздушным;
— максимального введения систем оборотного и повторного
использования воды;
— создания замкнутых циклов водопользования с локальной
очисткой сточных вод;
— комплексной подготовки оборотной воды;
— введения научно обоснованных норм водопотребления и во-
доотведения и требований к качеству используемой воды и сбрасы-
ваемых сточных вод;
— повторного использования в оборотных системах водоснаб-
жения биохимически очищенных сточных вод и использования
взамен свежей воды городских сточных вод после соответствующей
очистки;
— использования для подпитки оборотных систем атмосфер-
ных осадков с территории предприятия;
— применения экономичных и высокопроизводительных кон-
струкций сооружений по очистке сточных вод;
— использования высокоэффективных методов очистки и
доочистки сточных вод;
— обезвреживания и утилизации отходов.
Следует отметить, что к основным мероприятиям охраны вод-
ного бассейна относятся использование автоматизированных сис-
тем управления в процессах очистки сточных вод и постоянный са-
нитарный контроль за качеством сточных вод.
Основное количество речной воды на предприятиях использу-
ется для получения химически очищенной воды, необходимой для
работы котельных и котлов-утилизаторов технологических устано-
вок, а также для заполнения противопожарных водоемов.
Для технологических нужд артезианская вода используется
только в тех случаях, когда по условиям технологии необходима
холодная вода с температурой 8-10°С (процессы переработки по-
липропилена, карбамидная депарафинизация дизельного топлива
и т. д.). В остальных случаях для охлаждения используется вода,
охлаждаемая на блоках оборотного водоснабжения. Оборотное во-
доснабжение завода осуществляется от двух блоков (рис. 3.32).
Для подпитки водоблоков оборотного водоснабжения, как пра-
вило, используется вода, прошедшая через аппаратуру установок,
либо сточные воды после физико-химической очистки. Для обо-
ротной системы разработана схема получения захоложенной воды
рис. 3.33). В основу схемы водоблока с закрытой системой охлаж-
дения положен принцип максимального использования аппаратов
воздушного охлаждения.
С целью уменьшения нагрузки на окружающую среду измене-
ние структуры водопотребления и водосброса проводится по сле-
дующим основным направлениям:
— широкое внедрение аппаратов воздушного охлаждения;
— перевод охлаждения со свежей воды на оборотную;
Рис. 3.32. Принципиальная схема оборотного водоснабжения: 1 — градирня;
2 — камера охлажденной воды; 3 — насос охлажденной воды; 4 — потреби-
тели оборотной воды; 5 — нефтеотделитель; 6 — трубопровод уловленных
нефтепродуктов; 7 — камера горячей воды; 8 — насос горячей воды
IV II
Ш -------—
Рис. 3.33. Схема установки получения захоложенной воды: 1 — блок воз-
душного охлаждения; 2 — блок водяного охлаждения; 3 — вакуумная
колонка; 4 — блок эжекторов; 5 — насосы; 6 — емкость сборник. Потоки:
I — теплая оборотная вода; II — вода речная; III — пар; IV — вода; V —
вода на очистку; VI — охлажденная оборотная вода; VII — подпитка
хозяйственно-охлажденной водой
— освоение энергосберегающих технологий.
Одним из факторов, характеризующих рациональное исполь-
зование воды на предприятиях, является удельный расход свежей
и оборотной воды на тонну перерабатываемой нефти. Планомерное
осуществление мероприятий по рациональному использованию
воды позволяет значительно снизить показатели водопотребления
на тонну перерабатываемой нефти.
Таким образом, совершенство систем водоснабжения и кана-
лизации в направлении замкнутых циклов и введение новых тех-
нологий позволяют не только снизить загрязнение сточных вод,
но и уменьшить количество потребляемой воды.
Вопросы:
• Охарактеризуйте существующие схемы водоснабжения и ка-
нализации на нефтеперерабатывающих предприятиях.
• Какие принципы рациональной организации водоснабжения
и канализации следует учитывать при проектировании и реконст-
рукции предприятий?
• Какие меры по совершенствованию технологии напорной
флотации вам известны?
• Какие технические мероприятия следует провести на пред-
приятии для уменьшения расхода воды на тонну перерабатывае-
мой нефти?
• Какие системы биохимической очистки вам известны?
• Какие принципы лежат в основе организации системы водо-
снабжения?
• Какие схемы водооборота на предприятиях наиболее пред-
почтительны?
• Какими путями возможно уменьшить экологическую опас-
ность заводской канализации?
3.4. Загрязнение и мониторинг литосферы
Технологическое загрязнение почвы нефтью и нефтепродукта-
ми является крайне опасным явлением, угрожающим флоре, фауне
и здоровью населения. Кроме того, существует пожароопасность
твердых нефтесодержащих отходов. В результате эксплуатации
предприятий происходит загрязнение грунтов и подземных вод.
Это приводит к безвозвратным потерям дорогостоящих дефицит-
ных нефтепродуктов. Попадая в грунтовые воды, нефтепродукты
могут совместно с ними выходить на поверхность и стать причиной
опасной ситуации.
На типовом предприятии, перерабатывающем 15-16 тыс. т нефти
в сутки, только в технологических процессах глубокого обезвожива-
ния и обессоливания нефти выделяется около 26-30 т твердых со-
лей и твердых механических примесей в виде нефтешламов, содер-
жащих в своем составе до 30% углеводородных систем — нефти
и нефтепродуктов и 30-50% воды. Таким образом, НПЗ “постав-
ляет” более 100 т в сутки (около 4000 т в год) твердых или пасто-
образных нефтесодержащих пожароопасных отходов.
К числу твердых отходов на предприятиях нефтеперерабаты-
вающей и нефтехимической промышленности, загрязняющих ли-
тосферу, в том числе пожароопасными компонентами, относятся:
различные химические продукты; адсорбенты, не подлежащие ре-
генерации; зола и твердые продукты, получающиеся при термичес-
кой обработке сточных вод; различные осадки; смолы; пыль,обра-
зующаяся при очистке выбросов, и др.
Самая простая их утилизация (если это допустимо) — уничто-
жение сжиганием в печах различных типов. Образовавшуюся золу
и шлак иногда можно использовать в качестве наполнителя в про-
изводстве стройматериалов, в качестве удобрения или как сырье
для выделения отдельных компонентов нефтепродуктов. При
невозможности использования золу, шлак и горючие твердые отхо-
ды производства направляют на хранение в отвалы.
В нефтеперерабатывающей промышленности одними из основ-
ных твердых отходов являются кислые гудроны, образующиеся
в процессах сернокислотной очистки ряда нефтепродуктов (масел,
парафинов, керосиногазойлевых фракций и др.), а также при про-
изводстве сульфонатных присадок, синтетических моющих средств
и др. В России ежегодно получают около 300 тыс. т кислых гудро-
нов. Степень их использования не превышает 25%.
Кислые гудроны обычно разделяют на следующие виды:
с большим содержанием кислоты и с высоким содержанием орга-
нической массы, что определяет их использование. Они могут
быть переработаны в сульфат аммония, использованы в виде топ-
лива (непосредственно или после отмывки содержащейся в них
кислоты) или в качестве агента для очистки нефтепродуктов.
Однако сложность технологии получения сульфата аммония
на базе кислых гудронов и необходимость больших затрат на
очистку выбросов (газов и жидких отходов) при использовании
кислых гудронов в качестве топлива и агента очистки нефтепро-
дуктов являются существенными препятствиями для широкой про-
мышленной реализации этого процесса.
Перспективными представляются использование гудронов
с высоким содержанием кислоты в качестве сульфирующего агента
для производства сульфонатных присадок и их переработка с це-
лью получения диоксида серы, высокосернистых коксов, битумов
и некоторых других продуктов. Так, при переработке кислых гуд-
ронов в диоксид серы с целью получения серной кислоты к ним
обычно добавляют жидкие производственные отходы — растворы
отработанной серной кислоты, выход которых в стране составляет
более 350 тыс. т/год. Термическое расщепление смеси кислых гуд-
ронов и отработанной серной кислоты проводят в печах сжигания
при 800-1200°С. В этих условиях происходит образование диокси-
да серы и полное сжигание органических веществ.
Органическая часть кислых гудронов включает различные
сернистые соединения, смолы, твердые асфальтобетонные веще-
ства — асфальтены, карбены, карбоиды и другие компоненты нефте-
продуктов, что позволяет перерабатывать их в битумы, широко ис-
пользуемые в качестве дорожно-строительных материалов. С целью
получения гомогенной битумной массы переработку кислых гудронов
ведут в смеси с прямогонными гудронами (смолистые массы, получа-
ющиеся после отгона от нефти топливных и масляных фракций).
Способность кислых гудронов легко разлагаться при температуре
~350°С с образованием диоксида серы и высокосернистого кокса
используют в промышленности для получения этих продуктов.
Твердые примеси, присутствующие в перерабатываемых и
вспомогательных материалах на заводах нефтеперерабатывающей
промышленности, приводят к образованию такого распространен-
ного вида отходов, как нефтяные шламы, выход которых составля-
ют около 7 кг/т перерабатываемой нефти, что приводит к скопле-
нию огромных количеств этих отходов. Такие шламы представля-
ют собой тяжелые нефтяные остатки, содержащие в среднем 10-
56% нефтепродуктов, 30-85% воды и 1,3-46% твердых примесей.
При хранении в шламонакопителях отходы расслаиваются с обра-
зованием верхнего слоя, в основном состоящего из водной эмуль-
сии нефтепродуктов, среднего слоя, включающего загрязненную
нефтепродуктами и взвешенными частицами воду, и нижнего слоя,
около 3/4 которого приходится на влажную твердую фазу, пропи-
танную нефтепродуктами.
Рациональное использование шламов требует понижения ус-
тойчивости эмульсий и суспензий. В частности, при обезвожива-
нии и сушке этих отходов возможен возврат их в производство
с целью последующей переработки в целевые продукты. При ис-
пользовании нефтяных шламов для получения горючего газа вода,
равномерно распределенная в нефтепродуктах и тесно с ними связан-
ная, служит активной химической средой. Промышленная реализа-
ция процесса газификации требует больших капитальных затрат,
что сдерживает его широкое применение.
Самым распространенным способом утилизации и обезврежи-
вания нефтяных шламов является их сжигание в печах различной
конструкции (камерных, кипящего слоя, барабанных и др.). Для
сжигания таких отходов, содержащих не более 20% твердых при-
месей, широко используются печи кипящего слоя. При сжигании
нефтяных шламов, содержащих до 70% примесей, большое распро-
странение получили вращающиеся печи барабанного типа, позво-
ляющие сжигать отходы различного гранулометрического состава.
Производительность установки составляет 1,3-3,0 т/ч нефтяных
шламов, что в 2-4 раза превышает производительность установки
с печью кипящего слоя.
Разработан ряд технологий переработки нефтешламов, основ-
ными направлениями которых явились: обработка стойких лову-
шечных эмульсий с повышенным содержанием механических при-
месей, позволяющая выделять из нефтяной фазы механические
примеси; разжижение и предварительная очистка многолетних
отложившихся нефтешламов, замазученного грунта от твердых
включений и травяного мусора; переработка высоковязких нефте-
шламов по комбинированной технологии с использованием пресс-
фильтров непрерывного действия; разработка технологии примене-
ния выделенных на пресс-фильтрах концентрированных остатков
в качестве сырья для получения сверхлегкого керамзита и ке-
рамзит-бетона, а также технологии применения воды, выделенной
в процессе переработки шламов, для закачки в нефтяные пласты
при разработке нефтяных месторождений.
Производства по переработке углеводородных систем загряз-
няют грунтовые воды. Так, инженерно-геологические и гидрогео-
логические исследования почвы центральной части промпло-
щадки Московского НПЗ выявили залегающий на поверхности
горизонта грунтовых вод слой нефтепродуктов, толщина которого
колеблется от пленки на северо-восточной части до 0,51 м
на юго-западной границе. Нефтепродукты (в пределах иссле-
дованного участка) обнаружены на глубине от 0,38 до 1,67 м. При-
чиной выхода нефтепродуктов на поверхность водного рельефа
является сезонное повышение уровня грунтовых вод, ампли-
туда колебания которого составляет 1-1,5 м. Источниками загряз-
нений подземных вод обследованной территории могут быть
проливы нефтепродуктов на сливно-наливной эстакаде, отходы
товарно-сырьевого парка и бывшего производства уксусной кисло-
ты. Результаты анализа нефтепродуктов в подземных водах
представлены в табл. 3.37.
Борьба с загрязнением промышленной территории сводится
к устранению источников загрязнения или к устройству дренажа
Таблица 3.37
Результаты анализа нефтепродуктов подземных вод
№ Плот- Фракционный состав, °C Фр. г 12/
про- посты Тн.к-« °C % до ?оо°с 100 гр.
бы г/см5 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 | 90 % 200°С
1 0,7374 55 74 81 80 95 103 12 26 175 307 82 0,46
2 0,7354 50 73 80 88 94 102 110 123 153 299 84
3 0,7434 59 86 91 96 03 109 117 35 81 308 81
с перехватом нефтепродуктов и отводом их на очистные сооруже-
ния, а также с использованием микроорганизмов.
Очистка почвы от нефтепродуктов представляет собой слож-
ную проблему как при проектировании, так и при эксплуатации.
Результаты научно-исследовательских работ в этой области проти-
воречивы и указывают на необходимость высоких капитальных
и эксплуатационных затрат для ее решения. При обезвреживании
загрязненных грунтов различными методами полностью выделить
нефтепродукты не удается. Оставшаяся фаза после обработки со-
держит 3~5% нефтепродуктов, вследствие чего ее нельзя сбрасы-
вать в отвал. Кроме того, для выделения нефтепродуктов часто
требуется сложное дорогостоящее оборудование. Выделенные
из почвы нефтепродукты зачастую непригодны для повторного
использования, так как в них высоко содержание механических
примесей и окисленных веществ. Наиболее распространенный ме-
тод — сжигание, однако и он не позволяет полностью утилизиро-
вать почвенные отходы из-за несовершенства применяемого обору-
дования; кроме того, при сжигании атмосфера загрязняется ток-
сичными продуктами сгорания.
В сложившейся ситуации наиболее эффективным методом
обезвреживания попавших в сточную воду и почву нефтепродуктов
являются биотехнологии, которые основаны на окислении нефте-
продуктов микроорганизмами, способными использовать нефте-
продукты как источник энергии. Таким образом, осуществляется
биологический круговорот: расщепление углеводородов, загряз-
няющих почву, микроорганизмами, то есть их минерализация
с последующей гумификацией. Созданная система биоокисления,
адаптированная к конкретному нефтебазовому хозяйству, способ-
ствует восстановлению нарушенного экологического равновесия.
Однако ключевым моментом при выборе способа очистки и необхо-
димого оборудования является экологический мониторинг окру-
жающей среды, включая комплексный анализ загрязнений
от технологических установок производства. Поэтому поиск новых
технологий защиты литосферы от углеводородного загрязнения
является жизненно необходимым.
Вопросы:
• Какими компонентами загрязняется почва при переработке
углеводородных систем?
• Назовите виды технологий по переработке нефтешламов.
• Назовите методы обезвреживания почвы и грунтовых вод.
3.5. Биологический мониторинг
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Исследования изменения состояния биологических объектов
под влиянием воздействий различных процессов переработки
углеводородных систем — сравнительно новое направление
в системе мониторинга окружающей среды. Биологический
мониторинг экологических систем и объектов, получил особое
распространение в последние годы. Сущность биомониторинга
заключается в оценке наличия или отсутствия биологической
активности вещества (тест-реакция) проверяемого объекта
по сравнению с действием контрольной среды на специальные .1
тест-организмы.
В качестве биотестов используются различные виды животных
и растений или микроорганизмы. Биологический мониторинг про- §
водится на популяционном и индивидуальном уровне. В качестве J
основных индикаторов могут использоваться морфологические
показатели: I
— этологические — характер поведения организмов в зависи-
мости от условий среды; i,
— биохимические — состав биологических сред, активность
ферментов и т. д.;
— физиологические — потребление пищи, выделение продук-
тов метаболизма, выделение кислорода растениями и др.;
— генетические — скорость мутаций и т. д. ।
На популяционном уровне определяют численность биомассы, .
число и состав видов и т. д.
Преимущества биомониторинга заключаются в следующем:
— выявлении более широкого круга веществ-загрязнителей; >
— возможности определения совместного действия на живые j
организмы различных загрязнителей; ,
— оценке мутагенности и биологической активности веществ; л
— контроле интегрального воздействия всей среды на тест- J
организмы; '
— определении скорости и направления неблагоприятных
изменений в окружающей среде. '
Биомониторинг водного бассейна, атмосферы и почвы выяв-
ляет необходимость принятия первоочередных мер по оздоров- 3
лению экосистемы и наличие опасных по загрязненности террито-
рий внутри и вне предприятий по переработке углеводородных j
систем.
Рис. 3.34. Схемабиомониторннга санитарной зоны н региона, прилегающего
к предприятию, его связь с подсистемами мониторинга
Этапы бнотестирования НПЗ
Рекомендации
Рис. 3.35. Поэтапная схема комплексных исследований по биотестированию
предприятия
Для оценки влияния производств по переработке углеводо-
родных систем на окружающую среду важен гидробиологи-
ческий мониторинг состояния загрязнения биоресурсов рыбохо-
зяйственных водоемов, прилегающих к предприятиям, и среды
их обитания. В частности, проводится синхронный мониторинг
среды обитания промысловых видов рыб, который специфичен
и совершенно необходим для контроля загрязнения водного
бассейна. На площадях, непосредственно прилегающих к опас-
ным объектам, важен мониторинг биоразнообразия. Например,
изменение биоразнообразия сообществ микроорганизмов может
служить ранним сигналом о любых неблагоприятных воздей-
ствиях на территорию. Серьезное внимание должно уделяться
мониторингу растительного и животного мира, принадлежащих
к санитарной зоне объектов по переработке углеводородных сис-
тем и прилегающих территорий. На рис. 3.34 и 3.35 приведены
схемы биомониторинга санитарной зоны предприятия и прилега-
ющих территорий. Учитывается загрязнение вод промышленны-
ми стоками, газовые выбросы в атмосферу. Исследование содер-
жания свинца позволяет оценить вклад автотранспорта в загряз-
нение воды, воздуха и почвы.
При создании независимой автоматизированной сети монито-
ринга опасных объектов следует учитывать данные биомониторин-
га и использовать опыт, накопленный в этой области международ-
ными организациями по созданию баз данных.
Общие недостатки применяемых методик биомониторинга эко-
логических систем:
— каждая из них предназначена для оценки веществ только
по какой-либо одной биологической характеристике (например,
токсичности или бактерицидной, фунгицидной, стимулирующей
активности),
— требуется длительное время (от нескольких часов до
нескольких суток), в качестве тест-организмов для каждой опера-
ции используются отдельные культуры специальных микроорга-
низмов.
— низкая селективность и чувствительность биотестов по срав-
нению с физико-химическими методами анализа.
Безусловно, создание системы биомониторинга не заменяет
традиционные физико-химические методы контроля, но позволяет
обеспечить единую комплексную методическую основу информа-
ционного обслуживания всех ведомств, участвующих в решении
задач сохранения и рационального использования биоресурсов.
Вопросы:
• Дайте определение биологическому мониторингу.
• В чем заключаются преимущества биомониторинга?
• Назовите недостатки биомониторинга по сравнению с анали-
тическим мониторингом?
• Какими особенностями обладает биомониторинг санитарной
зоны и прилегающих территорий.
3.6. Разработка автоматизированных
систем мониторинга для ПРЕДПРИЯТИЙ
НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ
Огромное количество информации, ежедневно поступающее
с постов наблюдения, требует мощных автоматизированных
компьютерных информационных систем мониторинга, предназна-
ченных для хранения, обработки и использования аналитической
информации. Целью данного раздела является изучение общих
принципов разработки и действия таких систем.
Динамика накопления информации и ее выдача автомати-
ческой системой определяются периодичностью управляющих
воздействий. Периодичность управляющих воздействий систем
экологического менеджмента различных уровней можно разделить
на три уровня:
— плановые воздействия с периодом, измеряемым годами, для
общего улучшения экологической обстановки;
— эпизодические воздействия в течение нескольких суток,
вызванные неблагоприятными метеоусловиями;
— аварийные воздействия в течение часов, вызванные опас-
ными внештатными ситуациями на предприятиях.
В соответствии с этим и определяется быстродействие средств
мониторинга окружающей среды. Понятно, что быстродействие
мониторинга таких взрывопожароопасных предприятий, как пред-
приятия нефтепереработки и нефтехимии, и экологически опасных
районов должно измеряться единицами и десятками минут. С уче-
том высокой сосредоточенности источников выбросов на предприя-
тиях высокая эффективность управляющих воздействий системы
управления качеством окружающей среды может быть обеспечена
только при использовании автоматизированных систем монито-
ринга окружающей среды (АСМОС).
Таким образом, целью создания АСМОС являются информа-
ционное обеспечение системы экологического менеджмента путем
проведения непрерывных наблюдений за загрязнением атмосфер-
ного воздуха и метеорологическими условиями; оценка этого состо-
яния для принятия мер по предотвращению ущерба здоровью насе-
ления и хозяйству; определение вклада предприятия в общее за-
грязнение атмосферы и проверка эффективности принимаемых
мер.
В общем случае, система экологического мониторинга атмо-
сферы осуществляется на постах наблюдения. Но так как невоз-
можно установить датчики на каждый источник выбросов, вклю-
чая автотранспорт, то приходится идти на сочетание инструмен-
тальных и аналитических средств мониторинга, при котором про-
изводят инструментальные замеры в некоторых представительных
точках и затем расчетным путем с использованием математических
моделей получают информацию об уровне загрязнения атмосферы
и выбросах.
В соответствии со спецификой предприятий (мощность и насы-
щенность источниками выбросов вредных веществ) в состав
АСМОС должны быть включены: стационарные посты наблюде-
ния, передвижные средства наблюдения, центр сбора и обработки
информации о состоянии загрязнения атмосферы, величинах выб-
росов вредных веществ, о метеорологических параметрах призем-
ного слоя атмосферы.
При этом стационарные посты обеспечивают выявление долго-
временных изменений содержания основных и наиболее распрост-
раненных специфических загрязняющих веществ, передвижные
посты — проведение подфакельных наблюдений и отбор проб с це-
лью выявления зоны влияния предприятия или его подразделений.
Для обеспечения наблюдений за выбросами в состав АСМОС
кроме передвижного поста наблюдения должна быть включена
сеть датчиков с основных (по крайней мере) источников выбросов
предприятия. Эта сеть обеспечивается средствами коммутации, цент-
ром сбора и обработки информации по выбросам вредных веществ.
Целесообразность объединения центров сбора и обработки ин-
формации систем наблюдения за средой и наблюдения за выбро-
сами будет зависеть от аппаратурной базы и методологии обра-
ботки информации.
3.6.1. Особенности размещения
и оптимизация постов наблюдения
Представительность наблюдений (достоверность получаемой
информации) за состоянием загрязнения атмосферы зависит от
правильности расположения поста наблюдения. Ранее рассмотрен-
ные в главе 2 математические модели используются и для выбора
наиболее важных точек контроля. Очевидно, что распределение
точек наблюдения будет неравномерным и будет зависеть от струк-
туры и размещения источников выбросов, застройки, метеорологи-
ческих условий и т. п. Выбор места для размещения поста произ-
водится также в зависимости от необходимости получить информа-
цию либо об уровне загрязнения воздуха, характерном для дан-
ного района (МС), либо получить информацию о концентрации
примесей в конкретной точке, находящейся под влиянием выбро-
сов отдельных источников загрязнения атмосферы (МВ).
Независимо от цели каждый пост размещается на открытой,
проветриваемой со всех сторон площадке с твердым, непылящим
покрытием: на асфальте, твердом грунте, газоне.
Стационарные посты размещают в местах, выбранных на осно-
ве проведенного предварительного исследования состояния воз-
душной среды, выбросов внешних и внутренних источников
загрязнения и изучения метеорологических условий рассеивания
примесей, учета размещения крупных источников выбросов и жи-
лых районов.
Существует несколько подходов к размещению стационарных
постов контроля. За рубежом для характеристики загрязнения
предлагается применять регулярную сеть наблюдений, которая
предусматривает размещение постов контроля за качеством возду-
ха в узлах сетки с шагом 2 км. Недостатком такого подхода явля-
ется возможность нерепрезентативного расположения постов по от-
ношению к источникам и значительные финансовые издержки.
Для оптимизации выбора постов наблюдения используют статисти-
ческие методы. В соответствии с зонально-функциональным мето-
дом на основании однофакторного дисперсионного анализа данных
наблюдений посты наблюдения располагаются в зависимости от их
принадлежности к функциональным зонам. Трудность заключает-
ся в том, что функциональные зоны не имеют четких границ и мо-
гут заметно влиять друг на друга. Использование зонально-функ-
ционального метода приводит к необходимости размещения стаци-
онарных постов наблюдения по периметру предприятия по направ-
лению к функциональным зонам — жилым массивам,
автомагистралям и другим мощным источникам выбросов.
Стационарные посты могут располагаться также в районе рас-
положения низких и неорганизованных источников выбросов.
В этом случае район предприятия, в котором расположены такие
источники загрязнения, может рассматриваться как функциональ-
ная зона. Стационарный пост, расположенный в данной зоне, оп-
ределяет влияние источников загрязнения на состояние атмосферы.
Таким образом, при использовании зонально-функционально-
го метода для размещения стационарных постов наблюдения роль
функциональных зон могут играть площадные источники загрязне-
ния (например, открытые поверхности испарения объектов очист-
ных сооружений) или расположенные рядом неорганизованные
точечные источники выбросов.
Нецелесообразно использовать стационарные посты системы
мониторинга среды для определения влияния организованных,
высоких источников загрязнения. Это связано с тем, что от таких
источников основная масса загрязняющих веществ переносится
за пределы предприятия и соответственно не может быть зафикси-
рована стационарными постами системы мониторинга среды, рас-
положенными в пределах производства. Для их мониторинга целе-
сообразно использовать средства системы мониторинга выбросов,
например, датчики, установленные на дымовых трубах и соответ-
ствующие модели рассеяния для обработки полученных данных.
Количество стационарных постов определяется в зависимости
от численности населения жилых районов, окружающих завод,
площади предприятия, рельефа местности и степени индустриали-
зации (наличие внешних мощных источников загрязнения).
Для расчета количества постов наблюдения используются ме-
тоды оптимальной или линейной интерполяции. Для районов с вы-
сокой степенью загрязнения (Ij > 0,25) были рассчитаны расстоя-
ния между постами наблюдения, при которых поля концентрации
примеси будут восстанавливаться с точностью 0,20 ПДК. По этим
расчетам, максимальное расстояние между постами должно быть
1,6—3 км.
Следует отметить, что методы подхода к решению проблемы
размещения стационарных постов наблюдения для систем монито-
ринга городского и заводского уровней не совпадают. Это связано
с тем, что в системах мониторинга городского уровня промышлен-
ные предприятия рассматриваются как единый точечный источник,
что неприемлемо для систем заводского мониторинга.
Предложен новый подход к оптимальному размещению стаци-
онарных постов наблюдения и определению объектов автоматизи-
рованной системы мониторинга предприятия, заключающийся
в следующем. Источники выбросов предприятия разбиваются
на два типа. К источникам выбросов первого типа относятся те,
от которых максимальная приземная концентрация вредных ве-
ществ Ст достигается на расстоянии hm вне территории предприя-
тия. Величина Ст для источников выбросов второго типа достига-
ется внутри периметра предприятия. К источникам выбросов пер-
вого типа применимы методы и средства системы мониторинга
выбросов. Для наблюдения за источниками второго типа целесооб-
разно использование автоматизированных стационарных постов
мониторинга среды.
В соответствии с характерными размерами предприятия зада-
ется величина hm. Например, для Московского НПЗ величина hm
принята равной 800 м. При выполнении условия hffl > 800 м для
любого источника выбросов максимальная приземная концентра-
ция вредных веществ достигается за периметром предприятия вне
зависимости от его расположения на территории завода. В каче-
стве дополнительного условия включения источников выбросов
первого типа в автоматизированную систему мониторинга выбро-
сов используется неравенство Cm > 0,010^. Это условие обеспечи-
вает исключение из объектов системы мониторинга выбросов, вно-
сящих незначительный вклад в общее загрязнение атмосферы.
Проведенные расчеты величин Ст и hm показали (рис. З.Зба-д),
что к источникам, контролируемым системой мониторинга выбро-
сов, относятся мощные, высокие, организованные источники. Это
дымовые трубы технологических печей и печей дожига установок
первичной и вторичной переработки нефти, ГФУ и получения эле-
ментной серы.
Для источников выбросов второго типа, после исключения
объектов автоматизированной системы мониторинга выбросов,
были проведены расчеты и построены среднегодовые концентраци-
онные поля распределения вредных веществ по территории пред-
приятия с учетом метеорологических параметров. На рис. 3.37а, б
представлены распределения среднегодовых значений концентра-
ций углеводородов и диоксида серы.
Расположения среднегодовых концентрационных полей окси-
дов азота, оксида углерода(П) и диоксида серы схожи между со-
бой, а распределение среднегодовых значений концентраций серо-
водорода и углеводородов по территории предприятия подобны
друг другу. Это связано с тем, что основными факторами, опреде-
ляющими форму, размер и расположение среднегодовых концент-
рационных полей вредных веществ, являются: структура источни-
ков выбросов вредных веществ, их расположение на территории
предприятия и метеорологические параметры атмосферы. Макси-
мум среднегодовых значений концентраций углеводородов и серо-
водорода располагается в западной части предприятия (блок ос-
новного нефтеулавливания и блок доочистки сточных вод). Для
оксидов азота, серы и углерода поля максимальных среднегодовых
значений концентраций располагаются в северо-восточной и вос-
точной части предприятия.
Показано, что при использовании нового подхода по критерию
Cm-hm поля максимальных среднегодовых значений концентраций
для всех веществ располагаются внутри территории предприятия
и, соответственно, стационарные посты автоматизированной систе-
мы мониторинга среды размещаются на территории предприятия.
hm, м , hm, м
Д
Рис. 3.36. Корреляционные поля Cm~hm для источников выбросов оксидов
азота (а), диоксида серы (б), оксида углерода (в), углеводородов (г) и серо-
водорода (д)
Рис. 3.37. Распределение среднегодовых концентраций углеводородов (а),
диоксида серы (б) на территории промышленной зоны
Для определения оптимального расположения стационарных
постов необходимы расчеты и последующее построение распреде-
ления значений индекса загрязнения атмосферы приоритетными
веществами (It). Например, для Московского НПЗ (рис. 3.38)
посты № 1_3 размещены в областях максимального значения (I i),
а посты № 4-5 — со стороны муниципального района Капотня, нахо-
дящегося в непосредственной близости от территории предприятия.
Регулярное наблюдение на стационарных постах возможно
по одной из четырех программ: полной, неполной, сокращенной,
суточной. Программы отличаются друг от друга частотой и време-
нем отбора проб. В соответствии со спецификой систем мониторин-
га окружающей среды на предприятиях должна проводиться про-
грамма непрерывных наблюдений, предназначенная для получе-
ния информации о разовых, среднесуточных и средних за более
длительный период концентрациях.
При определении приземной концентрации вредных веществ
в атмосфере отбор должен проводиться на высоте 1,5-3,5 м. Одно-
временно с отбором проб воздуха определяются следующие метео-
рологические параметры: направление и скорость ветра, темпера-
тура воздуха, состояние погоды.
Автоматизированная система мониторинга окружающей среды
обеспечивает полную программу наблюдений, имеет иерархи-
ческую двухуровневую структуру. На нижнем уровне расположе-
ны приборы и датчики, а также передающая аппаратура программ-
но-аппаратных средств. Верхний уровень образован центральным
компьютером системы и приемной аппаратурой (центральный
пункт сбора и обработки информации). Связь между уровнями си-
стемы осуществляется по коммутируемым телефонным проводам.
Передачу информации со стационарных постов осуществляет
комплекс программно-аппаратных средств для сбора и выдачи
выходной информации в удобной для оператора центрального
пункта форме (рис. 3.39).
Таким образом, основными элементами автоматизированной
системы мониторинга являются:
— стационарные посты, где замеряются в автоматическом
режиме концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе
и метеопараметры;
— центральный пункт обработки информации (ЦП), монтиру-
емый стационарно и обеспечивающий получение информации
со стационарных постов.
Рис. 3.38. Поля значений индекса загрязнения атмосферы приоритетными
веществами на территории промышленной зоны
кабель
Центр сбора и обработки
информации
Модем
Т елефон
С пешем а управления
качествам окружающей
среды
Передвижная
лаборатория
Радиопередатчик |
Первичные приборы
для анализа ВВ
Стационарный пост
Телефонный
кабель
Вспомогательное
оборудование
Первичные приборы
для метеоданных
Телефон
Контроллер
Рис. 3.39. Схема автоматизированной СМОС предприятий нефтепереработки
и нефтехимии
Вопросы:
• Какие общие требования предъявляются к периодическим
управляющим воздействиям в автоматической системе мониторинга?
• Какие источники загрязнения контролируются в первую очередь?
• Назовите принципы оптимального размещения стационар-
ных постов наблюдений.
• Как и где размещаются датчики аналитического контроля?
• Каковы цели построения корреляций Cm~hm ?
• Что представляет собой автоматизированная СМОС?
• Перечислите структуру и дайте характеристику отдельных
элементов АСМОС.
• Какие параметры рассчитываются и передаются пользовате-
лям системы?
• Назовите порядок сбора и обработки информации.
3.6.2. Особенности информационных систем
мониторинга выбросов
Главными объектами автоматизированной системы мониторин-
га воздушного бассейна предприятий являются источники вредных
выбросов в атмосферу, атмосферный воздух на территории пред-
приятия и его санитарно-защитной зоны. Поэтому следующим эта-
пом развития СМОС является создание автоматизированной систе-
мы мониторинга выбросов (АСМВ). АСМВ является необходимой
частью АСМОС, обеспечивающей вместе с автоматизированной си-
стемой мониторинга среды получение полной информации о состо-
янии воздушного бассейна и своевременное принятие управляю-
щих воздействий.
С использованием методов расчета индексов суммарной токсич-
ности и Cm-hm определяется перечень технологических производств,
на которых необходима в первую очередь установка стационарных
постов мониторинга выбросов (СПМВ). Для обеспечения функцио-
нирования обеих подсистем СМОС необходимо использование пере-
движной лаборатории. Передвижная лаборатория обеспечивает:
— оперативный контроль за содержанием выбросов технологи-
ческих установок и содержанием вредных веществ в атмосферном
воздухе промышленной и санитарно-защитной зон предприятия;
— детальное обследование и паспортизацию мест, в которых
атмосферный воздух содержит вредные вещества в наибольших
концентрациях;
— забор проб воздуха в местах с повышенным загрязнением
для проведения арбитражного анализа;
— измерение содержания в атмосферном воздухе расширенно-
го состава вредных веществ;
— проведение, в том числе, мониторинга водного бассейна
в пределах территории предприятий.
На первом этапе разработки АСМВ определяются те источни-
ки выбросов вредных веществ, для которых наиболее целесообраз-
но использование инструментальных средств АСМВ.
Во-первых, размещение датчиков целесообразно на тех источ-
никах выбросов вредных веществ, которые являются наиболее эко-
логически опасными. В соответствии с рассчитанными величинами
индекса суммарной токсичности Г3 и критерием Cm-hm к наиболее
экологически опасным технологическим объектам на примере Мос-
ковского НПЗ относятся установки: первичной переработки
нефти, получения элементной серы, Г-43-107, висбрекинга
(AT-ВБ), сероочистки и газофракционирования (УОР и ГФУ-2),
вторичной перегонки бензина (22/4), получения битума, утилиза-
ции, гидроочистки (ЛЧ-24-2000), ЭЛОУ-1,2, а также объекты
очистных сооружений и сливно-наливная эстакады.
Во-вторых, использование средств системы мониторинга выб-
росов возможно на организованных источниках выбросов. Ранее
было показано, что для оценки влияния таких неорганизованных
источников выбросов, как объекты очистных сооружений, цис-
терны сливно-наливной эстакады и резервуарного парка на состоя-
ние воздушного бассейна целесообразно использование стационар-
ных постов автоматизированной системы мониторинга среды.
Поэтому объекты очистных сооружений и сливно-наливная эстака-
да исключаются из числа объектов, на которых необходимо ис-
пользование аппаратных средств АСМВ.
В-третьих, из наиболее значимых источников выбросов вредных
веществ наблюдению подлежат те, которые оказывают заметное влия-
ние на жилые массивы, расположенные вокруг предприятия. Это,
прежде всего, дымовые трубы технологических печей установок,
труба отходящих газов установки получения элементной серы.
Следует отметить, что невозможно использование инструмен-
тальных средств АСМВ для определения выбросов факельной уста-
новкой. В этом случае необходимо использование расчетных методов.
Основой для разработки АСМВ являются также информация
0 предварительных характеристиках источников выбросов (высота
источника, диаметр устья трубы, состав и мощность выбросов, их
температура), координаты источников выбросов, а также климати-
ческая характеристика месторасположения.
Предварительные характеристики источников выбросов опреде-
ляются в томах предельно допустимых выбросов (ПДВ). Следует
отметить, что для корректного расчета концентраций вредных ве-
ществ в приземном слое необходимо иметь метеорологические данные
на высоте источников выбросов. Поэтому в состав средств АСМВ должна
входить вышка для определения метеорологических параметров.
Перечень определяемых АСМВ веществ устанавливают анало-
гично, он совпадает с перечнем веществ, определяемых системой
мониторинга среды. В дальнейшем целесообразно включить в список
определяемых АСМВ веществ катализаторную пыль. Прежде всего,
это относится к установке каталитического крекинга, являющейся
одним из основных источников выбросов катализаторной пыли.
В настоящее время получили распространение автоматические
анализаторы выбросов на такие виды вредных веществ, как окси-
ды азота, серы, углерода. Так, компьютеризированные газоанали-
заторы фирмы IMR обеспечивают непрерывные измерения концен-
траций вредных веществ (О2, СО, СО2, SO2, NO, NO2, H2S) непо-
средственно в месте сгорания топлива с одновременным опреде-
лением скорости потока топочных газов, степени запыленности
и коэффициента избытка воздуха. Диапазоны измерений: О2 —
20,9%, СО - 0-2000 ppm, СО2 - 0-25%, SO2 - 0-4000 ppm,
NOX — 0-2000 ppm, NO2 — 100 ppm, H2S — 0-200 ppm. Вывод
информации осуществляется через интерфейс RS-232 на ЭВМ.
Таким образом, разработка и внедрение АСМВ, наравне с ав-
томатизированной системой мониторинга среды, позволит эффек-
тивно решать такие задачи СМОС как:
— проведение непрерывных наблюдений за основными источни-
ками выбросов вредных веществ в районе расположения предприятия;
— определение состояния загрязнения воздушного бассейна с
учетом метеорологических условий (в том числе и в случаях ава-
рийных залповых выбросов);
— оценка вклада предприятия в общее загрязнение атмосферы;
— выработка рекомендаций по улучшению состояния загряз-
нения воздушного бассейна;
— контроль эффективности проводимых природоохранных
мероприятий и проектов, направленных на улучшение состояния
воздушного бассейна.
Аппаратурное и программное обеспечение. Аппаратурное
оформление автоматизированной СМОС подбирается в соответствии
с необходимостью непрерывного получения в автоматическом режиме
достоверных данных, достижения наивысшей чувствительности и се-
лективности. Наиболее подходящими являются анализаторы непре-
рывного действия, основанные на следующих методах физико-хими-
ческого анализа: абсорбционном, хемилюминесцентном, флуоресцен-
тном, электрохимическом, пламенно-ионизационном. В соответствии
с этим стационарные посты оборудуют:
— хроматографическими анализаторами;
— селективными газоанализаторами;
— приборами для измерения метеорологических параметров
атмосферы (анеморумбометр, датчики температуры с унифициро-
ванным выходным сигналом).
Аппаратурное оформление системы обеспечивает определение
содержания указанных веществ в диапазоне 0,5-10 ПДК.
Центральный пост системы содержит следующие элементы:
— модем;
— центральный мощный компьютер-сервер — для проведения
сеансов связи со стационарными постами по инициативе ЦП
с установленной периодичностью (20 минут);
— обработку первичной информации и ведение базы данных
замеров от приборов стационарных постов;
— ведение базы данных источников загрязнения;
— графический интерфейс с пользователем, позволяющий
корректировать установочные параметры системы и оперативно
выводить на монитор необходимую информацию в удобной для
восприятия форме.
На экране монитора отображается следующая информация:
упрощенная карта-схема промышленной зоны предприятия с рас-
положением источников загрязнения, справочные данные о метео-
рологических параметрах, изоконцентраты (линии равной концен-
трации) контролируемых веществ, информация о концентрации
веществ в местах расположения стационарных постов.
Таким образом, аппаратурное оформление системы позволяет
непрерывно, достоверно, в режиме реального времени анализиро-
вать состояние атмосферного воздуха (концентрации вредных
веществ и метеорологические параметры); программное обеспече-
ние системы позволяет решать основные задачи по формированию
непрерывной картины загрязнения контролируемой территории,
выявлять ситуации, связанные с превышением допустимых норм
загрязнения воздуха.
Вопросы:
• Что представляет собой АСМВ как часть АСМОС?
• Какие основные требования предъявляются к АСМВ?
• Перечислите структуру отдельных компонентов АСМВ.
• Как контролируются выбросы на передвижных постах
и СПМВ?
• Что представляет собой аналитическое оборудования для
АСМОС предприятия?
• Назовите структуру обработки информации на центральном
посту системы.
• Какова роль компьютеров в аналитическом контроле на
предприятиях?
3.6.3. Основные требования к созданию системы
автоматизированного мониторинга водного бассейна
Перспективным и окупающим себя направлением является со-
здание автоматизированной системы мониторинга качества водного
бассейна. В соответствии с изложенным выше цели и задачи авто-
матизированных систем мониторинга водного бассейна включают
в себя:
— автоматическую оценку состояния водных потоков предпри-
ятия и проверку ее соответствия нормативам и стандартам;
— оценку водоохранной эффективности ведения технологи-
ческих процессов;
— создание компьютерных баз данных и экспертных систем
по стокам и потреблению воды для технологических процессов;
— автоматизированную оценку влияния источника сброса на каче-
ство воды и долгосрочный прогноз последствий аварийных сбросов.
Без существования такой системы трудно оперативно прово-
дить выделение основных источников загрязнения, определение
источников сброса специфических загрязнителей и системати-
ческое исследование качества сточных вод. В соответствии с этим
единая автоматизированная система мониторинга водного бассейна
должна способствовать:
— получению достоверной информации в режиме реального
времени;
— созданию банка данных о состоянии водного бассейна пред-
приятия;
— принятию своевременных мер по предотвращению аварий-
ных сбросов;
— определению оптимального количества постов аналитического
контроля и мест расположения постов для отбора водных проб;
— выявлению основного круга веществ, подлежащих контролю;
— использованию автоматических датчиков-анализаторов с ди-
станционной подачей информации иа пункты контроля;
Рис. 3.40. Обобщенная структура системы мониторинга окружающей среды
ипожароопасныхкомпонентов(МС — мониторинг среды, МВ — мониторинг
выбросов, СК — стандарт качества среды)
— установлению фонового загрязнения речной воды, поступа-
ющей на предприятие с основными органическими и неоргани-
ческими загрязнителями;
— взаимодействию с системами биомониторинга и монито-
ринга воздушной среды;
— контролю сточных вод, сбрасываемых на станцию аэрации,
по нефтепродуктам, фенолу, сероводороду, хлоридам и аммоний-
ному азоту;
— контролю сбросных вод ХВО и солесодержащих стоков
ЭЛОУ по хлоридам;
— контролю технологического конденсата и сернистых щело-
чей установки очистки ТК и СЩС по фенолу, сероводороду и ам-
монийному азоту.
Подобно АСЭМ воздушного бассейна, компьютеризация АСЭМ
водного бассейна обеспечит взаимодействие ее с другими системами
управления предприятия. Значительный прогресс в вычислительной
технике и технических средствах аналитического контроля, достигну-
тый в последнее время позволяет эффективно организовать работу
в этом направлении.
Обобщенная структурная схема системы мониторинга окружа-
ющей среды объектов, включая пожароопасные компоненты, пред-
ставлена на рис. 3.40. Система содержит три типа сред: воздух,
вода, почва и объекты двух видов: к объектам 1-го вида относятся
технологические установки, котельные и т. д.; к объектам 2-го
вида — свалки, резервуарные парки, очистные сооружения, неко-
торые объекты заводского хозяйства. Каждой связи объекта со
средой сопоставляется набор показателей качества используемых
ресурсов и выбросов (характеристика связи), а каждому типу сред
сопоставляется набор показателей качества (характеристика каче-
ства среды), которые определяются нормативными документами.
На предприятиях для эффективного управления элементы сис-
темы экологического менеджмента должны быть построены таким
образом, что совмещаются с существующими АСУП, АСУТП.
Таким образом, будущее развития производств по переработке
углеводородных систем неразрывно связано с развитием информа-
ционных автоматизированных систем мониторинга.
Вопросы:
• Укажите цели и задачи автоматизированных систем монито-
ринга водного бассейна.
• Каким основным требованиям должна соответствовать авто-
матизированная система мониторинга водного бассейна?
Литература к главе 3
1. Абросимов А. А. Исследование, разработка и внедрение методов по-
вышения уровня экологической безопасности нефтеперерабатыва-
ющего производства: Дис. ... д-ра техн, наук.— М.: МНПЗ, ГАНГ
им. И. М. Губкина, 1998.— 446 с.
2. Абросимов А. А., Ерохин Ю. Ю. Экологический мониторинг окру-
жающей среды НПЗ (ч. 1) // Нефтепереработка и нефтехимия.—
ML: ЦНИИТЭнефтехнм, 1997.- № И.- С. 44-45.
3. Абросимов А. А. Метод нормирования выбросов углеводородов на
нефтеперерабатывающих заводах / / Нефтепереработка и нефтехи-
мия.- 1997.- № И. - С. 49.
4. Гончарук Е. И., Сидоренко Г. И. Гигиеническое нормирование
химических веществ в почве.— М.: Медицина, 1986.— 320 с.
5. Дедов А. В. Методы биотестирования в системе экологического мо-
ниторинга // Проблемы экологического мониторинга: Материалы
конференции от 16-19 октября 1995. Часть 2.— Уфа, 1995.—
С. 469.
6. Израэль Ю. А. Экология и контроль состояния природной среды.—
М.: Гидрометеоиздат, 1984.— 560 с.
7. Исмагилов Ф. Р., Вольцов А. А., Аминов О. Н., Сафнн Р. Р., Пле-
чов А. В. Экология и новые технологии очистки сероводород-
содержащих нефтяных газов.- Уфа: Изд-во “Экология”, 2000.—
214 с.
8. Истамов Н. X., Савельев И. Н. Комплексная биологическая система
экологического мониторинга предприятий (Тематический обзор).—
М.: ЦНИИТЭнефтехнм, 1993.— № 2,— 51 с.
9. Кавиев Г. М., Моряков В. С., Загвоздкин В. К., Ходякова В. А.
Охрана воздушного бассейна на предприятиях нефтепереработки
и нефтехимии в связи с переходом на экономические методы управ-
ления (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1990.—
№ 6. - 56 с.
10. Катин В. Д., Келарев В. И., Мещеряков С. В., Масюта В. А. Сни-
жение вредных выбросов в воздушный бассейн при сжигании нефте-
заводских газов и мазута в технологических печах (Тематический
обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1996.— 115 с.
И. Климат Москвы (особенности климата большого города) / Под ред.
А. А. Дмитриева, Н. П. Бессонова, — Л.: Гидрометеоиздат, 1976.
12. Кротова В. В., Осипов Ю. С., Рощин А. Г. и др. // Проблемы эко-
логии Москвы: Сб. — М.: Гидрометеоиздат, 1992.— 198 с.
13. Курамшина Н. Г., Гусаков В. Н., Юрьева В. В. Разработка основ-
ных направлений для реализации биомониторинга РБ / / Пробле-
мы экологического мониторинга: Материалы конференции от 16-
19 октября 1995. Часть 2.- Уфа, 1995.- С. 476.
14. Майстренко В. Н., Хамитов Р. 3., Будников Г. К. Эколого-аналити-
ческий мониторинг супертокснкантов.— М.: Химия, 1996.— 319 с.
15. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных ве- ]
ществ, содержащихся в выбросах предприятий, ОНД-86,— Л.: Гид-
рометеоиздат, 1987.— 93 с.
16. Мониторинг загрязнения почв ксенобиотиками и адсорбционные ме-
тоды детоксикации: Материалы Всероссийского научного симпозиу- I
ма. Краснодар, 26-28 октября 1993,— 124 с.
17. Моряков В. С., Губайдуллин М. М. Снижение загрязнения воздуха
на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической про-
мышленности (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭиефтехим, ;
1983.- № 3,- 66 с.
18. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ
в воздухе рабочей зоны. ГН 2.2.5.686-98, Минздрав России.— М., .
1998.- 208 с.
19. Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих ве- ;
ществ в атмосферном воздухе населенных мест. ГН 2.1.6.695-98, |
Минздрав России.— М., 1998.— 69 с. j
20. Руководство по контролю загрязнения атмосферы. РД 52.04.186- '
89.— М„ 1991. \
21. Сборник временных отраслевых методик для определения загрязня- $
ющих веществ в атмосферном воздухе в районах размещения пред- i
приятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышлен-
ности. Москва, 1985 г.
22. Шимкович В. В. Современное состояние охраны окружающей среды
на нефтеперерабатывающих предприятиях (По регионам размеще-
ния и отрасли в целом) (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнеф-
техим, 1993.— №2.-49 с.
Глава 4
Производство углеводородных систем
с улучшенными экологическими
ХАРАКТЕРИСТИКАМИ
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность
является основным источником углеводородных систем, в том чис-
ле топлив и нефтепродуктов. Цель данной главы — изучение на-
правлений повышения качества топлив и совершенствования про-
цессов переработки углеводородных систем с точки зрения сниже-
ния экологической нагрузки на окружающую среду. Рациональные
пути переработки углеводородных систем будут представлены на
примере переработки газообразных бутан-бутиленовых и пропан-
пропиленовых фракций. Из многообразия процессов переработки
остаточных фракций рассмотрены некоторые аспекты процесса гид-
рообессеривания и производства битумов.
4.1. Загрязнение окружающей среды
при эксплуатации моторных топлив
Нефтяные топлива относятся к основным источникам загряз-
нения окружающей среды. Так, с продуктами сгорания топлив
в атмосферу ежегодно выбрасывается (млн. т): около 80 —
оксидов серы, 30-50 — оксидов азота, 300 — оксида углерода, 10-
15 млрд, т — углекислого газа. Принятие новых экологических
норм настолько сильно влияет на состояние многих отраслей про-
мышленности, что требует существенных изменений технологии
производства моторных топлив.
Рост загрязнения окружающей среды от автомобильного
транспорта и рост численности автопарка явились причиной уже-
сточения требований к качественным экологическим характеристи-
кам продукции нефтеперерабатывающей промышленности.
Основным потребителем моторных топлив (наиболее массовый
вид нефтепродуктов) является автомобильный транспорт.
Дифференциация загрязнителей, выбрасываемых различными ви-
дами транспорта в странах Европейского содружества, представле-
на в табл. 4.1. и табл. 4.2.
В России из 35 млн. т вредных выбросов различных транс-
портных средств 89% приходится на автомобили, 8% — на желез-
ные дороги, 2% — на авиатранспорт и 1% — на водный транспорт.
Несмотря на постоянное совершенствование двигателей и су-
щественное уменьшение удельного расхода топлив (почти
в 2 раза), потребление моторных топлив за последние двадцать лет
возросло более чем в 1,8 раза.
Последствия загрязнения воздуха газовыми выбросами автомо-
билей проявляются в первую очередь на местном локальном уров-
не. Это связано с тем, что автотранспорт является специфическим
источником загрязнения, который характеризуется следующими
особенностями:
— малой высотой выброса вредных веществ, что приводит
к непосредственному контакту и прямому воздействию на человека;
— относительно низкой степенью рассеивания и удаления
вредных веществ от источника;
— большей степенью локализации и концентрации загрязняю-
щих веществ, чем от других источников;
— нахождением в районах с высокой плотностью населения
и степенью концентрации промышленного производства;
— многокомпонентностью и высокой токсичностью выбросов;
Таблица 4.1 Количество загрязнителей, выбрасываемых пассажирским (г/чел-км) и грузовым (г/т-км) транспортом
Наименование SOX NOX Твердые частицы СО СН СО2
Железные дороги Пассажирский транспорт: 0,27 0,15 0,09 0,009 0,005 60,9
Скоростные же- лезные дороги 0,16 0,09 0,05 0,005 0,003 35,8
Автотранспорт 0,14 3,35 0,07 5,01 0,77 160,3
Авиатранспорт 0,09 0,66 0,03 1,42 0,23 234,1
Железные дороги Грузовой транспорт: 0,40 0,08 0,06 0,02
Автотранспорт — 1,96 0,04 2,20 0,97 —
Водный транспорт 0,58 0,04 0,20 0,08 -
Структура источников загрязнения атмосферы
Источник загрязнения Доля в общем объеме выбросов, % об.
США Велико- британия ФРГ Франция Италия Япония
Промышленность 17 13 35 35 30 40
Транспорт 60 60 50 23 25 35
Т еп лоэне ргетика 14 12 12 23 15 20
Установки ежнга-
ния топлива 3-5 1-2 1-3 1-2 2-5 1-2
Другие 6-4 14-13 2 18-17 28-25 4-3
— мобильностью, усложняющей и усиливающей эффект воз-
действия токсичных веществ;
— зависимостью состава газовых выбросов не только от каче-
ства топлива, режима работы двигателя, но и от параметров окру-
жающей среды (температуры воздуха, высоты над уровнем моря);
— возможностью трансформирования компонентов выбросов
и образования вторичных, более токсичных продуктов.
С промышленными источниками выбросов относительно легче
бороться, так как они являются стационарными, характеризуются
высокой концентрацией вредных веществ и малым количеством
устройств, посредством которых осуществляется вывод вредных
веществ в окружающую среду. Это позволяет провести более эф-
фективные мероприятия по уменьшению и нейтрализации выбро-
сов, чем от многочисленных мобильных источников. В результате
этого доля автотранспорта в загрязнении приземного слоя атмо-
сферного воздуха — наиболее важного компонента биосферы —
существенно выше, чем от других источников. Источниками ток-
сичных веществ, поступающих в атмосферный воздух из агрегатов
и систем автомобиля, являются отработанные картерные газы и то-
пливные испарения. Состав токсичных выбросов от различных ис-
точников, использующих нефтяные топлива, представлен
в табл. 4.3.
Основная масса загрязнителей (за исключением оксидов серы)
выбрасывается при работе двигателей внутреннего сгорания
(ДВС). Состав отработанных газов ДВС приведен в табл. 4.4.
Одним из наиболее массовых компонентов газовых выбросов
автотранспорта являются оксиды азота. На их долю, например,
в крупных городах развитых стран, приходится 48-63% общего
объема выбросов от всех имеющихся источников. Оксиды азота
представляют особую опасность: разрушают озонный слой в верх-
Выбросы от различных источников,
использующих нефтяные топлива, кг/т топлива
Наименование Карбюраторные двигатели Дизельные двигатели Тепловые станции
СО 40 9 0,05
NOX (на NO2) 20 33 14
SOX (на S) 1.5 6 21
Углеводороды 24 20 0,4
А льдегиды, органические кислоты 1.4 6 0,08
Твердые частицы (ТЧ) 2 16 1.3
Таблица 4.4
Состав отработанных газов ДВС, % об.
Компоненты Бензиновый двигатель Дизельный двигатель
Азот 74-77 76-78
Кислород 0,3-8 2-18
Вода 3,55 0,5-4
Углекислый таз 5-12 1-10
СО 1-10 0,01-0,5
NOX 0,1-0,5 0,001-0,4
SOX 0-0,002 0-0,03
Углеводороды 0,01-0,1 0,01-0,5
Альдегиды 0-0,2 0-0,009
Сажа, г/м3 0-0,04 0,01-1,1
Бенз(а)пирен, г/м3 до 0,00002 до 0,00001
них слоях атмосферы, оказывают сильное токсическое действие на
все живое, вместе с углеводородами участвуют в образовании фо-
тохимического смога. Кроме того, кислотные оксиды в приземном
слое воздуха являются сильными окислителями, отрицательно
влияющими на дыхательную систему живых организмов
и рост растений, вызывают кислотные дожди. Так, ежегодный
ущерб сельскому хозяйству США от повышенных концентраций
оксидов оценивается в 1,9-4,3 млрд. долл. Более 30% кислотных
дождей Великобритании обусловлено присутствием в них азотной
кислоты. Поэтому в большинстве развитых стран выбросы этих со-
единений ограничивают и строго следят за их уменьшением. Со-
кращение выбросов оксидов азота достигается главным образом
за счет совершенствования конструкции камер сгорания, уменьше-
ния степени сжатия и коэффициента избытка воздуха, оптимиза-
ции состава топлива путем снижения в нем содержания аромати-
ческих соединений.
Другим, не менее опасным и наиболее массовым компонентом
газовых выбросов автомобилей является оксид углерода. Так,
в большинстве крупных городов США на долю автотранспорта
приходится 85-97% всех выбросов оксида углерода, а его концен-
трация в газовых выбросах автомобилей составляет 7%. Повыше-
ние выбросов оксида углерода наблюдается при уменьшении коэф-
фициента избытка воздуха, малой скорости и холостом ходе двига-
телей, увеличении доли тяжелых фракций в составе моторных
топлив.
Наиболее многочисленными, массовыми и опасными компо-
нентами газовых выбросов автомобилей являются углеводороды,
которых насчитывается более 200; при этом > 32% составляют пре-
дельные; ~27% — непредельные, до 4% — ароматические углево-
дороды; ~2% — альдегиды. Вещества, не относящиеся к аро-
матическим углеводородам, оказывают в основном раздражающее
действие на организм, а ароматические углеводороды являются
канцерогенами. Углеводороды попадают в окружающую среду
в результате испарения и неполного сгорания топлива и в процессе
образования новых соединений при сгорании топлива.
Образование некоторых из них, например, полициклических,
ароматических, в большей степени зависит от следующих факторов:
— характеристик и режима работы двигателей;
— объема потребляемого топлива;
— параметров среды,
— вида и качества используемого топлива.
— испарения и попадания в зону горения топлив смазочных
масел.
Так, при использовании свежего масла выбросы 1-нитропирена
составляют 10 мг/км, а отработанного (9000 км) — 16 мг/км.
Ароматические углеводороды (например, бензол) содержатся
в топливе и могут образовываться как при испарении топлива, так
и при работе двигателя.
Суммарные выбросы углеводородов автомобильным транспор-
том составляют значительную часть загрязнения во многих странах
мира. На их долю приходится 55-75% общего объема углеводородов,
поступающих от различных источников в атмосферу. В странах
Западной Европы этот показатель составляет 35%. С целью уменьше-
ния выбросов углеводородов в некоторых странах разработаны
программы по снижению летучести бензинов. В США, например,
с 1989 г. этот показатель был снижен на 9%, с 1992 г. — дополни-
тельно на 14% и далее — на 22,6%, а в Западной Европе с 1990 г. —
на 14,2%. Для уменьшения выбросов ароматических углеводородов
идут по пути снижения их содержания в используемом
топливе.
Особую опасность для человека и окружающей среды пред-
ставляют свинец и его соединения, содержащиеся в газовых выбро-
сах автомобилей. Соединения свинца, главным образом тетраэтил-
свинец (ТЭС), добавляют в бензины с целью повышения октано-
вых характеристик. Свинец и его соединения, попадая в организм,
вызывают самые тяжелые заболевания (умственную отсталость,
изменение поведенческих функций организма и др.). С газовыми
выбросами автотранспорта в атмосферу поступает 37-85% свинца
и его соединений, содержащихся в этилированных бензинах, а их
концентрация в выбросах составляет 50-1000 мкг/м3. Значитель-
ное количество этих соединений попадает в окружающую среду
в результате испарения бензинов. Суммарная доля соединений
свинца и оксида углерода в газовых выбросах автомобилей превы-
шает 75%. Установлено также, что при полном удалении свинца
выбросы углеводородов и оксидов азота снижаются на 30%. Поэто-
му удаление свинца из состава товарных бензинов позволило про-
двинуться в решении проблемы загрязнения окружающей среды
и существенно увеличить срок службы двигателей.
Для оценки токсичности (наряду с оценкой по значениям
ПДК) используют индекс концентрации — безразмерную величи-
ну, учитывающую количество вредного выброса и степень его ток-
сичности. Численно индекс концентрации равен кратности разбав-
ления отработанных газов (ОГ), содержащих вредный компонент,
воздухом до достижения ПДК (табл. 4.5).
В табл. 4.6 приведены наиболее опасные с экологической точ-
ки зрения последствия для человека и природы, вызываемые неко-
торыми продуктами сгорания топлив. Качество топлив оказывает
существенное влияние на формирование вредных выбросов. Неже-
лательным является наличие в топливах больших количеств оле-
финовых и ароматических углеводородов, серы, зольных компо-
нентов.
В табл. 4.7, 4.8 приведены данные по влиянию содержания
ароматических углеводородов (АУ) в бензине на выбросы альдеги-
дов и бенз(а)пирена. Ароматические и олефиновые углеводороды
Распределение средних индексов концентрации
отработанных газов дизелей
Нагрузка от номинала режима работы двигателей, % Индекс концентрации, усл. ед. Доля компонента, %
СО2 СО Альде- гиды ЬГОХ СО2 со Альде- гиды NOX
0 3 8 6 75 3,3 8,7 6,5 41,5
25 5 5 4 150 3,0 3,0 2,4 91,6
50 8 7 3 340 2,2 2,0 0,8 95,0
75 И 7 4 400 2,6 1,7 0,9 94,8
100 14 9 6 400 3,3 2,1 1,4 93,2
Таблица 4-6
Продукты сгорания топлив и их экологически вредное действие
Наименование Экологически вредные последствия Технические решения
Оксид углерода Токсическое действие на челове- ка и животных Оптимизация процесса го- рения топлив. Применение присадок
Оксвд серы Раздражение органов дыхания образование кислотных дож- дей; разрушение каталитиче- ских нейтрализаторов Разработка топлив с пони- женным содержанием се- ры
Оксвд азота Раздражение органов дыхания’ образование кислотных дождет и смога; участие в разрушении озонового экрана Каталитическое восстанов- ление оксидов азота в про- дуктах сгорания
Углеводороды Канцерогенное действие; уча- стие в создании парникового эффекта, образовании озона и смога Снижение давления насы- щенных паров топлив; оп- тимизация процесса горе- ния, применение присадок
Озон Токсическое действие на флору и фауну; участие в образовании смога Уменьшение эмиссии озо- нообразующих веществ: углеводородов и оксидов азота
Альдегиды Раздражающее действие на ор- ганизмы; участие в образовании смога Улучшение процесса горе- ния
Соединения свинца Токсическое действие на флору Разработка топлив, не со-
и других металлов и фауну; нарушение баланса держащих соединении ме- микроэлементов в воде и почве; таллов отравление катализаторов до- жита
Твердые частицы Канцерогенное действие, уча- Уменьшение зольности то-
и сажа стие в образовании смога и ки- слотных дождей плив, снижение содержа- ния серы и ароматических углеводородов
Таблица 4.7
Влияние ароматических углеводородов
иа вредные выбросы
Концентрация АУ, % Альдегиды, % в ОГ Бенз(а)пирен, г/ л топлива
25 0 200-235
35 10 —
42 — 457-502
48 — 530-542
51 70 -
Таблица 4-8
Влияние углеводородов
на содержание бенз(а)пнрена (мли-1) в ОГ
при различном коэффициенте избытка воздуха
Углево- Избыток воздуха
дороды 1,15 | 2,0 | 2,5
Бензол 28,6 429 335
Циклогексан 1,1 33 54
Гексен-1 1,0 32 31
Гексан 1,0 24 17
приводят к образованию нагара в камере сгорания, что сказывает-
ся на увеличении выбросов продуктов неполного сгорания топли-
ва. При сгорании серы с топливами образуется преимущественно
SO2. При содержании зольных элементов (например, металл-
содержащие присадки) часть серы переходит в сульфаты и выбра-
сывается в виде твердых частиц. В экологическом отношении
также очень важны такие свойства топлив, как вязкость, плотность
и другие физические параметры. Экологическая значимость основ-
ных технических характеристик топлив представлена в табл. 4.9.
Отклонения от оптимальных значений вызывают ухудшение про-
цесса сгорания, увеличение токсичности ОГ, перерасход топлива.
До 1987 г. действовали различные национальные специфика-
ции на топлива. В 1987 г. был разработан первый европейский
стандарт EN228 на неэтилированный бензин. Европейский комитет
по стандартизации (CEN) утвердил спецификации EN228 (обыч-
ный и премиальный бензины), EN590 (дизельное топливо)
Экологическая значимость
технических характеристик топлив
Характеристики Экологические свойства, определяемые параметром
Воспламеняемость:
октановое число цетановое число Полнота сгорания топлива, к.п.д. двигателя Полнота сгорания топлива, к.п.д. двигателя, дым- ность ОГ, пусковые свойства
фракционный состав:
начало кипения (н. к.) Потери при испарении, антиобледенительные свой- ства, пусковые свойства
конец кипения (к. к.) Полнота сгорания топлива, образование отложений, физическая стабильность (коллоидно-химическое со- стояние)
Вязкость Эффективность смесеобразования, расход топлива, дымность ОГ, цикловая подача
Содержание:
серы Выбросы SOX, твердых частиц, образование отложе-
ароматических угле- водородов фактических смол олефинов свинца Выбросы ПАУ, твердых частиц; образование отло- жений в камере сгорания Образование отложений в топливной системе Образование отложений в топливной системе Токсичность топлив, выбросы соединений свинца, образование отложений в камере сгорания
Период индукции и другие Образование осадков при хранении топлива и обра-
показатели, характери-зование отложений на деталях двигателя и топлив-
зующие химическую стабильность Иодное число ной аппаратуры Содержание непредельных соединений, снижающих химическую стабильность
Давление насыщенных паров Температура вспышки Диэлектрические свойства Зольность Потери при испарении Пожароопасность Пожароопасность Выбросы твердых частиц, теплоотдача, к.п.д. котлов и турбин
Плотность Температура застывания и помутнения Количество подаваемого топлива Пусковые свойства, подача топлива и прогрев двига- теля
и EN589 (сжиженный газ). Принятый в 1995 г. стандарт EN228
включал следующие требования:
— ОЧ(иссл.)/ОЧ(мот.)/(и.м. + м.м.)/2
— стабильность против окисления, мин
— содержание свинца, г/л, не более
— содержание серы, % масс., не более
— содержание кислорода, % масс., не более
— содержание бензола, % об., не более
— конечная температура кипения, °C
— плотность при 15°С, кг/м3
— содержание олефинов
— содержание “ароматики”
91.01/82.5-98,0 /88,0
360
0,013
0,05
2,8
5
215
725-780
не регламентируется
не регламентируется
Европейской программой по эмиссии топлива, технологии
двигателей и качеству воздуха (EPEFE), созданной организация-
ми АСЕА (Ассоциация европейских автомобилеконструкторов),
EUPOPJA (Европейская нефтепромышленная организация) и ко-
миссией Министерства охраны окружающей среды ЕС разрабо-
таны новые требования по качеству бензинов, включающие:
— упругость паров по Рейду, кПа, не более 60
— содержание:
ароматических соединений, % об., не более 45
бензола, % об., не более 2.0
олефинов, % об., не более 18
серы, % масс., не более 0.02
Министерством охраны окружающей среды ЕС было рекомен-
довано содержание (% об.): ароматических соединений — 42, бен-
зола — 1, серы — 0,015. Однако Европейский парламент
не одобрил это предложение и ужесточил требования по содержа-
нию ароматических соединений до 35% об. В России так же наме-
тилась тенденция к ужесточению стандартов на моторное топливо,
о чем свидетельствует, например, ГОСТ Р 51105-97.
Вопросы:
• Как качество бензинов связано с проблемой охраны окружа-
ющей среды?
• Чем отличаются автомобильные и промышленные загрязне-
ния окружающей среды?
• Как образуются вредные углеводородные выбросы от авто-
транспорта?
• Укажите роль тетраэтилсвинца в загрязнении окружающей
среды. В чем заключается опасность тетраэтилсвинца?
• Какие направления производства неэтилированного бензина
известны?
• Какие существуют пути уменьшения испарения бензина?
• Чем на ваш взгляд обусловлено различие экологических
стандартов России, США и европейских государств?
• Укажите наиболее опасные продукты горения моторных топ-
лив по возрастанию ПДК.
• Какие нормативы на качества моторных топлив существуют
в России и в западных государствах?
4.2. Производство бензинов
с УЛУЧШЕННЫМИ ЭКОЛОГИЧЕСКИМИ
ХАРАКТЕРИСТИКАМИ
По своему составу бензины являются углеводородными систе-
мами, которые образуются в результате различных технологиче-
ских процессов переработки: атмосферно-вакуумной перегонки
нефти, каталитических процессов (крекинга, гидрокрекинга, ри-
форминга) и других. В составе бензинового фонда России доля
компонентов каталитического риформинга достигает 50%. Одной
из основных задач в улучшении экологических характеристик ав-
томобильных бензинов является сокращение применения бензинов,
содержащих ТЭС в качестве антидетонатора. Эта задача пока ре-
шена в Японии, США и Канаде. В некоторых странах: Голландии,
Австрии, Дании, Бельгии, Швейцарии, Швеции, Финляндии,
Норвегии и Германии разрешено вводить этиловую жидкость толь-
ко в специальные высокооктановые сорта.
Переход на неэтилированные топлива не только предотвраща-
ет эмиссию свинца с продуктами сгорания, но и сокращает на 60-
90% другие вредные выбросы путем использования каталитиче-
ских нейтрализаторов, для которых свинец является ядом. Кроме
ТОГО, в этом случае возможно поддержание состава топливно-воз-
душной смеси, близкое к стехиометрическому, что обеспечивает та-
кие оптимальные характеристики бензина, как плотность, вяз-
кость, испаряемость, углеводородный состав, которые практически
нс влияют на токсичность отходящих газов. Но отказ от этилиро-
Таблица 4.10
Основные свойства неэтилнрованных автомобильных бензинов
западноевропейских стран
Страна Марка Октановое число Перегоняется, %, при Оста- ток, % об., не более Плот- ность, кг/м3 Содер- жание серы, % масс., не более
и. м. м. м. 70°С 100°С 180°С, не менее
Бельгия Премиальный 90,0 85,0 — — — —
Регулярный 95,0 80,0 15-45 40-70 90 2 700-790 0,1
Велико- Премиальный 95,0 85,0 — — — — — —
британия Регулярный 90,0 80,0 10-15 36-70 90 2 720 0,1
Испания Премиальный 95,0 85,0 10-45 30-70 80 2 735-785 од
Италия Премиальный 95,0 85,0 10-45 10-48 30-70 85 2 725-775 од
Португалия Премиальный 95,0 85,0 10-45 35-70 85 2 735-785 од
Франция Премиальный 95,0 85,0 10-47 40-70 85 2 730-780 ОД
ФРГ Премиальный 95,0 85,0 15-42 40-65 85 2 735-785 од
Регулярный 91,0 82,5 20-47 42-70 - - 720-77С —
вания влечет за собой проблемы, связанные с обеспечением требуе-
мого октанового числа бензина.
Первоначально этилированные сорта заменялись регулярными
бензинами с относительно низким октановым числом (82-
86 м. м.). Это было связано с отставанием темпов наращивания
мощностей производства высокооктановых компонентов от требо-
ваний по снижению норм этилирования. Однако дефицит высоко-
октановых неэтилированных бензинов был временным. Доля эти-
лированных бензинов на протяжении 80-х годов ежегодно снижа-
лась в среднем на 5-6%. В 1995 г. доля неэтилированных бензинов
достигла 65% от общего потребления, а к 2000 г. — более 90%.
Основным видом неэтилированных бензинов должен стать преми-
альный бензин “европремиум" (табл. 4.10, 4.11).
Известно, что США — признанный лидер в области требова-
ний к экологической чистоте топлив. Рост числа автомобилей
предопределяет ужесточение национальных стандартов, ограничи-
вающих вредное воздействие ОГ. В соответствии с новыми допол-
нениями к Закону о чистоте воздушного бассейна основными
отличиями качества автомобильных бензинов с улучшенными эко-
логическими характеристиками, называемыми также реформули-
рованными, модифицированными, “зелеными”, экологически чис-
тыми и т. п., являются:
Требования к автомобильным бензинам,
предусмотренные Законом о чистоте воздушного бассейна США
и ЕвропеЙекнм комитетом стандартов
Основные показатели Требования закона США Общеевропей- ские нормы на неэтилиро- ванный преми- альный бензин
Октановое число: м. м. Не ниже 85
и. м. — Не ниже 95
Давление насыщенных паров по Рейду (летний сорт), кПа 62,1 Менее 68
Содержание бензола, % 1 (максимум) Не более 5
Содержание других ароматических угле- 25 Нормируется
водородов, % Содержание летучих олефиновых углево- дородов, % 1 (максимум) национальными стандартами То же
Суммарное содержание олефиновых угле- водородов, % 5 (максимум)
Содержание кислорода, % 2 (минимум) Нормируется
Содержание свинца Отсутствие национальными стандартами 0,013
Содержание серы Менее 0,03 0,1
Фракционный состав: 96% перегоняется при температуре, °C 143 (максимум) -
— низкая летучесть (давление насыщенных паров);
— пониженное содержание ароматических (особенно бензола)
и олефиновых углеводородов, участвующих в образовании смога;
— обязательное использование кислородсодержащих компо-
нентов и моющих присадок для предотвращения образования отло-
жений в системах подачи топлива в двигателе;
— отсутствие свинца, марганца и других тяжелых металлов.
Испарение бензинов — основная причина естественных потерь
и выбросов в окружающую среду токсичных углеводородов.
При транспортировке, хранении и заправке автомобилей бензином
потери от испарения достигают 1,5-2%. Снижение содержания свинца
и изменение состава автомобильных бензинов привели к другой
проблеме — увеличению показателя летучести товарных бензинов.
Показатели летучести автомобильных бензинов (упругость даров
по Рейду) для легких сортов бензинов повысились с 609 до 714,
для зимних — с 798 до 931 г/см2. Углеводороды, содержащиеся
в парах бензинов, представляют опасность не только как токсич-
ные вещества, но, участвуя в фотохимических реакциях под дейст-
вием солнечного света, приводят к образованию различного смога.
Все это вызывает необходимость снижения давления насыщенных
паров бензинов, что, в свою очередь, понижает их ресурсы и дето-
национную стойкость. Максимальное давление насыщенных паров
для бензинов с улучшенными экологическими свойствами —
не выше 79,9 кПа.
В нефтеперерабатывающей промышленности принят ряд изме-
нений в технологии производства бензинов. Так, большинство
нефтеперерабатывающих компаний пошло по пути снижения со-
держания в бензинах компонентов с высоким показателем летуче-
сти. К последним относятся н-бутан, кислородсодержащие соеди-
нения, легкий прямогонный бензин и легкие продукты различных
процессов, доля которых возрастает с ростом жесткости режимов
работы установок. Суммарная доля таких компонентов может дос-
тигать 40% от общего объема товарных бензинов. Успешному ре-
шению проблемы способствовал ввод в эксплуатацию дополнитель-
ных мощностей процессов, таких, как алкилирование, каталитиче-
ская полимеризация и димеризация, а также снижение давления
на установках процесса риформинга, переход к процессам с непре-
рывной регенерацией катализатора. Изменения в компонентном
составе продукции в структуре технологического парка нефтепере-
работки сопровождались также увеличением содержания в бензи-
нах ароматических углеводородов и изопарафинов, снижением до-
ли низкооктановых н-парафинов.
С целью повышения октановых характеристик товарных бен-
зинов расширялось применение спиртов и эфиров в качестве ком-
понентов. Углеводородный состав бензина с улучшенными эколо-
гическими характеристиками нормируется по содержанию арома-
тических соединений, бензола и олефинов. Содержание бензола
в бензине США составляет не более 3%, в новых спецификациях
на экологически чистые бензины — не более 1%. Ограничение со-
держания ароматических соединений до 20-25% (вместо ранее
принятых 35-50%) приводит к удорожанию бензина. Выбор эконо-
мичной схемы снижения содержания бензола в бензине зависит от
многих факторов, среди которых преобладает модернизация уста-
новок каталитического риформинга. Олефины — наиболее фото-
химически активные компоненты бензина, поэтому их содержание
ограничивают 5-10%, в том числе легких олефинов (до С5) —
не более 1%. Основное количество олефинов поступает в бензино-
вый фонд вместе с бензинами каталитического крекинга. Изменяя
жесткость режима работы установки и подбирая соответствующий
катализатор процесса, можно регулировать их содержание и при
максимальных выходах направлять на получение высокооктано-
вых компонентов.
Содержание серы в моторных топливах относится к показате-
лям, непосредственно связанным с выбросом токсичных веществ
(оксидов серы) в атмосферу, поэтому ужесточается норма на со-
держание общей серы в бензинах (не более 0,05%) и вводится по-
казатель “содержание меркаптановой серы” (не более 0,001%).
К числу наиболее серьезных изменений в композиционном со-
ставе экологически чистого бензина относится высокая доля кисло-
родсодержащих соединений типа МТБЭ, что способствует умень-
шению выбросов окиси углерода, снижению отношения воздух/
топливо, повышению октанового числа и позволяет вывести из со-
става бензинового фонда канцерогенный бензол. Эти соединения
фотохимически менее активны, чем углеводороды, и, следователь-
но, имеют более низкую смогообразующую активность. МТБЭ
и другие эфиры могут входить в состав экологически чистого бен-
зина в количестве до 15%.
Европейским комитетом стандартов также разрабатываются
новые нормативы на предельно допустимые значения плотности
бензинов и упругости паров. Следует отметить, что в целом по
странам Западной Европы и в Японии этот показатель несколько
ниже, чем в американских стандартах. С целью снижения потерь
бензина от испарения новые машины в европейских странах снаб-
жаются специальным конденсационным баком с поглотителем.
Предусмотрены также защитные меры по уменьшению потерь
в системе распределения бензина. Рассматривается вопрос о сни-
жении предельно допустимой концентрации бензола в неэтилиро-
ванном бензине, составляющей около 5% об. Однако использова-
ние катализаторов дожита и специальных баков приводит к резко-
му сокращению выбросов бензола в атмосферу.
Невысокое качество отечественных автомобильных бензинов
связано с недостаточным количеством установок, производящих
высокооктановые компоненты, — каталитического риформинга,
каталитического крекинга, алкилирования и практическим отсут-
ствием установок изомеризации и получения высокооктановых ди-
алкиловых эфиров. Сложившаяся к настоящему времени компо-
нентная структура бензинового фонда в России существенно отли-
чается от существующей в США и Западной Европе. Отличитель-
ной особенностью суммарного фонда бензинов США является вы-
сокое содержание в нем алкилбензина и кислородсодержащих до-
бавок, особенно в реформулированном топливе. В отечественных
бензинах доля прямогонных фракций по сравнению с зарубежны-
ми существенно выше. Такие же низкооктановые компоненты, как
рафинат, в США и ФРГ в бензины вовсе не вовлекаются. Однако
при этом общее и среднее содержание бензола, ароматических и
олефиновых углеводородов в отечественных бензинах не выше,
чем в других странах (табл. 4.12).
Новые нормативы Европейского Комитета стандартов на пре-
дельно допустимые плотности бензинов и упругость паров при од-
новременно высоких требованиях на октановые характеристики
способствуют существенному изменению компонентного состава
суммарного бензинового фонда (СБФ) европейских стран. Обра-
щают на себя внимание следующие особенности формирования
перспективного бензинового фонда западноевропейских НПЗ:
значительное увеличение доли бензина каталитико-крекингового
флюида (ККФ), подвергаемого облагораживанию на установках
каталитического риформинга, и значительный рост использования
высокооктановых кислородсодержащих соединений, особенно
МТБЭ. Предельно допустимое содержание кислородсодержащих
соединений в автомобильных бензинах западноевропейских стран
регламентируется (табл. 4.13).
В табл. 4.14 приведены данные по качеству бензина неэтили-
рованного супер, поступающего на европейский рынок.
Рассматривается новая редакция EN 228, в которой ужесточа-
ются требования к автобензинам, в частности, по содержанию бен-
Таблица 4.12
Оценка бензиновых фондов разных стран
по содержанию углеводородов
Страны Общее количество, млн. т Среднее содержание, %
Бензол | АУ | Олефинь Бензол | АУ | Олефины
Россия 0,8 8,5 1,4 2,7 28 9,3
США 1,3 30 12 1,3 30 13,0
Западная Европа 3 39 15 2,9 '38 14,5
Таблица 4.13
Предельная концентрация кислородсодержащих соединений
в автомобильных бензинах стран Западной Европы
Кислородсодержащие соединения Содержание, % об.
Сорт А* Сорт Б*
Метанол** 3 3
Этанол** 5 5
Изопропанол 5 10
mpem-Бутанол 7 7
Изобутанол 7 10
Эфиры (с числом углеродных атомов 5), МТБЭ, МТАЭ н др. кислородсодержащие соединения (КСС) 7 10
Смеси КСС (в % масс, кислорода) 2,5 3,7
* Сорт А — бензин, общие требования к которому обязательны для всех
стран ЕЭС; сорт Б — бензин, общие требования к которому определяются
в национальных стандартах.
** Необходимо (для этанола — в отдельных случаях) использование добавки,
предотвращающей расслоение фаз.
зола и серы. Вводятся нормирование ароматических и олефиновых
углеводородов, а также ограничения на содержание различных ок-
сигенатов (по кислороду не более 2,3%) и обязательное примене-
ние моющих присадок.
Разработка новых норм EN 228 должна обеспечить выполне-
ние более жестких требований по выбросам вредных веществ авто-
мобильным автотранспортом Евро-3, которые введены с 2000 г.,
и Евро-4, которые должны вступить в действие с 2005 г.
(табл. 4.15).
В табл. 4.16 представлены данные по компонентному составу
бензиновых фондов России, США и Западной Европы. Отличи-
тельной особенностью бензинового фонда России является то, что
в нем низка доля алкилата, изомеризата и бензина каталитическо-
го крекинга. Ввод новых мощностей установок каталитического
крекинга позволит увеличить глубину переработки нефти и полу-
чить сырье для производства алкилата и кислородсодержащих со-
единений: метил-?ире?и-бутилового и метил-гарет/з-амилового эфиров.
Основная трудность производства бензинов, отвечающих тре-
бованиям Евро-3 и Евро-4, заключается в обеспечении норм по со-
Таблица 4.14
Качество неэтнлнрованного бензина супер плюс
Показатель Метод испытания Фактические данные
Плотность при 15°С, кг/м3 ASTM D 4052 779,9
Октановое число:
и. м. ISO 5164 99,4
м. м. ISO 5163 88,5
Фракционный состав, % об.: ISO 3405
выкипает до
70°С 23,0
100°С 40,0
180°С 96,2
к. к., °C 213,0
остаток, % об. 0,6
90% выкипает при, °C 118
Давление насыщенных паров по Рейду, кПа EN 12 70
Индекс испаряемости Расчетный 861
Содержание свинца, г/л EN 237 < 0,005
Содержание серы, % масс. ISO 8754 < 0,01
Бензол, % об. EN 238 2,4
Оксигенаты, % об.: DIN 51413
МТБЭ <0,1
ЭТБЭ <0,1
ТАМЭ <0,1
ацетон <0,1
спирт (С^-Сд) DIN 51413 < 1
Кислород, % масс. <0,3
Окислительная стабильность, мин ISO 7536 >360
Коррозия на медной пластинке, класс ISO 2160 IA
Фактические смолы, мг/100 мл DIN EN 26246 < 1
Фосфор, мг/л ASTM D 3231 0
Вода, мг/кг ASTM D 1744 120
держанию серы и бензола, что можно достичь путем замещения в
товарных бензинах части риформата изомеризатами и алкилатами,
исключения из бензиновых композиций бензинов коксования и
термокрекинга.
Интеграция России в мировые экономические процессы
и Европейское сообщество привела к разработке новых более жест-
ких с точки зрения экологии стандартов на бензины, например,
ГОСТ 51105-97, 51313-99. По содержанию серы и свинца новые
Требования к бензинам Европейского союза
Показатель | Евро-2 | Евро-3 | Евро-4
Содержание бензола, %, не более 5,0 1,0 30
Содержание серы, не более Содержание ароматических компо- 0,05% 150 ppm 30 ppm
нентов, %, не более Содержание олефиновых — 42 30
компонентов, %, не более — 18 14
Содержание кислорода, %, не более Фракционный состав, %: - 2,3 2,7
до 100°С перегоняется, не менее — 46 46
до 150°С перегоняется, не менее давление насыщенных паров, кПа, — 75 75
не более — 60 60
Наличие моющих присадок - Обязательно
Таблица 4.16
Компонентный состав бензинового фонда России, США
и Западной Европы
Наименование компонентов | Россия | США | Западная Европа
Общий бензиновый фонд, млн. т в год 23,5 365 125
Компонентный состав, %
Бутаны 2,6 5,5 5,7
Бензин каталитического риформинга 54,3 34,6 46,9
Бензин каталитического крекинга 20,4 36,1 27,1
Изомеризат 1,9 4,7 5,0
Алкилат 0,6 13,0 5,9
Бензин прямой перегонки П,2 4,0 7,6
Бензин термического крекинга и коксования 4,0 — -
Бензин гидроочистки 3,5 — —
Оксигенаты 1,5 2,1 1,8
стандарты приближаются к европейским. Но содержание бензола
повышено и не соответствует международным стандартам. Поэто-
му разработаны новые марки бензинов. Для обеспечения регионов
с высокой плотностью автотранспорта, например Москвы, эколо-
гически качественными видами топлив разработаны более жесткие
стандарты на неэтилированные бензины (табл. 4.17).
Сравнительные характеристики бензинов по ГОСТ Р51105-97
Показатель | Нормаль-80 | Регуляр-911 Премиум-95 Супер-98 | Метод испытания
Октановое число, моторный метод 76,0 82,5 85,0 88,0 ГОСТ 511-82 или ASTMD 2700, ИСО 5163-90
Октановое число, исследовательский метод 80 91 95 98 ГОСТ 8226-82 или ASTMD 2699-94, ИСО 5164-90
Содержание
свинца, г/ дм3, не более 0,01 0,01 0.01 0,01 ГОСТ 28828-90 или ASTMD 3237-90, EN 237
марганца, мг/ дм3, не более 50 18 — — ГОСТ 51105-97, ASTMD 3831-94
смолы, мг/ 100 см3, не более 5 5 5 5 ГОСТ 1567-83 или ASTMD 381-94, EN 5
Индукционный период, мин, не менее 360 360 360 360 ГОСТ 4039-88 иди ASTMD 525-95, ИСО 7636-94
Массовая доля серы, %, не более 0.05 0.05 0.05 0.05 ГОСТ Р50442-92 или ASTMD 1267-91
Объемная доля бензола, %, не более Внешний вид Испытания на медной пластине 5 5 5 Чистый прозрачный Выдерживает класс 1 5 ГОСТ 29040-90 или ASTMD 4420-94 ГОСТ Р51105-97 ГОСТ 6321-92 или ASTMD 130-94, ИСО 2160-85
Плотность при 15°С, кг/м3 700-750 725-780 725-780 725-780 ГОСТ Р51069-97 или ASTMD 1298-90, ИСО 3675-93
Таблица 4.18
Показатели качества автомобильных бензинов по ГОСТ Р51313-99
Показатель Значение показателя для типов бензинов Метод испытания
1 1 п 1 ш 1 IV
Детонационная стойкость: октановое число по исследовательскому методу, не менее 80 91 95 98 ГОСТ 8226
октановое число по моторному методу, не менее 76 — — ГОСТ 511
Концентрация свинца, г/дм3, не более, для бензина: неэтилированного 0,013 0,013 0,013 0,013 ГОСТ 28828
этилированного Давление насыщенных паров, кПа 0,17 35-100 35-100 35-100 35-100 ГОСТ 1756
Фракционный состав: 90% бензина перегоняется при температуре, °C, не выше 190 190 190 190 ГОСТ 2177
конец кипения, °C, не выше 215 215 215 215
остаток в колбе, %, не более 1,5 1,5 1,5 1,5
Массовая доля серы, %, не более 0,1 0,05 0,05 0,05 ГОСТ 19121
Объемная доля бензола, %, не более 5 5 5 5 или ГОСТ Р50442 ГОСТ 29040
Требования к качеству бензинов России
Показатель ГОСТ 51105-97 2010 г.** 2020**
Содержание бензола, %, не более 5,0 1,0 1,0
Содержание серы, не более 0,05% 150 ррм 30 ррм
Содержание ароматики, %, не более Не нормир.* 42 30
Содержание олефиновых, %, не более Не нормир.* 18 14
Содержание кислорода, %, не более Фракционный состав, %: Не нормир.* 2,3 2,7
до 100°С перегоняется, не менее — 46 46
до 150°С перегоняется, не менее — 75 75
Давление насыщ. паров, кПа, не более — 60 60
Применение моющих присадок Не нормир. Обязательно
* — по комплексу методов содержание ароматических углеводородов не дол-
жно превышать 55% об., олефиновых — 30% об. и МТБЭ — 15% об.
** — за основу приняты требования Евро-3 и Евро-4 в связи с присоединением
России к европейским экологическим программам.
Госстандарт России утвердил новый стандарт Р 51313-99, кото-
рый введен в действие с 1 июля 2000 г. Согласно этому документу,
к неэтилированным бензинам существенно ужесточаются нормы
содержания серы и бензола (табл. 4.18). Таким образом, принятый
документ означает, что производимые в России бензины будут
соответствовать жестким нормам, установленным в Европейском
сообществе. Установленные новым стандартом требования должны
быть включены во все виды нормативных документов на бензины.
Несмотря на появление новых эколого-эффективных сортов топли-
ва для автотранспорта, все еще актуальны вопросы повышения
экологического качества автомобильных бензинов. С целью улуч-
шения экологической обстановки, унификации требований и обес-
печения экспорта качество автомобильного бензина России должно
соответствовать следующим требованиям (табл. 4.19) (по материа-
лам “О стратегии развития нефтеперерабатывающей промышлен-
ности России до 2020 г.”).
Для обеспечения прогнозируемого качества бензина необходи-
мо увеличить долю процессов каталитического крекинга, изомери-
зации, алкилирования, гидроочистки и др., а также производство
октаноповышающих, моющих и других присадок.
Вопросы:
• Назовите основные пути перехода нефтеперерабатывающего
производства на неэтилированные бензины.
• Назовите основные требования к реформулированным бензи-
нам.
• Какие нормы на содержание ароматических углеводородов
и бензола в бензинах существуют?
• Назовите нормы на содержание кислородных соединений
в бензине.
• Укажите нормы по качеству бензинов, США и европейских
государств.
• Какие качественные показатели характерны для бензинов,
производимых в России?
4.3. Улучшение экологических
ХАРАКТЕРИСТИК МОТОРНЫХ ТОПЛИВ
ПРИСАДКАМИ
Повышение эксплуатационных и экологических требований
к моторным топливам в условиях ухудшения качества нефтей
и вовлечения в состав топлива все большего количества нефтепро-
дуктов вторичного происхождения привело к широкому использо-
ванию присадок различного назначения. Актуальность применения
топливных присадок возрастает в связи с чрезвычайно жесткими
ограничениями на содержание токсичных продуктов сгорания в ат-
мосфере. Среди таких разнообразных способов снижения токсич-
ности отработанных газов, как совершенствование конструкции
двигателя, использование каталитических конверторов, улучшение
качества топлив и введение специальных присадок, именно после-
дний способ является наиболее экономичным. Особенно эффектив-
но сочетание использования присадок с другими методами сокра-
щения вредных воздействий продуктов сгорания.
За рубежом топливные присадки производят многочисленные
нефтяные и химические фирмы. К основным зарубежным фирмам-
продуцентам и поставщикам присадок широкого спектра действия
относятся: Amoko Petroleum, Additives, Ethyl Corp., BASF,
Lubrisol, Texaco, Mobil, Shell, Oranite Additives, Chevron,
Paramins (Exxon), BP, IFP, Total, Elf, Nipon Oil и др.
Этапы развития производства топливных присадок представ-
лены ниже (табл. 4.20).
Развитие производства топливных присадок
1-е 2-е 3-е 4-е
поколение поколение поколение поколение
Антифриз Карбюраторный детер-
гент; коррозионный
ингибитор; антифриз;
растворитель
Детергент, несущая
жидкость; коррозион-
ный ингибитор;
деэмульгатор; анти-
фриз; растворитель.
3-е поколение + повы-
шение и контроль ок-
танового числа; очист-
ка и контроль камеры
сгорания от нагара.
Статистика показывает, что транспортные средства, эксплуа-
тирующиеся на топливе с присадками, более надежны и требуют
меныпих затрат на ремонт. Кроме того, достигается экономия расхода
топлив в среднем на 4%. Объем рынка и потребность в топливных
присадках по оценкам фирмы БАСФ составляет 600 млн. долла-
ров США (табл. 4.21).
Таблица 4-21
Потребление топлива и топливных присадок
Страна Потреб- ление топли- ва, млн. т Приса- дочное топливо, % Потреб- ление приса- док, тыс. т
Северная Америка 360 90 220
Западная Европа (без Германии) 93 50-60 35
Германия 32 90 24
Япония 50 20 4
Другие страны 125 10 6
Таблица 4-22
Прирост потребления присадок к топливам в США
Наименование Средний прирост за 10 лет, % в год
Ингибиторы коррозии 3,1
Антиоксиданты 2,9
Депрессоры н вязкостные присадки 3,4
Стабилизаторы н диспергенты 4,2
Прочие присадки (антиобледенители,
моющие, деактиваторы металлов и др.) 1,3
Мировое производство топливных присадок насчитывает сотни
тысяч тонн. Причем наиболее быстрыми темпами увеличивается
использование присадок, улучшающих химическую и термическую
стабильность топлив (табл. 4.22). Предположительный среднего-
довой прирост потребления детергентно-диспергирующих приса-
док к топливам оценивается в 6,7%.
По мере ужесточения требований к качеству бензинов ассорти-
мент таких присадок постоянно расширяется. В настоящее время
применяются присадки для повышения детонационной стойкости
и химической стабильности, улучшения защитных, моющих и про-
тивоизносных свойств бензинов, антиобледенительные и биоцид-
ные присадки.
Вопросы:
• Охарактеризуйте основные этапы развития технологии топ-
ливных присадок.
• В чем заключается положительная роль присадок к мотор-
ным топливам?
• За счет каких факторов проявляется экономическая эффек-
тивность присадок?
• Какие функции присадок к моторным топливам вам известны?
4.3.1. Антидетонационные присадки
Антидетонационные присадки представляют собой компози-
ции, включающие антидетонаторы, выносители и другие соедине-
ния, улучшающие их товарные и эксплуатационные свойства.
В качестве наиболее эффективных антидетонаторов уже более се-
мидесяти лет используются соединения свинца. Наиболее распро-
страненный антидетонатор — тетраэтилсвинец (ТЭС). Другим
достаточно широко распространенным и содержащим свинец анти-
детонатором является тетраметилсвинец (ТМС). Общими недос-
татками ТЭС и ТМС являются чрезвычайно высокая ядовитость
антидетонаторов и продуктов их сгорания, приводящая к загрязне-
нию окружающей среды и отрицательно влияющая на работу до-
жигателей отработанных газов, которые устанавливаются на авто-
мобилях для уменьшения содержания в отработанных газах ток-
сичных соединений. Поэтому применение ТЭС и ТМС, как уже ука-
зывалось ранее, уменьшается и ведется интенсивный поиск других
эффективных антидетонаторов.
Исследованные в качестве антидетонаторов вещества можно
Таблица 4.23
Композиции металлоорганических антидетонаторов
Марка композиции Содержание, % масс.
антидето- наторов выносителей других добавок
Товарные алкилсвинцовые композиции
Р-9 ТЭС 54,0 Этилбромид 33,0 Монохлорнафта- линб.8 ± 0,5 плрй-Оксидифениламин 0,02-0,03 Краситель 0,04 Наполнитель (бензин) до 100
П-2 ТЭС 55,0 Дибромпропан 34,4 Моиохлорнафта- лии, 5,5 ± 0,5 плрй-Оксидифениламин 0,02-0,03 Краситель 0,04 Наполнитель (бензин) до 100
1-ТС ТЭС 58,0 Дибромэтан 36,0 плрд-Оксидифеииламин 0,02-0,03 Краситель 0,04 Наполнитель (бензин) до 100
Q (Англия) ТЭС 63,3 Дибромэтан 25,7 Дихлорэтан 8,7 Краситель 0,1 Наполнитель (бензин) до 100
Автомобиль- ная фирма “Octel “ (Англия) ТЭС 59,8 Дибромэтан 20,8 Дихлорэтан 18,3 Краситель 0,1 Наполнитель (бензин) до 100
Тип I (ФРГ) ТЭС 54,5 Дибромэтан 36,4 Монохлорнафта- лин 9,0 Краситель 0,1
Опытные марганецсодержащие композиции
АК-ЗЗХ (США) МЦТМ100 — —
2Ц-8 ЦТМ 21-23 Этилбромид 21-24 Трикрезилфосфат 5_6 Наполнитель (беизин, толуол) до 100
ЗЦ-8 ЦТМ 21-23 Этилбромид 21—24 Трикрезилфосфат 5-6 Бисэтилксантогенат 10-12
Наполнитель (бензин, толуол)
до 100
Опытные железосодержащие композиции
ФК-4 ФК 100
разделить на две группы: металлоорганические и органические
соединения.
Среди металлоорганических соединений (кроме ТЭС и ТМС)
наиболее эффективными оказались соединения, содержащие мар-
ганец и железо. Весьма широко исследованы и испытаны, а также
применялись в разное время в качестве антидетонаторов циклопен-
тадиенилтрикарбонилмарганец (ЦТМ), метилциклопентадиенил-
трикарбонилмарганец (МЦТМ), дициклопентадиенилжелезо
(ДЦПДЖ), ферроцены и его алкильные производные, пентакар-
бонилжелезо (ПКЖ), ферроценилдиметилкарбинол (ФК) и др.
По антидетонационной эффективности марганецсодержащие анти-
детонаторы аналогичны, а содержащие железо лишь несколько ус-
тупают соединениям свинца. Особенностью применения в бензинах
металлоорганических антидетонаторов является отложение окси-
дов соответствующих металлов на стенках камеры сгорания и на
электродах свечей зажигания. Поэтому металлоорганические анти-
детонаторы, как правило, применяются в композиции с выносите-
лями — веществами, преобразующими тугоплавкие оксиды метал-
лов в летучие соединения. В качестве выносителей широко исполь-
зуются алкилгалогениды: этилбромид, дибромэтан, дихлорэтан,
монохлорнафталин. Состав отечественных и некоторых зарубеж-
ных товарных и опытных антидетонационных композиций метал-
лоорганических антидетонаторов приведен в табл. 4.23.
Ввиду токсичности свинецсодержащих антидетонаторов и вы-
сокой стоимости марганец- и железосодержащих ведется усилен-
ный поиск органических антидетонаторов. К таким антидетонато-
рам относятся органические амины: метиланилин, ксилидин, экст-
ралин (смесь 7% анилина, 88% метиланилина и 5% ксилидина).
При добавлении ароматических аминов к смеси первичных этало-
нов (70% изооктана и 30% н-гептана) в количестве 2% об. октано-
вое число возрастает на 5-7 м. м. и на 8-9 и. м. При добавлении
этих антидетонаторов к бензину с октановым числом 86 и. м. в ко-
личестве 2% об. октановое число увеличивается на 4-5 м. м. и
5-6 и. м., а при введении в количестве 5% об. увеличение октано-
вого числа составляет 7-8 м. м. и 9-11 и. м. соответственно.
Вопросы:
• Приведите классификацию присадок — антидетонаторов.
• В чем заключается преимущество металлоорганических заме-
нителей ТЭС и ТМС?
• Какие антидетонаторы и выносители вам известны?
• В чем проявляется экономическая и экологическая эффек-
тивность антидетонационных присадок?
• Какие органические перспективные антцдетонационные при-
садки к моторным топливам вам известны?
4.3.2. Антиокислительные присадки
Наиболее эффективным способом стабилизации бензинов ката-
литического и термического крекинга является добавление приса-
док, способных в малых концентрациях тормозить окислительные
процессы в условиях хранения, транспортировки и применения то-
плива. Ассортимент антиокислительных присадок чрезвычайно
широк и многообразен. По принципу, основанному на участии
различных присадок в определенных реакциях цепного процесса
окисления, антиокислители можно разделить на следующие группы:
— обрывающие цепной процесс окисления по реакции с перок-
сидными радикалами: фенолы, нафтолы, ароматические амины,
аминофенолы;
— обрывающие цепи процесса окисления по реакции с алкиль-
ными радикалами: хиноны, иминоксильные радикалы, нитросо-
единения, молекулярный иод;
— разрушающие гидропероксиды без образования свободных
радикалов: сульфиды, фосфиты, арсениты;
— комбинированного действия, способные взаимодействовать
с алкильными и пероксидными радикалами и пассивирующие ката-
литическое действие металла.
К последнему типу присадок относятся соединения с разными
функциональными группами (например, с сульфидной, реагирую-
щей с ROOH, и фенольной, обрывающей цепи по реакции с перок-
сирадикалами ROO*) или способной реагировать со свободными
радикалами (метиленхинон, антрацен). Для стабилизации автомо-
бильных бензинов в настоящее время применяются антиокислите-
ли только первой группы. Основной реакцией, обрывающей цепи
окисления, является взаимодействие молекул антиокислителей,
имеющих слабые связи О-Н и N-Н с пероксидными радикалами.
Эффективность определяется соотношением скоростей процессов,
обрывающих и продолжающих цепи окисления с участием молекул
и радикалов антиокислителей. Чем выше это соотношение в пользу
реакций обрыва цепей окисления, тем меньше требуется антиокисли-
теля для стабилизации углеводородных сред, содержащих продукты,
склонные к окислению. Таким образом, важнейшим требованием
к антиокислительным присадкам для автомобильных бензинов явля-
ется малая рабочая концентрация, которая для лучших присадок
составляет сотые и тысячные доли процента по массе.
Одним из известных способов повышения эффективности
антиокислительных присадок является использование композиций
различных антиокислителей, проявляющих эффект синергизма,
различают три вида механизма синергизма антиокислителей: кине-
тический (отсутствие какого-либо взаимодействия между компо-
нентами смеси), химический (химическое взаимодействие анти-
окислителей или продуктов их превращения) и физический (обу-
словлен влиянием физических факторов или физическим взаимо-
действием компонентов).
Для стабилизации автомобильных бензинов, содержащих
нестабильные компоненты, наиболее широкое применение получи-
ли антиокислители фенольного типа. Практическое применение
находит антиокислительная присадка класса аминофенолов: фе-
нил-и-аминофенол (я-оксидифениламин) — ПОДФА. Концентра-
ция ПОДФА, требуемая для ингибирования нестабильных бензи-
нов (0,001-0,010% масс.), значительно меньше, чем фенольных
антиокислителей. К достаточно широко применяемым антиокисли-
телям этого типа относится К,К’-ди-в?иор-бутил-и-фенилендиамин,
выпускаемый различными фирмами под торговыми марками Ethyl
PDA, Du Pont АО № 22, Lubrizol 802, AMOCO 532, Topanol M,
UOP № 5, Tenamene 2. С целью повышения антиокислительных
свойств разработаны композиции антиокислительных присадок.
Антиокислительная композиция агидол-9 (ингазон) представляет
20%-ный раствор в толуоле смеси Ь1-(3,5-ди-яфе?п-бутил-4-гидро-
ксифенил)-2,6-ди-яфвяг-бутилхинолина-1,4 (ингазон-1) и 2,6-ди-
тпреяг-бутил-4-диметиламинометилфенола в массовом соотношении
1:1. Высокая эффективность композиции агидол-9 обусловлена
эффектом синергизма.
Для повышения эффективности антиокислительных присадок
иногда вводят в бензин соединения, подавляющие каталитическое
воздействие металлов при окислении топлив (деактиваторы).
Деактиваторы вводят в топливо совместно с антиокислителями
в концентрациях в 5-10 раз меньших. Деактиваторы металлов
образуют с ионами металлов внутрикомплексные соли, главным
образом хелатного (клещевидного) строения. В этих соединениях
атом металла экранирован и не способен вступать в реакции, ката-
лизирующие окисление. Наиболее эффективны соединения, обра-
зующие шестичленные внутрикомплексные кольца, например,
М,№-биссалицилиденалкилендиамины. В России ввиду отсутствия
технологических процессов, в которых в получаемые моторные
топлива вводятся дополнительные примеси ионов каталитически
активных металлов, деактиваторы металлов не применяются.
За рубежом деактиваторы металлов входят в состав многих компо-
зиций антиокислительных присадок.
Вопросы:
• В чем заключается роль антиокислительных присадок в ста-
билизации бензинов?
• В чем заключается физико-химический механизм действия
антиокислительных присадок к моторным топливам?
• Какие основные типы антиокислительных присадок вам
известны?
« В чем проявляется эффект синергизма присадок?
• О деактиваторах металлов в повышении антиокислительной
эффективности присадок к моторным топливам. Какие деактивато-
ры металлов существуют?
• Какие эффективные антиокислительные присадки к мотор-
ным топливам вам известны?
4.3.3. Моющие, анти дымные, антинагарные
и антиобледенительные присадки
Особое место среди присадок, оказывающих непосредственное
влияние на снижение дымности и токсичности ОГ двигателей,
занимают моющие, антидымные и антинагарные присадки. Ассор-
тимент присадок, их действие и природа основных активных ком-
понентов представлены в табл. 4.24.
Для удаления отложений с деталей двигателя и топливной ап-
паратуры в топлива вводят моющие присадки, которые представ-
ляют собой топливно-растворимые поверхностно-активные вещест-
ва, углеводородная часть которых состоит из парафиновых, нафте-
новых или ароматических радикалов различного строения и угле-
водородной массы. В качестве полярных групп они включают
кислород-, азот-, серу- или фосфорсодержащие фрагменты. Меха-
низм действия моющих присадок заключается в их способности
при абсорбции на поверхности раздела фаз радикально изменять
ее свойства за счет значительного снижения поверхностного натя-
жения. Полярные группы в молекулах присадок обусловливают их
способность к абсорбции на твердых поверхностях и полярных
частицах смолистых отложений, а достаточно массивные углеводо-
родные радикалы — растворимость в топливах. Маслораствори-
мые поверхностно-активные присадки в малополярных углеводо-
родных средах (топливах) обладают мицеллярной растворимо-
Присадки, Таблица 4.24 улучшающие экологические характеристики топлив
Тип присадки | Принцип действия | Основной компонент
Моющие первого Снижаются образование от- Амиды карбоиовых кислот
поколения ложений на деталях карбю- и полиэтиленполиамины ратора и выбросы СО, дос- тигается экономия топлива
Моющие третьего Снижается образование от- Полиэфирамины
поколения ложений на деталях системы впуска и впрыска
Антиобледени- тельные Снижается обледенение за- ПАВ различной природы слонки карбюратора за счет образования на ней адсорб- ционной плеики
Антидымиые Облегчается выгорание сажи Зольные присадки: соедине- при диффузионном горении ния бария, магния, кальция, топлива на стадиях, характе- железа и металлов (обычно в ризующнхся недостатком ки- смеси с моющим компонеи- слорода том); бензольные присадки: композиции ПАВ с инициато- рами горения
Антисажевые Снижается температура вы- Катализаторы горения: соеди- горания сажи на сажевом иения меди, марганца, железа фильтре и других металлов
стью, т. е. способностью образовывать коллоидную мицеллярную
структуру с фазовыми границами раздела мицелла-среда.
Моющие присадки можно разделить на две группы: азотсодер-
жащие и кислородсодержащие.
Азотсодержащие присадки включают алкиламины, полиами-
ны и их производные, амиды и другие продукты конденсации ами-
нов с кислотами, продукты реакции эпоксисоединений с аминами
и их производными, замещенные имидазолины, алкенил- и алкил-
сукцинимиды, замещенные аспарагины и др.
Кислородсодержащие присадки представлены сложными
и простыми эфирами монокарбоновых кислот, высшими спиртами,
окисленными фракциями углеводородов, содержащими смеси
кислот, спиртов и эфиров, оксиэтилированными соединениями.
Кислородсодержащие соединения менее эффективны, чем азотсо-
держащие присадки, поэтому их в основном используют в качестве
компонентов композиций, содержащих азотные соединения.
В основном в промышленных масштабах в качестве присадок
используют азотсодержащие композиции, которые наряду с мою-
щими обладают также антиобледенительными и защитными свой-
ствами, так как являются многофункциональными. К таким
присадкам относятся смеси амидов высших жирных кислот (МРА
фирмы Ethyl Corp), смесь органических аминов (ДМА-7 фирмы
Du Pont), смесь органических аминов и аминоалкилфосфатов
(ДМА-4 фирмы Du Pont).
В России в качестве моющих композиций, обладающих анти-
обледенительными и защитными свойствами, разработаны присад-
ки найк (афен), афен-1 и автомат. Присадка найк (афен) состоит
из амида полиэтиленполиамина на основе фракций синтетических
жирных кислот С10-С1б (10-20%), оксиэтилированного алкилфе-
нола ОП-7 (10-20%) и комплексного растворителя (ксилолы +
изопропиловый спирт 1:1). Моющая эффективность присадок ти-
па афен, а также другие функциональные свойства, определенные
по комплексу методов квалификационной оценки автомобильных
бензинов в сравнении с некоторыми зарубежными аналогами, по-
казаны в табл. 4.25. Следует, что моющие присадки практически
являются многофункциональными, улучшающими защитные и ан-
тиобледенительные свойства бензинов. По моющей эффективности
отечественные моющие присадки не уступают многофункциональ-
ным зарубежным присадкам, например, Paradyne-50 и МРА-85,
вырабатываемым на базе аминов и амидов.
Эффективные ингибиторы отложений были найдены среди
термостабильных ПАВ. Первыми были предложены полибутен-
амины, которые использовались вместе с нефтяными или синтети-
ческими маслами-носителями. Они составили так называемое вто-
рое поколение присадок. Затем на рынке появились более эффек-
тивные полиэфирамины — третье поколение, которые в настоящее
время и являются основным типом моющих присадок в США
и других странах. В связи с тем, что нормальная эксплуатация
новых автомобилей на бензине без моющих присадок невозможна,
применение моющих присадок к бензинам в США является обяза-
тельным. Это предусмотрено поправкой к Закону о чистом воздухе.
Другие известные присадки — антидымные способствуют
выгоранию частиц сажи по механизмам диспергирования и катали-
тического влияния на процесс горения. С экологической точки зре-
ния удобно классифицировать присадки на зольные и беззольные.
В основе большинства зольных присадок лежат растворимые в то-
пливе соединения металлов II или VIII групп. Наиболее эффектив-
ными являются соединения бария, который начинает ряд антидым-
Эксплуатационные свойства бензинов с моющими присадками
'клонность к отложе- Не бо-
ниям во впускном лее 100
трубопроводе, мг
Для базового топлива индекс топлива (ИТ) с присадкой.
Нормируется по требованиям ГОСТ и ТУ на бензин.
ной эффективности металлов. Товарные антидымные присадки,
как правило, содержат барий, реже — кальций и марганец.
Для объяснения механизма действия металлсодержащих анти-
дымных присадок выдвинуты следующие теории:
— образование ионов металла, которые уменьшают скорость
зародышеобразования сажевых частиц и их коагуляцию. Главным
образом это относится к легко ионизирущимся щелочным метал-
лам;
— реакции с продуктами горения топлива, в результате кото-
рых образуются гидроксильные радикалы. Последние газифициру-
ют сажу. Это характерно для щелочно-земельных металлов;
— реакции между окислами металлов и частицами сажи,
например, для переходных металлов:
МпхОу + С -> СО + МпхОу-1. (4.1)
Ассортимент отечественных присадок к топливам сравнитель-
но невелик и представлен несколькими типами моющих и анти-
дымных присадок (табл. 4.26). Отечественные моющие присадки
представляют собой растворы амидов карбоновых (нафтеновых,
олеиновой, синтетических жирных) кислот с диэтилентриамином
(присадки первого поколения) и предотвращают образование
загрязнений в карбюраторе. Кроме того, топлива с этими присад-
ками характеризуются повышенными антикоррозионными и анти-
Отечественный ассортимент присадок,
улучшающих экологические свойства топлив
Таблица 4.26
Присадка | ТУ | Разработчик | Изготовитель
Афен Неолин-1 Мототоник Автомаг Моющие присадки: ВНИИНП ПО НОРСИ 38.401-103-93 ЭлИНП Казанский химкомбинат ВНИИНП 38.401-58-33-92 ВНИИНП ПО НОРСИ
Аспект-плюс 0254-002522-88-008-94 Фирма “Амтек” Фирма “Амтек”
Антидымные присадки
ИХП-706 ЭФАП-б ЭКО-1 ИХП АН O257-OO171-542-OO5-93 ЭлИНП ЭлИНП (опытные партии) ВНИИНП
обледенительными свойствами. В процессе испытаний оценивали
увеличение расхода топлива и содержание оксида углерода в отра-
ботанных газах, происходящие в результате постепенного загряз-
нения карбюратора. Установлено, что использование присадки
позволяет почти полностью устранить эти негативные явления.
Результаты сравнительных испытаний автомобильного бензи-
на А-76 (без присадки по отношению к топливу, содержащему
0,04% присадки неолин-1) на одноцилиндровом отсеке двигателя
ЗИЛ-130 приведены в табл. 4.27.
Антидымные присадки ЭФАП-Б и ЭКО-1 по составу и эффек-
тивности представляют собой аналоги зарубежной присадки
Lubrizol-565. Дополнительным преимуществом присадки ЭФАП-Б
является наличие в ней моющего компонента, благодаря которому
полностью устраняется образование сульфатной “бороды” на рас-
пылителях форсунок и уменьшается интенсивность их закоксовы-
вания.
В отечественном ассортименте пока нет моющих присадок
третьего поколения и антисажевых присадок. В ближайшие годы
с появлением новых модификаций автомобилей, оборудованных
новыми двигателями с непосредственным впрыском топлива и са-
жевыми фильтрами, эти разработки должны быть проведены.
За рубежом широко известны присадки фирмы Lubrizol:
LZ-565, LZ-8005 и др., которые содержат соединения бария или их
композиции с соединениями кальция. Аналогами являются присад-
ки ИХП-706 и ЭФАП-Б. Однако металлсодержащие присадки вно-
сят свою долю в образование твердых частей (ТЧ). Поэтому золь-
ные присадки, несмотря на высокую эффективность, не рекомен-
дованы для широкого применения. Из беззольных присадок наибо-
Таблица 4.27
Результаты испытаний присадки иеолии
Показатель | Характеристика
Суммарная балльная оценка чистоты карбюратора (10 баллов — чистый) 3,9/7,8
Суммарный расход бензина за испытание, л 23,9/22,4
Относительное изменение расхода топлива (экономия), % -/6,2
Показатели по выходу СО: увеличение содержания СО на холостом ходу в конце испытаний, % 3,5/2,2
относительное изменение содержания СО в ОГ, % -/38,3
лее эффективны такие, в основе которых лежат соединения с высо-
кой степенью окисления, например, органические пероксиды. Од-
нако низкая химическая стабильность последних делает невозмож-
ным их практическое применение. Антндымные присадки ЭФАП-Б
и ЭКО-1 по составу и эффективности представляют собой аналоги
зарубежной присадки Lubrizol-565. Дополнительным преимущест-
вом присадки ЭФАП-Б является наличие в ней моющего компо-
нента.
Значительный интерес представляет отечественная многофун-
кциональная присадка АПК на основе ферроцена, которая имеет сле-
дующие преимущества:
— повышает октановое число бензина на 2-6 ед. (в зависимос-
ти от его состава и исходной детонационной стойкости);
— снижает на 15-35% содержание токсичных моно- и поли-
циклических ароматических углеводородов в отработанных газах;
— обладает моющими и антинагарными свойствами;
- уменьшает в 2-4 раза количество отложений на поршневой
группе, впускной системе и клапанах газораспределения двигателя;
— практически не влияет на мощностные и экономические па-
раметры работы двигателя;
— способствует ускоренной приработке деталей цилиндро-пор-
шневой группы;
— обеспечивает в 1,5-2 раза увеличение межсменного срока
службы моторного масла;
Бензины, содержащие присадки типа АПК, характеризуются
высокими антиокислительными свойствами, в 2,5-6,0 раз превос-
ходящими базовые образцы, что позволяет вырабатывать бензины,
предназначенные для длительного хранения (без антиокислитель-
ных присадок). Наличие присадки АПК практически не влияет
на фракционный и углеводородный состав бензинов и содержание
в них серы. Использование присадки АПК обусловливает возмож-
ность вовлечения от 5 до 10% низкооктановых дешевых прямогон-
ных фракций, что позволяет регулировать в более широких преде-
лах 04 бензина по моторному методу, выгодно с экономической
и экологической точки зрения.
При высокой относительной влажности воздуха и темпе-
ратуре окружающей среды, близкой к нулю, возникает опасность
отложений льда, который образуется в результате конденсации
атмосферной влаги при быстром испарении бензина. Слой льда
мешает нормальному перемещению заслонки карбюратора и регу-
лировке состава горючей смеси. В результате перерасход топлива
составляет 2-7%, на 30-60% увеличивается содержание СО
в ОГ. Для борьбы с этим явлением используют антиводокристал-
лизующие и антиобледенительные присадки. Первые растворяют
кристаллы льда, отложившиеся на поверхности или находящиеся в
объеме топлива. Вторые образуют тонкую защитную пленку на по-
верхностях деталей карбюратора, препятствуя адсорбции и агломе-
рации ледяных кристаллов. В качестве антиводокристаллизующих
присадок используют растворимые в топливе полярные соедине-
ния: спирты, альдегиды, эфиры, которые эффективны при доволь-
но высоком (до 3%) содержании в топливе.
Наибольшей антиобледенительной эффективностью обладают
спирты с малой молекулярной массой. Повышению антиобледени-
тельной эффективности способствует и разветвленность углеводо-
родного радикала спирта. Для сравнения антиобледенительной эф-
фективности добавок используют так называемый изопропиловый
эквивалент (ИПЭ) — количество изопропилового спирта в процен-
тах, при котором скорость обледенения перегородки такая же, как
и с исследуемой добавкой.
В России в качестве антиводокристаллизующей добавки ис-
пользуют этилцеллозольв в концентрации 0,1-0,3% масс. Анало-
гичную присадку (метилцеллозольв с добавкой 0,4% глицерина)
используют в США. Эффективны оксиэтилированные спирты
и амины, спирто-эфирные смеси, при использовании которых эко-
номия топлива при температурах, близких к нулю, может дости-
гать 5,5%. Эффективность таких присадок лежит в пределах 0,Ol-
О. 05%. Изопропиловый эквивалент моющих присадок амидного ти-
па при концентрации 0,02% масс, составляет 1,2-2,5.
Разработана многофункциональная присадка автомаг, предна-
значенная для улучшения экологических и эксплуатационных
свойств автомобильных бензинов; обладает моющими, антиобледе-
нительными и антикоррозионными свойствами, растворяется пол-
ностью при смешивании со всеми марками автомобильных бензи-
нов. Применение автомобильных бензинов с присадкой автомаг
при эксплуатации автотранспорта обеспечивает снижение токсич-
ных выбросов (СО, СН) с отработанными газами и экономию топ-
лива до 5%. Рекомендуемая концентрация присадки составляет
0,05%. По результатам сравнительных испытаний установлено, что
присадка по свойствам находится на уровне лучших зарубежных
аналогов. По моющей эффективности присадка превосходит анало-
гичные присадки как отечественного производства (аспект-моди-
фикатор), так и зарубежных фирм: Wynn's (Бельгия), SAT (Гер-
мания), PPI (США) и других.
Квалификационные испытания автомобильных бензинов
АИ-80 ЭКП, АИ-92 ЭКП, АИ-95 ЭКП, содержащих присадку ав-
томат, прошли опытную эксплуатацию на а/м ЗИЛ-130. На протя-
жении всего периода испытаний отказов, нарушений в работе дви-
гателя не наблюдалось, запуск двигателя улучшился, обороты дви-
гателя на холостом ходу увеличились в среднем на 20%. Средний
пробег автомобилей составил 3500 км. При проведении замеров по-
казателей токсичности отработанных газов в конце испытаний без
регулировки карбюратора и системы зажигания установлено сни-
жение СО в среднем на 0,7% от нормы и на 1,5% — снижение СН.
Результаты оценки физико-химических свойств бензинов
АИ-80 ЭКП, АИ-92 ЭКП, АИ-95 ЭКП, с добавлением 0,05% авто-
маг показали, что качество всех испытанных образцов полностью
отвечает требованиям ТУ на бензины автомобильные с улучшен-
ными экологическими свойствами.
Присадка «керопур 3222» фирмы БАСФ получила достаточно
широкое распространение в Европе. Присадка является много-
функциональной. Кроме моющих свойств присадка обладает анти-
коррозионными и антиобледенительными свойствами.
Результаты квалификационных испытаний бензинов автомо-
бильных неэтилированных с улучшенными экологическими свой-
ствами марок АИ-80 ЭКП, АИ-92 ЭКП, АИ-95 ЭКП, АИ-98 ЭКП
с добавлением присадки керопур 3222 в концентрациях 0,035
и 0,06% показали, что испытанные образцы полностью отвечают
требованиям ТУ на бензины автомобильные с улучшенными эколо-
гическими свойствами.
Эффективность присадки проверена по методу испытаний
“Опель-Кадетт” и на установке НАМИ-1 в составе бензина на ав-
томобилях ВАЗ-2106 при эксплуатационных испытаниях. Испыта-
ния подтвердили положительный эффект присадки: чистота пред-
варительно загрязненного карбюратора после 5 тыс. км пробега
автомобиля на бензине с присадкой повысилась на 1,2-1,3 балла,
а выбросы СО снизились в среднем на 15%.
В России допущены к применению и выпускаются моющие
присадки, поддерживающие чистоту карбюратора (автомаг, не-
олин-1, аспект-модификатор автомобильного бензина). Однако
они не обладают моющим действием на поверхностях впускных
клапанов. Этого недостатка лишены присадки второго поколения,
которые широко применяются за рубежом, но не имеют отечествен-
ных аналогов. Такие присадки необходимы в первую очередь в со-
ставе бензина АИ-95, на котором работают автомобили иномарок.
Двигатели этих автомобилей особенно чувствительны к отложени-
ям на деталях системы питания, впускных клапанах и при их за-
грязнении становятся источниками повышенных выбросов вред-
ных веществ в атмосферу. К числу присадок второго поколения
принадлежит присадка SAP-9500 фирмы “Шелл”, которая получи-
ла достаточно широкое распространение в Европе. Она является
многофункциональной. Кроме моющих свойств присадка обладает
антикоррозионными и антиобледенительными свойствами.
Для этилированных бензинов с улучшенными экологическими
свойствами марок АИ-80 ЭКП, АИ-92 ЭКП, АИ-95 ЭКП, АИ-98 ЭКП
с добавлением присадки SAP 9500 с концентрацией 0,035% показа-
но, что качество всех испытанных образцов полностью отвечает
требованиям ТУ на бензины автомобильные с улучшенными эколо-
гическими свойствами.
Таким образом, оценка эффективности моющих присадок в со-
ставе бензинов при испытании на автомобилях показала:
— присадка автомаг при концентрации 0,1% по результатам
испытаний на автомобилях ЗИЛ-130 после пробега 3500 км способ-
ствует “отмыванию” топливной системы и снижению выбросов СО
на 0,7% и СН на 1,5%;
— присадка SAP 9500 при концентрации 0,035% по результа-
там испытаний на автомобилях ВАЗ-2106 после пробега 5-6 тыс. км
повышает чистоту карбюратора на 1,2-1,3 балла и снижает выбро-
сы СО на 10-15%.
Использование моющих присадок типа керопур 3222,
SAP 9500, хайтек 4449 обеспечивает чистоту системы питания дви-
гателей, снижение выбросов СО и СН на 10-15% и эксплуатацион-
ного расхода топлива на 2-4%.
Вопросы:
• Какие основные типы антидымных и антисажевых присадок
существуют?
♦ В чем заключается механизм действия ПАВ типа органиче-
ских аминов в качестве моющих присадок к моторным топливам?
♦ Какие виды отечественных и зарубежных моющих присадок
к моторным топливам вам известны?
• Укажите физико-химическую сущность воздействия антиса-
жевых присадок к топливам. Какие теории на этот счет известны?
• В чем заключается механизм действия антидымных присадок
к моторным топливам?
• Какие компоненты обязательно должны содержать антидым-
ные и антисажевые присадки?
• В чем проявляется экологическая эффективность антидым-
ных присадок на основе оксидов щелочноземельных металлов
и ферроценов?
• Какие преимущества имеет комплексная присадка типа АПК?
• Какие виды отечественных и зарубежных антидымных при-
садок к моторным топливам вам известны?
• Почему происходит кристаллизация топлив?
• Какие вещества влияют на эффективность антикристаллиза-
ционных и антиобледенительных присадок?
• Какие марки и рецептуры отечественных и зарубежных анти-
кристаллизационных и антиобледенительных присадок к мотор-
ным топливам вам известны?
• Укажите перспективные марки отечественных и зарубежных
присадок к моторным топливам.
• Какие преимущества имеют присадки автомат и SAP 9500 и
керопур 3222?
• Какие присадки подходят к отечественным этилированным
и неэтилированным бензинам?
• Дайте сравнительную характеристику эффективности отече-
ственных и зарубежных присадок, обладающих комплексом полез-
ных свойств. Например, антикоррозионных и антикристаллизаци-
онных и антиобледенительных.
4.4. Технологические процессы
ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ,
УЛУЧШАЮЩИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ КАЧЕСТВА БЕНЗИНОВ
Цель данного раздела — анализ новых технологий переработ-
ки нефтяных фракций, которые приводят к улучшению экологи-
ческого качества моторных топлив. Как уже отмечалось выше,
важнейшая роль в этом направлении отводится реформулирован-
ным топливам (РМТ), бензинам процесса риформинга и т. д.
4.4.1. Реформулированные моторные топлива
Потребление реформулированного бензина, сгорающего с по-
ниженными углеводородными выбросами, важно для снижения
уровня избыточного содержания озона в нижних слоях атмосфе-
ры, образующегося вследствие реакций, протекающих между угле-
водородами и оксидами азота под действием солнечных лучей.
Топливо ЕС-1 было одним из первых РМТ и рассчитано
на старые автомобили, не оборудованные каталитическими устрой-
ствами нейтрализации и системами контроля вредных выбросов.
Сравнительные экологические характеристики топлива ЕС-1,
базового бензина представлены в табл. 4.28.
Испытания топлива ЕС-1 показали значительное снижение вы-
бросов веществ. Так, в отработанных газах автомобилей снижение
содержания углеводородов составило около 5%, оксида углерода —
10%, оксидов азота — 6%, а испарения углеводородов — 22%. Вы-
бросы бензола при этом были снижены на 43% по сравнению
с базовыми видами топлив. Фирма Shell начала производство топ-
лива М-85 (85% метанола и 15% неэтилированного бензина),
Chevron — нового премиального неэтилированного бензина
(5,5% об. МТБЭ, 1% масс, кислорода). Среди других РМТ следует
выделить; бензин РС-87 с добавкой МТБЭ (Diamond Shamrock
Refining, Marketing Co.), содержащий 20% ароматических соеди-
нений, 04 87 и. м.; реформулированный бензин Phillips 66 Со, со-
держащий 20“30% ароматических соединений и олефинов, серы
и бензола на 33 и 35% соответственно меньше, чем обычные бензины.
Фирма Conoco Inc. прекратила выпуск регулярного этилиро-
ванного бензина и начала производство аналогичных реформули-
рованных. Shell Oil Со ввела в производство премиальный неэти-
лированный бензин с добавкой МТБЭ (содержание 1% по кисло-
роду). Производство аналогичных бензинов начато и такими ком-
Таблица 4.28
Сравнительные характеристики топлива ЕС-1 и беизииа
Показатель ЕС-1 Этилированный регулярный бензин
Упругость паров, г/см2 532 623
Октановый индекс, пункты 88 88,3
Содержание углеводородов, % об.:
ароматических 19 30,1
олефиновых 10 9,6
насыщенных 71 60,3
Температура выкипания, °C:
н. к. 31 31
10% 54 51
50% 99 97
90% 179 177
к. к. 226 224
Содержание кислорода, % масс. 1 —
Содержание свинца, г/л 0,0002 0,0176
Содержание серы, млн-1 245 300
Бромное число, г Вг2/100 г 21 22
паниями, как Exxon, Amoco. Все указанные РМТ отвечают новым
требованиям по показателю летучести, октановым и другим харак-
теристикам. Реформулированный бензин поставляется в районы,
занимающие 25% территории США. Начиная с 2000 г., ЕРА вы-
двинуло более жесткие требования: снижение выбросов летучих
органических соединений (ЛОС), токсичных веществ и NOX на
29,22 и 6,8% соответственно. При сертификации бензина на НПЗ
для снижения выбросов на 15% учитываются давление
насыщенных паров, температура выкипания 50 и 90%-й доли, со-
держание кислорода, ароматических углеводородов, бензола, оле-
финов и серы. Небольшое снижение давления насыщенных паров
дает относительно большое снижение выбросов ЛОС и заметное
снижение выбросов токсичных веществ. Сравнительные данные
реформулированного и существующего бензинов приведены
в табл. 4.29.
В соответствии с исследованиями фирмы Arthur D. Little
(ADL) (Германия) состав реформулированного бензина включает
Таблица 4.29
Сравнение составов и характеристик среднего
и реформулированного беизииов США
Наименование Бензин
средний | реформулированный
Компоненты бензина, % об.:
риформат 29,6 26,9
прямогонный бензин 4,1 3,7
изомеризат 4,0 3,6
бензин ККФ 41,4 28,4
бензин коксования 0,7 0,6
бензин гидрокрекинга 2,7 2,5
бензин полимеризации 0,3 0,0
димеризат 0,2 0,0
алкилат 13,3 20,7
бутаны 3,7 2,5
МТБЭ 0 11,0
Давление насыщенных паров, МПа 0,07 0,05
Кислород, % масс. 0,0 2,0
Ароматические углеводороды, % об. 32,1 29,1
в том числе:
бензол 1,53 1,39
Олефины, % об. 13,2 7,2
Сера, млн-1 339,0 308,0
27% об. ароматических углеводородов, 1,3% об. бензола; темпера-
тура выкипания 90% — 150°С; давление насыщенных паров —
67 кПа; содержание серы — 63 млн-1; МТБЭ — 15% об. На авто-
мобилях , неснабженных каталитическими нейтрализаторами
выхлопных газов, такой реформулированный бензин позволяет
снизить выбросы углеводородов на 18%, СО — на 29%, NOX —
на 16%, бензола — до 60%. На машинах с каталитическими ней-
трализаторами, работающих на реформулированном бензине, дос-
тигается снижение выбросов углеводородов на 42% и СО —
на 27%, дополнительное снижение NOX незначительно.
Новые требования к качественным характеристикам моторных
топлив выдвигают новые требования к современным НПЗ. Суще-
ственное снижение содержания ароматических соединений, олефи-
нов и показателя летучести топлив означает, что технология произ-
водства таких компонентов товарных бензинов, как крекинг-бен-
зин, риформат должна претерпеть существенные изменения. Зна-
чительному влиянию новых норм подвергнутся и процессы
риформинга, алкилирования, изомеризации, полимеризации. Рас-
ширение производства РМТ приводит к необходимости углубления
процесса гидродесульфирования и к повышению жесткости режи-
мов установок гидроочистки. Установление нижнего предела по со-
держанию кислорода потребует ввода в эксплуатацию большого
объема мощностей по производству МТБЭ, ЭТБЭ, ТАМЭ, метано-
ла и других кислородсодержащих соединений.
Вопросы:
• Как связаны между собой проблемы избыточного озона
в нижних слоях воздуха и производства РМТ?
• Дайте определение РМТ.
• Укажите основные качественные характеристики состава РМТ.
• В чем заключается преимущество РМТ по сравнению с дру-
гими сортами бензинов?
4.4.2. Каталитический риформинг
Каталитический риформинг является одним из важнейших
процессов современного НПЗ, который обеспечивает производство
высокооктанового бензина, индивидуальных ароматических угле-
водородов и водородсодержащего газа (ВСГ). Наибольший при-
рост мощностей риформинга по регионам мира отмечается для
стран Западной Европы и США.
Ведущее место среди лицензиаров процесса каталитического
риформинга за рубежом является фирма ЮОП, по лицензиям ко-
торой во всем мире построены свыше 600 установок (фирменное
название процесса — платформинг), и Французский институт
нефти (ФИН) (фирменное название процессов облагораживания
бензина — октанайзинг и аромайзинг).
Применяемые в настоящее время процессы по технологическим
особенностям регенерации катализатора разделяют на три типа:
— полурегенеративные (со стационарным слоем катализатора
и его периодической регенерацией с длительными межрегенераци-
онными периодами);
— циклические (со стационарным слоем катализатора и его не-
прерывной регенерацией с помощью резервного реактора);
— регенеративные (с движущимся слоем катализатора и его
непрерывной регенерацией).
В настоящее время зарубежные нефтепереработчики ориенти-
руются на внедрение установок с непрерывной регенерацией ката-
лизатора. Удельный вес этой технологии в США составляет около
20%, в Западной Европе — 27%; при этом 87% установок рифор-
минга в мире, введенных за последние 20 лет, приходится на про-
цесс с непрерывной регенерацией.
С помощью каталитического риформинга низкооктановые пря-
могонные бензиновые фракции за счет дегидрогенизации шести-
членных нафтеновых и дегидроциклизации нормальных парафи-
новых углеводородов превращаются в высокоароматизированные
продукты. Применяемые катализаторы способствуют превращению
пятичленных нафтенов в шестичленные с последующим дегидри-
рованием до ароматических соединений и изомеризации легких
н-парафинов. В зависимости от качества сырья, жесткости режима
и типа используемого катализатора в процессе риформинга могут
иметь место различные реакции (табл. 4.30).
Интенсификация технологических режимов процесса
каталитического риформинга. Оптимизация существующих
установок риформинга предусматривает повышение эффективно-
сти эксплуатации, увеличение выходов и отбора продуктов и мак-
симально возможное использование мощности имеющегося обору-
дования. Реконструкция и оптимизация работы установок рифор-
минга может быть осуществлена в три этапа:
— переход на более активные и стабильные катализаторы,
модификация реакторов и усовершенствование методов эксплуата-
ции установок;
Таблица 4.30
Обобщенная схема превращения углеводородов
- в процессе рнформннга
Наименование реакций | Катализатор | Температура | Давление
Дегидрирование нафтенов М Высокая Низкое
Изомеризация нафтенов К Низкая —
Изомеризация парафинов к Низкая —
Дегидроциклизация парафинов м/к Высокая Низкое
Гидрокрекинг к Высокая Высокое
Деметилирование м Высокая Высокое
Ароматическое деалкилирование м/к Высокая Высокое
Примечание: М — металлический; К — кислотный. Низкие температуры
способствуют высоким соотношениям изо/н-углеводороды;
скорость изомеризации увеличивается с ростом температуры.
— реконструкция существующей установки с оптимизацией
рабочего давления и мощности. Основой реконструкции является
сохранение максимального количества существующего оборудования,
минимальные капитальные затраты и сроки простоя установки;
— реконструкция сепарационной системы риформинга для
обеспечения полного отбора компонентов бензина. В качестве иаи-
лучшего средства, обеспечения полного отбора риформата С5_ фир-
ма ЮОП предлагает систему Recovery Plus System.
Центральным элементом установки процесса риформинга
является катализаторная система. Расчетные параметры работы
установки (давление, температура, кратность циркуляции водо-
рода и объемная скорость), теоретические выходы продуктов
и межрегенерационный пробег определяются с учетом активности,
стабильности и типа катализатора.
В производственных условиях достаточно хорошо исследован
катализатор R-56 фирмы ЮОП, которая является ведущей в мире
по производству катализаторов на основе платины. R-56 — это оп-
тимизированный, “асимметричный” платиново-рениевый катализа-
тор, разработанный на базе катализатора R-50. По данным фирмы
ЮОП он характеризуется более высокими активностью и способно-
стью к удерживанию хлора, обеспечивает более чем в 2,5 раза боль-
шую продолжительность пробега и стабильный выход продуктов.
Наилучшие результаты работы катализатор R-56 показывает
также в сравнении с монометаллическим (R-11) и биметаллическим
(R-16G) катализаторами предыдущего поколения (табл. 4.31).
Проведено сравнение основных показателей работы установки
риформинга ЛЧ-35-11/1000 на катализаторе R-56 с показателями
Таблица 4.31
Эксплуатационные характеристики катализаторов
Наименование R-11 R-16G R-56
Начало пробега Конец пробега Начало пробега Конец пробега Начало пробега Конец пробега
Давление в реакторе, МПа 2,25 2,25 2,25
Давление в сепараторе, МПа 2,0 2,0 2,0
Октановое число, и. м. 94 98 98
Температура иа входе в реак-
тор, °C 508 527 518 537 503 522
Выход продуктов реакции
на свежее сырье, % масс.:
с5+ 84,4 80,2 81,1 80,0 81,1 80,7
н2 1,98 1,68 1,88 1,73 1,88 1,80
Межрегенерационный про-
бег, месяцев 3 3,4 > 18
Концентрация водорода в цирку-
ляционном газе, % масс. 78,9 71,1 72,8 70,2 72,8 71,5
при работе на катализаторе КР (табл. 4.32). Установлено, что
используемый катализатор в течение более трех лет эксплуатации
работал без регенерации, обладал высокой активностью, обеспечи-
вая получение платформата с высокими октановыми характеристи-
ками при более низкой температуре в реакторе.
Катализатор R-56 обладает большей активностью по сравне-
нию с предыдущим поколением платино-рениевых катализаторов
с равным содержанием платины и рения (R-16G). Длительность
межрегенерационного пробега катализатора повышается более
чем в 6 раз (при октановом числе риформата 98) по сравнению
с биметаллическими катализаторами предыдущего поколения.
Кроме того, повышенная стабильность R-56 позволяет эксплуати-
ровать установку риформинга при более низком отношении водо-
род/сырье. Испытания показали стабильную непрерывную
работу установки за период более 900 дней.
На качество продукции процесса риформинга влияет давление
(табл. 4.33).
Кроме того, уменьшение давления может привести к дополни-
тельному производству водорода. Например, за счет дополнитель-
ного водорода, получаемого при снижении рабочего давления
на 0,75 МПа, увеличивается экономическая эффективность произ-
водства вследствие сокращения закупок водорода стоимостью
до 1,5 млн. $ в год.
Таблица 4.32
Сравнительные данные работы установки ЛЧ-35-1000 на катализаторах типа КР и R-56
Наименование 1 КР R-56
Цикл работы катализатора (межрегеиераци- С регенерацией Без регенерации
онный период) 3 года
Максимальное и среднее октановое число
риформата, и. м. 94.5/92.2 97.0/94.7
Выход риформата, % масс, (в начале цикла) Содержание водорода в рециркулирующем 85,5 84,1
газе, % мольн. 85-80 80,6
Соотношение водород/углеводороды, моль/моль 6 7,70
Среднее давление в реакторе, МПа Средневзвешенная температура иа входе 1,4 1,46
в реактор, °C 499-505 482-495
Расход сырья, м3/ч Качество сырья: 155 130
н. к.-к. к., °C 90-172 95-171
нафтеновые углеводороды, % масс. 36,1 35,04
ароматические углеводороды, % масс. 8,9 7,58
сера, млн-1 1,0 0,4
Таблица 4.33
Влияние снижения рабочего давления в реакторном блоке установки платформинга на выход риформата н аодорода
Давление (вход в последний реактор),
МПа (изб.)
2,25 | 1.8 1 1.5
Риформат
Выход Cs+, % масс.:
из расчета на выходящий из реактора
поток 81,1 82,6 83,0
из расчета на кубовый продукт стаби- лизатора 80,0 81,2 81,0
Дополнительно произведенный рифор-
мат, т/год База 9356 14300
Водород
Из расчета на выходящий из реактора поток, нм3 Н2/м3 сырья Продуктовый водородсодержащнй 154,5 173,4 187
газ, нм3 Н2/м3 сырья 153,0 172,5 186
Чистота водорода, % об. Дополнительно произведенный водо- 73,7 76,2 77,0
род, нм3-106/год База 20,8 36,0
Процесс с непрерывной регенерацией катализатора. Фирма
ЮОП производит установки риформинга с регенеративной техноло-
гией второго поколения, работающие при более низком давлении
на высокоактивном катализаторе с пониженным содержанием платины.
В результате снижения давления на установках второго поко-
ления существенно возросла селективность процесса за счет сниже-
ния скорости реакций деалкилирования ароматических соединений
с большим молекулярным весом (С9 и выше), конечным продуктом
которых в основном является бензол. Вследствие этого
выход риформата и ценных его составляющих толуола и ксилола
увеличивается соответственно до 25 и 30% при одновременном сни-
жении доли бензола. Содержание бензола в составе риформата со-
кращается значительно: по сравнению с риформатом, получаемым
на установках первого поколения, — на 4,9% об., а по сравнению с
риформатом полурегенеративных установок — на 19,5% об.
Это очень важно в условиях жесткого ограничения содержания
этого экологически вредного соединения в составе моторных топлив.
На рис. 4.1 представлен вариант схемы риформинга на актив-
ном платиновом катализаторе (платформинг) с малым содержа-
нием платины.
Содержание бензола в составе риформата сокращается, что
очень важно в условиях жесткого ограничения содержания этого
экологически вредного соединения в составе моторных топлив.
Кроме того, наблюдается увеличение выхода водорода на установ-
ках платформинга.
Вариант модернизации установок каталитического риформин-
га, сочетающий полурегенеративный и регенеративный тип техно-
логии, рекламируется под названием дьюэлформинг. Этот
вариант модернизации осуществляется с минимальными потерями
времени и максимальным использованием существующего оборудо-
вания с целью сокращения капитальных затрат. В данном варианте
сохраняются в неизменном виде два существующих реактора
и циркуляционный компрессор, а также устанавливается новый
третий реактор, предназначенный для работы в регенеративном ре-
жиме, благодаря которому достигаются максимальные значения
октанового числа.
Вопросы:
• В чем заключается химизм процесса риформинга углеводо-
родных фракций?
• В чем проявляются особенности процесса каталитического
риформинга нефтяных фракций с регенерацией катализатора?
Свежий
катализатор
Рис. 4.1. Процесс платформинга ЮОП с непрерывной регенерацией
с двухступенчатым реконтактом встречного потока: 1 — реактор;
2 —печь; 3 — теплообменник комбинированного сырья; 4 — сепаратор;
5 — емкость реконтакта; 6 — дебутанизатор; 7 — ресивер; 8 — секция
• Как давление и температура влияют на качество продуктов
риформинга?
• Какие качественные характеристики имеют бензины рифор-
минга?
♦ За счет чего улучшаются экологические свойства бензинов
риформинга?
♦ В чем состоят преимущества катализатора риформинга R-56?
• Укажите основные тенденции современного развития процес-
сов риформинга.
4.4.3. Изомеризация углеводородов фракции С5—Сб
Процесс изомеризации является одним из самых рентабельных
способов получения высокооктановых компонентов бензинов
с улучшенными экологическими свойствами. Актуальность совер-
шенствования технологии процессов изомеризации и повышения
производительности процесса вызвана переходом к неэтилирован-
ным бензинам. Это обстоятельство привело к значительному росту
числа установок изомеризации в различных странах мира с разви-
той нефтепереработкой.
Дополнительным стимулом развития процесса производства
изо-компонента, как и других высокооктановых компонентов, яви-
лось введение новых сверхжестких ограничений на экологические
свойства автомобильных бензинов, включая ограничение по уров-
ню давления насыщенных паров, содержанию ароматических со-
единений и бензола. Установки изомеризации позволяют получить
топливо с данными характеристиками, отвечающими жестким
стандартам. Интенсивное наращивание мощностей процесса изоме-
ризации осуществляется за счет реконструкции существующих
и строительства новых установок. Одновременно проводятся мо-
дернизация и интенсификация действующих установок изомериза-
ции под процессы с рециркуляцией непревращенных нормальных
парафинов. Процесс изомеризации проводят при температуре 350-
400°С и давлении 3,0-3,5 МПа с использованием катализаторов,
содержащих платину, палладий, нанесенные на оксид алюминия
или цеолит. Для активации катализаторы промотируют фтором
или хлоридом. Для подавления побочных реакций применяют цир-
куляцию водородсодержащего газа.
В США процесс изомеризации в основном осуществляется
на ранее бездействовавших установках каталитического рифор-
минга, переоборудованных под новый процесс. Ресурсы сырья для
Установок изомеризации в США довольно значительны. Они опре-
деляются примерно в 4,3 млн. т/год. Сырье, поступающее на пе-
реработку, имеет октановое число (ОЧ) 60-70 пунктов. В резуль-
тате изомеризации ОЧ возрастает до 85-90 пунктов. В мировой
практике применяется несколько модификаций процесса изомери-
зации, отличающихся используемыми катализаторами и условиями
процесса. Изомеризация протекает в высокотемпературном (360-
420°С), среднетемпературном (230~300°С) и низкотемпературном
(100-200°С) режимах. Низкотемпературная изомеризация позво-
ляет увеличить октановую характеристику, но предъявляет жест-
кие требования к качеству сырья. Кроме того, она экологически
наименее чистая, поскольку на установках этого типа образуются
щелочные стоки. К преимуществам среднетемпературной изомери-
зации относятся простота технологии, отсутствие постоянных сбро-
сов в атмосферу и сточных вод, а в реакционной среде — коррози-
онно-активных веществ. Этот процесс позволяет повысить октано-
вое число на 10-12 пунктов.
Ведущими зарубежными фирмами-лицензиарами процессов
изомеризации углеводородов фракции С5-С6 являются “Бритиш
Петролеум”, ЮОП, “Шелл”, “Юнион Карбайд”.
В качестве примера в табл. 4.34 даны сравнительные характе-
ристики процесса изомеризации ряда зарубежных фирм.
Правом на лицензию технологии изомеризации парафинов
(ТИП), являющейся разработкой фирм “Шелл” и “Юнион Кар-
байд”, владеет фирма ЮОП. Помимо этого, разработкой техноло-
гии и катализаторов процесса занимаются фирмы “Келлог” (про-
цесс изокел), “Атлантик Ричфилд” (процесс пентафайнинг),
“Пьюэ ойл” (процесс изомерат), “Линде”, “Синклер”, “Шеврон”,
“Экссон”, ФИН и другие. Однако лидирующее положение зани-
мает фирма ЮОП (процессы пенекс и ТИП). Большинство дейст-
вующих, проектируемых и строящихся установок изомеризации
основано на технологиях этой фирмы. Октановое число изомериза-
ции более 86 пунктов может быть получено в режиме с рециркуля-
цией нормальных парафинов, которые выделяются из реакцион-
ной смеси фракционированием, экстракцией и адсорбцией на моле-
кулярных ситах.
Сочетание процессов пенекс (изомеризации) и молекс (селек-
тивной жидкофазной адсорбции на молекулярных ситах) фирмы
ЮОП позволяет за счет увеличения конверсии н-парафинов повы-
сить антидетонационные характеристики легкого прямогонного
бензина (табл. 4.35).
Процесс ТИП также представляет собой комбинированную
технологию, сочетающую процессы изомеризации (хайзомер, фир-
ма “Шелл”), выделения и рециркуляции н-парафинов (изосив,
фирма “Юнион Карбайд”).
Таблица 4.34
Процессы изомеризации углеводородов фракций Cs-C6
на бифункциональных катализаторах
Показатель Фирма/процесс
ЮОП/ пенекс “Шелл”/ хайзомер ЮОП/ тип ВР/ Lsom
Условия процесса: температура, °C 120-200 260-370 260-370 90-160
давление, МПа 2,1-7 1,4-3,5 1,4-3,5 2-3
объемная скорость подачи сырья, ч-’ 1-3 1-3 1-3 2-5
Катализатор pt/ А12О3 Pt/цеолит Pt/цеолит Pt/AljOs
Соотношение водород/сырье 1:1-4 1:4 1:4 1:3
Октановое число, и. м. 84 84 90 84
Технико-экономические показатели удельные капитальные вло- жения, долл./т 14,3 10,7 24,0 7,5
удельные энергозатраты на 1 м3 сырья: электроэнергия, кВт-ч 10,6 11,9 19,5 8,17
топливо, тыс. ккал 219 79 86 15,2
пар, т — 0,086 0,128 0,104
расход водорода, м3 - 13,1 17,8 —
Наряду с легким прямогонным бензином в качестве сырья про-
цесса изомеризации можно использовать также легкий отформинг-
бензин, рафинат с установок экстракции ароматических соедине-
ний, газовый бензин или бензин гидрокрекинга (табл. 4.36).
Для выбора оптимальной системы изомеризации углеводородов
фракции Cs~C6 фирма ЮОП провела сопоставительный экономи-
ческий анализ вариантов процессов ТИП и пенекс для различных
видов сырья (различное соотношение углеводородов С5 и С6) и за-
данного октанового числа продукта. Внедрение систем, работаю-
щих в рециркуляционном режиме, делает установку более дорого-
стоящей, но при этом значительно повышается октановое число
изомеризата.
Более тяжелое сырье с высоким содержанием фракции С$ дает
более высокое октановое число в рециркуляционном режиме вслед-
ствие выделения углеводородов С6 фракционированием, например,
пенекс-DIH (DIH — схема изомеризации, включающая изогекса-
новую колонну для выделения н-гексана и метилпентанов фрак-
ционированием и возвращения в реактор).
Выход продуктов в процессах пенекс
за проход н с рециркуляцией
Таблица 4.35
Показатель Гидро- очищенное сырье За проход Пенекс-молекс
1 | 2 1 1 2
Состав, % об.:
с4 4,9 — — — —
С5 43,5 — — — —
Сб+ 51,6 — — — —
ОЧ Cs+, и. м. 70,0 79,4 83,1 87,7 88,6
04 С4+, и. м. 71,2 80,4 83,9 88,2 89,1
Выход С5+, % об. — 100,1 99,9 99,7 99,7
Содержание, % об.:
И-С5 24,4 14,5 9,7 1,1 0,6
н-С6 18,4 7,4 4,7 0,4 0,3
2, 2-диметилпентан 0,9 9,1 13,4 10,6 14,9
Таблица 4.36
Свойства типичных видов сырья процесса изомеризации
Показатель Бензин Рафинат риформинга
прямо- гонный газовый рифор- минга гидро- крекинга
Интервал выкипания, °C С5-71 С5-77 С.,-82 Cs-80 С5~77
Содержание, %:
«-парафины 45-50 35-45 25-30 5-15 30-40
нафтены 7-10 7-10 2-3 11-13 15-35
бензол 2 1 8 Отсутствует Отсутствует
углеводороды С? 1 1 3 4 2
Октановое число, и. м.
(без ТЭС) 69-71 70-75 75-80 80-85 65-70
Комбинирование процессов риформинга и изомеризации. В от-
личие от каталитического риформинга изменение жесткости режи-
ма процесса изомеризации почти не влияет на величину октанового
числа изомеризата. Поэтому, если отсутствует необходимость
в значительном повышении октанового числа легкого бензина, то
экономически оправданным становится применение процесса изо-
меризации в сочетании с процессом каталитического риформинга
(с уменьшением жесткости последнего). Это способствует не толь-
ко увеличению выхода бензина на нефть, но и снижению содержа-
ния бензола и ароматических соединений. Кроме того, комбиниро-
вание процессов позволяет достигнуть более равномерного повы-
шения октанового числа для всех фракций товарного автомобиль-
ного бензина за счет повышения при изомеризации октанового
числа легких фракций.
Комбинирование процессов изомеризации и каталитического
риформинга позволяет существенным образом снизить капитало-
вложения (на 20-40%) по сравнению с отдельно стоящими уста-
новками за счет того, что в таком комплексе имеются общие цирку-
ляционная система, серия холодильников и секция стабилизации.
В условиях введения новых стандартов на содержание аромати-
ческих соединений, в частности, бензола в экологически чистых
бензинах особую важность приобретает уменьшение жесткости ре-
жима работы установки риформинга.
Вопросы:
• В чем заключается процесс каталитической изомеризации
углеводородов нефтяных фракций?
• Укажите основные тенденции современного развития процес-
сов изомеризации.
• Что общего и в чем различия у процессов риформинга и изо-
меризации?
• Какие катализаторы особенно эффективны в процессе изоме-
ризации?
• Приведите сравнительные характеристики различных вари-
антов процесса изомеризации.
• В чем заключается необходимость процесса совместной ката-
литической изомеризации и риформинга нефтяных фракций?
• В каких случаях эколого-экономически выгоден совмещен-
ный каталитический процесс и почему?
4.4.4. Организация производства товарных бензинов
с улучшенными экологическими характеристиками
Основными компонентами для приготовления автомобильных
бензинов являются продукты каталитического риформинга и ката-
литического крекинга, в составе которых содержится значительное
количество ароматических углеводородов и бензола. Поэтому для
получения экологически чистых бензинов соответствующего каче-
ства необходимо изменение технологии их изготовления. Так, при
переработке облегченного сырья (к. к. 151°С) на установке катали-
тического риформинга значительно возрастает содержание бензола
в стабильном катализате (до 6,4%). Для получения бензина
с улучшенными экологическими показателями по содержанию бен-
зола требуется утяжелять сырье каталитического риформинга.
Уменьшения содержания ароматических углеводородов можно
достигнуть за счет снижения жесткости процесса риформинга, при
этом октановое число можно увеличить добавлением в бензин ки-
слородсодержащих добавок (например, МТБЭ). Для снижения
давления насыщенных паров бензина необходимо уменьшать в его
составе содержание бутанов, исключив вовлечение бутан-бутилено-
вой фракции. Кроме того, при введении бензина висбрекинга
в бензин каталитического крекинга (3% на нестабильный бензин
каталитического крекинга) ухудшается качество бензина по содер-
жанию общей и меркаптановой серы с 0,02 до 0,08 и с 0,004 до
0,0076% масс, соответственно.
В табл. 4.37 приводятся показатели качества основных компо-
нентов бензина.
Технологическая схема для выработки качественных товарных
бензинов (на примере Московского НПЗ), приведенная на рис. 4.2,
включает: первичную перегонку нефти на ЭЛОУ-АВТ-6 (жесткая
схема ЭЛОУ-АТ-6 — вторичная перегонка), каталитический ри-
форминг, каталитический крекинг, висбрекинг, гидроочистку,
блок компаундирования, производство серы. Распределение ком-
понентов бензина по маркам приведено в табл. 4.38. Количество
каждого из компонентов определяется расчетом октанового числа
смеси по правилу аддитивности в зависимости от фактических по-
казателей октанового числа исходных компонентов. На основании
расчетных данных по компонентному составу бензинов составля-
ются смеси бензина и определяются их основные показатели каче-
ства.
На основании выполненного комплекса исследований (в том
числе, оптимизация и внедрение технологических процессов про-
изводства высокооктановых компонентов бензина) разработаны
и технические условия на бензины с улучшенными экологическими
характеристиками (табл. 4.39).
Улучшение экологических характеристик бензинов при-
садками. Как уже отмечалось, одним из методов получения мотор-
ных топлив с улучшенными экологическими показателями явля-
ется использование различного рода присадок.
Таблица 4.37
Показатели качества основных компонентов бензина
Компонент Плот- Фракционный состав, % масс. Тк. к., Содержание, % масс. Октановое число
бензина г/м3 ДО 70°С ДО 100°С ДО 180°С °C серы бензола м. м. и. м.
Стабильный
катали-
зат КР 0,772 3 26 94 188 Отсутствие 4,2 85 94,5
Стабильный катали- зат КК 0,746 23 44 88 213 0.07 0,8 81 91
ББФ КК - — — - - 0,1* — 93 97
Легкие ком- поненты — — — — 0,04-0,05 67 71
Прямогон- ные 22/4 0,72 3 38 100 178 0,05 0,04 40 42
Компоненты с ГФУ - — — 0,05 90 92
* без очистки ББФ (при очистке — 0,04%); КР — каталитический рифор-
минг; КК — каталитический крекинг.
Таблица 4.38
Компоненты бензинов
с улучшенными экологическими характеристиками (ЭК)
Компонент бензина АИ-95 ЭК АИ-92 ЭК АИ-80 ЭК
% на бензии % на бензин % на бензин
Стабильный катали- зат 35/11-1000 49,01 42,27 18,93
Стабильный катали- зат Г-43-107 36,33 50,72 41,59
ББФ Г-43-107 4,8 3,09 —
Конденсат с факела — — о.з
Фр. 100-180°С (22/4) 7,12
Компонент ГФУ — — 6,82
Отгон гидроочищен- ный (24/5) 0,8
Фр. 62-85°С (АВТ-6) —
МТБЭ 9,86 0,81 -
Рис. 4.2. Принципиальная схема технологии производства топлив с улучшенны-
ми экологическими характеристиками. Потоки: I — газы; II — топливо;
III — компоненты приготовления бензинов (алкилат, МТБЭ); IV — котельное
топливо; V — нефть; VI — на производство серы; VII — топливо гидроочищенное
Таблица 4.39
Характеристики бензинов с улучшенными экологическими показателями
Показатель АИ-80ЭК I АИ-92ЭК АИ-95ЭК АИ-98ЭК
ТУ 38.401-58-171-96
Октановое число, моторный метод 76,0 83 85,0 88,0
Октановое число, исследовательский метод 80 92 95 98
Содержание
свинца, г/дм3, не более 0,01 0,01 0,01 иди
смолы, мг/ 100 см3, не более 5 5 5 5
Индукционный период, мин, не менее 360 360 360 360
Объемная доля, %
бензола, не более 3 3 5 5
Давление насыщенных паров, кПа
с апреля по октябрь 35-70 35-70 35-70 35—/0
Массовая доля серы, % масс., не более 0,05 0,05 0,05 0,05
Плотность при 15 °C, кг/м3 780 780 780 780
Рис. 4.3. Схема получения бензинов с улучшенными экологическими харак-
теристиками с применением присадок
Схема получения бензинов с применением присадок приведена
на рис. 4.3.
Таким образом, современные технологии позволяют произво-
дить широкий ассортимент качественных моторных топлив.
Вопросы:
• Укажите основные принципы производства товарных бензи-
нов с улучшенными экологическими характеристиками.
• Какие нефтяные фракции используют для производства эко-
логически чистых бензинов?
4.5. Реактивное топливо
В связи с развитием гражданской и военной авиации, авиакос-
мической техники и систем вооружения различного типа, оснащен-
ных реактивными двигателями, актуальна проблема разработки
новых видов реактивных топлив.
В настоящее время авиация использует главным образом воз-
душно-реактивные двигатели (ВРД). Принцип работы ВРД осно-
ван на непрерывной подаче компрессором топлива в смеси с возду-
хом в камеру сгорания, процесс горения протекает постоянно.
Газообразные продукты сгорания из камеры сгорания поступа-
ют в турбину и осуществляют механическую работу, вращая коле-
са турбины, от вала которого приводится в движение ротор комп-
рессора и соответствующие насосы. Затем продукты сгорания топ-
лива в виде газсвого потока проходят реактивное сопло и, расши-
ряясь в нем, сфдают реактивную силу тяги, необходимую для
полета самолета
В ВРД топливо из баков самолета под небольшим давлением
(0,02-0,03 МПа!) подается подкачивающим насосом через систему
фильтров тонкой очистки к основному топливному насосу-регуля-
тору высокого давления (0,8-1,0 МПа).
Топливо, проходя через форсунки, распыляется в камерах сго-
рания. Это обеспечивает увеличение поверхности испарения топ-
лива и равномерное распределение его паров по всему объему
камеры сгорания двигателя. В турбореактивных двигателях топли-
во, проходя через топливно-масляный радиатор, снижает темпера-
туру смазочного масла и выполняет функцию охлаждающей сре-
ды. Кроме того, топливо используют для смазывания деталей топ-
ливных насосов. Реактивные топлива должны обладать следующи-
ми свойствами:
— высокой летучестью для обеспечения полноты сгорания;
— высокой теплотворной способностью, предопределяющей
дальность полета самолета;
— минимальной нагарообразующей способностью;
— хорошей прокачиваемостью и низкотемпературными свойст-
вами;
— химической и термоокислительной стабильностью;
— хорошей совместимостью с материалами — низкими
коррозионными свойствами по отношению к металлам и отсут-
ствием воздействия на резиновые технические изделия;
— противоизносными свойствами, обусловливающими неболь-
шое изнашивание деталей ВРД;
— антистатическими свойствами, препятствующими накопле-
нию зарядов статического электричества, что снижает опасность
воспламенения топлива при заправке летательных аппаратов.
Вполне понятно, что авиационные бензины, которые в основ-
ном используются в поршневых авиационных двигателях для ма-
лой авиации не подходят к ВРД. В табл. 4.40 приведены данные
по пределам температур кипения топлив для различных летатель-
ных аппаратов.
С увеличением скорости летательных аппаратов возрастает
температурный интервал кипения топлив и снижается их испаряе-
мость. Для сверхзвуковых аппаратов регламентируются более
высокие температуры начала кипения.
Другое важное требование — высокие объем ные теплоты сго-
рания топлив. Объемные теплоты сгорания зависят от массовой
теплоты сгорания и плотности. Наибольшая массовая теплота сго-
рания у парафиновых углеводородов, наименьшая — у ароматиче-
ских. При переходе к объемным теплотам ситуация противополож-
ная, вследствие больших плотностей ароматических углеводородов
их объемная теплота сгорания больше чем у парафинов. С другой
стороны, слишком большое количество ароматических соединений
в топливе ведет к увеличению нагарообразования] что снижает лет-
ные ресурсы двигателей. Основные характеристики современных
отечественных и зарубежных реактивных топлив даны в табл. 4.41,
4.42.
Таблица 4.40
Основные типы реактивных топлив
Летательные аппараты Топлива Интервал температур кипения топлива, °C
Дозвуковые ТС1.РТДТ 136-156, 250-280
Т2 (бензино-керосиновая фракция) 60-280
Сверхзвуковые Т-8В 165-280
Т-6 195-315
Таблица 4.41
Основные показатели качества зарубежных топлив
Показатель ДжетА (А-1) ASTMD-1655 JP-5
Плотность при 20°С, кг/м3, не менее Фракционный состав: 775-840 775-840
10% отгоняется при температуре, °C 204 205
98% отгоняется при температуре, °C 300 300
Высота некоптящего пламени, мм, не менее 20-25 10
Температура начала кристаллизации, °C, не выше Объемная доля ароматических углеводородов, %, -47 -46
не более Массовая доля, %, не более: 25 25
общей серы 0,3 0,4
меркаптановой серы 0,003 0,001
403
при температуре заправки техники,
Экологичность реактивных топлив определяется содержанием
ароматических углеводородов, смол, общей и меркаптановой серы.
Современные отечественные топлива по данным показателям
не уступают зарубежным. Продукты горения ароматических и се-
роорганических соединений способствуют возникновению кислот-
ных дождей и г опаданию канцерогенных углеводородов в почву,
воду и воздух. Кроме того, предполагают, что серосодержащие
продукты горенйя реактивного топлива способствуют разрушению
озонового слоя земной атмосферы. Для снижения содержания
серы и ароматических углеводородов в реактивных топливах перс-
пективны процессы гидроочистки соответствующих бензинокеро-
синовых фракций.
Для повышения качества реактивного топлива используют
присадки к реактивным топливам, следующих основных типов:
— антистатические;
— антиокислительные;
— противоводокристаллизационные;
— противоизносные.
Как правило, перечисленные выше присадки, за исключением
противоводокристаллизационных, вводят непосредственно в про-
цессе производства реактивных топлив на НПЗ.
Антиокислительные присадки. В качестве антиокислитель-
ных присадок используются ингибиторы процесса радикального
окисления. Присадки вводятся в гидроочищенные топлива, так как
при гидрогенизации из топлив выводятся антиокислители — аро-
матические и алифатические гетероатомные соединения. В России
обычно применяют присадку агидол-1 (2,6-ди-трет-бутил-4-метил-
фенол) в концентрации 0,003-0,004% масс. Аналогом агидола являет-
ся присадка ионол, которая не уступает по ингибирующему дей-
ствию. При применении антиокислительных присадок увеличивается
длительность хранения реактивных топлив.
Электростатические присадки. Антистатические присадки
повышают электропроводность топлив. За счет повышения элект-
ропроводности уменьшается накопление статического электриче-
ства и обеспечивается безопасность при заправочных и перекачива-
ющих операциях с реактивным топливом.
Эффект действия электростатических присадок проявляется
уже при очень малых концентрациях — около 0,0004% масс.
За рубежом регламентированы присадки ДЖЕТ А-1 и ДЖЕТ-В.
В России допущена к применению в реактивных топливах присадка
сигбол. Оптимальное содержание присадки составляет 0,0001-
0,0003%. Присадка сохраняет уровень электропроводности, доста-
точный для сохранения высоких антистатических Свойств топлив
при длительном транспортировании и хранении. I
Противоизносные присадки. Противоизнфные присадки
предназначены для восстановления смазочных свойств топлив.
В качестве противоизносной используется присадка сигбол и ком-
позиция этой присадки с ПМАМ — присадкой на рснове полимет-
акрилата. Кроме того, используется еще ряд эффективных приса-
док, например, присадка марки К, полученная на основе нафтено-
вых кислот.
Противоводокристаллизационные присадки. Предназна-
чены для предотвращения кристаллизации воды в топливах и ис-
пользуются непосредственно в местах заправки летательных аппа-
ратов. В отечественной авиации рекомендованы присадки на осно-
ве этилцеллюлозы (жидкость И), тетрагидрофурфурилового спир-
та и их смеси с метанолом (И-М, ТГФ-М).
Вопросы:
• Какие углеводородные системы относятся к реактивным топ-
ливам?
• Перечислите основные классы реактивных топлив.
• Каким путем улучшаются экологические свойства реактив-
ных топлив?
• Назовите присадки, используемые для улучшения качества
реактивных топлив.
4.6. Дизельные топлива с улучшенными
ЭКОЛОГИЧЕСКИМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ
Дизельные топлива относятся к углеводородным системам,
оказывающим масштабное загрязняющее действие на окружающую
среду. Поэтому повышение экологического качества дизельного
топлива (ДТ) актуально, так как по существующим прогнозам
потребность в ДТ будет расти быстрыми темпами и уже к 2005 г.
мировой объем производства увеличится и составит в среднем 30%
от объема перерабатываемой нефти. Суммарный спрос на ДТ в ми-
ре постоянно растет. В Западной Европе удельный вес ДТ в общем
потреблении топлив составляет около 1/3. Потребление экологи-
чески чистого ДТ в отдельных странах мира (в % от общего по-
требления) составляет: Великобритания — 8; Австрия — 30; Гер-
мания — 20; Скандинавские страны — 67; Италия — 3; США — 35.
В Российской федерации и странах СНГ объем производства ДТ
составляет около 70 млн. т/год, из них около 40% топлива содер-
жит повышенное количество серы.
4.6.1. Загрязнение окружающей среды
прн использовании дизельных топлив
Дизельные топлива, газообразные и твердые продукты их сго-
рания являются одними из главных источников загрязнения окру-
жающей среды. Атмосфера загрязняется оксидами серы, азота, а
также твердыми углеводородными системами, в том числе опасными
ароматическими углеводородами (АУ). С продуктами сгорания ДТ в
России ежегодно выбрасывается до 500 тыс. т сернистого ангидрида,
около 1,5 млн. т углеводородов и 1-1,5 млн. т твердых частиц, основ-
ная масса которых приходится на сажу. Суммарный выброс вредных
веществ с учетом действующих норм составляет около 14 млн. т/год;
по некоторым данным этот показатель на 45-50% выше.
Установлена зависимость между содержанием в дизельном
топливе серы (S, %), АУ (А, %), температурой 90%-ной точки
перегонки (Tgp, °C) и количеством твердых частиц (ТЧ, г/кВт-ч)
отработанных газов (ОГ) дизельного двигателя:
ТЧ = 10"4 [18А + 5,6Т90 + 5200S + 400J.
Зависимость иллюстрируется рис. 4.4. Экологическая опас-
ность дизельной сажи увеличивается за счет адсорбции на ее по-
верхности полициклических ароматических углеводородов, в том
числе высококанцерогенных бенз(а)пирена и нитрозоаминов.
Обычно содержание АУ в дизельных топливах, вырабатывае-
мых отечественной промышленностью, колеблется в пределах 20-
35%. Установлена общая тенденция, характерная для всех типов
двигателей: чем выше общее содержание АУ, тем больше в выхло-
пе пирена и бенз(а)пирена. Косвенными характеристиками содер-
жания АУ являются такие показатели, как плотность, цетановое
число, вязкость. Повышение плотности с 800 до 860-870 кг/м3
приводит к увеличению количества ТЧ в 2-3 раза, а увеличение
содержания АУ с 15 до 27% — в 5 раз. Уменьшение цетанового
числа с 52 до 40 ед. приводит к увеличению эмиссии ТЧ примерно
в 2 раза.
Наибольшее влияние на выбросы ТЧ оказывают АУ. Так, при
увеличении содержания АУ в топливе с 5 до 24% удельные выбро-
Количество ТЧ, г/кВт-ч
Рнс. 4.4. Влияние содержания серы (А — 0,2%, Б — 0,55%) в дизельном
топливе на выбросы ТЧ в составе ОГ: 1 — твердые углеродистые частицы,
2 — связанная вода, 3 — сульфаты, 4 — растворимая органическая фаза,
ТЧ — твердые частицы дизельного топлива
сы ТЧ возрастают на 54%. При повышении конца кипения ДТ уве-
личивается содержание би- и полициклических АУ, причем наибо-
лее значительно для образцов, выкипающих в пределах 180-380
и 180-400°С по ИТК (табл. 4.43), что, в свою очередь, приводит
к повышению дымности.
Из гетероорганических соединений, входящих в состав ДТ,
наиболее опасным воздействием на окружающую среду отличаются
сернистые и азотистые соединения. Сернистые соединения сгорают
в дизельных двигателях в основном до диоксида серы и частично
до триоксида (1-2%). Эти вещества вызывают коррозию металлов,
разрушение металлоконструкций и дорог, кислотные дожди.
В России вырабатывается более 40 млн. т/год ДТ. Как уже отме-
чалось, выпуск малосернистых ДТ (содержание серы менее 0,2%
масс.) составляет до 60%, остальные содержат серу до 0,2-0,5%
масс. За рубежом проблема производства малосернистых топлив
не менее актуальна, что учтено в последних европейских и амери-
канских национальных и международных стандартах.
Таблица 4.43
Влияние температуры кипения дизельного топлива на содержание
и состав ароматических углеводородов
Показатель Конец кипения по ИТК, °C*
300 320 340 360 380 400
фракционный состав, °C:
10% 226 230 237 238 242 245
50% 253 264 277 287 294 305
90% 279 294 317 336 353 —
к. к./выход, % 293/99 308/98 332/98 352/98 360/95 360/85
Содержание АУ, %, 34,1 21,0 24,2 30,5 29,1 30,5
в т. ч.:
моноциклнческие 25,1 13,5 14,0 19,8 15,6 18,1
бициклические 8,7 6,7 8,7 8,8 10,9 9,3
полициклические 0,33 0,82 1,50 1,90 2,60 3,10
* н. к. 180°С.
Вопросы:
• В чем заключаются факторы отрицательного воздействия
на окружающую среду дизельного топлива?
• Перечислите твердые, газообразные и жидкие опасные для
человека продукты горения дизельных топлив?
• Как связаны между собой эксплуатационные и экологиче-
ские характеристики дизельных топлив?
• Какие углеводороды, содержащиеся в дизельных топливах,
наиболее опасны для окружающей среды?
4.6.2. Характеристики отечественных
и зарубежных дизельных топлив
В табл. 4.44 приведены требования на дизельные топлива в со-
ответствии с европейским стандартом EN590.
Важнейшими показателями ДТ являются цетановые числа и
температура застывания. Из приведенных данных следует, что к
2005 г. планируется переход на экологически чистые ДТ с наилуч-
шими качественными показателями. При этом содержание серы
планируется снизить на порядок. Это понятно, так как в основных
требованиях зарубежных спецификаций на дизельные топлива со-
держание серы нормируется не более 0,05% масс. (США и страны-
члены ЕС, в Швеции для некоторых марок не более 0,005
и 0,001%). Содержание ароматических углеводородов не более
10% нормируется только в штатах США. В европейском стандарте
EN-590 содержание АУ не нормируется; содержание серы не долж-
но превышать 0,05% масс.
Нормы на предельные уровни выбросов автомобилями ОГ
постоянно ужесточаются (табл. 4.45, 4.46).
Требования к современным и перспективным топливам в США
определяются поправкой к Закону о чистом воздухе и предложе-
ниями, разрабатываемыми Агентством по охране окружающей сре-
ды (ЕРА). В России экологическое законодательство базируется
на Законе об охране окружающей среды.
Таблица 4.44
Европейская спецификация на дизельное топливо EN590
Показатель | 1993 г. | 1998 г. | 2005 г.*
Цетановое число 45 49 53
Плотность (15°С), г/л — 820-860 < 845
Фракционный состав (95% об.), °C — 370 340
Тк. к, °C — — 350
Полиароматические соединения, % — — 2
Содержание серы, % 0,2 0,05 0,003-0,005
Смазывающая способность — 460** —
Защита от коррозии — Вводится
Моющая способность — — Вводится
* Европейский парламент одобрил спецификацию до 2005 г.
'* действует до 1999 г.
Таблица 4.45
Нормы токсичности ОГ дизелей мощностью более 150 кВт, г/кВт-ч
Страна 1 со | Углеводороды] NOX | I тч
ЕЭС 4 1,1 7,0 0,15
4 1,1 7,0 0,15
Швейцария 4,9 1,23 9,0 0,7
Австрия 4,9 1,23 9,0 0,4
Швеция 4,9 1,2 9,0
4,9 1,2 9,0 0,35-0,45
2,0 0,6 7,0 0,15
Норвегия 4,9 1,2 7,0 0,4
Нидерланды 5 1,25 9,0 —
США 20,9 1,76 6,7 0,34
20,9 1,76 6,7 0,14
Таблица 4.46
Нормы вредных выбросов для автомобилей, г/км
Выбросы [ США | Россия | ЕЭС
Оксид углерода, СО 2,1 13-25* 2,72
Углеводороды, СН 0,25 — —
Оксиды азота, NOX 0,63 — —
Сумма СН + NOX - 4,8-7* 0,97
* — в зависимости от контрольной массы
Кроме того, в Европе действует спецификация EN590, в кото-
рую входит шесть классов топлив в зависимости от климатических
поясов (табл. 4.47).
В табл. 4.48 приведены показатели качества различных
дизельных топлив: ДК-1 — дизельное топливо США низкого ка-
чества; ДК-2 — дизельное топливо США среднего качества;
ДК-3 — западноевропейское дизельное топливо хорошего ка-
чества; ДК-4 — экспериментальное топливо, полученное в результате
глубокой гидроочистки дизельных фракций и характеризующееся
высоким значением цетанового числа и низким содержанием серы.
В табл. 4.49 и на рис. 4.5 показаны относительные величины
выбросов вредных веществ автомобилем, эксплуатируемым на ука-
занных топливах (за 100% приняты выбросы при работе на дизель-
ном топливе ДК-3).
Во всех странах принимаются правительственные постановле-
ния, ужесточающие требования к моторным топливам, в частности
к дизельным, по содержанию серы, азота и ароматических углево-
дородов. Некоторые действующие нормы и экологически чистые
дизельные топлива (ЭЧДТ) представлены в табл. 4.50.
Нефтеперерабатывающей промышленностью России вырабатыва-
ется дизельное топливо (в соответствии с ГОСТом) трех марок:
— Л — летнее, применяемое при температурах окружающего
воздуха 0°С и выше;
— 3 — зимнее, применяемое при температурах до -20°С
(в этом случае зимнее дизельное топливо должно иметь
Тзаст < -35°С и Тп < -25°С);
— или зимнее, применяемое при температурах до -30°С (тогда
топливо должно иметь Тзаст < -45°С и Тп = -35°С);
— марки А — арктическое, температура которого устанавлива-
ется до -50°С.
Таблица 4.47
Классификация дизельных топлив по климатическим поясам
Страна Класс ПТФ* °C
Зимнее | Летнее
Австрия F -20 5
Бельгия Е -15 0
Дания F -20 0
Франция Е, F -20; -15 0
Германия F -20 0
Великобритания Е -15 -5
Греция С -5 5
Италия D -10 0
Нидерланды Е -15 0
Португалия D -10 0
Испания D -10 0
Швейцария F -20 -10
Финляндия Арктическое, кл.2 -16** -32
Норвегия Арктическое, кл.1 - 10** -20
Швеция Арктическое, кл.1,2,3 -10;-16;-20** -20; -26; -32
* ПТФ — предельная температура фильтруемости.
* * ТП — температура помутнения.
Таблица 4.48
Свойства дизельных топлив
Показатель | ДК-1 | ДК-2 | дк-з I ДК-4
Плотность при 15°С, г/см3 0,870 0,871 0,842 0,816
Цетановое число 40,2 45,6 52,2 64,3
Содержание: серы, % масс. 0,27 0,47 0,24 0,01
ароматических углево- дородов, % об. 52,0 34,1 35,0 8,8
Таблица 4.49
Относительные величины выброса вредных веществ
различных дизельных топлив, % масс.
Марка топлива Углево- дороды Оксиды углерода Оксиды азота Твердые частицы
дк-3 100 100 100 100
ДК-1 196 142 108 145
ДК-2 151 121 103 141
ДК-4 61 78 93 67
Выбросы, отн. ед.
Рис. 4.5. Влияние качества дизельного топлива на выбросы вредных веществ
для автомобиля с дизельным двигателем: 1, 2, 3, 4 — дизельное топливо
ДК-1, ДК-2, ДК-З, ДК-4 соответственно
Приняты технические условия на дизельное летнее экологиче-
ски чистое топливо (ДЛЭЧ) без ограничения содержания аромати-
ческих углеводородов и ДЛЭЧ-В с ограничением содержания аро-
матических углеводородов, а также дизельное арктическое эколо-
гически чистое (ДАЭЧ) с ограничением содержания ароматиче-
ских углеводородов (табл. 4.51).
Содержание серы в дизельном топливе марок Л и 3 не превы-
шает 0,5%, а марки А — 0,4%; для топлив высшей категории каче-
ства этот параметр не должен превышать 0,2%. Топливо получают
компаундированием прямогонных гидроочищенных фракций в со-
отношениях, обеспечивающих требования по содержанию серы.
В качестве сырья для гидроочистки нередко используют смесь
среднедистиллятных фракций прямой перегонки и вторичных про-
цессов, чаще прямогонного дизельного топлива и легкого газойля
каталитического крекинга. Содержание серы в прямогонных фрак-
циях в зависимости от перерабатываемой нефти колеблется в пре-
делах 0,8-1,0%.
Дизельное топливо утяжеленного фракционного состава выра-
батывается для применения в летний период времени. Оно отлича-
Показатели качества экологически чистых дизельных топлив
ется более высокой (на 20_30°С) температурой конца кипения —
до 360°С. Вырабатывают также дизельное топливо экспортное с со-
держанием серы до 0,2%.
Таким образом, по уровню содержания серы и аренов новые
российские топлива не уступают лучшим зарубежным (кроме
шведских).
Законодательство промышленно развитых стран нормирует
предельные нормы токсичных выбросов двигателями внутреннего
сгорания и содержание вредных компонентов в топливах. Обще-
признанными лидерами в области экологического законода-
тельства являются ФРГ, США и скандинавские страны.
Для городов с высокой плотностью автопарка разработано
городское дизельное топливо, предназначенное, в частности,
для использования в условиях г. Москвы (табл. 4.52).
Таким образом, наиболее важной задачей в производстве топ-
лив является удовлетворение растущего спроса в условиях более
жестких требований на экологические и потребительские свойства
топлив. Для решения этой задачи потребуется увеличить глубину
очистки продуктов, степень гибкости и рентабельности новых тех-
нологических решений.
Физико-химические показатели
экологически чистых дизельных топлив
Таблица 4.51
Показатель Летнее Арктическое
длэч ДЛЭЧ-В ДАЭЧ
Цетановое число, не менее Фракционный состав, °C: 45 45 40
50%, не выше 280 280 255
96%, не выше Температура застывания, °C, 360 360 330
не выше Массовая доля серы, %, не бо- -10 -10 -55
лее Массовая доля ароматических I вид — 0,05 II вид — 0,2 I вид — 0,05 II вид— 0,2 0,05
углеводородов, %, не более Плотность при 20°С, кг/м3, Не нормируется I вид — 10 II вид — 20 I вид — 10 II вид — 20
не более 860 860 860
Таблица 4.52
Характеристики городского дизельного топлива с улучшенными
экологическими свойствами
Показатель Нормы для марок
ДЭК-Л дэк-з ДЭКп-Л ДЭКп-3, -15йС ДЭКп-3, -20°С
Цетановое число, не менее 49 45 49 45 45
Фракционный состав: перего- няется при температуре, °C не выше: 50% 280 280 280 280 280
96% (конец перегонки) 360 340 360 360 360
Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с 3,0-6,0 1,8-5,0 3,0-6,0 1,8-6,0 1,8-6,0
Температура, °C, не выше: застывания -10 -35 -10 -25 -35
предельной фильтруемости -5 -25 -5 -15 -25
Температура вспышки, опреде- ляемая в закрытом тигле, °C, не ниже: для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин 62 40 62 40 40
для дизелей общего наз- начения 40 35 40 35 35
Массовая доля серы, %, не более, в топливе: вида I 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
вида II 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10
Массовая доля меркаптановой серы, %, не более 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0
Иодное число, г 12/100 г топлива 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0
Зольность, %, не более 0,01 0,01 0,04 0,04 0,04
Коксуемость 10%-ного остатка, %, не более 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
Коэффициент фильтруемости (до введения присадки в топливо), не более 2 2 2 2 2
Цвет, ед. ЦНТ, не более 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
Плотность при 20°С, кг/м3, не более 860 860 860 860 860
Примечание. Для дизельных топлив всех марок: содержание сероводорода, водо-
растворимых кислот и щелочей, механических примесей и воды —
отсутствие; испытание на медной пластине — выдерживают.
Основными направлениями увеличения ресурсов ДТ являются:
— расширение фракционного состава топлива;
— вовлечение в состав суммарного фонда ДТ дистиллятов вто-
ричного происхождения — газойлей каталитического крекинга
и коксования.
Важно отметить, что, несмотря на качественное улучшение
отечественных топлив за последние годы, снижение содержания
серы и АУ в дизельных топливах по-прежнему остается актуаль-
ной проблемой.
В соответствии с требованиями EN 590 основные прогнозируе-
мые показатели качества дизтоплива в России (по материалам
“О стратегии развития нефтеперерабатывающей промышленности
в России до 2020”) следующие:
Показатели | 2000 г. | 2010 г. 2020 г.
Массовая доля серы, % 0,035-0,05 0,035 0,005
Содержание АУ, % — 15 10
Содержание Не норми-
полициклических АУ, % руется И 3
Цетановое число 45 49-51 53
Для обеспечения качества и ассортимента дизельных топлив
необходимо обеспечить производство депрессорных, моющих, про-
тивоизносных и других присадок, особая роль отводится процес-
сам гидроочистки.
Вопросы:
• В чем заключается техническое назначение дизельного топ-
лива?
• Какие продукты горения дизельных топлив наиболее опасны
для среды обитания человека?
• Чем различаются стандарты на дизельное топливо, существу-
ющие в России и за рубежом?
• Какие показатели качества отечественных дизельных топлив
наиболее важны с точки зрения экологии?
• Назовите физико-химические свойства и дайте классифика-
цию дизельных топлив.
• Дайте характеристику основным маркам отечественного ди-
зельного топлива.
4.6.3. Гидрокаталнтические процессы
переработки углеводородных систем, j
улучшающие экологические качества дизельных топлив з
Из принятых при переработке углеводородных систем техно-
логий наиболее эффективным способом снижения содержания се-
ры в дизельном топливе является процесс гидроочистки. Но этот
процесс не обеспечивает существенного снижения содержания аро-
матических углеводородов. Для этой цели требуется также приме-
нение методов деароматизации. Гидроочистку фракций и повыше-
ние стабильности нефтепродуктов проводят путем удаления серу-, ।
азот-, кислородсодержащих и металлоорганических соединений.
При этом происходит насыщение предельных и ароматических !
углеводородов. Гидроочистку проводят на алюмокобальтмолибде-
новых, алюмоникельмолибденовых и алюмоникельмолибденосили-
катных катализаторах при температуре 330-425°С, давлении 3,0-
5,0 МПа, объемной скорости подачи сырья 1-10 ч-1 и циркуляции
водородсодержащего газа 180-700 м3/м3 сырья. Условный расход J
катализатора, определяющий срок его службы, составляет 70-
100 тыс. т сырья/т катализатора. Содержание серы в полученном гид-
роочищенном дизельном топливе составляет в среднем 0,05% масс.
Разброс по степени очистки связан с нестабильностью содержания ,
серы в исходном сырье (от 1,16 до 0,54% масс.). Таким образом,
процессы гидроочистки имеют перспективу в будущем.
Разработаны процессы глубокой гидроочистки и деароматиза-
ции дизельных фракций, обеспечивающие снижение содержания
серы до 0,05% масс, и удаление ароматических углеводородов
до 10-20% масс. Для переработки дистиллятов дизельного топли-
ва, содержащих 0,6-1,2% серы, с целью получения продукта,
содержащего 0,05% масс, серы, требуются более жесткие условия -
и новые высокоэффективные катализаторы (табл. 4.53). j
Для удаления из дистиллятов дизельного топлива ароматиче- |
ских углеводородов до содержания 20% масс, требуется примене- ,
ние двухстадийной технологии гидродеароматизации при повы-
шенном до 5-7 МПа давлении на специальных катализаторах. '
Двухстадийный каталитический процесс получения дизельного
топлива марки ДЛЭЧ-В включает гидрообессеривание и деарома- i
тизацию смеси прямогонного дизельного дистиллята и легкого га-
зойля каталитического крекинга с получением продукта с остаточ-
ным содержанием серы 0,08-0,1% масс, и ароматических углеводо- >
родов до 25% масс. Качество продукта деароматизации в этих ус- <
ловиях соответствует требованиям на экологически чистое
дизельное топливо марки ДЛЭЧ-В.
<3
я-
S
ч
45
<3
Характеристика процессов
гидрогенизациоииого облагораживания нефтяных дистиллятов
с получением экологически чистого дизельного топлива
420
Катализаторы гидроочистки нефтяных фракций
Таблица 4.54
Марка катали- затора Характеристика Сырье Форма катализатора Тип носителя Активные компо- ненты
AKZO Nobel
KF-845 Высокая обессеривающая и деазотирующая активность От бензина до вакуумного газойля Четырехлистник А120з NiMo
KF-752 Высокая обессеривающая активность От дизельного до вакуумного газойля Четырехлистник AI2O3 СоМо
KF-742 Глубокое гидрообессеривание От дизельного до вакуумного газойля Четырехлистник AI2O3 СоМо
KF-645 Глубокое гидрообессеривание, От бензина до вакуумного газойля Цилиндр деметаллизация, легкий гидрокрекинг “Электрогорский институт нефтепереработка’ AI2O3 NiCoMo
ГО-70 Высокая обессеривающая активность От бензина до вакуумного газойля Цилиндр, трилистник А120з СоМо
ГО-86 Высокая обессеривающая активность Среднедистиллятные фракции Цилиндр А120з СоМо
ГО-ЗО-7 Высокая обессеривающая и деазотиру- ющая активность Бензины Цилиндр А120з NiMo
ГО-38а Обессеривание и насыщение арома- тических углеводородов Масляные дистилляты Цилиндр А120з NiMo
КПС-16Н Высокая обессеривающая активность Дизельные фракции Цилиндр А12О3 NiMo
ДТ-005К, ДТ-005Н Глубокое обессеривание Дизельные фракции Criterion Catalyst Цилиндр А120з СоМо, NiMo
С-448 Для получения низкосернистого дизельного топлива Средние дистилляты, вакуумный газойль Сформованные экструдаты А120з СоМо
Продолжение табл. 4.54
Марка катали- затора Характеристика Сырье Форма катализатора Тип носителя Активные компо- ненты
С-447 Глубокое гидрообессеривание Легкий и тяжелый вакуумный газойль, остатки Сформованные экструдаты А120з СоМо
HDS-3 Насыщение ароматических углево- дородов От бензина до вакуумного газойля Сформованные экструдаты А120з NiMo
HDS-22 Бензин, сырье каталитического крекинга Сформованные экструдаты А120з СоМо
С-424 Высокая гидрообессеривающая Предварительная обработка сырья Сформованные и гидродеазотирующая активность, каталитического крекинга экструдаты насыщение ароматических углеводородов “Всероссийский институт по переработке нефти” А120з NiMo
FS-168 Обессеривающая активность Бензин, дизельная фракция Цилиндр А120з + SiO2 NiMo
ГДК-202 Высокая обессеривающая активность Среднедистиллятные фракции Цилиндр AI2O3 + цеолит NiMo
ГДК-205 Высокая обессеривающая активность Цилиндр А120з + цеолит NiMo
ГДК-202П Высокая обессеривающая активность Цилиндр А120з + цеолит СоМо
ГП-534 Высокая обессеривающая активность Procatalyse Цилиндр А120з NiMo/ZrO
НРС-60 Высокая обессеривающая активность От бензина до вакуумного газойля Лист клевера А120з —
HR-306C Гидрообессеривание, гидродеазоти- От бензина до вакуумного газойля Экструдаты А120з —
рование
Окончание табл. 4.54
Требования к качеству нефтепродуктов по снижению содержа-
ния серы и ароматических углеводородов заставляют искать более
эффективные катализаторы гидроочистки. Катализаторы гидро-
очистки представляют собой сочетание оксидов активных компо-
нентов (никель, кобальт, молибден и др.) с носителем, в качестве
которого чаще всего используют активный оксид алюминия. Носи-
тель в составе катализатора гидроочистки участвует в формирова-
нии активных фаз и служит структурным промотором, создающим
специфическую пористую структуру. Наиболее распространенные
отечественные и зарубежные катализаторы гидроочистки приве-
дены в табл. 4.54.
Таким образом, гидроочистка, наряду с добавлением в топлива
специальных присадок, является эффективной мерой повышения
качества дизельных топлив.
Вопросы:
• В чем проявляется влияние гидрокаталитических процессов
на экологическое качество дизельного топлива?
• Какие физико-химические качественные показатели дизель-
ных топлив улучшаются в процессах гидроочистки?
• Опишите технологию гидроочистки. Какие катализаторы
применяют для гидроочистки дизельных топлив?
• Опишите технологию гидрооблагораживания дизельных топ-
лив.
4.6.4. Присадки к дизельным топливам
Необходимость применения присадок для дизельных топлив
определяется качеством базового топлива. Для улучшения свойств
в ДТ вводят следующие типы присадок: депрессоры, модификато-
ры процесса горения, антиоксиданты, деактиваторы металлов,
моюще-диспергирующие, антидымные, антикоррозионные и дру-
гие. Присадки могут входить в состав пакета или использоваться
независимо друг от друга.
Применяются три категории присадок, влияющих на процесс
горения дизельных топлив: присадки, улучшающие цетановое чис-
ло, катализаторы горения и модификаторы отложений. Напомним,
что цетановое число, отражающее воспламеняемость дизельного
топлива, является критическим свойством ДТ. Цетановое число —
основной показатель воспламеняемости дизельного топлива. Повы-
шение цетанового числа способствует более легкому запуску двига-
теля на холоде, снижает его перебои в процессе прогрева, способ-
ствует снижению уровня шума, дымности и токсичности выхлопа,
увеличению мощности и ресурса двигателя.
Присадки, улучшающие цетановое число, контролируют про-
цесс воспламенения топлива в момент его впрыскивания в камеру
сгорания. В качестве присадок, улучшающих цетановое число,
применяют алкилнитриты, нитраты, нитросоединения, оксиды.
Введение этих присадок, концентрация которых, как правило,
составляет 0,05-0,20% об., позволяет повысить ЦЧ в среднем на 6-
8 пунктов.
Многие годы алкилнитраты преобладали в качестве коммерче-
ских цетановых присадок, в настоящее время распространение по-
лучили октилнитраты, которые стабильны при обычной температу-
ре и не воспламеняются. Другие типы присадок более сложной
структуры, такие, как нитросоединения, оксиды, могут выполнять
аналогичную функцию, но не используются из-за их высокой стои-
мости и взрывоопасности. К недостаткам алкилнитрат-нитритных
присадок относится их коррозионная активность, токсичность,
склонность к смолообразованию
Присадки, увеличивающие полноту сгорания, действуют
на всех стадиях горения. Основной их эффект заключается в эко-
номии топлива. Кроме того, они уменьшают нагарообразование
в камере сгорания и коксоотложение на распылителях форсунок,
уменьшают дымность и токсичность выхлопа. Для снижения дым-
ности используют каталитический дожиг и присадки. Существуют
три механизма действия присадок, аналогичные описанному для
бензинов в части 4.3:
— ионный (присадки, содержащие натрий, кальций, цезий,
барий);
— радикальный (присадки, содержащие кальций, барий,
стронций);
— каталитического дожита (присадки, содержащие марганец,
железо, кобальт, никель).
Наиболее эффективные антидымные присадки содержат теп-
лорастворимые соединения бария. При концентрации 0,1-0,5%
масс, они позволяют снизить дымность ОГ двигателей на 30-90%.
Примеры композиций присадок, снижающих дымность и токсич-
ность ОГ, представлены в табл. 4.55. Интервал оптимальных кон-
центраций присадок данного вида составляет 50-200 мг/кг.
Эффективным антинагарным действием обладают моюще-дис-
пергирующие присадки. Введение последних широко практикуется
за рубежом для поддержания чистоты топливопроводящей систе-
мы при использовании ДТ утяжеленного фракционного состава,
Таблица 4.55
Присадки, снижающие дымление и токсичность дизельного топлива
Присадки Концент- Уменьшение содержания, %
рация, дыма | оксидов азота
Диметиловые эфиры димеров н три- 0,03 85 —
меров олеиновой кислоты в смеси
с марганцевым антидетонатором
Бис-(2,2-тиобис-4-трет-октил)фено- 0,034 20-25 5-11
ляты никеля, железа, меди
Соли кальция с растворяющим аген- 0,1 55 —
том
характеризующегося повышенным закоксовыванием сопловых
отверстий распылителей.
Детергентно-диспергирующие присадки для дизельных топлив
по структуре и функциям в большинстве своем аналогичны бензи-
новым присадкам данного типа. Помимо моющего воздействия они
обладают антикоррозионным и стабилизирующим эффектами,
а также, участвуя в процессе горения топлива в камере сгорания,
снижают токсичность выхлопа.
Депрессорные присадки к топливам начали производить за ру-
бежом в середине 60-х годов. Среди них важное место занимали
депрессоры на основе сополимеров этилена с винилацетатом.
Расширение ассортимента топлив и поиск простых, экономически
выгодных процессов получения депрессорных присадок (без ис-
пользования сложных каталитических систем, высокой температу-
ры и давления) привели к созданию депрессоров эфирного типа,
которые в первой половине 70-х годов применялись преимущест-
венно для котельных топлив. Это связано с созданием, наряду
с однокомпонентными, композиционных присадок, обеспечиваю-
щих одновременное снижение температур застывания и фильтруе-
мости дизельных топлив. Применение депрессорных присадок для
среднедистиллятных и остаточных топлив открывает широкие воз-
можности для улучшения экономических показателей НПЗ.
Разработана новая полимерная депрессорная присадка
ДАКС-Д, которая в зависимости от ее содержания эффективна для
различных дизельных топлив. Эффективность присадки тем выше,
чем ниже температуры застывания, помутнения и предельной
фильтруемости.
Общепринятым способом корректировки низкотемпературных
свойств товарных топлив является разбавление более легкой фрак-
цией. В случае ДТ — это керосиновая фракция, а в случае котель-
ного топлива — дизельная. Введение депрессоров позволяет сохра-
нить их количество, а также варьировать температуры начала
и конца кипения среднедистиллятных фракций.
Разработана и допущена к применению антидымная барийсо-
держащая присадка ИХП-706, основным активным компонентом
которой являются алкилфеноляты бария. За рубежом известна се-
рия барийсодержащих присадок фирмы Lubrizol Corp. (США).
Разработана отечественная барийсодержащая антидымная присад-
ка ЭФАП-Б, по эффективности аналогичная ИХП-706 и Lubrizol-
565. Присадка содержит алкилфеноляты бария в смеси с моюще-
диспергирующим компонентом. Введение присадки в топливо
позволяет значительно снизить дымность ОГ в зависимости от ре-
жима работы двигателя. Установлено, что присадка практически
не влияет на эмиссию оксидов азота, в 2 раза уменьшает концент-
рацию углеводородов в отработанных газах (табл. 4.56) и в 1,5-
2,5 раза содержание бенз(а)пирена
В дизельные топлива даже с содержанием 0,05% масс, серы
необходимо вводить противоокислительные присадки, так как
с уменьшением содержания общей серы химическая стабильность
топлив повышается до некоторого предела, после которого резко
снижается. Изучена возможность стабилизации экологически чис-
того ДТ ДЛЭЧ противоокислительными присадками в композиции
с деактиваторами металлов, так как при сочетании присадок раз-
личного механизма действия возможно достижение эффекта синер-
гизма.
В табл. 4.57 приведены данные о влиянии противоокислитель-
ных присадок и их композиций с деактиваторами металлов на тер-
Таблица 4.56
Содержание вредных выбросов в ОГ при введении
в топливо присадки ЭФАП-Б (мг/м3)
Наимено- Холостой ход 10% нагрузки 100% нагрузки
компо- нента ОГ без с присадки ЭФАП-Б без с присадки ЭФАП-Б без с присадки ЭФАП-Б
МО2 18,7 25,0 61,2 60,0 Альдегиды 0,5 1,2 5,0 4,2 SO2 0* 0* 1,6 0* Углеводороды 112 50 180 78 * ниже пределов чувствительности анализа. 312 300 2,5 4,5 16,6 10,2 300 160
Влияние противоокислительных присадок и их композиций
с деактиваторами металлов I-VI
на термоокислительиую стабильность топлива ДЛЭЧ
Присадка Осадок, мг/100 мл [ROOH4102, мг КОН/г (RCOR'llO2, мг КОН/г
Без пр исадки
1361,10 0,115 0,635
С присадкой
Ионол 1089,70 0,949 -
ОМИ 245,15 0,115 1,285
Смесь ОМИ
и ионола:
2:3 — 0,144 0,456
1 : 1 74,00 0,086 —
3:2 — 0,115 0,535
Иопол и деакти-
ватор метал-
лов:
I 97,83 0,057 1,592
П 42,81 0,028 0,621
III 54,16 0,057 0,691
V — — —
ОМИ с деакти-
ватором ме-
таллов:
1 334,36 — 0,150
II 34,65 — —
Ш 75,06 —
V — 0,230 —
Смесь ОМИ и
ионола (1:1)
с деактивато-
ром металлов:
I Отсутствует — 1,980
II То же —
Ш » 1,150
IV »
V »
VI
1-ROOHJ — концентрация гидропероксидов в дизельном топливе.
моокислительную стабильность топлива: суммарная концентрация
присадок в топливе составляла 0,01% масс. При добавлении деак-
тиваторов металлов эффективность противоокислительных приса-
док значительно повышается: количество образующегося осадка
уменьшается. Таким образом, стабилизация экологически чистого
ДТ ДЛЭЧ возможна с помощью композиций противоокислитель-
ных присадок с деактиваторами металлов. Наиболее эффективны
композиции с азометинаминами ряда пространственно-затруднен-
ных фенолов (IV-VI). Высокоэффективны также композиции
с 1,4-бис(4-гидрокси-3,5-ди-ягреяг-бутилбензилтио)бензтиазолом
(II), которые оказывают бифункциональное действие. Оптималь-
ным соотношением противоокислительная присадка : деактиватор
металла в этой композиции является 7 : 1 при суммарной концент-
рации присадок в композиции 0,01% масс.
Один из способов модификации топлива — использование во-
доэмульсионных дизельных топлив. В результате термической
диссоциации воды в камере сгорания увеличивается количество
окисляющих групп, что повышает полноту окисления топлива
и снижает эмиссию сажи. При использовании водотопливной
эмульсии с содержанием 5-10% воды сажеобразование снижается
на 40-70% соответственно. Фирма “Lubrizol” разработала много-
функциональную (антидымную моющую) присадку Lz 8288. Топ-
лива с этой присадкой прошли всесторонние испытания на двигате-
лях КамАЗ, ЯМЗ, ЗИЛ и показали высокую эффективность при
концентрации присадки 0,1%. Присадка допущена к применению
в составе отечественных дизельных топлив. В России разработаны
аналоги данной присадки: ЭФАП-Б и ЭКО-1.
Рассмотрим характеристики некоторых отечественных ДТ
с присадками.
Дизельное топливо марки ДЭКп-Л (I и II вид) с антидымной
присадкой ЭФАП-Б. Применение ДТ с улучшенными экологиче-
скими свойствами ДЭК-Л (I и II вид) позволяет существенно сни- '
зить выбросы оксидов серы, но практически не оказывает влияния
на дымность ОГ двигателей. Для снижения дымности ОГ необхо-
димо применение антидымных и моющих присадок. Стендовые ис-
пытания на одноцилиндровом отсеке двигателя КАМАЗ-740 пока- ;
зали, что введение 0,1% присадки в дизельное топливо на 17-33%
снижает дымность ОГ двигателя и в среднем на 27% уменьшает
закоксовываемость распылителей форсунок. При этом в 2-3 раза ;
снижается эмиссия бенз(а)пирена. Эксплуатационные испытания j
топлива с присадкой показали, что дымность автомобилей различ-1
ных марок снижается в 2-3 раза. •
Физико-химические показатели опытно-промышленных образ-
цов топлива дизельного ДЭК-Л (I и II вид) с 0,2% антидымной
присадки ЭФАП-Б показали соответствие их требованиям ТУ по
всем показателям качества.
Топливо дизельное ДЭКп (I и II вид) с антидымной при-
садкой ЭКО-1. Физико-химические показатели опытно-про-
мышленных образцов топлива дизельного ДЭКп-Л (I и II вид)
с 0,2% антидымной присадки ЭКО-1 показали полное их соот-
ветствие требованиям ТУ по всем показателям качества.
Установлено, что добавка 0,2% присадки ЭКО-1 снижает дым-
ность ОГ дизеля на 41-47%. Присадка обладает также моющими
свойствами, уменьшая на 30-40% коэффициент закоксовывания
распылителей форсунок.
Топливо дизельное (II вид) марок ДЭКп-3 минус 15 и ДЭКп-3
минус 25 с депрессорной присадкой керафлюкс. Образцы зимнего
ДТ с улучшенными экологическими свойствами (II вид) марок
ДЭКп-3 минус 15 и ДЭКп-3 минус 25, представляющие собой
смесь прямогонного и гидроочищенного компонентов с содержа-
нием 0,1% серы (II вид) и 0,08% депрессорной присадки кера-
флюкс 5486, по физико-химическим показателям соответствуют
ТУ. Исследование образцов зимнего ДТ ДЭКп-3 минус 15 и минус
25 к закоксовыванию распылителей форсунок показало, что коэф-
фициенты закоксовывания распылителя для образцов ДТ ДЭКп-3
минус 15 и минус 25 составляют 13,04 и 14,20% соответственно,
что находится на уровне значений, полученных при испытании ба-
зовых летних ДТ (13—21%). Относительное изменение дымности
отработанных газов для исследуемых топлив составляет 20,6 и
19,1% соответственно, что находится на уровне данных, получен-
ных при испытании различных партий товарных топлив (10-25%).
Вопросы:
• Что характеризует цетановое число дизельных топлив?
• Какие присадки для бензинов можно использовать в дизель-
ных топливах?
• В чем заключается механизм действия моющих, антидепрес-
сорных и антиокислительных присадок к дизельным топливам?
• В чем проявляется экономическая и экологическая эффек-
тивность присадок к дизельным топливам?
• Какие виды отечественных и зарубежных присадок к дизель-
ным топливам вам известны?
4.7. Котельные топлива с улучшенными
ЭКОЛОГИЧЕСКИМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ
Ограниченность нефтяных ресурсов и рост перспективной по-
требности в моторных топливах определяют в качестве основного
направления развития нефтеперерабатывающей отрасли до 2010 г.
глубокую переработку нефтяных остатков. Продукты горения ко-
тельных топлив являются мощным источником загрязнения окру-
жающей среды оксидами серы, азота, тяжелых металлов.
Поэтому намечена тенденция к снижению объемов производ-
ства и потребления остаточных котельных топлив для нужд энер-
гетики и к замене их альтернативными энергоносителями — при-
родным газом, углем, ядерной энергией и нетрадиционными источ-
никами. Таким образом, производство наиболее крупнотоннажного
остаточного нефтяного топлива — котельного в перспективный
период будет постоянно снижаться. Несмотря на эти тенденции,
доля мазута в общем расходе топлива в тепло- и электроэнергетике
России по оценкам специалистов сохранится в 2000-2010 гг.
на уровне 7-8%.
Производство малосернистых котельных топлив базируется
главным образом на использовании малосернистых нефтей, а так-
же на применении процессов прямого и косвенного гидрообессери-
вания. Косвенный метод заключается в разделении мазута на ваку-
умный дистиллят и гудрон с последующим гидрообессериванием
дистиллята по стандартной технологии при давлении 5-10 МПа.
Смешением гидроочищенного дистиллята с гудроном получают
котельное топливо с содержанием серы менее 1%. При этом в зави-
симости от качества мазута достигаемая глубина обессеривания
составляет от 30 до 40%.
В конце 60-х годов косвенный метод гидрообессеривания полу-
чил распространение в Японии и США, где потребление высоко-
сернистых котельных топлив в плотнонаселенных и промышленно
развитых районах обусловило особую актуальность сероочистки
котельных топлив.
Получение малосернистого (с содержанием серы менее 1%) ко-
тельного топлива из любых, включая высокосернистые, нефтей
возможно только в процессе прямого каталитического гидрообессе-
ривания всего остатка. Основные отличия прямого обессеривания
от косвенного заключаются в следующем:
— повышенный расход водорода — в 5-10 раз выше, чем при
гидроочистке средних дистиллятов. Следствием этого является
необходимость ввода установки по производству водорода;
— быстрое отравление катализатора примесями, содержащи-
мися в остатках в больших концентрациях, чем в дистиллятном
сырье, поэтому необходима более частая замена отработанного ка-
тализатора;
— более жесткие технологические условия;
— плохой массообмен, вследствие протекания процесса в двух-
фазной системе жидкое сырье-газообразный водород;
— необходимость использования реакторов из высококачест-
венных материалов.
Косвенный способ гидрообессеривания мазута по сравнению
с прямым требует меньшего расхода водорода. Однако при выборе
варианта получения котельного топлива следует учитывать нали-
чие установок вакуумной перегонки и другие технико-экономиче-
ские условия. Косвенный метод относительно легче осуществлять
в условиях существующих схем НПЗ.
В 70-е годы в большинстве стран мира наметилась тенденция
к вовлечению в переработку тяжелых нефтей, что привело к резко-
му увеличению выхода остатков. Одновременно с этим увеличи-
вался спрос на дистиллятные топлива — бензин и дизельное.
В связи с этим процессам гидропереработки остатков отводилась
новая роль предварительной подготовки тяжелого сырья для
последующих деструктивных процессов. Наибольшее распростра-
нение нашло комбинирование процесса гидрообессеривания остат-
ков и каталитического крекинга или коксования.
Основными зарубежными лицензиарами процессов гидрообес-
серивания остатков с технологией в стационарном, движущемся
и кипящем слое катализатора являются фирмы: “Галф”, “Шеврон”,
ЮОП, “Экссон”, “Юникал” — стационарный слой; “Шелл” — дви-
жущийся слой; “Луммус”, “Хайдрокарбон рисерч” — кипящий слой.
Итогом многолетних исследований различных фирм в области
гидрооблагораживания тяжелого сырья явилось создание различ-
ных модификаций промышленных процессов гидробессеривания
мазута и гудрона на основе технологии со стационарным, движу-
щимся и кипящим слоями. Наибольшее распространение ввиду
относительной простоты аппаратного оформления и относительной
дешевизны получили процессы со стационарным слоем катализато-
ра. Установки гидрообессеривания в движущемся и кипящем сло-
ях, как правило, эксплуатируются в режиме гидрокрекинга и пред-
назначены для конверсии наиболее неблагоприятного сырья —
тяжелых и синтетических нефтей, а также остатков, полученных
из этих нефтей, в светлые нефтепродукты.
За рубежом выпускается значительное число марок промыш-
ленных катализаторов для процессов гидрометаллизации, гидро-
обессеривания, гидродеазотирования и гидроконверсии остатков.
Широкий спектр свойств этих катализаторов служит основой для
создания эффективных многослойных каталитических систем,
с помощью которых подбором оптимальных по размеру и форме
частиц катализаторов с соответствующей пористой структурой, ак-
тивностью и селективностью достигается глубокая очистка
исходного сырья при минимальном снижении давления в реакторе
и максимально возможном сроке службы каталитической системы
в целом.
Значительный интерес представляют процессы гидрообессери-
вания остатков в стационарном слое. Процессы гидрообессерива-
ния остатков в стационарном слое катализатора получили наиболь-
шее распространение вследствие относительной простоты техноло-
гического и аппаратного оформления. Принципиальные схемы
всех модификаций процессов гидрообессеривания в стационарном
слое приблизительно одинаковы, и главные их различия заключа-
ются в использовании каталитических систем. Процессы гидро-
обессеривания могут проводиться как в одну, так и в несколько
ступеней (стадий). Число ступеней зависит от качества исходного
сырья и требований к качеству конечных продуктов.
Подбором оптимального соотношения различных катализато-
ров гидрообессеривания достигается максимальный эффект. При
анализе поведения катализаторов гидробессеривания и гидродеме-
таллизации становится очевидным, что сочетание катализаторов
или ступенчатых катализаторных систем будут более эффективны
при переработке сырья с высоким содержанием металлов по срав-
нению с единичным катализатором. При этом необходимо обеспе-
чивать сочетание высокой стойкости катализатора к металлам с хо-
рошей конверсионной активностью, так как диапазон примесей,
содержащихся в перерабатываемых остатках, очень широк: содер-
жание серы может изменяться от 0,2 до 6%, металлов — от 20
до 1000 мг/кг.
Длительный опыт эксплуатации промышленных установок
гидрообессеривания остатков свидетельствует о том, что в стацио-
нарном слое в течение длительного времени можно перерабатывать
сырье без предварительной подготовки с содержанием металлов
не более 50 мг/кг, а с предварительной подготовкой (деметаллиза-
ция, деасфальтизация) — не более 150 мг/кг.
Фирмой “Шелл” накоплен многолетний опыт создания про-
цессов гидропереработки нефтяных остатков в движущемся слое.
Для технологии гидрообессеривания и гидрокрекинга в стационар-
ном слое фирмой разработана серия уникальных катализаторов,
в том числе деметаллизирующего широкопористого катализатора
с высокой емкостью по металлам. Предложен ряд мер для предот-
вращения слипания катализатора гидрообессеривания остатков:
— двухступенчатое обессоливание исходной нефти,
— фильтрация гидроочищаемого мазута или гудрона,
— очистка циркулирующего водорода,
— установка фильтров над верхним слоем катализатора, кото-
рые могут быть заменены без его выгрузки.
Недостаток процесса — ухудшение распределения поступаю-
щего в реактор сырья. Аналогичные меры по повышению эффек-
тивности гидрообессеривания остатков используются в процессах
других фирм.
Осуществление деметаллизации в отдельном реакторе и необ-
ходимость его отключения для замены отравленного катализатора
деметаллизации (при сохранении работоспособности последующих
реакторов гидрообессеривания) ускорило создание реакторов с бы-
строй заменой катализатора бункерного типа.
Созданы реакторы, в которых замена катализатора осуществ-
лялась без остановки реактора. Это система с движущимся слоем,
из которой непрерывно выводится отработанный катализатор
и вводится свежий. В подобном реакторе с системой непрерывной
замены катализатора обеспечивается движение катализатора как
монолитной массы так, что он удаляется с низа реактора в том же
порядке, в каком вводится вверху.
Дальнейшим этапом развития этой технологии явилось созда-
ние комплекса “Хайкон” для переработки тяжелого гудрона.
В состав комплекса входила система двух параллельных линий,
состоящих из трех бункерных реакторов деметаллизации и двух
реакторов гидроконверсии со стационарным слоем катализатора.
Комплекс “Хайкон” дает возможность превращать гудрон с высо-
ким содержанием металлов и серы в дистиллятные продукты,
а также в малосернистый гудрон с низким содержанием металлов,
который направляется в топливную сеть или в суммарный фонд
котельного топлива.
Фирма “Хайдрокарбон рисерч” запатентовала способ создания
"грехфазного кипящего слоя, с помощью которого достигается
более совершенный контакт паровой и жидкой фаз за счет их пря-
моточного движения в реакторе снизу вверх (гидрообессеривание
остатков в трехфазном кипящем слое). Частицы катализатора,
заполняющие реактор, находятся в движении, образуя расширен-
ный слой, который поддерживается движущимися потоками газа
и жидкости.
Преимущества процесса в кипящем слое:
— возможность переработки сырья с высоким содержанием
металлов (до 500 мг/кг) путем постоянного замещения отработан-
ного катализатора свежим;
— высокое качество продуктов гидрообессеривания;
— изотермичность процесса;
— достижение любой глубины обессеривания сырья, практиче-
ски любого качества.
Недостатками процесса с кипящим слоем являются:
— большой расход катализатора;
— высокая энергоемкость из-за необходимости затрат энергии
на рециркуляцию жидкой фазы;
— наличие сложных по конструкции горячего насоса и уст-
ройств по загрузке и выгрузке катализаторов.
При извлечении катализатора в процессе вместе с отработан-
ными катализаторами уходит часть свежего, что дополнительно
удорожает процесс. С повышением концентрации металлов в сырье
эксплуатационные затраты становятся высокими, и в этих случаях
предлагается использовать защитный реактор, заполненный деше-
вым деметаллизирующим катализатором, в котором удаляется
часть отравляющих примесей.
Наибольший выход малосернистого топочного мазута на сырье
(до 80%) достигается в схеме с гидрообессериванием мазута. Про-
блема получения малосернистого котельного топлива с содержани-
ем серы менее 1%, применение которого позволит значительно
улучшить экологическую обстановку, может быть решена за счет
углубления переработки нефти путем облагораживания гудронов
и удаления из них серы.
Комплексная схема процессов, которая предназначается для
глубокой переработки сернистого гудрона или мазута с получени-
ем малосернистого ДТ, бензина и облагороженного котельного топ-
лива с пониженным содержанием серы и металлов, представлена
на рис. 4.6. При переработке гудрона по такой схеме количество
серы в котельном топливе составляет 18-20% масс, от количества
серы в исходном гудроне, выбросы диоксида серы при сжигании
топлива снижаются в 5,5 раза.
Положительным отличием рассматриваемой схемы является
также получение из гудрона до 45% моторных топлив, что позво-
ляет значительно увеличить глубину переработки нефти.
Анализируемые схемы можно рассматривать как первый этап
углубления переработки нефти. В дальнейшем, по мере замещения
мазута в энергетическом балансе более экологически чистым газо-
Vin IX X
Рис. 4.6. Схема установки по переработке нефтяных остатков. Потоки: I —
сырье; И — водород; III — газ; IV — сероводород; V — бензин; VI — дизельное
топливо; VII — фр. 350-500°С; VIII — котельное топливо; IX — остаток;
вым топливом, предложенные схемы следует дополнить процесса-
ми каталитической и гидрогенизационной переработки вакуумного
газойля.
Улучшение присадками качества котельных топлив.
Ассортимент присадок для котельных топлив менее обширен, чем
для моторных. Типы применяемых присадок и их концентрация
(мг/кг) приведены ниже.
Депрессорные 100 -200
Антикоррозионные 10-500
Детергентно-диспергирующие (стабилизирующие) 100 - 200
Модификаторы горения (улучшающие горение топлив) —
Деэмульгаторы до 0,01%
Преобладают полифункционалъные присадки, представляю-
щие собой композиции соединений, обеспечивающие набор различ-
ных свойств, например, моюще-диспергирующих, антикоррозион-
ных, улучшающих полноту сгорания.
Присадки, улучшающие полноту сгорания остаточных топлив,
позволяют получить положительный эффект за счет снижения рас-
хода топлива и уменьшения токсичности продуктов сгорания.
По принципу действия их разделяют на катализаторы сгорания,
ПАВ, окислители. В остаточных топливах наиболее эффективны
соединения, улучшающие поверхностное натяжение топлива.
Эффективность действия ПАВ и катализаторов горения увеличива-
ется при их сочетании в различных композициях.
Важное значение для улучшения качества котельных топлив
имеют присадки, предотвращающие высокотемпературную корро-
зию продуктов их сгорания.
Образование серного ангидрида при сгорании котельных топ-
лив уменьшается при введении в сернистое топливо аминов, хотя
кислотность сажи при этом не снижается. Более эффективны при-
садки на основе композиции аминов и оксидов магния. В этом слу-
чае при сгорании топлива, содержащего 0,25% азота, уменьшалась
не только эмиссия оксидов серы, но и азота.
Для борьбы с химической газовой коррозией выпускают при-
садки, лучшими из которых являются следующие соединения магния:
— маслорастворимые органические соединения (алкилсульфо-
наты, магниевая соль окисленного петролатума);
— водорастворимые (соли магния и неорганических кислот);
— дисперсии оксида и гидроксида магния в воде и углеводо-
родах.
Наиболее удобны для введения в топливо маслорастворимые
присадки. Перспективны многофункциональные присадки, соче-
тающие (наряду с антикоррозионными) антидымные и дисперги-
рующие свойства.
Диспергирующие присадки добавляются к котельным топли-
вам для улучшения их стабильности при хранении, а также при их
распылении при подаче в топку, что увеличивает полноту сгорания.
Для улучшения эксплуатационных свойств тяжелых (судовых,
газотурбинных, котельных) топлив помимо присадок, улучшаю-
щих полноту сгорания, добавляют также стабилизаторы — дивер-
санты, функции которых:
— улучшение стабильности и совместимости компонентов ма-
зутов;
— разрушение водно-мазутных эмульсий;
— предотвращение сернокислотной коррозии поверхностей
котлов.
Деэмульгаторы — присадки, облегчающие выделение воды из
тяжелых топлив, содержащих природные эмульгаторы. Отделение
воды осуществляется на центрифугах, при этом часть топлива ухо-
дит со шламом и водой в виде устойчивой эмульсии. Потери могут
достигать 5%, но их можно уменьшить, применяя деэмульгаторы
(поверхностно-активные вещества — ПАВ). На практике обычно
применяют неионногенные ПАВ — оксиэтилированные жирные
кислоты и амины. Иногда в состав присадки входят ингибиторы
и другие компоненты — рекомендуемые концентрации: 0,005-0,01%.
Среднедистиллятные и особенно котельные топлива — сравни-
тельно дешевые нефтепродукты, и применение присадок удорожа-
ет их стоимость. Однако преимущества, реализуемые за счет улуч-
шения потребительских свойств и удовлетворения требований по
охране окружающей среды, обеспечивают растущий спрос на обла-
гороженные присадками топлива.
Вопросы:
• Какие нефтяные фракции являются основным сырьем для
производства котельного топлива?
• Чем обусловлено вредное воздействие продуктов сгорания
котельного топлива?
• В чем заключаются процессы прямого и косвенного гидро-
обессеривания котельных топлив?
• Как связаны между собой процессы гидрообессеривания ко-
тельных топлив и проблема углубления переработки нефти?
• Какие преимущества и недостатки имеет процесс переработ-
ки тяжелых нефтяных остатков в кипящем слое?
• Какие качественные характеристики котельного топлива
улучшаются в процессе гидрообессеривания?
• В чем заключаются функции и назначение присадок к ко-
тельным топливам?
• Какие основные типы присадок к котельным топливам вам
известны?
• В чем проявляется экономическая и экологическая эффек-
тивность присадок к котельным топливам?
• Чем обусловлено коррозионное действие продуктов горения
котельных топлив?
♦ Какие виды антикоррозионных присадок к котельным топли-
вам вам известны?
• Какие пути улучшения полноты горения котельных топлив
существуют?
4.8. Альтернативные виды
моторных топлив
К альтернативным видам топлив относят: смеси традиционных
топлив с кислородсодержащими соединениями, сжатый природный
газ (СПГ) и сжиженные нефтяные газы (СНГ), электричество
и солнечную энергию. Что касается последних, то их широкое при-
менение на автотранспорте требует значительных объемов произ-
водства дешевого водорода и станет, вероятно, возможным в даль-
нейшем.
Целый ряд проблем позволяет решать использование в качест-
ве моторного топлива СПГ и СНГ, так как они состоят из легких
углеводородов и в них отсутствуют соединения, активно участвую-
щие в образования смога и озона. Испытания автомобилей, рабо-
тающих на газе, показывают значительное снижение выбросов
оксида углерода, оксидов азота и углеводородов (табл. 4.58).
Таблица 4.58
Уменьшение выбросов при использовании альтернативного
топлива по сравнению с бензином
Альтернативное топливо Уменьшение выбросов, %
углево- дородов монооксида углерода оксидов азота
М-85 (85% метанол +15% бензин) 20-50 0 0
М-100 (чистый метанол) 85-95 30-90 0
Сжатый природный газ 50-90 50-90 от -20 до +80
Применение СПГ в качестве моторного топлива на существую-
щих моделях автомобилей может обеспечить уменьшение выбросов
углеводородов на 50-90%. Выбросы оксида углерода также сокра-
щаются на 30-90%. Однако выбросы оксидов азота не только
уменьшаются, но могут возрасти. Применение природного газа
имеет и другие недостатки, в том числе высокие затраты при моди-
фикации обычных моделей автомобилей и уменьшение мощности
двигателя на 7-10%.
Основная трудноразрешимая проблема при широком примене-
нии СПГ и СНГ связана с условиями хранения газов. Так, при ис-
пользовании СПГ необходимы топливные резервуары (баллоны),
рассчитанные на давление свыше 21,0 МПа, а при СНГ — не менее
1,75 МПа. В обоих случаях необходимы специальные устройства
заправки, а также соблюдение герметичности всех элементов топ-
ливной системы. Автомобили, работающие на газе, не полностью
отвечают указанным выше требованиям. Поэтому особое внимание
уделяется применению кислородсодержащих соединений в смеси
и чистом виде.
Этанол традиционно используется в качестве компонента мо-
торных топлив и составляет около 8% об. состава бензинового фон-
да США, что позволяет повысить октановый индекс на 0,1 пункта.
Особый вклад в повышение октанового индекса делает применение
так называемого газохола (смесь бензина с 10% этанола).
В табл. 4.59 представлены октановые числа спиртов — кисло-
Таблица 4.69
Октановые числа спиртов — кислородсодержащих добавок
в регулярном и премиальном бензинах
Регулярный бензин Премиальный бензин
Добавка Октановые числа
и. м. | м. м. и. м. | м. м.
Базовый бензин 91,5 82,5 98,0 88,0
Метанол 136,7 97,3 120,5 89,0
Этанол 129,5 101,3 121,6 95,0
Изопропанол 119,1 97,7 116,3 95,4
н-Пропакол 117,9 91,3 114,2 88,2
Изобутанол 110,0 89,4 108,0 84,0
н-Бутанол 95,0 78,6 — —
Изопентанол 108,0 84,7 108,6 88,2
Изогексанол 96,0 81,7 100,6 89,2
«-Гексанол 55,0 46,0 — —
«-Октанол 22,4 24,3 — -
родсодержащих добавок, применяемых в регулярном и премиаль-
ном бензинах США, не содержащих соединений свинца.
Наибольшее октановое число в регулярном бензине имеет
метанол, но он обладает рядом существенных недостатков. Это,
прежде всего, его способность впитывать в себя воду из воздуха,
что приводит к коррозии и высокой испаряемости. Следующим
по октановому числу идет этанол, который в качестве добавки ши-
роко применяется в США. Более тяжелые спирты также находят
применение, однако по мере увеличения углеводородной группы
октановое число спиртов падает. Большинство нефтяных компаний
смешивают бензин с кислородсодержащими добавками, учитывая
специфику районов, где они будут продавать свою продукцию.
В районах с повышенным содержанием СО в воздухе количество
кислорода в бензине должно составлять не менее 2,7%. В сельско-
хозяйственных штатах содержание кислорода в бензине должно
быть не выше 2,0%, так как повышение концентрации кислорода
в бензине обусловливает предельное количество озона в воздухе.
Кроме спиртов в качестве кислородсодержащих добавок
применяются эфиры. Ниже приведены октановые числа эфиров,
вводимых в регулярные бензины США: и. м./м. м./(и. м. + м. м.)/2:
Базовый бензин
Метил-тирети-бутиловый эфир (МТБЭ)
Этил-тирети-бутиловый эфир (ЭТБЭ)
Метил-трет-амиловыЙ эфир (МТАЭ)
Диизопропиловый эфир
Метилфениловый эфир
Метил-тирети-гексиловый эфир (МТГЭ)
Изопропил-тире/и-бутиловый эфир (ИТБЭ)
91,5/82,5/87
118/100/109
118/102/110
111/98/104,5
110/99/104,5
112/108/110
3/85/89
105/96/100,5
Наибольшим октановым числом обладают первые два эфира,
однако метил-тирети-бутиловый эфир имеет наибольшее примене-
ние как добавка к бензину вследствие большей дешевизны и более
легкого способа получения.
Показатель летучести этанола ниже, чем у метанола, но фото-
химическая активность первого несколько выше. У спиртов
в целом низкая атмосферная активность, но из-за наличия у них
азеотропных свойств (значительное увеличение давления паров
в смеси с углеводородами) в последнее время приоритет отдается
применению топлив на основе спиртов или их смеси с незна-
чительными количествами традиционно используемых моторных
топлив. Так, для чистого метанола показатель летучести составля-
ет 0,32 кг/см2, а в смеси с бензинами в 14 и более раз выше.
Поэтому рассматриваются варианты использования в автотранс-
порте чистых спиртов (марки М-100, Е-100) и их смесей с бензина-
ми в количестве, не превышающем 15% (М-85, Е-85). Но массовое
производство и применение указанных топлив в ближайшей пер-
спективе сопряжено с целым рядом проблем, связанных с необхо-
димостью разработки и внедрения новых технологий, которые бы
позволили получать этанол по конкурентной с обычными топлива-
ми цене. Поэтому следует ожидать применения данных альтерна-
тивных видов топлива только в отдельных, наиболее неблагопо-
лучных по экологическим характеристикам районах.
Интерес к кислородсодержащим продуктам вызван, во-пер-
вых, возможностью получения жидких топлив не нефтяного про-
исхождения (этанол можно получать брожением зерна, сахарного
тростника, древесины, части городских отходов). Однако при бро-
жении расходуется в два раза больше энергии, чем содержится
в получаемом этаноле, поэтому такой путь решает не проблему
энергии вообще, а проблему нехватки бензина. Для некоторых
стран (Бразилия, Филиппины) такое направление считается пер-
спективным. Программа “зеленого бензина” поддерживается также
правительством США.
Наиболее универсальным способом получения искусственного
жидкого топлива является превращение углеводородного газа
и твердых углеводородных материалов (уголь, сланец, древесины,
городские отходы) в синтез-газ и затем в спирты.
Более отработана технология получения метанола, но при
необходимости можно получать и остальные спирты. Некоторые
технические трудности при использовании спиртов в чистом виде
или в смеси с бензинами вполне преодолимы.
Разработаны также методы превращения метанола в обычный
бензин (процесс мобил) на сверхвысококремнеземных цеолитах.
Следует все же отметить, что в процессе мобил метанол с ОЧ 110 и. м.
превращается в бензин с ОЧ 93 и. м., причем со значительными
дополнительными затратами. Производство компонентов синтети-
ческих моторных топлив схематически приведено на рис. 4.7.
Использование альтернативных видов топлив требует решения
многих технических проблем. Так, при применении спиртов и эфи-
ров необходимо повышение степени сжатия в двигателе. Кроме
того, имеются также трудности в обеспечении безопасности перево-
зок альтернативных топлив. Но главной проблемой широкого при-
менения последних на автотранспорте является отсутствие доста-
точно надежных данных об экологических последствиях их массо-
вого потребления.
нентов из природного газа
Применение альтернативных топлив способствует снижению
выбросов, на которые имеются ограничения, но при этом могут
возрасти выбросы других вредных веществ, например, формальде-
гида, в случае применения метанола. В этой связи, как и в случае
снижения выбросов оксида углерода, у специалистов возникают
противоречивые мнения относительно установления нижнего пре-
дела на содержание кислорода в топливах. Одним из аргументов
в пользу этого могут служить данные по испытанию заменителей
топлив, когда выбросы оксидов азота возрастают на 8-15%, легких
углеводородов — почти на 50% по сравнению с базовыми видами
топлив. По оценкам специалистов, такие замены могут привести
к увеличению озонообразования на 6%, хотя при этом выбросы
оксида углерода снижаются на 25%. Эти обстоятельства, наряду
с условиями производства этанола, ограничивают масштабы при-
менения этанольных топлив в районах с повышенной загрязненно-
стью оксидом углерода и развитым сельским хозяйством. Помимо
территориального фактора для новых и альтернативных топлив
немаловажное значение должен иметь фактор сезонности. Так,
General Motors считает приемлемым для США уровень показателя
летучести летних сортов бензина не более 630 г/см2, для южных
районов страны аналогичный показатель должен быть ниже. При
использовании метанола в холодное время могут возникнуть труд-
ности с запуском и в системе смазки двигателей. Поэтому к 2000 г.
в США доля автомобилей, рассчитанных для работы на метаноль-
ных топливах, планировалась в объеме 25%, на СПГ и СНГ —
1-5% от общего производства. Это означает, что применение аль-
тернативных топлив будет ограничено и должно быть жестко спе-
циализировано по территориям и сферам применения — внутриго-
родские перевозки и т. п. Таким образом, основная часть мотор-
ных топлив в будущем, по-прежнему, может быть представлена
традиционными и реформулированными нефтяными топливами.
Вопросы:
• Почему возникла проблема создания альтернативных топ-
лив?
• В чем заключается преимущество использования в качестве
моторных топлив спиртов и эфиров?
• Какие проблемы использования сжатого природного газа
и сжиженных нефтяных газов существуют?
• Назовите основные источники альтернативных моторных
топлив?
• В чем заключаются экологические последствия применения
альтернативных топлив?
4.9. Интенсификация
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ
И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВ
Совершенствование технологических процессов и оборудова-
ния является важным фактором повышения уровня промышленной
и экологической безопасности производств. Оптимизация режи-
мов, увеличение КПД установок, снижение потребления топливно-
энергетических ресурсов и воды в конечном итоге снижают
экологическую напряженность и предотвращают аварийную ситуа-
цию.
Перед большинством нефтехимических и нефтеперераба-
тывающих предприятий России стоят проблемы повышения эф-
фективности и надежности производств, оптимизации техно-
логических процессов, повышения производительности установок
и выхода целевых продуктов, осуществления энергосберегающих
мероприятий. При этом вопросы модернизации современных
технологических процессов, технологических установок и энерго-
сбережения тесно связаны с решением следующих проблем промыш-
ленной и экологической безопасности.
Снижение водопотребления: повторное использование па-
ровых технологических конденсатов с целью промывки газов ката-
литического крекинга, выработки технологического пара, промыв-
ки воздушных холодильников (в частности, на установках гидро-
обессеривания), подпитки водооборотных систем; двухступенчатое
обессоливание нефти; возврат конденсатов на ТЭЦ.
Снижение выбросов с дымовыми газами технологических
печей: внедрение горелок, обеспечивающих снижение образования
оксидов азота; эффективное распыление и подогрев жидкого топлива.
Повышение КПД печей: увеличение поверхности конвекцион-
ной секции; применение в конвекционной секции оребренных
труб; внедрение подогрева воздуха, поступающего на горение;
отладка режимов сгорания топлива с малым избытком воздуха;
внедрение непрерывного контроля содержания кислорода в дымо-
вых газах; проверка утечек тепла через неплотности системы;
внедрение сажеобдувочных агрегатов.
Снижение потерь тепла в системах пароснабжения и тепло-
фиксации: оптимизация продувки в парогенераторах; оптимизация
уровней давления пара; дросселирование конденсата высокого дав-
ления с получением пара низкого давления; снижение избыточной
выработки пара низкого давления; внедрение предвключенных
паровых турбин при возможности перевода систем на пар менее
высокого давления; регулирование отпарки продуктов паром
в соответствии с техническими требованиями на качество про-
дукта; использование горячей циркулирующей воды для обогрева
трубопроводов и резервуаров.
Реконструкция установок: применение горячей воды для
обессоливания; реализация прямых связей по сырью с последую-
щими установками; оптимизация теплообмена иа основе пинч-ана-
лиза (определение оптимальной поверхности теплообмена по отно-
шению к стоимости сэкономленного тепла и к требуемым затра-
там); установка дополнительных теплообменников и применение
параллельной схемы подогрева сырой нефти вместо общепринятой
последовательной (обеспечивается повышение температуры нефти
до 285°С на атмосферном и вакуумном блоках); применение усо-
вершенствованных методов регулирования расходов нефти в па-
раллельных теплообменниках; применение усовершенствованной
системы регулирования (минимизации расходов пара при отпарке
в боковых стриппингах), применение стриппингов с ребойлерами;
отказ от подачи сухого пара; оптимизация распределения тепло-
вых нагрузок циркулирующего орошения; в некоторых случаях —
использование предварительного эвапоратора сырья; применение
электродвигателей с регулируемым числом оборотов.
Усовершенствование печей установок атмосферной пере-
гонки: применение усовершенствованных методов обеспечения рав-
номерного подвода тепла и предотвращения местных перегревов;
обеспечение оптимального распределения потоков в печи для
достижения максимальной эффективности теплопередачи; оптими-
зация подачи воздуха с целью достижения максимального КПД;
внедрение подогрева воздуха и/или выработки пара с использова-
нием схем утилизации тепла в конвекционной секции печи.
Усовершенствование атмосферных колонн: обеспечение мини-
мальной нагрузки верхних тарелок по жидкости во избежание
загрязнения дистиллятов и образования отложений на тарелках
за счет ввода дополнительных циркулирующих орошений; сниже-
ние степени переиспарения за счет использования усовершенство-
ванной системы регулирования; оптимизация верхнего орошения
на основе теплового баланса колонны и требований к четкости рек-
тификации; оптимизация расхода пара, подводимого в низ колон-
ны; увеличение числа тарелок и высоты колонны с целью повыше-
ния четкости фракционирования или дополнительного отбора дис-
тиллятов; применение насадок в секциях колонны с высокой
нагрузкой по жидкости, например в зонах подвода цирку-
лирующего орошения; эффективный расчет зоны питания, устра-
няющий пенообразование и занос остаточных фракций на ректи-
фикационные тарелки; внедрение двухступенчатой конденсации
верхнего погона с целью повышения степени утилизации тепла,
устранения коррозии в верхней части колонны, устранения потен-
циальной вероятности конденсации воды в зоне верхнего ороше-
ния, уменьшения поверхности конденсата; перепроектирование
атмосферных колонн на работу под повышенным давлением
до 0,25МПа, что дает следующие преимущества: уменьшается диа-
метр колонны, из схемы может быть исключен компрессор жирно-
го газа, повышаются температуры отбора и увеличивается потенци-
ал утилизированного тепла.
Дополнительно к решениям, идентичным углублению тепло-
обмена и повышению эффективности работы технологической печи
при модернизации атмосферного блока, на вакуумном блоке
используют: интеграцию тепловых потоков с потоками блока
атмосферной перегонки; использование трансферной линии с ма-
лым перепадом давления во избежание заноса в вакуумный га-
зойль темного нефтепродукта.
Усовершенствование вакуумных колонн: применение внутрен-
них устройств с малым перепадом давления, решетчатых тарелок
Глитч, насадочных колец Полла для обеспечения возможности уве-
личения пропускной способности при высокой четкости погонораз-
деления и эффективной теплопередаче; двойная промывка в зоне
разделения питания и вывода тяжелого вакуумного газойля
с целью предотвращения уноса остаточных фракций в продукто-
вый газойль (осуществляется в зоне массообменных устройств
с дополнительным каплеотделителем промывкой горячим вакуум-
ным газойлем); эффективное регулирование подачи промывочного
продукта во избежание недостаточного смачивания и отложения
кокса; эффективный расчет зоны питания для оптимального регу-
лирования соотношения вывода легкого (примерно 40%) и тяже-
лого (около 60%) газойля; дополнительная секция доохлаждения
верхнего орошения для подачи пара в куб вакуумной колонны
с целью предотвращения выноса продукта в эжекторную систему;
оптимизация или отказ от подачи пара в куб вакуумной колонны
с целью снижения потерь тепла и отвода стоков; осуществление
рециркуляции вакуумного остатка на вход печи с целью предот-
вращения образования кокса при переиспарении (применяется при
переработке легких нефтей); эффективное регулирование уровня
и температуры куба вакуумной колонны, сокращение времени пре-
бывания в кубе и закалка (квенчинг) кубового продукта во избе-
жание его крекирования; блочная компоновка эжекторов (для воз-
можного отключения блоков при малых нагрузках) и применение
в сочетании с эжекторами водокольцевых вакуумных насосов, что
обеспечивает достижение более глубокого вакуума и снижение
энергозатрат; отказ от сброса неконденсирующихся газов на фа-
кел, использование для утилизации тепла их сгорания^специаль-
ной горелки в печи вакуумного блока.
Замена водяного пара на потоки нефтепродуктов в процессе
переработки нефти позволяет снизить энергозатраты и повысить
безопасность процессов.
Длительное время на установках АВТ работают и хорошо себя
зарекомендовали схемы регулирования фракционного состава топ-
лива без подачи водяного пара в стриппинги атмосферной колон-
ны. При работе установок со стриппингами без подачи водяного
пара можно отметить следующие преимущества: экономия до б т/ч
водяного пара (для всех работающих установок АВТ, АТ); улуч-
шение качества лигроина и дизельного топлива; сокращение време-
ни отстоя лигроина перед его паспортизацией; снижение давления
в колонне К-2; уменьшение сброса загрязненного конденсата.
При работе вакуумных блоков АВТ с водяным паром наблюда-
ются трудности по созданию глубокого вакуума, особенно в летнее
время из-за сравнительно высокой температуры конденсации
(35°С). Температура оборотной воды, подаваемой в холодильники,
составляет 35-38°С. Кроме того, подача водяного пара в вакуум-
ные колонны ухудшает четкость ректификации. Еще одним недо-
статком использования водяного пара является сброс вредных ве-
ществ (H2S, углеводородов) вместе с конденсатом в водоемы.
Основные изменения, которые вносятся в схему работ вакуум-
ных колонн на установках масляного профиля следующие: вода,
подаваемая в бароконденсатор смешения, заменена на нефтепро-
дукт; водяной пар, подаваемый в отгонную часть вакуумных ко-
лонн, заменен парами нефтепродукта; смонтирована схема сжига-
ния газов разложения в печах.
После модернизации вакуумный блок установки АВТ работает
со следующими изменениями в технологической схеме: вместо воды в
барометрический конденсатор смешения подается дизельное топливо;
водяной пар в низ колонны К-5 не подается, вместо него подаются
пары дизельного топлива из стриппинга колонны К-2; изменяется
схема вывода воды из баромколодца, отстоенный нефтепродукт
откачивается в нефть; газы разложения сжигаются в печи П-2;
температура верха колонны К-5 повышается от 180 до 210-220°С.
При модернизации установок каталитического крекинга реша-
ются следующие задачи:
— углубление переработки сырья;
— повышение выхода бензина и его октанового числа, олефи-
нов С3-С4;
— уменьшение выхода саза и кокса, объема загрузки катализа-
тора;
— обеспечение гибкости по сырью и ассортименту продуктов;
— снижение энергозатрат за счет использования энергии (дав-
ления и тепла) газов регенерации и продуктов.
Достижение этих целей определяется:
— использованием высокоэффективного цеолитного катализа-
тора, осуществлением реакции в подъемнике, малым временем
контакта сырья с катализатором, эффективной отпаркой продукта
на завершающей стадии контакта, регенерацией катализатора при
высокой температуре и эффективным распределением воздуха на
регенерацию, что обеспечивает полный выжиг кокса;
— утилизацией энергии давления газов регенерации в системе
турбодетандер-воздухонагреватель_мотор_генератор-пусковая паро-
вая турбина или турбо детандер-мотор-генератор. Тепло, отводимое
из главной колонны фракционирования с потоками циркулирующего
орошения, может быть использовано для подогрева сырья, подвода
тепла в ребойлеры блока газоразделения и для выработки пара.
На установках каталитического крекинга осуществляются
специальные меры безопасности, к которым относятся: дооснаще-
ние третьей (и, возможно, четвертой) ступенью циклонов для очи-
стки отходящих газов от твердых частиц; установка электростати-
ческого фильтра; скрубберная очистка отходящих газов от твер-
дых частиц и оксидов серы; промотирование катализатора с целью
полного дожига монооксида углерода непосредственно в регенера-
торе; использование добавок к катализатору, связывающих серу
в регенераторе и обеспечивающих ее восстановление до сероводо-
рода в реакторе; гидрообессеривание сырья.
Особые режимы каталитического крекинга должны быть
реализованы при переработке тяжелых видов сырья с высоким
содержанием металлов и более высокой коксуемостью по Конрад-
сону. Это связано с выходом дополнительного количества кокса,
необходимостью подачи больших объемов воздуха на регенерацию
и повышением ее температуры. Если недостаточную производи-
тельность по воздуху и скорость регенерации можно компенсировать
соответствующими режимами работы воздухонагнетателя, то для
ограничения температуры и достижения требуемого теплового балан-
са требуются дополнительные меры — использование паровых змее-
виков в регенераторе или выносных холодильников катализатора.
Активность катализатора можно поддерживать в течение
длительного времени, применяя пассиватор металлов — сурьму.
Это приводит одновременно к уменьшению выхода газов, однако
не устраняет повышенный выход газов полностью, что вызывает
необходимость установки дополнительных, обычно блочных газо-
вых компрессоров, привязываемых к существующим системам.
В области конверсии нефтяных остатков имеется опыт ре-
конструкции установок атмосферной перегонки в установки висбрекинга,
а установок висбрекинга — в установки замедленного коксования.
В первом случае установки висбрекинга могут быть выпол-
нены в вариантах с выносной камерой и без нее, реакция проходит
в трубчатой печи. Мощность, достигаемая без модернизации печей,
составляет около 50% мощности исходной установки в варианте
без выносной камеры и 65-70% — с выносной. При модернизации
печей может быть достигнута мощность, равная проектной. Капи-
тальные вложения на реконструкцию установки в варианте без
выносной камеры составляют 25-30% стоимости новой установки
висбрекинга аналогичной мощности.
Целью реконструкции установок висбрекинга является повы-
шение производительности и эффективности их эксплуатации.
Повышение производительности достигается, в частности, установ-
кой выносной камеры. С такой модернизацией непосредственно
связано и уменьшение на 30-35% прямых расходов топлива: при-
менение выносной камеры обеспечивает возможность более дли-
тельного времени пребывания в зоне реакции, т. е. реализации при
более низкой температуре.
Кроме снижения прямых расходов топлива процесс висбре-
кинга с выносной камерой характеризуется дополнительными
преимуществами. При снижении температуры уменьшается необ-
ходимая поверхность теплообмена (тепло обычно утилизируется
выработкой пара среднего и низкого давления). Кроме того,
снижается температура стенки труб змеевиков печи, благодаря
чему уменьшается коксообразование и увеличивается срок службы
змеевиков и пробеги печи. Последние могут достигать одного года,
что в 2-3 раза больше, чем у печей установок без выносной каме-
ры; обеспечивается дополнительная гибкость эксплуатации,
так как регулирование процесса можно вести, как по температуре
выхода из печи, так и по давлению в реакционной камере; тре-
буется печь меньшей, чем в варианте без выносной камеры,
производительности с меньшими перепадами давления.
Реконструкция включает обычно оптимизацию закалки про-
дуктов висбрекинга. В качестве закалочной среды в большинстве
случаев используют газойль, хотя закалка остатком висбрекинга
дает возможность утилизации дополнительного количества тепла.
При применении этого способа закалки на существующих установ-
ках можно ограничиваться зоной испарения и нижней секцией от-
парки колонны фракционирования.
Интересен опыт фирмы «Луммус» по реконструкции устано-
вок висбрекинга в установки замедленного коксования. При этом
мощность последней может составить 80-85% мощности установки
висбрекинга без выносной камеры и 60-65% мощности установки
с выносной камерой. Стоимость реконструкции составляет соответ-
ственно 60-65 и 70-75% капиталовложений в новую установку.
Большая часть затрат (80-85%) связана со строительством и мон-
тажом оборудования производства и транспортировки кокса
и вспомогательных систем. Реконструкция установок замедленного
коксования включает следующие элементы.
Усовершенствование технологических печей: оптимизация
массовой скорости сырья и расхода пара разбавления для обеспе-
чения максимальной длительности пробегов; перераспределение
потоков в печи для достижения максимальной эффективности теп-
лопередачи и исключения преждевременного закоксовывания труб
печи; оснащение воздухоподогревателем.
Усовершенствование коксовых камер: усовершенствование ме-
тодов определения уровня коксующегося продукта в камерах; ис-
пользование в качестве закалочной среды неиспаряющегося тяже-
лого газойля, что позволяет углубить утилизацию тепла на более
высоком температурном уровне.
Усовершенствование колонны фракционирования: утилизация
низкопотенциального тепла за счет применения нескольких
циркулирующих орошений, в частности циркулирующего ороше-
ния легким газойлем; интеграция тепловых потоков блока коксова-
ния и секции фракционирования кубовой секции с целью повыше-
ния теплового КПД; модификация кубовой секции с целью повы-
шения качества тяжелого газойля.
Кроме того, на установке реализуются мероприятия по
оптимизации режимов: температуры, давления и кратности рецир-
куляции с целью достижения максимального выхода дистиллятов;
цикла коксования для повышения пропускной способности; авто-
матической продувки паром при падении расхода сырья или пре-
кращении его подачи; вводу силиконовой антипенной присадки
или других ингибиторов того же назначения в малых концентраци-
ях для увеличения срока службы катализатора при последующей
гидроочистке. Специальные меры безопасности состоят в организа-
ции замкнутой системы продувки с извлечением тяжелого обезво-
женного нефтепродукта и отделением сконденсированной воды
от легкого нефтепродукта. Тяжелый продукт возвращается при
этом на коксование, вода — в систему резки кокса.
Одним из важнейших аспектов повышения уровня про-
мышленной безопасности является организация малоотходного
производства, так как накопление опасных отходов может при-
вести к пожарам и аварийным ситуациям. Примером такого произ-
водства являются организованные на предприятиях топливно-неф-
техимического профиля технологические циклы: получения
полипропилена, выпуска изделий из пластмасс и композиционных
материалов, производства МТБЭ, олигомерного бензина на основе
пропан-пропиленовой (ППФ) и бутан-бутиленовой (ББФ) фрак-
ций, вырабатываемых на установке каталитического крекинга.
Сухой газ установок каталитического крекинга и риформинга, пер-
вичной переработки нефти, вторичной/перегонки и стабилизации
бензинов, разделения и очистки жирных газов поступает в топлив-
ную сеть завода, в значительной степени обеспечивая работу тех-
нологических печей и паровых котлов.
В качестве примера на рис. 4.8 дана комплексная схема модер-
низации завода топливно-нефтехимического профиля с целью при-
ведения производства к современным нормам и правилам экологи-
ческой и промышленной безопасности, включающая:
— строительство новых современных технологических устано-
вок взамен выработавших свой ресурс;
— модернизацию действующих и строительство новых АСУТП
и систем противоаварийной защиты на объектах I категории взры-
вопожароопасное™;
— строительство нового локального третьего независимого
источника электроэнергии и др.
В следующих разделах в качестве примера экологически-рацио-
нальных технологических процессов будут рассмотрены процессы пе-
реработки углеводородных газов и остаточных фракций.
Вопросы:
• Какие мероприятия по разработке экологически рациональ-
Рис. 4.8. Блочная схема модернизации производства: КФ, КФ' —керосино-
вая фракция соответственно до и после очистки; УГ — углеводородный газ;
БФ — бензиновая фракция; М — мазут; ДФ — фракция дизельного топлива;
ВД — вакуумный дистиллят 350-540°С; КДТ — компонент дизельного топ-
лива; Г — гудрон; ККТ — компонент котельного топлива; КСБ — компонент
стабильного бензина; ВСГ — водородсодержащий газ; СВ — сероводород;
С — сера; Б — битум; ВД’ — гидроочищенный вакуумный дистиллят;
ППФ — пропан-пропиленовая фракция; ТГ — тяжелый газойль; ЛГ — лег-
кий газойль; ББФ — бутан-бутиленовая фракция; П — пропан; Пн — про-
пилен; ГД — головная фракция деэтанизации; ПП — полипропилен;
ИПП — изделия из полипропилена; ТВ — технический водород; ПГ — при-
родный газ, МТБЭ — метил-wpewz-бутиловый эфир; Мет — метанол;
ББФ’ —отработанная бутан-бутиленовая фракция; ОБ — олигомерный бен-
зин; БТФ — бутановая фракция; светлосерым фоном обозначены объекты
первой стадии модернизации, темносерым — второй стадии; * — новые объек-
ты; ** — заменяемые.
ных схем переработки углеводородных систем следует проводить
на предприятиях топливно-нефтехимического профиля?
• Какие мероприятия по реконструкции печей и установок
АВТ следует проводить для повышения экологической безопаснос-
ти предприятий топливно-нефтехимического профиля?
• Составьте принципиальную блок-схему предприятия, отвеча-
ющего требованиям промышленной безопасности.
• Охарактеризуйте основные направления реконструкции обо-
рудования НПЗ.
• Какие мероприятия следует проводить для повышения эф-
фективности каталитических процессов переработки углеводород-
ных систем?
• Какие мероприятия следует проводить для повышения эф-
фективности процессов переработки нефтяных остатков?
4.10. Рациональные направления
ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
ГАЗООБРАЗНЫХ СИСТЕМ
Рассмотрим некоторые направления переработки газообразных
углеводородных систем — пропан-пропиленовой и бутан-бутилено-
вой фракций, которые образуются на установках каталитического
крекинга и риформинга, первичной переработки нефти, вторичной
перегонки и стабилизации бензинов, разделения и очистки жир-
ных газов. Обычно эти газы поступают в топливную сеть завода,
но существуют и более эффективные пути их переработки (рис. 4.9).
Эти направления включают производство пропилена и поли-
мерных материалов и изделий на его основе, а так же метил-трет-
бутилового эфира.
Далее рассмотрены основные достижении по разработке ука-
занных выше технологических процессов. Внедрение этих произ-
водств позволяет не только снизить экологическую напряженность,
но и значительно повысить технико-экономическую эффективность
производства.
Производство полипропилена (ПП). Основными исследова-
ниями, направленными на повышение эффективности технологи-
ческого процесса производства полипропилена явились: перевод
процесса полимеризации на непрерывный режим работы, повыше-
ние интенсивности теплосъема, использование более эффективных
каталитических систем.
Рис. 4.9. Блок-схема комплексной переработки пропан-пропиленовой и бу-
тан-бутиленовой фракций: П — пропан; ПП — полипропилен; ИПП — из-
делия из полипропилена; ББФ — бутан-бутиленовая фракция; ББФ’ — от-
работанная бутан-бутиленовая фракция; ОБ — олигомерный бензин;
Мет — метанол; Пн — пропилен; БТФ — бутановая фракция; КСБ — ком-
понент стабильного бензина
Существующие в настоящее время технологии производства ПП
основаны на использовании следующих способов полимеризации:
— полимеризация в “тяжелом” растворителе;
— полимеризация в “легком” растворителе-мономере;
— газофазная полимеризация.
Во всех способах используются металлоорганические катали-
тические системы, основным компонентом которых является трех-
хлористый титан или нанесенный титан-магниевый катализатор
(ТМК), а сокатализаторами являются диэтилалюминийхлорид
(А1(С2Н5)2С1) или триэтилалюминий (А1(С2Н5)3).
Наиболее перспективной является полимеризация пропилена
в среде сжиженного мономера из газовой фазы. В промышлен-
ности реализована технология полимеризации пропилена в среде
жидкого мономера с использованием реактора с газовой фазой.
В основу технологии заложен периодический процесс полимеризации
пропилена на катализаторах Циглера-Натта TiCl3+Al(C2H5)2Cl.
Преимуществом этого процесса являлась высокая концентрация
мономера в зоне реакции, отсутствие растворителя и установок,
связанных с его очисткой и регенерацией. Недостатки процесса: от-
ложение полимера на стенках реактора; необходимость сохранения
стадии обеззоливания полимера; относительно низкое качество про-
дукции.
Использование высокоактивного микросферического TiCl3 позво-
лило увеличить выход ПП в 4-5 раз по сравнению с выходом на обычном
катализаторе, увеличить стереоспецифичность с 90% до 97%, снизить
долю атактической фракции с 6-8% до 0,5-1,5%, почти в 3 раза
уменьшить зольность ПП и улучшить дисперсность полимера.
Проведены исследования по использованию данных катализа-
торов в процессе полимеризации пропилена в среде жидкого моно-
мера. Исследование проводилось с использованием ТМК и заклю-
чалось в: изучении влияния условий полимеризации и способов
формирования каталитической системы на ее активность; исследо-
вании закономерности процесса полимеризации пропилена в массе
на ТМК в присутствии водорода; изучении свойств полученного
ПП; разработке математической модели непрерывного процесса
получения ПП в среде сжиженного пропилена в реакторах идеаль-
ного смешения.
Изучена каталитическая активность при полимеризации про-
пилена в массе в интервале температур 30-80 °C при концентрации
Н2 — 2-10“2 моль/г. При использовании ТМК и осуществлении
процесса в среде жидкого мономера выход ПП достигает 1400-
1550 кг ПП/г Ti (33-36 кг ПП/г кат.). Увеличение температуры
полимеризации от 30 до 80°С привело к изменению фракционного
состава образующегося ПП. Максимальная степень изотактичности
ПП, полученного при температурах 70-80°С, достигает 97-98%.
Исследована активация ТМК введением водорода. Установле-
но, что при концентрациях водорода (*0,5Т0-3 моль/л) наблюда-
ется существенное (в 3-5 раз) увеличение каталитической активно-
сти, но при Зтом система менее стабильна во времени. Полипропи-
лен, синтезированный на ТМК, характеризуется высокими физико-
механическими показателями (табл. 4.60).
Результаты исследования кинетических закономерностей
полимеризации пропилена и разработанная на их основе математи-
Таблица 4.60
Прочностные свойства ПП, полученного в присутствии ТМК
Текучесть расплава ПТР, г/10 мин Предел текучести, ат, МПа Предел прочности ар, МПа Деформация при пределе текучести, Деформация при разрыве, Ер, % Модуль упругости при растяжении Е-10-3, МПа
0,04-0,06 36,8 48,9 790 1,44
1,2 37,3 32,4 10 400 1,55
1,9 40,1 36,3 8,9 500 1,72
4,2 40,7 37,8 8,7 12,0 1,51
12,4 41,2 39,7 6,8 8 1,83
32 40,8 40,2 7,0 7,3 1,64
ческая модель процесса явились основой организации непрерыв-
ного способа полимеризации, который реализован на промышлен-
ной установке производительностью 100 тыс. т в год.
Непрерывный процесс полимеризации пропилена обеспечива-
ет высокий уровень автоматизации управления процессом и позво-
ляет значительно увеличить производительность установки. Ис-
пользование петлевого реактора в непрерывном процессе вместо
емкостного позволило за счет высокой скорости циркуляции реак-
ционной массы в реакторе исключить отложение полимера на стен-
ках реактора. Кроме того, непрерывный процесс является малоот-
ходным производством, так как основные отходы вновь использу-
ются или утилизируются. С пуском нового комплекса техногенная
нагрузка на окружающую среду уменьшилась в 15 раз.
Сравнительная характеристика технико-экономических пока-
зателей полупериодического и непрерывного процессов производ-
ства ПП свидетельствует, что расход показателей на 1 т произво-
димого ПП для непрерывного процесса значительно ниже
(табл. 4.61).
Новые материалы на основе полипропилена. Эколого-эко-
номические аспекты повышения эффективности производства дос-
тигаются повышением технических характеристик и расширением
ассортимента выпускаемых изделий. Такие недостатки полипропи-
лена, как низкие морозостойкость и стойкость к ударным нагруз-
кам при пониженных температурах ограничивают его применение
в ряде областей. Поэтому одновременно с совершенствованием
производства полипропилена проведены исследования по улучше-
нию его свойств путем компаундирования (смешения) полипропи-
лена с различными каучуками. Одним из методов улучшения
Таблица 4.61
Сравнительная характеристика технико-экономических показателей
полуперноднческого и непрерывного комплексов
по производству полипропилена
Показатель Полупериодиче- ская установка Установка непре- рывного типа
Установка подготовки сырья.
Нормы расхода на 1 п чистого пропилена
Электроэнергия, кВт-ч 268 170
Пар (тепло), Гкал 1,05 0,56
Каустическая сода, 100%, кг 1,74 0,27
Сжатый воздух, м3 179 10
Оборотная вода, м3 82 56
Установка полимеризации и грануляции.
Нормы расхода на 1 т гранулята
Пропилен, кг 1528 1050
Изопропиловый спирт, кг 20 Не используется
Окись пропилена, кг 5 Не используется
Электроэнергия, кВт-ч 1190 540
Пар (тепло), Гкал 1,47 0,20
Сжатый воздух, м3 390 40
Оборотная вода, м3 76 111
Химически очищенная вода, м3 10 0,24
Питьевая вода, м3 1,8 Не используется
свойств полипропилена является его модифицирование путем вве-
дения различных добавок на стадии компаундирования.
Эффективность модифицирования полипропилена каучуками
зависит от многих факторов, в т. ч. от степени совместимости мо-
дификатора с полипропиленом. Для достижения необходимого со-
вмещения компонентов используются горячие смесители “тяже-
лого” типа, в которых совмещение происходит за счет больших
сдвиговых напряжений и высоких температур. Такая технология
не всегда дает хорошие результаты при модификации полипро-
пилена: жесткие условия переработки снижают термостабильность
и прочность полипропилена, который в силу особенностей хими-
ческой структуры подвергается деструкции.
Проведена разработка морозостойких марок путем совмеще-
ния ПП с различными каучуками в ‘'мягких” условиях переработ-
ки, включающих стадии: смешения в холодном смесителе и грану-
лирование смеси в экструдере. Разработана рецептура и техноло-
гия для получения эластичного и морозостойкого материала на ос-
нове ГТП — "Элктона”, содержащего в качестве добавки дивинил-
стирольный термоэластопласт ДСТ-30 в виде гранул.
Для расширения температурного интервала эксплуатации
изделий при сохранении высоких прочностных показателей прове-
дены исследования по модификации полипропилена различными
силоксановыми каучуками: СКТ — диметилсилоксановый каучук;
СКТВ, СКТВ-1, СКТВ-2, СКТВ-2Т — метилвинилсилоксановые кау-
чуки, отличающиеся содержанием винильных групп; СКТФВ-803,
СКТФВ-2101, СКТФВ-2001 — метилфенилвинилсилоксановые
каучуки, отличающиеся содержанием фенильных и винильных
заместителей; СКТФТ-50 — термостойкий фторсодержащий кау-
чук с улучшенными диэлектрическими свойствами. Для промыш-
ленного использования рекомендованы силоксановые каучуки,
введение которых обеспечивает получение морозостойких компо-
зиций различного применения (табл. 4.62).
Изменение прочностных показателей от содержания силокса-
новых каучуков аналогично введению добавок других каучуков
(бутилкаучук, термоэластопласт, СКЭП и т. п.). Однако благода-
ря хорошей совместимости силоксановых каучуков с полипропиле-
ном, достигаемой тонким измельчением, а также обусловленной
химическим строением силоксановых каучуков, композиции обла-
дают более низкой температурой хрупкости, чем, например, ком-
позиции полипропилен-термоэластопласт.
Введение силоксановых каучуков изменяет не только физико-
механические, но и электрофизические свойства полипропилена.
Таблица 4.62
Характеристики морозостойких композиций
Вид каучука Содержание каучука, % Предел текучести, н/м2 Относи- тельное удлинение, % Тепло- стойкость Вика, % Темпе- ратура хрупкости, °C
СКТ 5 270 500 135 -70
СКВ 5 270 500 135 -70
СКТФВ-803 5 270 500 135 -80
СКТН 1-2 280 500 150 -60
ДСТ-30 10 250 300 130 -50
При добавлении метилвинилсилоксановых каучуков типа СТВ,
СКТВ-1, СКТВ-2 улучшаются диэлектрические свойства ПП
в области высоких радиочастот. Полипропилен, содержащий
СКТВ, по электрофизическим свойствам превосходит образцы
с другими пластификаторами. Введение СКТФВ-803 улучшает
радиационную стойкость полипропилена, что объясняется,
по-видимому, экранированием молекул полипропилена фенильны-
ми или дифенильными группами каучука, частично рассеивающи-
ми энергию излучения. Полипропилен, модифицированный
СКТФВ-803, не изменяет своих физико-механических свойств при
облучении до дозы 20 мрад, в то время как исходный ПП резко
ухудшает механические свойства при дозе 5-6 мрад. Каучуки
СКТФВ-2101 и СКТФВ-2001 повышают радиационную стойкость
полипропилена и одновременно придают морозостойкость. Получе-
ны высокие показатели по теплостойкости — 95°С, прочности —
300 кг/см2, температуре хрупкости — минус 53°С при содержании
каучуков 3%.
Высокие показатели прочности, относительного удлинения
и температуры хрупкости композиций с содержанием 1% и выше
СКТФТ-50 при сохранении теплостойкости (96°С) показывают хо-
рошее распределение каучука при данных концентрациях. Лучшим
сочетанием свойств обладает композиция с 1,5% СКТФТ-50, имею-
щая температуру хрупкости — минус 71°С и теплостойкость —
100°С при максимальных прочностных характеристиках.
Разработан морозостойкий материал (“Мопрон”), обладаю-
щий диэлектрическими свойствами при работе при высоких
частотах — 106 и Ю10 Гц (табл. 4.63). Определены добавки, обес-
печивающие диэлектрические характеристики морозостойкой ком-
позиции “Мопрон-К”.
В качестве наполнителей изучены керамические порошки:
алунд “К", алунд “КО", алунд “П" и поликор “31”. Показано пре-
имущество наполнителей типа алундов по сравнению с керамикой
КМ-1, которое заключается в меньшей абразивности, что способ-
ствует уменьшению износа оборудования при изготовлении и пере-
работке “Мопрон-К”. В результате исследований выбраны керами-
ки, отвечающие требованиям по диэлектрическим характеристикам
и по доступности использования (электрокорунд марки “К"
И алунд марок “КО”, “П").
Высокочастотный диэлектрический материал “Мопрон-К”,
представляющий композицию ПП, термоэластопласта и порошка
керамики, внедрен на ряде предприятий радиотехнической про-
мышленности для изготовления плат, колодок и других деталей
СВЧ-техники.
Сравнительные характеристики “Мопрон-К”
и промышленного ПП
Таблица 4.63
Показатель j "Мопрон-К”| ПП
Предел текучести при растяжении oPi МПа, не менее 19,6 27,4
Относительное удлинение прн разрыве е, %, не менее 100 300-700
Температура хрупкости, °C, не выше -40 -5
Тангенс угла диэлектрических потерь tg8 прн частотах: 106 Гц, не более 0,005 0,008
10‘° Гц, не более 0,008 0,008
Диэлектрическая проницаемость при частотах: 106 Гц, не более 2,5±0,05 2,2-2,4
Ю]0 Гц, не более 2,45±0,05 2,2-2,3
Одним из направлений модификации полипропилена являлась
разработка электропроводящих и теплопроводящих композиций.
Проведены исследования по созданию электропроводящих и теп-
лопроводящих марок полипропилена путем введения дисперсных
углеродных наполнителей — сажи и графита, (рис. 4.10, 4.11).
Наибольшей электропроводностью обладает саже-графитонапол-
ненный ПП. Частицы сажи вовлекают значительное количество по-
Ом-м
0 10 20 30 40 50
% масс.
Рис. 4.11. Зависимость теплопро-
водности ПП от содержания и типа
углеродных наполнителей: 1 — гра-
фит ГЭ-4; 2 — ацетиленовая сажа;
3 — ацетиленовая сажа и графят
ГЭ-4 в соотношении 1 : 1
Рис. 4.10. Зависимость логарифма
удельного объемного электрическо-
го сопротивления ПП в зависимости
от типа и концентрации наполните-
ля: 1 — порошок меди; 2 — графит
ГЭ-4; 3 — ацетиленовая сажа; 4 —
ацетиленовая сажа и графит ГЭ-4
в соотношении 1 : 1
лимера в состояние переходного слоя, увеличивая эффективную
концентрацию графита в неупорядоченных областях полимера, что
приводит к увеличению числа непрерывных цепочек наполнителя
и, как следствие, к увеличению электропроводности материала.
Теплопроводность наполненного ПП определяется теплопро-
водностью и объемным содержанием наполнителя, а также рассеи-
ванием тепла на контактах полимер-наполнитель. Наибольшее по-
вышение теплопроводности композиционного материала наблюда-
ется при введении в материал графита, содержащего 15-20% масс,
ацетиленовой сажи.
Основным недостатком наполненных композиций является
повышенная хрупкость. Для снижения хрупкости вводился эти-
лен-пропиленовый каучук (СКЭПТ), оптимальное содержание ко-
торого определяется назначением материала. Так, для изготовле-
ния труб и листов рекомендована добавка СКЭПТ — 10% масс.,
для получения выдувных изделий — 10-15% масс., а для произ-
водства антистатической рукавной пленки — 15-20% масс. Содер-
жание сажи при этом составляет 15--25% масс.
Результаты выполненных исследований позволили разрабо-
тать композиционные электропроводящие материалы на основе ПП
и осуществить выпуск этих материалов. Получены гигиенические
сертификаты на 21 марку ПП, реализуемого торговыми марками
“Каллен”, “Риспол”, с градацией для изготовления изделий, кон-
тактирующих с пищевыми продуктами, и 2 марки — для медицин-
ских целей.
В последние годы при производстве постоянных магнитов
широкое распространение получили композиционные материалы,
состоящие из магнитотвердого наполнителя и полимерного связую-
щего (магнитопласты). В качестве наполнителя наиболее часто ис-
пользуются ферриты и родственные им магнитные окислы, соеди-
нения, содержащие Sm, Со, Nd-Fe-B. В качестве полимерного
связующего при изготовлении магнитных композиционных матери-
алов применяются различные полимеры: полиамиды, полиолефи-
ны. Преимущества таких магнитов перед магнитами, полученными
спеканием: при производстве не требуется высокотемпературной
обработки, возможность применения высокопроизводительных ме-
тодов формования (литье, экструзия, прессование) и получение
изделий достаточно точных размеров и сложной формы без допол-
нительной обработки.
Производство метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ).
На мировом рынке МТБЭ рассматривается как наиболее эффек-
тивная и перспективная нетоксичная высокооктановая добавка
к автомобильным бензинам. Применение МТБЭ для приготовле-
ния высокооктановых бензинов способствовало решению или улуч-
шению положения в целом ряде проблем, а именно: экологической
(за счет исключения или значительного сокращения применения
высокотоксичного тетраэтилсвинца, а также значительного умень-
шения вредных выбросов окислов азота и окиси углерода при экс-
плуатации двигателей внутреннего сгорания); сырьевой (за счет
вовлечения сырья не нефтяного происхождения — метанола в про-
изводство высокооктановых бензинов); энергетической (за счет
снижения жесткости каталитического риформинга при получении
базового бензина).
Современный промышленный процесс получения МТБЭ осно-
ван на реакции метанола с изобутиленом. Блок-схема производства
МТБЭ представлена на рис. 4.12.
В качестве сырья используются метанол и бутан-бутиленовая
фракция (ББФ) с установки Г-43-107, содержащая 12-15% масс,
изобутилена.
Установка включает три основных узла: очистки сырья
от примесей, реакторный и рекуперации метанола. Реакторный
узел сочетает серию прямоточных реакторов с системой ката-
литической дистилляции. Узел рекуперации метанола включает
колонну водной отмывки от метанола отходящей ББФ и колонну
ректификации для отделения метанола от воды.
Реакция протекает при мягких температурных условиях
в трубчатом реакторе со стационарным слоем сульфатоионитного
катализатора КУ-2ФПП в виде колец Рашига (температура реак-
тора = 56_77°С, давление — 9,5 атм, объемная скорость — 1ч"1, рас-
ход сырья — 30 м3/ч). Содержание изобутилена в отработанной
ББФ составляет 0,4-1% масс., что соответствует конверсии изобути-
лена — 96—97% и селективности его превращения в МТБЭ — 95%.
Выпускаемый МТБЭ имеет концентрацию ~98% и содержит
(% масс.): углеводороды С4 — 0,05-0,07; метанол — до 0,5; трет-
бутанол — 0,6-0,8; диизобутилен — 0,02-0,05; метил-вягор-бути-
ловый эфир — 0,2~0,3. За счет введения в товарные бензины доба-
вок МТБЭ снижение экологической агрессивности выхлопов авто-
мобилей составляет 5,5%. Экономия от снижения экологического
ущерба при использовании автобензина с улучшенными экологиче-
скими характеристиками значительна и достигает 2000 долл. США
на одну тонну.
Гетерогенно-каталитический процесс демеркаптаниза-
ции бутан-бутиленовой фракции. В связи с повышенными тре-
бованиями к содержанию серы в моторных топливах с улучшенны-
ми экологическими характеристиками процесс очистки-демеркап-
танизации ББФ в технологическом цикле получения МТБЭ явля-
Рис. 4.12. Блок-схема производства МТБЭ
ется крайне важным. Обессеривание ББФ осуществляется экст-
ракцией сероводорода и меркаптанов 15-20% водным раствором
щелочи:
H2S + NaOH -> NaHS + Н2О (4.2)
RSH +NaOH о RSNa + H2O (4.3)
Реакция демеркаптанизации (4.3) является обратимой, поэто-
му при накоплении в экстрагенте определенного количества мер-
каптидов в системе устанавливается равновесие, препятствующее
более глубокой демеркаптанизации.
Из ББФ ректификацией на газофракционирующем блоке уста-
новки изомеризации выделяют а-бутилены; а-бутиленовую фрак-
цию можно изомеризовать с получением 0-бутилена, К качеству
указанных фракций предъявляются жесткие требования по содер-
жанию сернистых соединений. Так, в а-бутиленовой фракции, ко-
торая направляется на низкотемпературную изомеризацию с целью
получения из нее дополнительного количества 0-бу тиле нов, содер-
жание серы должно быть не более 0,0005% масс. Такая глубина
очистки может быть достигнута при использовании регенеративно-
каталитических методов щелочной очистки или метода гидроочист-
ки. Последний метод является весьма энергоемким и капиталоем-
ким, особенно для обессеривания сжиженных газов. Поэтому
на основе результатов исследования состава сернистых соединений
в ББФ и продуктах его фракционирования определены условия
по внедрению процесса щелочной сероочистки ББФ с каталитиче-
ской регенерацией меркаптидсодержащего щелочного раствора
окислением кислородом воздуха на гетерогенном фталоцианино-
вом катализаторе КС-2Б.
Анализ состава сернистых соединений в ББФ, получаемых
на установках каталитического крекинга Г-43-107, показал, что они
более чем на 90% представлены меркаптанами и незначительным
количеством сероводорода. Содержание меркаптановой серы в
ББФ находится в прямой зависимости от содержания серы в сырье
крекинга и определяется эффективностью узла гидроочистки ваку-
умного газойля. Когда количество серы в газойле находится на
уровне 0,2-0,5% масс., содержание меркаптановой серы в ББФ со-
ставляет 0,01% масс., и необходима доочистка фракции.
Для получения 0-бутилена, изобутана с необходимыми харак-
теристиками и осуществления низкотемпературной изомеризации
а-бутиленовой фракции (для повышения выхода ^-бутиленов) сле-
дует проводить глубокую демеркаптанизацию ББФ до остаточного
содержания меркаптановой серы 0,0005% масс. Однако следует за-
метить, что для демеркаптанизации ББФ необходимо обеспечить
содержание сероводорода до 0,001% масс., что может быть достиг-
нуто либо ректификацией в пропан-бутановой колонне установки
Г-43-107 за счет перевода части ББФ в пропан-пропиленовую
фракцию, либо очисткой ББФ от сероводорода отработанным
на демеркаптанизации щелочным раствором. Это позволяет
предотвратить снижение срока службы щелочного экстрагента
и более полно использовать ББФ и содержащуюся в отработанном
экстрагенте свободную щелочь.
Низшие алифатические меркаптаны, содержащиеся в углево-
дородах (С3-С5), обладают свойствами слабых органических кис-
лот и могут быть извлечены из углеводородов растворами щелочей
по реакции (4.3). Получаемые в результате реакции меркаптиды
нерастворимы в углеводородах и переходят в щелочную фазу.
Проведены исследования по определению предельно допустимого
остаточного содержания меркаптидной серы и NaOH в регенериро-
ванном щелочном растворе (табл. 4.64).
На основании результатов исследований сделан вывод, что
для обеспечения требуемой глубины демеркаптанизации ББФ
необходимо проводить достаточно глубокую регенерацию щелочного
раствора. Остаточное содержание меркаптановой серы в растворе
Таблица 4.64
Предельно допустимые остаточные содержания серы и щелочи
[SrshI в гексане (до контакта с ще- лочным раство- ром), % масс. [$RSNal в щелочном растворе, % масс. [NaOH], % масс. Темпе- ратура, °C [SRSNal в гексане (после контакта с щелочным раство- ром), % масс.
Отсутствует 0,055 10 20 0,00047
То же 0,018 10 20 0,00014
0,022 10 20 0,00030
» 0,027 6 20 0.00037
» 0,008 6 40 0,00120
0,005 6 40 0,00060
» 0,0027 10 40 0,00012
0,029 0,50 10 20 0,00260
0,034 0,0026 10 20 0,00068
0,027 0,0019 10 20 0,00140
Отсутствует 0,0019 10 40 Отсутствует
должно составлять не более 0,003% масс., а содержание щелочи —
г 10% масс.
Учитывая кинетические закономерности протекания реакции
окисления меркаптидов, а также экономическую эффективность,
регенерацию меркаптидной щелочи целесообразно осуществлять
на глубину до 90%. С учетом этого, а также принимая во внимание
установленную величину допустимого остаточного содержания
меркаптидной серы в регенерированной щелочи (0,003% масс.),
содержание меркаптидной серы в насыщенном щелочном растворе,
отводимом с низа экстрактора К-3, следует поддерживать около
0,03% масс.; а объемное соотношение ББФ к щелочному раствору
в экстракторе не более 2 : 1 (содержание щелочи в растворе
должно составлять 10-20% масс.).
Олигомеризация. Для рационального использования трудно-
реализуемой отработанной ББФ с установки получения МТБЭ
(рис. 4.12) и дополнительного получения высокооктанового синте-
тического компонента бензина, не содержащего ароматических со-
единений, разработан процесс олигомеризации, который состоит
из двух основных стадий: олигомеризации и разделения продуктов
реакции ректификацией. В качестве сырья используется ББФ
после очистки на полимерном фталоцианиновом катализаторе
с последующей водной отмывкой и извлечения изобутилена и час-
тично р-бутилена на установке получения МТБЭ.
Олигомеризация является каталитическим процессом превраще-
ния низкомолекулярных углеводородов дегидрированием и димери-
зацией. Вследствие этих реакций происходит также ароматизация на-
сыщенных и непредельных углеводородов. Совокупность реакций
превращения н-бутана может быть представлена следующим образом:
к]
С4Н10 —> С4Н8
СН4+С3Н5
к2 к3
->С8Н1б->СбН4(СН3)2
I
1к5
СзНб+С5Н1о
(4.4)
где кр к2, к3 — константы скоростей реакций дегидрирования,
димеризации н ароматизации соответственно; к.1} к2 — константы
скоростей соответствующих обратных реакций; к4, к5 — константы
скоростей реакций крекинга.
Согласно этой схеме, скорость дегидрирования должна быть
выше скорости димеризации (к]> к2). Кроме того, должно соблю-
даться условие к3 > к2 и, что особенно важно, ароматизация долж-
на протекать гораздо быстрее крекинга (к5< к3> к2).
Таким образом, ароматизация низших парафинов на цеолитах
семейства пентасилов, модифицированных цинком и галлием,
включает стадию образования олефинов. Отрыв гидрид-иона
от молекулы парафина с участием катионов Zn2+ на поверхности
(S) может происходить по схеме:
С3Н8 + Zn2+(S) изо-С3Н7(8) + [Zn-H]+ (S) (4.5)
В данном случае катион цннка играет роль акцептора гидрид-
иона. Дальнейшее превращение ненасыщенных соединений проис-
ходит путем их взаимодействия с протонными кислотными центра-
ми пентасилов. Цинк и галлий, введенные в состав пентасилов,
участвуют не только в стадии дегидрирования насыщенных углево-
дородов, но и в стадии отрыва гидрид-иона от молекул олефинов
с образованием алкильных промежуточных соединений. Димериза-
ция этих структур и последующий отрыв атомов водорода приво-
дят к образованию ароматических углеводородов. На бренстедовс-
ких кислотных центрах декатионизированных пентасилов низшие
олефины димеризуются по карбоний-ионному механизму. Далее
димеры могут изомеризоваться и расщепляться, вновь образуя низ-
шие олефины, либо превращаться в ионы карбония. При последу-
ющем депротонировании и перераспределении водорода образуют-
ся ароматические и парафиновые углеводороды.
Таблица 4.65
Получение компонентов автобензина из ББФ
на катализаторе БАК-70/97
Масса катализатора 138 г, Р = 11 атм.
Условия опытов Материальный баланс Выход конденсата, %
Объемная скорость по газу, ч"1 Темпе- ратура, °C Пропущено газа, л Получено конденсата, г на ББФ на бутены
521,5 320 294,1 142,8 19,03 59,80
326,8 330 184,3 90,8 19,32 60,80
834,3 330 509,8 348,0 26,77 84,40
625,8 320 411,7 296,0 25,61 80,70
1216,7 330 686,3 298,0 17,03 53,50
625,7 320 352,9 232,0 25,78 81,30
591,0 330 333,3 206,0 24,24 76,20
Отработка технологического процесса проводилась на сырье
состава: (% масс.): изобутан — 58; н-бутан — 6,4; а-бутен — 1,7;
сг5-бутен-2 — 4,0; £гаш-бутен-2 — 5,0; содержание серы — не более
0,002 % масс. Результаты исследований представлены в табл. 4.65.
Выход конденсата в расчете на сырье в зависимости от режима
синтеза изменялся в пределах 17-26%; конверсия бутиленов —
более 95%; выход конденсата на исходные бутилены составил 53-80%.
По физико-химическим характеристикам получаемый олигобен-
зин соответствует требованиям на автобензины АИ-95 и “Экстра”.
Вопросы:
• В чем заключается комплексная технология переработки про-
пан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций?
• Укажите, какие способы получения изотактического поли-
пропилена наиболее предпочтительны на предприятиях топливно-
нефтехимического профиля?
• Какие пути расширения ассортимента материалов на основе
полипропилена вам известны?
• Опишите технологию получения МТБЭ из ББФ.
• Как получаются и где применяются олигобензнны?
4.11. Экологически эффективные
ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ОСТАТОЧНЫХ ФРАКЦИЙ В БИТУМЫ
Один из вариантов экологически эффективных технологий —
переработка нефтяных остатков в высокомолекулярные углеводо-
родные системы — битумы. Битумы находят широкое применение
во многих отраслях хозяйства. Это обусловлено их высокими тех-
нологическими, эксплуатационными и экономическими показате-
лями: возрастанием пластичности при нагревании; быстрым увели-
чением вязкости при остывании; высокой адгезией к камню, дере-
ву, металлам; гидрофобностью; водонепроницаемостью; стойко-
стью против действия кислот, щелочей, агрессивных жидкостей
и газов; электро- и звукоизолирующей способностью; малой плот-
ностью; низким коэффициентом теплопроводности; погодостойко-
стью и низкой стоимостью. Битумы используются для строитель-
ства и ремонта дорожных и аэродромных покрытий и оснований,
полов промышленных зданий; стабилизации грунтов; защиты
от коррозии металла и бетона; изготовления кровельных, гидро-,
тепло- и пароизоляционных покрытий, материалов и изделий;
защиты от радиоактивных излучений; в производстве лакокрасоч-
ных материалов. Вследствие этого вопросам исследования и произ-
водства битумов уделяется большое внимание.
В зависимости от вида сырья и способа производства битумы
классифицируют на природные (находящиеся в природе в чистом
виде или извлекаемые из асфальтовых горных пород) и нефтяные
(продукт переработки нефти или ее остатков).
По способу производства битумы различают: остаточные,
окисленные, осажденные (асфальты), компаундированные. Для
производства нефтяных битумов используют процессы вакуумной
перегонки, окисления и деасфальтизации. Сырьем вакуумной пе-
регонки обычно является мазут, для окисления и деасфальтизации
применяют гудрон.
Свойства битумов зависят от природы нефти, их компонентно-
го состава и режимных характеристик технологических процессов.
Характерными свойствами остаточных битумов в отличие
от окисленных являются высокие плотность, твердость, сопротив-
ление разрыву, а также чувствительность к изменению температу-
ры. Для получения остаточных битумов пригодны лишь опреде-
ленные сорта нефти — нафтенового и нафтеноароматического ос-
нования, т. е. тяжелые с малым содержанием парафинов. Произ-
водство остаточных битумов основывается на атмосфер-
но-вакуумной перегонке нефтей. Основные параметры перегонки:
температура, глубина вакуума и расход водяного пара. Обычно
поддерживается температура 400-420°С, остаточное давление 30-
70 мм рт. ст. (параметры процесса определяются природой сырья).
Осажденные битумы (асфальты) получают в процессе деасфаль-
тизации гудрона. Режим деасфальтизации (температурный градиент
в экстракционной колонне, соотношение пропан/сырье) регулируют
в зависимости от требуемого качества битума. В таком процессе деас-
фальтизат (сырье для каталитического крекинга, гидрокрекинга)
является уже побочным продуктом. Обычно для процесса исполь-
зуют нефти парафинового или смешанного основания, непригодные
для непосредственного производства битумов. Процесс позволяет рас-
ширить сырьевые ресурсы битумного производства.
Асфальты деасфальтизации гудронов различных нефтей
по своим свойствам могут быть разделены на две группы. К первой
относятся асфальты с температурой размягчения по КиШ ниже
40°С. Онн характеризуются относительно низкой вязкостью и от-
личаются относительно малым содержанием смолисто-асфальтено-
вых веществ. Эти асфальты получаются при переработке западно-
сибирских нефтей. Ко второй группе относятся асфальты деас-
фальтизации с температурой размягчения по КиШ выше 40°С. Они
получаются при переработке смолистых парафинистых нефтей или
малосернистых нефтей с относительно высоким содержанием пара-
фина. На основе сульфирования асфальта деасфальтизации гудро-
на пропаном, а также ряда других остатков и кубовых остаточных
фракций непредельных углеводородов получены асфальто-смолис-
тые олигомеры АСМОЛ1, АСМОЛ2, КУБОЛ и т. д., которые мо-
гут найти широкое применение как антикоррозионные покрытия,
материалы для электротехники, различные адгезивы и т. д. Ас-
фальты деасфальтизации могут быть переработаны в битумы:
окислением; компаундированием с прямогонным гудроном; окис-
лением в смеси с прямогонным гудроном; окислением асфальта до
температуры размягчения около 100°С с последующим разжижени-
ем его гудроном или экстрактом селективной очистки масел. Ас-
фальты пропановой деасфальтизации, преимущественно первой
группы, используются в производстве дорожных и строительных
битумов и могут служить основным компонентом для
получения битумполимерных составов для кровельных работ.
Глубокая вакуумная перегонка тяжелой нефти часто не обеспе-
чивает необходимых качественных показателей битума. Для повы-
шения вязкости и температурных характеристик вакуумных
остатков используют процесс окисления, позволяющий получать
из сырья широкого ассортимента окисленные битумы, которые
по сравнению с остаточными имеют при одинаковой пенетрации
более высокие температуры размягчения и вязкость. Широкое раз-
витие получило использование остатков как сырья для получения
окисленных битумов.
Процесс окисления сырья при получении битумов протекает
по радикально-цепному механизму. При этом происходит образо-
вание свободных радикалов и гидроперекисей в качестве промежу-
точных продуктов. Кроме того, возникают цепные реакции; обрыв
цепей происходит в результате рекомбинации радикалов. В систе-
ме устанавливается равновесная концентрация свободных радика-
лов. Одновременно протекает множество реакций: окислительное
дегидрирование, деалкилирование, окислительная полимеризация,
поликонденсация, крекинг с последующим уплотнением его про-
дуктов. В зависимости от условий окисления возможны взаимные
превращения кислых и нейтральных продуктов окисления.
Образование в процессе окисления смол и асфальтенов в зна-
чительной мере определяет свойства полученного битума. В зави-
симости от природы и консистенции сырья меняется качество окис-
ленного битума. Влияние природы нефтяного сырья на химиче-
ские превращения компонентов в процессе окисления заключается
в различной способности ароматических молекул асфальтенов
и смол масляных фракций и гудронов к слоевой ориентации
фрагментов и определяется степенью их ароматичности и заме-
щенности.
Наиболее ценным сырьем по своим качествам для выработки
битумов всех марок является гудрон прямой перегонки нефти.
В зависимости от качества нефти путем регулирования глубины
вакуума, температуры процесса и объема отбора дистиллятных
фракций получают гудрон требуемого качества вплоть до готового
битума.
Классификация нефтей как сырья для битумов основывается
на содержании в них асфальтенов, силикагелевых смол и парафи-
нов. Известна классификация нефтей различных видов и их остат-
ков, направляемых на битумное производство:
— высокосернистые, высокосмолистые нефти с содержанием
25~36% смолисто-асфальтеновых компонентов и 3-5% твердых па-
рафиновых углеводородов;
— смолистые, парафинистые нефти с содержанием 10-20%
смолисто-асфальтеновых компонентов и 3~6% твердых парафино-
вых углеводородов;
— малосмолистые, малопарафинистые нефти с содержанием
7-10% смолисто-асфальтеновых компонентов и 0,2-2,5% твердых
парафиновых углеводородов;
— парафинистые, малосмолистые нефти с содержанием 7-10%
смолисто-асфальтеновых компонентов и 5-7% твердых парафино-
вых углеводородов;
— малосмолистые, высокопарафинистые нефти с содержанием
5-10% смолисто-асфальтеновых компонентов и 7-12% твердых па-
рафиновых углеводородов.
Для создания оптимальной технологии производства высоко-
качественных битумов необходима раздельная переработка нефтей
с учетом их пригодности для выработки битумов соответствующих
марок. Лучшим сырьем для получения битумов являются высоко-
смолистые высокосернистые малопарафинистые тяжелые нефти.
Основными видами сырья для получения нефтяных битумов
являются гудрон прямой гонки (76%), асфальт деасфальтизации
(~19%), экстракт селективной очистки масел и другие тяжелые
и высокосмолистые отходы переработки нефти (-5% от всего пе-
рерабатываемого сырья). При глубоком отборе вакуумных дистил-
лятов используют добавку к гудрону необходимого количества ва-
куумного погона. Необходимые характеристики битума можно по-
лучить смешением гудронов различных нефтей.
Асфальт деасфальтизации, вовлекаемый в качестве сырья
в производство окисленных битумов, способствует увеличению
объемов выработки. Так, результаты опытно-промышленного про-
бега показали, что перевод окислительной установки с чистого гуд-
рона на смесь гудрона и асфальта (до 30%) позволяет увеличить
выработку битума марок БНД 60/90 и БНД 90/130.
Тяжелые остатки каталитического крекинга могут быть ис-
пользованы в качестве сырья в окислительном процессе получения
битумов. Оптимальными технологическими условиями окисления
остатков каталитического крекинга являются: температура 288-
315°С, скорость подачи кислородсодержащего газа 12,5-50 л/ч
на 1 кг сырья (в зависимости от эффективности использования
воздуха в окислительной колонне). Продолжительность окисления
определяется задаваемой температурой размягчения битума.
В производство битумов могут быть вовлечены отработанные мине-
ральные масла. Установлено, что битумы, получаемые окислением
(при 240-250°С) гудрона и отработанного масла, удовлетворяют
требованиям ГОСТ на дорожные битумы.
Характеристики вяжущих, получаемых компаундированием
переокисленных асфальтов деасфальтизации, показывают, что
в зависимости от степени переокисления и количества добавляемо-
го отработанного масла могут быть получены разные марки биту-
мов. Оптимальным сырьем для производства битумов являются
остатки тяжелых нефтей ароматического основания. С вовлече-
нием в битумное производство менее качественных парафинистых
нефтей и различных остатков вторичных процессов переработки
нефти большое значение приобретает обогащение перерабатывае-
мого сырья ароматическими углеводородами, использование опти-
мальных технологических режимов и схем процессов окисления.
Основными параметрами процесса окисления, определяющими
качество битума, являются: температура, расход воздуха и продол-
жительность окисления. Предельно допустимое содержание кисло-
рода в газах окисления — не выше 6% об. при 250°С, в охлаж-
денных газах — 7,2% об. Повышенная концентрация кислорода
в газовом пространстве куба обусловливает возможность закоксо-
вывания стенок этого пространства и взрыва в газовой фазе.
Продолжительность процесса окисления зависит от температуры,
расхода воздуха, в значительной степени от свойств сырья и необ-
ходимой марки битума.
Гудроны могут быть активированы непосредственно перед
окислением введением в них концентратов ароматических углево-
дородов: крекинг-остатков, полиалкилбензольных смол, каменно-
угольных смол, экстрактов селективной очистки масел, кубовых
остатков производства оксиамнна, смолистых отходов промышлен-
ности, отходов производства липких изоляционных лент и т. д.
Разработана технология окисления гудронов ультразвуковым воз-
действием, в результате чего время окисления снижается на 30%.
Длительность процесса окисления в битумы является одним
из узких мест производства. В качестве катализаторов окисления
гудрона в битум предложены: отработанный катализатор полиме-
ризации олефинсодержащих нефтяных газов — фосфор на кизель-
гуре, ортофосфорная кислота. Процесс окисления гудронов может
быть интенсифицирован: изменением растворяющей силы дисперс-
ной среды; путем изменения глубины отбора дистиллятных фрак-
ций при подготовке сырья; термическим уплотнением сырья;
рециркуляцией продуктов в реакционном устройстве; добавкой в
сырье эффективных комплексообразователей; регулированием
температуры. Кроме того, интенсификация процесса может осуще-
ствляться созданием в реакционном объеме локальных температур-
ных градиентов за счет подачн охлажденных или перегретых пото-
ков продуктов, размещением в реакторе охлаждаемых (либо нагре-
тых до более высоких температур) поверхностей или наличия в реак-
торе адсорбционных поверхностей (металлов или оксидов металлов).
Обычно схемы производства окисленных битумов основаны на
последовательном проведении процессов вакуумной перегонки ма-
зута и окисления полученного гудрона воздухом, причем вакуум-
ные колонны входят в состав установок атмосферно-вакуумной пе-
регонки. Процессы окисления в отечественной практике проводят
в окислительных аппаратах четырех типов: кубы, бескомпрессор-
ные реакторы, трубчатые реакторы, колонны. Разработан двухсек-
ционный реактор окисления, в котором секции окисления н сепа-
рации (квенчинг-секция) совмещены в одном колонном аппарате.
Широко ведутся исследования по разработке процесса произ-
водства битумов по схеме: окисление мазута-вакуумная перегонка.
Такая схема переработки позволяет вовлечь в сырье производства
окисленных битумов остатки высокопарафинистых нефтей. При
переработке этих нефтей по обычной технологической схеме (пере-
гонка-окисление) получаемые битумы характеризуются низкой
растяжимостью из-за малого содержания ароматических углево-
дородов в конечном продукте, что обусловливается их невысоким
содержанием в исходном сырье.
Предварительное окисление мазута до температуры размягче-
ния 70-100°С по КиШ способствует превращению ароматических
углеводородов в более высококипящие соединения, которые при
последующей вакуумной перегонке мазута остаются в остатке. При
равной глубине отбора дистиллятов битум будет характеризовать-
ся большим содержанием соединений ароматических структур
и растяжимостью. Окисленный мазут может быть непосредственно
подвергнут вакуумной перегонке или разбавлен неокисленным.
Битум, полученный по схеме окисление-разбавление-перегонка,
содержит большее количество ароматических углеводородов и,
соответственно, имеет большую растяжимость, чем битумы, полу-
ченные по схемам: перегонка-окисление и окисление-перегонка.
Узким местом в технологии получения битумов являются операции
розлива и затаривания. Это трудоемкие операции, которые тре-
буют больших затрат ручного труда и часто предопределяют как
низкие технико-экономические показатели битумного производства
в целом, так и низкую эффективность при использовании.
Постоянно повышающиеся требования к качеству и эксплуата-
ционным характеристикам материалов на основе битума часто
не могут быть удовлетворены только за счет выбора сырья и техно-
логии производства битума. В этом- случае прибегают к модифика-
ции битумов полимерными синтетическими материалами или отхо-
дами их производства. В последнее время полимербитумы стали
применяться особенно широко: во-первых, потому, что синтетиче-
ские полимерные материалы производят в большом количестве,
и они стали более доступны; во-вторых, при их производстве обра-
зуется много отходов и побочных продуктов, которые не находят
сбыта. Цель, которую преследовали многие исследователи и прак-
тики, заключалась в передаче битуму ценных свойств синтетиче-
ских полимерных материалов: пластичности в широком темпера-
турном интервале (главным образом, за счет снижения температу-
ры хрупкости), стойкости к агрессивным средам и эластичности.
В литературе обобщены данные по влиянию состава битумов
и строения полимеров на свойства Полимербитумной композиции,
даются рекомендации по оценке потенциальной возможности со-
вместимости полимеров с битумами. Таким образом, развитие вто-
ричных процессов переработки нефти и возможности использова-
ния их остатков в качестве сырья для процессов окисления в битум
создают сырьевую базу для производства битумов. Лучшим сырь-
ем для производства битумов являются остатки тяжелых нефтей
ароматического основания. При вовлечении в битумное производ-
ство менее качественных парафинистых нефтей и различных
остатков вторичных процессов переработки нефти необходимо ис-
пользовать различные приемы обогащения сырья ароматическими
углеводородами:
— смешение в определенных соотношениях гудронов различ-
ных нефтей;
— увеличение глубины отбора дистиллятных фракций с одно-
временной добавкой к вакуумному гудрону необходимого количе-
ства вакуумного погона;
— активация мазута путем введения концентратов ароматиче-
ских углеводородов (например, экстракта селективной очистки масел
фенолом — III масляной фракции в количестве 2-3% масс.).
Высокопарафинистые нефти могут быть переработаны с полу-
чением качественных битумов по схеме: окисление мазута-пере-
гонка смеси окисленных и неокисленных мазутов.
Анализ литературных данных позволяет сделать вывод, что
процесс окисления гудронов может быть интенсифицирован:
— интенсивным перемешиванием;
— дискретг|ой (прерывистой) подачей воздуха;
— кратковременным повышением температуры (~10°С выше
оптимальной) в начальный период;
— изменением растворяющей силы дисперсной среды активи-
рованием гудрона (или мазута);
— рециркуляцией продуктов;
— введением каталитических добавок.
Одним из путей получения битумов с необходимыми свойства-
ми является модифицирование битумов.
Особенности получения окисленных битумов из гудрона.
В качестве примера рассмотрим процесс получения окисленных
битумов из гудронов различных нефтей: легкой ухтинской, восточ-
ной и их смесей. Окисление гудронов проводилось в лабораторном
кубе при температурах 250 и 270°С, скорости подачи воздуха
3 н 8 л/(кг-мин). Результаты исследований представлены в табл.
4.66-4.69. Скорость окисления рассчитывалась как изменение тем-
пературы размягчения битума за 1 ч окисления (при общей про-
должительности окисления 8 ч).
Выполненный комплекс исследований показал, что получение
битумов всех марок ДНД по ТУ, содержащих до 60% гудрона
из ухтинских нефтей, возможно в пределах кондиционности 90—100%
при умеренных расходах воздуха и температуре окисления 270°С.
При этом обеспечивается переокисление гудрона до температуры
размягчения на 1,5-3°С выше, чем нижние значения по ГОСТ.
Таким образом, изменяя структуру сырья введением в него ком-
бинированной добавки можно получать битум с улучшенными экс-
плуатационными свойствами при сокращении времени окисления.
Полученные данные показывают, что гудрон ухтинской нефти
имеет самую низкую вязкость. Качество получаемого битума
в значительной степени зависит от природы нефти, из которой по-
лучен гудрон (табл. 4.70). Окисленные битумы из гудронов легкой
ухтинской нефти отличаются высокой пенетрацией при 25°С и по-
ниженной растяжимостью, что обусловливается низким содержа-
нием смол при высоком содержании парафинов. Для достижения
стандартных пределов пенетрации необходимо переокислять битум
до температуры на 2, 3°С выше, чем нижние пределы по ГОСТу.
При пенетрации, соответствующей ГОСТ для битумов марок
БНД 60/90 и БНД 40/60, стандартная растяжимость не достигается.
Систематизация показателей качества гудронов, полученных
на промышленной установке из различных видов нефтей, показы-
вает, что гудрон ухтинской нефти имеет меньшую вязкость даже
при более высоких температурах размягчения, чем гудрон из вос-
точной нефти. Такое явление объясняется повышенным содержа-
нием парафинов в ухтинской нефти и влиянием их на величину
вязкости гудрона.
Химическая природа нефти, из которой получается гудрон,
значительно влияет на качество окисленных дорожных битумов.
Таблица 4.66
Результаты окисления смесей гудронов различных нефтей
в лабораторном кубе
Состав смеси гудронов, % масс. Темпе- ратура размят- чения исход- ного сырья КнШ, °C Условия окисления Качество окисленного битума Марка битума
Темпе- ратура, °C Про- должи- тель- ность, Темпе- ратура размяг- чения, °C Пенет- рация при 25°С, 0,1 мм Растя- жи- мость при 25°С, см
1* 2*
34 250 1 36
2 39
3 43
4 45
5 47,5
6 55
8 62
35 250 5 44
6 53
7 54
38 250 7 51
38 - 5 47,5
7 54
20 80
30 70
40 60
50 50
208 36,4 БНД 200/300
206 36,6 БНД 200/300
173 44,3 БНД 130/200
ИЗ 53,5 —
68 100 БНД 60/90
45 81 БНД 40/60
16 19 —
102 73,2 БНД 90/130
87 100 БНД 60/90
54 100 БНД 40/60
53 100 БНД 40/60
105 100 БНД 90/130
69 67,4 БНД 60/90
Состав смеси гудронов, % масс. Темпе- ратура размяг- чения исход- ного сырья КнШ, °C Условия окисления Качество окисленного битума Марка битума
Темпе- ратура, °C Про- должи- те ль- ность, ч Темпе- ратура размяг- чения, °C Пенет- рация при 25°С, 0,1 мм Растя- жи- мость при 25°С, см
1* 2*
60 40 39 250 1 41 250 13,2 БНД 200/300
2 42 214 16 БНД 200/300
3 43 240 21,6 БНД 200/300
4 47 133 40,5 —
6 53 50 53,6 БНД 40/60
8 58 39 33,4 —
10 68 28 4,8 ТУ
11 71 18 3,8 —
11,5 72 17 3,4 —
60 40 38 270 4 53 49 54,2 БНД 40/60
6 69 12 5,6 Нестандартный
7 84 8,0 3,2 —
7,5 — 7 3 —
100 0 43 250 1 47 220 10 БНД 200/300
2 47,5 203 8,9 БНД 200/300
3 48 197 9,4 БНД 200/300
4 48 225 15,2 БНД 200/300
8 54 82 21 —
100 0 43 250 6 51 75 24 —
8 55 46 24,8 —
10 64 35 5 ТУ
И 70 22 5 ТУ
12 77 16 3 —
100 0 43 270 1 47 223 6,8 БНД 200/300
2 47,5 220 9,2 БНД 200/300
3 49 225 17,6 БНД 200 /300
4 51 161 36 —
6 56 55 28,8 —
8 83 15 2,7 —
0 100 31 250 2 38 170 36,6 —
4 46 78 95,8 БНД 60/90
6 55 41 84,6 БНД 40/60
8 71,5 И 4,8 —
10 85 8 1,2 —
11 98 2 0,8 -
1 — ухтинская нефть; 2 — западносибирская нефть; расход воздуха для
всех опытов — 3 л/(кг-мин).
Таблица 4.67
Окисление гудрона с комбинированной добавкой (сера с черным соляром — отдувом)
Содержание в сырье, % масс. Параметры окисления Характеристика битума
серы отдува Время окисления, мин Количество отдува, % масс. Температура размягчения, °C Пенетрация при 25°С, 0,1 мм Пенетрация при 0°С, 0,1 мм Растяжи- мость, см Температура хруп- кости, °C
280 4,0 48,5 53 20 >100 -13,0
0,2 1,8 220 5,0 49,0 50 18 75 -13,5
0,6 2,4 205 5,2 48,0 55 21 >100 -16,0
1,0 3,0 195 5,0 48,0 62 22 >100 -16,5
1,3 3,2 182 4,1 47,5 57 18 >100 -12,5
1,7 3,3 175 6,9 47,5 60 20 68 -17,0
2,4 3,6 140 3,6 48,0 53 14 >100 -14,0
3,0 4,0 125 4,8 48,5 55 13 - 85 -13,0
Характеристики окисленных битумов из гудронов
Таблица 4.68
Коли- чество добавки, % Параметры окисления Характеристики битумов
Время окисления, мин Коли- чество отдува, % масс. Т 1разм.’ °C Пенетрация при 25°С, 0,1 мм Пенетрация при 0°С, 0,1 мм Растяжи- мость при 25°С, см т ххр.> °C Изменение Тразм- после прогре- вания, °C Марка битума по ГОСТ
0 280 4,0 48 53 22 >100 -13,0 8,0 Нестандартный
1,0 260 3,0 48 70 20 >100 -16,5 6,0 БНД 60/90
2,0 255 4,0 48 74 30 >100 -16,5 5,6 БНД 60/90
4,0 195 5,0 48 62 21 >100 -16,5 5,0 БНД 60/90
6,0 165 3,6 48 65 30 >100 -16,5 5,5 БНД 60/90
8,0 130 2,3 48 88 32 >100 -14,5 6,0 Нестандартный
Добавка: сера с черным соляром в соотношении 1 : 3; Токисл = 250°С; расход воздуха — 16 л/(кгмин)
Характеристика гудрона
Таблица 4.69
Показатель Гудрон
ВОСТОЧНОЙ нефти легкой ухтинской нефти смеси нефтей (1 : 1)
Температура размягчения, °C 31,8 36,9 32,7
Температура вспышки в открытом
тигле, °C 297 385 282
Условная вязкость при 60°С, с 252 237 110
Из гудронов восточной нефти получаются все марки дорожных би-
тумов, соответствующие ГОСТу, и строительные битумы, которые
имеют запас по качеству.
Окисленные дорожные битумы из гудрона ухтинской нефти
отличаются высокой пенетрацией (при 25°С) и пониженной растя-
жимостью, что обусловлено низким содержанием смол при высо-
ком содержании парафинов. Для достижения требуемых значений
пенетрации необходимо переокислять битум до температуры на 2-
3°С выше, чем нижние пределы по ГОСТ. Малоокисленные до-
рожные битумы из ухтинского гудрона (марки БНД 200/300,
БНД 130/200) имеют 100%-ный предел кондиционности.
Ухтинский гудрон имеет более длительный индукционный пе-
риод окисления по сравнению с гудроном восточной нефти.
Лабораторными исследованиями показано и промышленными ис-
пытаниями подтверждено, что из гудронов нефтяных смесей, содер-
жащих 50-60% легкой ухтинской нефти, вырабатываются битумы
всех марок БНД по ГОСТ и строительный битум по ТУ. При этом
должно быть обеспечено переокисление битума до температуры раз-
мягчения на 1,5-3°С выше, чем нижнее нормированное значение.
Получение окисленных битумов из мазута. Технология
получения окисленных битумов заключается в окислении кислоро-
дом воздуха части исходного мазута с последующей вакуумной
перегонкой смеси окисленного и неокисленного исходных мазутов.
Целесообразность данной технологии заключается в получении оп-
тимальным способом битумов, соответствующих требованиям
ГОСТ, и вакуумного газойля, являющегося сырьем для процесса
каталитического крекинга (табл. 4.71). Таким образом, битумные
технологии перспективны с точки зрения экологии переработки
остаточных углеводородных фракций.
16
Строительный по ТУ
20-25 63-67 5-10 100 20-35 64-67 5-7 10Q 20-30 63-67 5-Ю 100
1586
Свойства нефтяных остатков, полученных вакуумной разгонкой смесей мазутов
Решение экологических проблем переработки углеводородных
систем неразрывно связано с совершенствованием систем управле-
ния производством, качеством окружающей среды и экологической
безопасностью.
Вопросы:
• Какие процессы получения нефтебитумов наиболее перспек-
тивны с точки зрения экологии?
• Назовите свойства и области применения окисленных и оста-
точных битумов.
• В чем заключается технология получения битумов из гудро-
нов и мазутов?
• Назовите области применения битумов и композиций на их
основе.
Литература к главе 4
1. Абросимов А. А. Исследование, разработка и внедрение мето-
дов повышения уровня экологической безопасности нефтеперераба-
тывающего производства: Дис. ... д-ра техн, наук.— МНПЗ, ГАНГ
им. И. М. Губкина, 1998.— 466 с.
2. Абросимов А. А. Экологические аспекты производства и примене-
ния нефтепродуктов. — М.: Барс, 1999.— 732 с.
3. Абросимов А. А., Голубев Ю. А., Лапшин В. С., Антонов П. В.
Московскому автостандарту — топлива с улучшенными экологи-
ческими свойствами // Хнмня и технология топлив и масел.—
1998.- № 2,- С. 24.
4. Абросимов А. А., Гуреев А. А. Экологические аспекты применения
нефтепродуктов (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим,
1997.- 92 с.
5. Абросимов А. А., Пищаева 3. М., Винокуров В. А. н др. Депрессор-
ная присадка ДАКС-Д к дизельным топливам / / Химия и техноло-
гия топлив и масел.— 1999.— № 5.— С. 28.
6. Анисимов И. Г., Бадыштова К. М., Бнатов С. А. и др. Топливно-
смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент н приме-
нение. Справочник под ред. В. М. Школьникова. Изд. 2-е перераб.
и доп. — М.: Издательский центр «Техинформ», 1999.- 596 с.
7. Башкатова С. Т. Присадки к дизельным топливам.— М.: Химия,
1994.- 256 с.
8. Вишнякова Т. П. н др. Антидымные присадки к дизельным топли-
вам (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1990.— 56 с.
9. Вишнякова Т. П., Голубева И. А., Крылов И. Ф. и др. Стабилиза-
торы и модификаторы нефтяных дистиллятных топлив.— М.: Хи-
мия, 1990. — 191 с.
W. Вишнякова Т. П., Суворов М. Ю., Юречко В. В. Антидымные
16* 483
присадки к дизельным топливам (Тематический обзор).— М.:
ЦНИИТЭнефтехим, 1990. - 56 с.
И. Гуреев А. А., Азев В. С. Автомобильные бензины.— М.: Нефть
и газ, 1996.- 444 с.
12. Данилов А. М. Присадки и добавки. Улучшение экологических ха-
рактеристик нефтяных топлив.— М.: Химия, 1996.- 232 с.
13. Данилов А. М., Емельянов В. Е., Митусова Т. Н. Разработка и про-
изводство экологически улучшенных моторных топлив (Тематиче-
ский обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1994,— 52 с.
14. Данилов А. М., Энгелин Б. А., Селянина А.А. Оптимизация нефтя-
ных топлив присадками и добавками (Тематический обзор).— М.:
ЦНИИТЭнефтехим, 1988.- 64 с.
15. Доломатов М. Ю., Юсупов Э. А., Пестриков С. В., Александрова
С. А. Асфальто-смолистые олигомеры. Получение и физико-хнми-
ческие свойства. — М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1992.— 72 с.
16. Емельянов В. Е. Автомобильные бензины с улучшенными экологи-
ческими свойствами // Химия и технология топлив и масел.—
1995,- № 2.— С. 5.
17. Каминский Э. Ф., Пуринг М. Н., Хавкин В. А., Курганов В. М.,
Соколов Л. Н. Состояние н перспективы развития производства
экологически чистых дизельных топлив. — М.: ЦНИИТЭнефтехим,
1995.— 97 с. (Тем. обзор).
18. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А., Пуринг М. Н., Курганов В. М.,
Прокопюк А. С. Перспективы технологии производства автомобиль-
ных бензинов с улучшенными экологическими характеристиками
(Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995.— 54 с.
19. Каминский Э. Ф., Чернакова Г. Н. О производстве экологически
чистых моторных топлив // Химия н технология топлив и ма-
сел.- 1997.- № 1 (481).- С. 14.
20. Козлова И. Т., Алитко С. Г., Костюковская М. Б., Карпова Н. М.
Оценка эффективности перспективных технологий получения мало-
сериистого топочного мазута // Химия и технология топлив и ма-
сел.- 1993.- № 12,— С. 24
21. Лыков О. П. Производство моторных топлив нз природного газа / /
Химия и технология топлив и масел. — 1996.— № 3.— С. 15.
22. Лыков О. П., Вишнякова Т. П., Цыган Л. В. Моющие присадки
к автомобильным бензинам (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭ-
нефтехнм, 1984.— 44 с.
23. Лыков О. П., Свинухов А. Г. Тенденции производства и примене-
ния кислородсодержащих соединений как компонентов автомобиль-
ных бензинов (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим,
1992,- 72 с.
24. Максимов А. Н., Дунаев Л. М., Матвеев А. Ю., Гусев А. С. Стаби-
лизация экологической обстановки и использование современных
видов моторных топлив//Информационно-аналитические аспек-
ты.—М.: СЭБ Интернационал Холдинг, 2001.— 368 с.
25. Насиров Р. К., Харченко В. JO., Насиров И. Р., Талисман Е. М.,
Ковальчук Н. А. Экологические аспекты производства и сертифика-
ции нефтепродуктов (Тематический обзор).— М.: ЦНИИТЭнефте-
хим, 1996. — 83 с.
26. Насиров Р. И., Талисман Е. Л., Дистерова О. А. Перспективные
дизельные топлива // Нефтепереработка и нефтехимия: НТИС.—
И.: ЦНИИТЭнефтехим, 1994.— № 5.— С. 19.
27. Осипов Л. Н., Каминский Э. Ф., Курганов В. И., Хавкии В. А.
О перспективах организации производства экологически чистого
дизельного топлива на российских НПЗ // Нефтепереработка и неф-
техимия: НТИС.— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995.— № 8.— С. 9.
28. Селимов М. К., Абросимов А. А. Эколого-экономические аспекты
развития производства моторных топлив в США (Тематический об-
зор).— М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1991. — 65 с.
29. Юхнев В., Зязин В., Морошкин Ю. Каким быть бензину XXI века //
Нефть России.— 2000.— № 10.— С. 25.
Глава 5
Управление качеством
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ,
ПРОМЫШЛЕННОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТЬЮ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Цель данной главы — рассмотрение аспектов управления каче-
ством окружающей среды, промышленной и экологической безо-
пасностью предприятий по переработке углеводородных систем.
Оптимально организованная структура управления позволяет ра-
ционально определить политику своевременного принятия мер и не
допустить возникновения возможных аварийных ситуаций.
Важнейшим аспектом обеспечения промышленной и экологи-
ческой безопасности производства является совершенствование си-
стемы и методов управления технологическими процессами и пред-
приятием в целом. В начале 60-х годов в процессах управления
предприятиями существовало функциональное и техническое раз-
граничение между автоматической системой управления произ-
водством (АСУП) и автоматической системой управления
технологическими процессами (АСУТП). В конце 80-х и начале
90-х годов с новой волной информационной революции широкое
распространение получили персональные ЭВМ и сети передачи
данных. Это позволило объединить АСУП и АСУТП в единую ин-
тегрированную информационно-управляющую систему (ИИУС).
Такая система позволяет в программах моделирования и опти-
мизации конкретных производственных установок использовать
целевые функции с учетом экономических показателей и экологи-
ческой ситуации всего предприятия. Оптимизаторы установок учи-
тывают изменения в конъюнктуре рынка, отражаемые в данных
рабочего плана. Управление осуществляется по замкнутой цепочке
(установка-диспетчер-планирование-установка) в режиме реаль-
ного времени.
Очевидно, что на нижнем иерархическом уровне остаются рас-
пределенные системы управления (РСУ), обеспечивающие под-
держание стабильной работы установок при заданных параметрах.
Задача разработчиков системы обеспечить совместимость элемен-
тов РСУ с системой следующего уровня, которая непосредственно
и формирует исходные данные (уставки).
Следующий иерархический уровень — уровень программ для
моделирования и оптимизации в режиме реального времени конк-
ретных технологических установок. Для этих целей широко
используются универсальные программы, настраиваемые на конк-
ретный процесс. Например, большой опыт применения на пред-
приятиях по переработке углеводородных систем получила систе-
ма моделирования в реальном масштабе времени SIMSCI Rigorous
On-Line Model (ROM). Оптимизация производится с использова-
нием детальных и строгих моделей технологических схем. ROM
конфигурируется так, чтобы работать с существующими или пла-
нируемыми РСУ, которые используют оптимальные уставки, полу-
ченные системой ROM. В свою очередь, ROM является важным
элементом оптимизации в масштабе всего предприятия и вычисля-
ет в режиме реального времени обновленные векторы для заводс-
ких линейных плановых моделей (LP), определяющих следующий
уровень управления. От LP в ROM передаются данные по другим
установкам и целевые функции заводского уровня, включая безо-
пасность предприятия. Использование системы ROM для оптими-
зации процессов первичной перегонки нефти, в т. ч. для выбора
сырья, в планировании и составлении графиков действий, в инже-
нерном анализе вариантов, в техническом обслуживании обеспечи-
вает увеличение прибыли до 5 млн. долл, в год. Результатом опти-
мизации комплекса, включающего, например, две установки гид-
роочистки, две установки каталитического риформинга и систему
получения водорода, явилось улучшение использования водорода
и поддержание работы вблизи оптимальных условий. Это позволи-
ло получить дополнительную прибыль более 3 млн. долл, в год.
Таким образом, комбинация систем оптимизации индивидуальных
установок и оптимизации комплекса установок с высокой степенью
технологической и энергетической интеграции обеспечивает наибо-
лее полный учет целевых функций, а также промышленную и эко-
логическую безопасность предприятия.
5.1. Автоматизированная система
управления производством
Основу промышленных решений в автоматизированной систе-
ме управления производством (АСУП) составляют следующие
факторы:
— потребности стратегического уровня;
— оперативные потребности;
— повседневные исполнительские функции ведения бизнеса.
Интеграция предприятия по всей цепочке от снабжения
и сбыта позволяет обеспечить совместную работу всех элементов
при следующих условиях:
— сохранения качества продукции и услуг;
— обеспечения промышленной безопасности;
— обеспечения экологической безопасности производства;
— гибкого реагирования на изменение конъюнктуры;
— сокращения времени выведения продукта на рынок.
Для планирования расширения и усовершенствования про-
граммных решений в области производства и распределения необ-
ходима модель информационной стратегии. В качестве такой мо-
дели предложена модель ориентированного на потребителя произ-
водства, которая включает три уровня поддержки потребителя —
пользователя АСУП.
Уровень 1 — уровень бызнес-целей. Определяет основные про-
блемы, стоящие перед производством. Обеспечивает оптимизацию
четырех основных параметров работы: гибкости системы управле-
ния, скорости принятия решений, совершенствования процессов
и продукции, получения прибыли.
Уровень 2 — уровень общепроизводственных решений. Под-
разделяется на три подуровня: стратегический, оперативный и ис-
полнительский.
Стратегический подуровень обеспечивает средства, необходи-
мые для проведения анализа и принятия решений на самом высо-
ком уровне организации. На этом уровне находятся средства под-
держки транснациональных производств и организационная под-
держка в условиях большого количества предприятий или подраз-
делений. Автоматизированная система управления обеспечивает:
— информационно-поисковые решения, которые помогают
выявлению областей для совершенствования, например, времени
выведения продукции на рынок;
— эффективность деятельности системы планирования и снабжения;
— финансовое управление;
— непрерывный контроль процесса;
— усовершенствование процесса в зависимости от задач корпо-
рации, предприятия или подразделения.
В дополнение ко всем обычным функциям система помогает ре-
шению вопросов, связанных с электронным обменом данными, исчис-
лением издержек производства, управлением обслуживания и ремон-
та, а также общими трудовыми ресурсами и заработной платой.
На исполнительском подуровне производственные планы
реализуются в области проектно-конструкторских работ, систем
управления цехом и управления распределением. Обеспечивается
решение вопросов, связанных с составлением расписаний, с систе-
мами непрерывного контроля и управления. Интеграция систем
управления техническим обслуживанием и составления расписа-
ний расширяет возможности системы. Интеграция систем управле-
ния импортом/экспортом и транспортными операциями способ-
ствует обеспечению улучшенного обслуживания потребителей.
Уровень 3 — технологический уровень. Технологический уро-
вень является ядром системы, объединяя ее основные функцио-
нальные характеристики, возможности современной информацион-
ной технологии и обеспечивая безопасность производства.
Основой уровня является информационная управляющая сис-
тема (ИУС), в которую в соответствии с задачами производства
могут быть включены следующие компоненты: аппаратная платфор-
ма, сетевая операционная система (СОС), маршрутизаторы, тополо-
гия сети предприятия и логические связи между ее компонентами,
операционные системы серверов, операционная система клиента,
файловые серверы, серверы баз данных, серверы приложений, рабо-
чие станции, система управления базами данных (СУБД).
Основные требования, закладываемые в данную концепцию,
следующие: обеспечение надежности, защищенности, управляе-
мости всех компонентов ИУС; эффективность, автоматизация
обработки, передачи, хранения, представления и поиска информа-
ции; проведение необходимых расчетов; автоматизация управле-
ния технологическими процессами, включая промышленную безо-
пасность, через диспетчерские узлы.
Единая локальная компьютерная сеть позволяет получить
доступ пользователю к ресурсам всего предприятия. Все сетевое
оборудование имеет управляющие модули и управляется
единым администратором сети. Для администратора сети так же
возможно с любого рабочего места осуществлять управление сетью
и информацией и т. д.
Логический центр системы образует мощные компьютерные
серверы — сервер баз данных и центральный коммутационный
файловый сервер. Кроме того, каждая рабочая группа имеет свой
локальный файловый сервер. Рабочие станции имеют возможность
получать информацию с локальных серверов и с центрального сер-
вера баз данных.
Поскольку серверы являются концентраторами информации
и ключевыми устройствами сети, к ним предъявляются особые
требования по надежности. Серверы, являясь наиболее важным
звеном информационной системы, отвечают высоким требованиям
надежности системы и поддержки целостности данных благодаря
устройству бесперебойного питания, технологии массива дисков,
“прозрачной” системы управления. Кроме того, в случае необходимо-
сти, предусмотрена возможность наращивания дополнительного
числа процессоров и расширения памяти компьютеров.
Производительность — одна из главных характеристик серве-
ра систем управления базами данных. Особенно это важно в усло-
виях роста объемов баз данных и увеличения количества обслужи-
ваемых пользователей. Если производительность является показа-
телем скорости обработки запросов клиентов, то средства обеспече-
ния целостности информации на уровне ссылок имеют перво-
степенное значение для своевременного обновления данных.
В многопользовательской среде очень важно найти компромисс
между стремлением обеспечить целостность данных и поддержание
должной производительности.
Автоматизированная система управления предприятием удов-
летворяет следующим основным принципам:
— интеграции всех сфер производственной деятельности (пос-
ледовательности функций должны соединять финансы, сферу уче-
та, производство и сбыт);
— модульного принципа построения, который допускает изо-
лированное использование отдельных компонентов системы;
— комбинации компонентов системы, диктуемой производ-
ственно-экономической необходимостью;
— сквозного учета (в сфере производства определяются значе-
ния, которые немедленно заносятся в базу данных для бухучета,
калькуляции затрат);
— интернациональности (система учитывает различные требо-
вания крупнейших промышленных стран, которые не зависят
от языка пользователя и валюты страны);
— структурирования путем четкого разделения базового про-
граммного обеспечения с техническими функциями (управление
диалогом и базами данных) и прикладных производственно-эконо-
мических программ;
— открытости (прикладные программы можно инсталлировать
на вычислительных средствах различных фирм-производителей,
признанных в международном масштабе);
— содержания учета и отчетности;
— управления производственной деятельностью, персоналом;
— взаимодействовия с ИУС вышестоящих предприятий;
— защиты от несанкционированного доступа и взлома инфор-
мации.
К главным достоинствам АСУП относятся: полный спектр
производственно-экономических функций, высокая степень интег-
рации, доступность к СУБД. Простота использования обусловли-
вает ее успешное внедрение в нефтепереработке и нефтехимии.
Вопросы:
• Назовите иерархические уровни моделей информационной
стратегии АСУ производства.
• Какие функции выполняет система на каждом из этих уровней?
• Какие цели и задачи имеет ИУС?
• Назовите условия интеграции предприятия как системы.
• Укажите основную структуру, цели и функции АСУП.
• Каким требованиям должна соответствовать АСУП?
• Какую структуру имеют локальные компьютерные сети пред-
приятия?
5.2. Автоматизированная система
управления технологическими процессами
Как уже отмечалось ранее, процессы переработки углеводо-
родных систем относятся к числу сложных технологических про-
цессов и имеют следующие особенности:
— наличие токсичных и взрывопожароопасных веществ;
— непрерывность протекания процессов;
— экстремальные режимы процессов (температуры, давления
и т. д.);
— высокие скорости процессов;
— большое число связанных между собой параметров техноло-
гического процесса;
— высокие требования к качеству продукции.
Управлять подобными технологическими процессами невоз-
можно без современных средств автоматики и вычислительной тех-
ники. Более того, из-за опасности аварий необходимы высокоэф-
фективные автоматизированные системы управления технологи-
ческими процессами, создаваемые на основе новейших достижений
в области теории управления с использованием экономико-матема-
тических методов и высокоэффективной вычислительной и управ-
ляющей техники.
АСУТП предназначены для эффективного управления техно-
логическим процессом и обеспечивают:
— стабилизацию материальных и тепловых потоков в опти-
мальном режиме;
— повышение оперативности обслуживающего персонала в
нормальных и аварийных ситуациях;
— пуск и остановку каждой установки;
— регулирование качества продукции;
— оптимизацию энергозатрат;
— улучшение условий труда и обеспечение безопасности про-
изводства.
В качестве примера рассмотрим принцип построения АСУТП
установки ЭЛОУ-АВТ, которая представлена по иерархическому
принципу: нижний уровень — распределенная система управления
на базе микропроцессорной техники, верхний уровень — мини-
ЭВМ высокой производительности.
Функции нижнего уровня:
— автоматический сбор и первичная переработка информации
о процессе;
— централизованный контроль за состоянием технологиче-
ского процесса;
— аварийная сигнализация отклонений технологических пара-
метров от регламента;
— блокировка отдельных агрегатов в аварийных ситуациях;
— автоматическая стабилизация параметров технологического
процесса в режиме прямого управления;
— многосвязное управление в режиме прямого цифрового
управления;
— пуск и останов установки;
— связь с верхним уровнем.
Автоматический сбор и первичная переработка информации
включают в себя следующие процедуры:
— опрос первичных датчиков;
— фильтрацию помех;
— расчет действительных значений параметров с учетом
характеристик датчиков, усреднение параметров;
— интегрирование значений расходов;
— обработку аналитических данных;
— контроль отклонений технологических параметров от нормы.
Централизованный контроль за состоянием технологического
процесса осуществляется с помощью пультов технолога-оператора,
состоящих из цветных мониторов, клавиатуры и принтеров.
С помощью функциональной клавиатуры оператор-технолог осу-
ществляет вызов необходимой информации на экран дисплея или
на печать и вмешивается при необходимости в ход технологиче-
ского процесса путем выдачи управляющих воздействий. Для
облегчения работы оператора предусмотрена доступная система
отображения информации, которая включает технологические схе-
мы, схемы контуров регулирования, показания сигнализации,
отклонений, графики по динамике процесса и т. д.
Автоматическая блокировка и сигнализация в аварийных ситу-
ациях осуществляются с помощью специальной подсистемы.
По специальным алгоритмам выполняются многосвязное цифровое
управление и автоматический пуск и останов агрегатов установки.
На установках первичной переработки нефти АВТ, напри-
мер, функции верхнего уровня АСУП, следующие'.
— расчет материального баланса и технико-экономических
показателей;
— расчет специальных параметров и характеристик объекта:
флегмовых чисел, расчет НТК нефти, расчет теплосъемов цирку-
ляционных орошений, распределение профилей концентраций
и температур в колоннах и т. д.
Предусмотрена оптимизация динамических характеристик пе-
реходных процессов в системе, отдельных технологических бло-
ков, технологического процесса установки, а также прогнозирова-
ние качественных показателей нефтепродуктов. Имеется связь
с нижним уровнем.
В расчете материального баланса (МБ) и технико-экономиче-
ских показателей (ТЭП) определяются учетные количества нефте-
продуктов и энергозатрат за вахту, сутки и плановый период.
Кроме того, периодически исследуются качество нефтепродуктов,
удельные энергозатраты, себестоимость калькулируемой продук-
ции. Расчет МБ и ТЭП имеет цели:
— подведение итогов работы за определенный период;
— анализ производственной хозяйственной деятельности;
— выявление имеющихся резервов по снижению энергозатрат,
увеличению глубины отбора целевых продуктов и снижению себе-
стоимости целевой продукции.
Вышеперечисленные данные представляются оператору-техно-
логу для оценки хода технологического процесса, а также исполь-
зуются в задаче оптимизации. Расчет осуществляется по специаль-
ным алгоритмам. Для учета специфики производства проводится
адаптация математических моделей и корректировка компонентов
этих моделей при изменении технологического режима. Это осуще-
ствляется по специальному алгоритму, в котором используются
методы регрессионного анализа.
Оптимизация отдельных технологических блоков и динамиче-
ских характеристик переходных процессов также осуществляется
по специальным алгоритмам с заданным критерием оптимизации
и управления. Прогнозирование качественных показателей дает
возможность по имеющимся математическим моделям и текущим
данным технологического процесса определять качественные пока-
затели нефтепродуктов с точностью не ниже точности определения
этих показателей по лабораторным анализам.
Системы управления процессами переработки углеводородных
систем включают использование комбинированных моделей, полу-
ченных исходя из материальных и тепловых балансов теории дис-
тилляции нефти и состоящих из уравнений парожидкостных рав-
новесий, уравнений кинетики превращения отдельных компонен-
тов и фракций, уравнений тепло- и массопереноса. В процессах
первичной переработки нефти за критерии оптимизации принима-
ется минимум энергозатрат или максимум выхода светлых нефте-
продуктов. Решение задачи оптимизации осуществляется по специ-
альным алгоритмам с использованием квадратичного программирова-
ния при наличии возмущения в технологическом процессе установки.
Строгие модели включают в качестве “первого принципа” термодина-
мику процесса. В результате точно моделируется реальный нелиней-
ный характер процесса. Линейные (или регрессионные) модели опи-
сывают отклик системы при помощи линейных приближений и явля-
ются точными только в очень узком диапазоне условий. Преимуще-
ство строгих моделей заключается в том, что производственный
персонал может полагаться на предсказания (оптимизацию) и может
доверять тому, что модель точно описывает процесс.
Оптимизаторы используют методы последовательного квадра-
тичного программирования (SQP-процедуры), которые основаны
на вычислении производных целевой функции относительно каж-
дой независимой переменной. Обычно один прогон оптимизации
установки занимает 15-30 мин в зависимости от используемых
аппаратных средств. Частота проведения оптимизации может
меняться. Если оптимизатор установлен в режиме замкнутого кон-
тура, то частота запуска оптимизации определяется временем,
которое требуется для выхода на новый стационарный режим уста-
новки после каждого успешного набора действий. Запуск полной
последовательности оптимизации контролируется стационар-
ностью режима работы. Обычно оптимизация производится каж-
дые 4 часа. При работе оптимизатора в режиме открытого контура
прогоны производятся по необходимости.
Специализированной системой, входящей в состав АСУТП,
является система аварийного останова (САО) и система вибро-
диагностики, которая позволяет обнаружить дефекты в оборудова-
нии на ранней стадии развития и не допустить разрушения обору-
дования в случае возникновения аварии. Основной задачей САО
является уменьшение вероятности возникновения аварийных ситу-
аций и ущерба в случае аварий на опасных промышленных пред-
приятиях. Система аварийного останова, или система противо-
аварийной защиты (СПАЗ), выполняет автоматический останов
всей установки, отдельных блоков или отдельного оборудования
при инициировании останова специальными датчиками на установ-
ке оператором. При этом необходимо не только обеспечение на-
дежного останова в случае аварийных условий на установке, но
и исключение случайных остановов, вызванных неисправностью
самой системы аварийного останова или приборов, т. е. ложных
срабатываний.
Система аварийного останова обеспечивает безопасность
посредством управления запорной арматурой аварийного останова
и системами сброса давления, согласованием действий с другими
системами с целью отключения печей с огневым обогревом, комп-
рессоров, насосов.
При разработке САО изучаются требования, предъявляемые
к останову установки, и, исходя из них, разрабатывается матрица
причинно-следственных связей с различными уровнями останова.
Необходимо учитывать: защиту персонала; минимизацию загрязне-
ния окружающей среды; обеспечение безопасности производства;
защиту оборудования; требования к блочному оборудованию;
наличие технологических систем производства.
Отрицательные последствия отказов минимизируются благо-
даря разработке системы, которая в случае аварии не производит
останов незатронутых аварией секций установки. Входные си-
гналы в систему поступают с полевых приборов в результате руч-
ного вмешательства оператора на площадке или в операторной,
с панели системы обнаружения пламени и газа и в результате взаи-
модействия с другими технологическими системами. Соответствую-
щие сигналы поступают и в другие системы РСУ, давая возмож-
ность этим системам произвести необходимые действия при ава-
рийном останове. Тревожная сигнализация включает визуальную
индикацию и инициирует звуковые сигналы. При крупных ава-
риях персонал, находящийся в другом месте, информируется с по-
мощью звуковых и визуальных сигналов.
Чтобы исключить нарушение непрерывности процесса вслед-
ствие единичных отказов, предусматриваются, по меньшей мере,
два независимых средства обнаружения наличия аварийных усло-
вий, которые могут привести к опасной ситуации.
В тех случаях, когда отключение неизбежно приведет к останову
других секций, такие остановы инициируются при управляющих
действиях системы. Отклонения технологических условий от уста-
новленных пределов в результате первичного останова не допуска-
ются и подстраховываются отказобезопасными таймерами. В тех
случаях, когда останов секции установки влечет за собой останов
другого оборудования срабатывает сигнальное предупреждение.
На этапе эксплуатации САО автоматическая испытательная под-
система периодически проверяет всю программируемую релейную ло-
гику и программы отключения вводов/выводов. При любой неисп-
равности, обнаруженной в системе средствами самодиагностики, на
панель системы аварийного останова генерируется аварийный сигнал.
При применении современных систем аварийного останова
(систем противоаварийной защиты) в совокупности с современным
полевым оборудованием на порядок уменьшается вероятность воз-
никновения аварий на установках предприятия. Кроме того, вне-
дрение систем автоматизированного управления приводит к более
рациональному использованию энергоресурсов, что, в свою оче-
редь, уменьшает вредные выбросы в атмосферу, снижает возмож-
ность пожаров и аварий.
Вопросы:
• В чем заключается специфика АСУТП?
• В чем состоят сущность и функции системы аварийного останова?
• Перечислите основные функции, назначения и требования
к СПАЗ.
• Какие требования предъявляются к средствам аварийного
останова технологических установок?
• Какими особенностями обладает АСУП установок АВТ
на верхних и нижних уровнях системы управления?
• Сформулируйте принципы оптимальной и безопасной орга-
низации управления технологическими процессами НПЗ на при-
мере ЭЛОУ АВТ,
• Перечислите основные преимущества внедрения СПАЗ
на НПЗ.
5.3. Правовое обеспечение
ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Правовые, экономические и социальные основы обеспечения
безопасной эксплуатации опасных производственных объектов оп-
ределены федеральным законом “О промышленной безопасности
опасных производственных объектов” от 21.07.1997 г. № 116 ФЗ
(в дальнейшем Федеральный закон). Закон направлен на предуп-
реждение аварий на опасных производственных объектах и обеспе-
чение готовности организаций, эксплуатирующих опасные произ-
водственные объекты, к локализации и ликвидации последствий
аварийных ситуаций. Положения Федерального закона распрост-
раняются на все организации, осуществляющие деятельность в об-
ласти промышленной безопасности опасных производственных
объектов на территории РФ, независимо от их организационно-
правовых форм и форм собственности.
Необходимость принятия данного закона в значительной сте-
пени определилась после крупных аварий в начале 90-х годов с че-
ловеческими жертвами и ущербом для окружающей среды на опас-
ных промышленных объектах (химических, нефтехимических,
нефтеперерабатывающих и др.). В это время заметно ухудшилось
состояние промышленной безопасности — помимо общих для всех
стран причин повышения аварийности, связанных с усложнением
технологических процессов и укрупнением производств, на него
влияла и обострившаяся социально-экономическая обстановка.
В ходе реформ в РФ изменились взаимоотношения между государ-
ственными органами управления и контроля и промышленными
предприятиями; в министерствах и ведомствах были практически
Упразднены службы, осуществлявшие ведомственный контроль
за безопасностью. В результате децентрализации государственного
Управления промышленностью и развития различных форм
собственности нарушилась целостность системы управления про-
мышленной безопасностью, перестали существовать отраслевые
структуры управления в промышленности. Неудовлетворительное
состояние безопасности промышленных производств и высокая
аварийность во многом связаны со старением технологий и обору-
дования, с обостряющимся несоответствием организации управле-
ния промышленной безопасностью темпам научно-технического
прогресса. Между тем предприятия практически не несли юриди-
ческой ответственности за нарушение норм промышленной безо-
пасности, так как действующие в новых условиях хозяйствования
нормы отсутствовали.
Законы, появившиеся в 1993-1996 гг.: (“Основы законода-
тельства об охране труда”, федеральные законы “О защите населе-
ния и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техно-
генного характера”, “О пожарной безопасности”, “Об экологичес-
кой экспертизе” и др.), регулировали отношения в области безо-
пасности на предприятиях, аварии на которых могли произойти с
малой вероятностью и практически не представляли опасности для
населения и окружающей среды. Для потенциально опасных
объектов, где уменьшение риска требует специальных правовых
механизмов, нужно было разработать новые законодательные
акты, какими явились законы “Об использовании атомной энер-
гии”, “О безопасности гидротехнических сооружений”, “О про-
мышленной безопасности опасных производственных объектов”.
Необходимость формирования современных, эффективно
действующих систем управления промышленной безопасностью
диктуется закономерностями рыночной экономики. В этом аспекте
экономическая целесообразность Федерального закона гаран-
тируется тем, что за аварию платит само предприятие, и ему вы-
годно вкладывать средства в обеспечение безопасности, а не рас-
плачиваться за аварийные ситуации. Главная причина высокой
аварийности опасных производственных объектов состоит в недо-
статочной эффективности существующих систем управления про-
мышленной безопасностью.
Европейское Экономическое Сообщество приняло Директиву
82/501 /ЕЭС “О предотвращении крупных промышленных аварий”,
в которой впервые определялись критерии отнесения объектов к кате-
гориям опасных, а ответственность за аварии возлагалась на предпри-
ятия. Директива обязала предприятия принимать меры по обеспече-
нию готовности к возможным авариям, а государственные органы —
осуществлять надзор за соблюдением ее требований.
Организация Объединенных Наций (1992 г.) приняла Кон-
венцию о трансграничном воздействии промышленных аварий,
которую подписали 72 страны, в т. ч. и Россия. Цель этой Конвен-
ции — “предотвращение промышленных аварий, обеспечение
готовности к ним и к ликвидации последствий аварий, которые мо-
гут привести к трансграничному воздействию”. Она устанавливает
перечень опасных веществ, наличие которых на производственном
объекте служит основанием для отнесения его к категории опас-
ных. Федеральный закон Российской Федерации “О промышлен-
ной безопасности опасных производственных объектов” учитывает
все основные положения Конвенции ООН.
Федеральный закон устанавливает категории опасных объектов
(Приложение 1 к закону), к которым относятся те, на которых при-
сутствуют (хранятся, используются, перерабатываются, производятся
и т. п.) опасные вещества. Опасные производственные объекты под-
лежат регистрации в государственном реестре в порядке, устанав-
ливаемом Правительством РФ (ст. 2 Федерального закона).
В соответствии с Федеральным законом (ст. 9) организация,
эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:
— соблюдать положения настоящего Федерального закона,
других федеральных законов и иных нормативных правовых актов
Российской Федерации, а также нормативных технических доку-
ментов в области промышленной безопасности;
— получить лицензию на эксплуатацию опасного производ-
ственного объекта;
— укомплектовывать штат работников опасного производ-
ственного объекта в соответствии с установленными требованиями;
— допускать к работе на опасном производственном объекте
лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным тре-
бованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указан-
ной работе;
— проводить подготовку к аттестации в области промышлен-
ной безопасности;
— иметь на опасном производственном объекте нормативные
правовые акты и нормативные технические документы, устанавли-
вающие правила ведения работ на опасном производственном объекте;
— осуществлять производственный контроль за соблюдением
требований промышленной безопасности;
— обеспечивать наличие и функционирование необходимых
приборов и систем контроля за производственными процессами
в соответствии с установленными требованиями;
— организовывать проведение экспертизы промышленной
безопасности зданий, а также проводить диагностику, испытания,
освидетельствование сооружений и технических устройств, приме- у
няемых на опасном производственном объекте, в установленные |
сроки и по предъявляемому в установленном порядке предписанию 1
федерального органа исполнительной власти, специально уполно-
моченного в области промышленной безопасности, или его терри- ч
ториального органа; j
— предотвращать проникновение на опасный производствен- J
ный объект посторонних лиц; :
— обеспечивать выполнение требований промышленной у
безопасности к хранению опасных веществ; ,
— разрабатывать декларацию промышленной безопасности; '
— заключать договор страхования риска ответственности У
за причинение вреда при эксплуатации опасного производственно- j
го объекта; ;
— выполнять распоряжения и предписания федерального
органа исполнительной власти, специально уполномоченного в об-
ласти промышленной безопасности, его территориальных органов
и должностных лиц, отдаваемые ими в соответствии с полномочиями;
— приостанавливать эксплуатацию опасного производствен-
ного объекта самостоятельно или по предписанию федерального
органа исполнительной власти, специально уполномоченного в об-
ласти промышленной безопасности, его территориальных органов
и должностных лиц в случае аварии или инцидента на опасном
производственном объекте, а также в случае обнаружения вновь ,
открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную
безопасность;
— осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации
последствий аварий на опасном производственном объекте, оказы-
вать содействие государственным органам в расследовании причин
аварии;
— принимать участие в техническом расследовании причин !
аварии на опасном производственном объекте, принимать меры
по устранению указанных причин и профилактике подобных аварий;
— анализировать причины возникновения инцидента на опас-
ном производственном объекте, принимать меры по устранению ;
указанных причин и профилактике подобных инцидентов;
— своевременно информировать в установленном порядке фе-
деральный орган исполнительной власти, специально уполномо-
ченный в области промышленной безопасности, его территориаль-
ные органы, а также иные органы государственной власти, органы i
местного самоуправления и население об аварии на опасном произ- >
водственном объекте;
— принимать меры по защите жизни и здоровья работников
в случае аварии на опасном производственном объекте;
— вести учет аварий и инцидентов на опасном производствен-
ном объекте;
— представлять в федеральный орган исполнительной власти,
специально уполномоченный в области промышленной безопас-
ности, или в его территориальный орган информацию о количестве
аварий и инцидентов, причинах их возникновения и принятых
мерах.
Работники опасного производственного объекта обязаны:
— соблюдать требования нормативных правовых актов и нор-
мативных технических документов, устанавливающих правила ве-
дения работ на опасном производственном объекте и порядок дей-
ствий в случае аварии или инцидента на опасном производствен-
ном объекте;
— проходить подготовку и аттестацию в области промышлен-
ной безопасности;
— незамедлительно ставить в известность своего непосред-
ственного руководителя или в установленном порядке других дол-
жностных лиц об аварии или инциденте на опасном производствен-
ном объекте;
— в установленном порядке приостанавливать работу в случае
аварии или инцидента на опасном производственном объекте;
— в установленном порядке участвовать в проведении работ
по локализации аварии на опасном производственном объекте.
Соответствующее положение Федерального закона (ст. 4)
определяет правовое регулирование в области промышленной
безопасности, которое осуществляется “настоящим Федеральным
законом, другими федеральными законами и иными нормативны-
ми правовыми актами РФ в области промышленной безопасности”.
Если международным договором РФ установлены иные правила,
чем предусмотрено Федеральным законом, то применяются прави-
ла международного договора. Требования промышленной безопас-
ности, содержащиеся в Федеральном законе, других федеральных
законах и иных нормативных правовых актах, а также в норма-
тивных технических документах, должны обеспечивать:
— защиту населения и территорий от чрезвычайных ситуаций;
— санитарно-эпидемиологическое благополучие населения;
— охрану окружающей природной среды;
— экологическую безопасность;
— пожарную безопасность;
— охрану труда;
В целях осуществления государственной политики в области про-
мышленной безопасности Президент РФ определил федеральный
орган исполнительной власти — Государственный комитет по надзо-
ру за безопасным ведением работ в промышленности и горному над-
зору (Госгортехнадзор РФ). Эта организация осуществляет контроль
в области промышленной безопасности и осуществляет соответствую-
щее нормативное регулирование. Кроме того, Госгортехнадзор обла-
дает разрешительными, контрольными и надзорными функциями в
области промышленной безопасности.
Для обеспечения научно-технической поддержки надзорной
деятельности, координации работ и исследований, направленных
на обеспечение промышленной безопасности, а также проведения
независимой экспертизы и оценки безопасности промышленных
производств при Госгортехнадзоре образован Научно-технический
центр по безопасности и промышленности (НТЦ “Промышленная
безопасность”).
Основными задачами Госгортехнадзора являются:
— организация и осуществление на территории РФ государ-
ственного регулирования промышленной безопасности и государ-
ственного надзора за соблюдением центральными органами феде-
ральной исполнительной власти, предприятиями, объединениями
и организациями, независимо от их организационно-правовых
форм, должностными лицами и гражданами требований по безо-
пасному ведению работ в промышленности, устройству и безопас-
ной эксплуатации оборудования;
— организация и осуществление государственного надзора
в целях обеспечения соблюдения всеми пользователями недр зако-
нодательства РФ, утвержденных в установленном порядке требо-
ваний по безопасному ведению работ, предупреждению и устране-
нию их вредного влияния на население, окружающую природную
среду, объекты народного хозяйства, а также по охране недр;
— разработка и осуществление совместно с центральными
органами федеральной исполнительной власти, органами исполни-
тельной власти республик в составе Российской Федерации, краев,
областей, автономных образований, городов Москвы и Санкт-Пе-
тербурга, местными администрациями, а также с предприятиями,
объединениями и организациями мер по профилактике аварий
и производственного травматизма;
— установление требований (правил и норм) по безопасному
ведению работ, устройству, изготовлению и безопасной эксплуата-
ции оборудования, а также по охране недр и переработке мине-
рального сырья;
— осуществление лицензирования отдельных видов деятельно-
сти, связанных с повышенной опасностью промышленных произ-
водств (объектов) и работ, а также обеспечением безопасности при
пользовании недрами;
— участие в разработке и контроль за реализацией научно-тех-
нических программ по приоритетным направлениям обеспечения
безопасности промышленных производств, персонала и населения;
— обобщение практики применения законодательства Россий-
ской Федерации в области безопасного ведения работ в промыш-
ленности, охраны и использования недр, применения взрывчатых
материалов в народном хозяйстве и разработка предложений
по его совершенствованию.
Госгортехнадзор осуществляет государственное регулирование
и надзор на территории Российской Федерации через образуемые
им региональные органы (округа). Госгортехнадзор России и под-
ведомственные ему органы составляют единую систему федераль-
ного горного и промышленного надзора России. Госгортехнадзор
стал инициатором реорганизации и создания системы управления
промышленной безопасностью опасных производственных объек-
тов, которая имеет предупреждающий характер и профилакти-
ческую направленность. Это направление деятельности определено
как стратегическое. Главные мероприятия, направленные на его
развитие, определены в специальном разделе Комплексной про-
граммы мероприятий по реализации Федерального закона “О про-
мышленной безопасности опасных производственных объектов”
на 2000-2003 гг.
В обеспечение данной программы каждая организация и пред-
приятие, эксплуатирующие опасный производственный объект,
должны разработать и внедрить свою систему управления про-
мышленной безопасностью, обеспечивающую предупреждение ава-
рийности. В рамках такой системы должны быть четко определены
права и ответственность работников в области промышленной
безопасности, организован эффективный производственный конт-
роль, обеспечены получение и анализ информации для принятия
оптимальных и своевременных решений об устранении факторов
риска. Руководители промышленных организаций и предприятий
должны обеспечить безусловную реализацию постановления Пра-
вительства Российской Федерации “Об организации и осуществле-
нии производственного контроля за соблюдением требований про-
мышленной безопасности на опасном производственном объекте”
и других принятых Правительством решений в развитие Феде-
рального закона.
С целью отработки новых форм и методов надзорной деятель-
ности, а также внедрения более эффективных систем управления
промышленной безопасностью Госгортехнадзором проводились
эксперименты в ряде крупных промышленных организаций и тер-
риториальных органов России. Итоги экспериментов показали, что
создание и внедрение на предприятиях полномасштабных систем
управления требует серьезного научно-методического сопровожде-
ния. Работы, направленные на формирование систем управления
промышленной безопасностью, должны проводиться с привлече-
нием руководителей и специалистов предприятий, а также специа-
листов в области организации управления. Анализ действующих
на предприятиях систем профилактической работы и опыта прово-
димых экспериментов позволил сформулировать основные прин-
ципы формирования системы управления промышленной безопас-
ностью на предприятии:
— система управления промышленной безопасностью должна
рассматриваться как неотъемлемая составная часть управления
промышленностью, как основа создания условий для обеспечения
устойчивого ее функционирования и развития;
— политика субъекта хозяйственной деятельности в области
промышленной безопасности должна быть гласной и определять
важнейшие направления формирования и функционирования сис-
тем управления производством на всех уровнях.
Основные условия обеспечения эффективности действия сис-
темы управления промышленной безопасностью:
— доведение ее сущности и необходимости, основных принци-
пов и требований до каждого лица, имеющего отношение к функ-
ционированию опасного производственного объекта;
— обязательное выполнение требований системы всеми, имею-
щими отношение к функционированию опасного производствен-
ного объекта;
— экономическое регулирование и стимулирование функцио-
нирования составляющих элементов системы управления промыш-
ленной безопасностью.
Примером систематизации общих вопросов безопасности слу-
жат результаты разработок, проводимых в рамках Государствен-
ной научно-технической программы “Безопасность населения и на-
роднохозяйственных объектов с учетом риска возникновения при-
родных и техногенных катастроф" (ГНТП “Безопасность”).
Направления этой программы фактически стали составными частя-
ми системы промышленной безопасности. На рис. 5.1 дана обоб-
щенная схема составных элементов промышленной безопасности.
Технический Выбор процесса, технологии Материалы Аппаратурное оформ- ление Системы защиты (жесткая, функцио- нальная и пр.) Прочность, надежность Проектирование Размещение объекта Строительство Эксплуатация Износ оборудования (мониторинг, ремонт, остаточный ресурс и др.) Нормативно-правовой Национальная политика Федеральные законы Указы Президента Российской Федерации Постановления Правительства Российской Федерации Решения федеральных органов исполнительной власти в облас- ти промышленной безопасности Нормирование промышленной безопасности Методики оценки опасности, ущерба от аварий Ответственность за нарушение требований промышленной безо- пасности Документы организаций Организационный Размещение опасных объектов Лицензирование Декларирование безопасности Сертификация оборудо- вания Разрешение на примене- ние оборудования Экспертиза Государственный надзор Производственный контроль Самоконтроль Оповещение и готовность к локализации аварий Административные меры и др.
Промышленная безопасность
I
Экономический Интересы инвестора, федерации, региона Квоты на выбросы и сбросы Плата за загрязнение Страхование Фонды Льготы Компенсация ущерба и др. Образовательный Образование среднее, высшее Обучение, аттестация на производстве персонала руководителей Автоматизированные системы обучения Тренажеры и др.
Социально-
политический
Роль общественности
Охрана труда
Охрана окружающей
природной среды
Органы местного
самоуправления
Занятость населения
Регулярность выплаты
зарплаты
Забастовки
Человеческий фактор
Терроризм и др.
Информационный
Полнота информации об объекте
Банки данных опасных производств, свойств опасных
веществ, типовых методов и средств защиты, аварий,
несчастных случаев, ущерба от аварий - -
Доступ к информации об опасностях, авариях
Информирование и оповещение об авариях и ЧС и др.
Рис. 5.1. Составляющие компоненты промышленной безопасности
Лицензирование видов деятельности в области промышленной
безопасности (ст. 6 Федерального закона). Одной из основных задач
и разрешительных функций системы Федерального горного и про-
мышленного надзора России является выдача специальных разре-
шений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной
опасностью промышленных производств (объектов) и работ,
а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами.
Перечень видов деятельности, на проведение которых выдается
лицензия, утвержден Указом Президента Российской Федерации.
Основной задачей лицензирования является создание эффек-
тивного гибкого механизма государственного регулирования в об-
ласти обеспечения промышленной безопасности на основе внедре-
ния процедуры выдачи на определенных условиях (требованиях)
специальных разрешений (лицензий) и контроля за их выполне-
нием. Цели лицензирования связаны с защитой производственного
персонала, населения и окружающей среды от воздействия опас-
ных факторов производственной деятельности. Лицензирование
распространяется на все стадии “жизненного цикла” предприятий
от проектирования до эксплуатации, что позволяет последователь-
но и целенаправленно проводить государственную политику
по обеспечению приемлемого для общества уровня противоаварий-
ной устойчивости и безопасности промышленных производств,
объектов и работ. Структурную и организационную основу лицензи-
онной деятельности составляет система органов Госгортехнадзора.
Порядок выдачи лицензий обязателен для подконтрольных
Госгортехнадзору субъектов предпринимательской деятельности
и предприятий (независимо от организационно-правовой формы),
включая иностранных физических и юридических лиц, осуществ-
ляющих (или имеющих намерение начать) деятельность, связан-
ную с повышенной опасностью промышленных производств (объек-
тов) и работ, а также с обеспечением при пользовании недрами.
При выдаче лицензии на эксплуатацию опасного производ-
ственного объекта заявитель должен представить акт приемки
этого объекта в эксплуатацию или положительное заключение
экспертизы промышленной безопасности, а также договор страхо-
вания ответственности за причинение вреда в случае аварии
на опасном производственном объекте. Лицензия является офи-
циальным разрешительным документом, выдаваемым Госгортех-
надзором или его региональным органом, удостоверяющим право
владельца на проведение определенного вида деятельности
и регламентирующим условия осуществления этой деятельности.
Госгортехнадзор (центральный аппарат) осуществляет:
— организационно-методическое руководство лицензионной
деятельностью;
— подготовку инструктивных и нормативно-методических
документов по вопросам лицензионной деятельности;
— информационно-справочное, консультационное обеспечение
и координацию лицензионной деятельности;
— обобщение предложений округов по уточнению перечня
видов деятельности, подлежащих лицензированию;
— ведение банка данных о выданных лицензиях и издание
реестра предприятий, получивших лицензии;
— рассмотрение и принятие решений по спорным вопросам,
в том числе связанным с отказом в выдаче лицензий;
— контроль за лицензионной деятельностью региональных
органов (округов).
Региональные органы Госгортехнадзора — округа осуществляют:
— контроль за выполнением условий действия лицензий;
— информационно-справочное и консультационное обеспече-
ние лицензионной деятельности на обслуживаемой ими территории;
— подготовку предложений по уточнению перечня видов дея-
тельности, подлежащих лицензированию.
Порядок, условия выдачи (получения) и порядок контроля
действия лицензий определяется “Положением о выдаче специаль-
ных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные
с повышенной опасностью промышленных производств (объек-
тов)’’, утвержденным Госгортехнадзором.
Сертификация оборудования. Технические устройства, в том чис-
ле иностранного производства, применяемые на опасном производ-
ственном объекте, подлежат сертификации на соответствие требова-
ниям промышленной безопасности в установленном законодательством
Российской Федерации порядке. Перечень технических устройств,
применяемых на опасных производственных объектах и подлежащих
сертификации, разрабатывается и утверждается в порядке, определя-
емом Правительством РФ (ст. 7 Федерального закона).
Сертификация технических устройств для опасных производ-
ственных объектов служит снижению риска аварийных ситуаций
в связи с возможностью использования некачественного оборудо-
вания. Сертификацию технических устройств, применяемых
на опасных производственных объектах, проводят организации
аккредитованные Госгортехнадзором, специально уполномоченные
в области промышленной безопасности. Правила проведения сер-
тификации устанавливаются Госкомитетом по стандартизации,
метрологии и сертификации совместно с федеральным органом
исполнительной власти, специально уполномоченным в области
промышленной безопасности. Технические устройства, применяе-
мые на опасном производственном объекте, в процессе эксплуата-
ции подлежат экспертизе промышленной безопасности в установ-
ленном порядке.
Система экспертизы промышленной безопасности. Одним из веду-
щих направлений управления промышленной безопасностью
является экспертиза промышленной безопасности опасных произ-
водственных объектов, требования к которой установлены
федеральным законом “О промышленной безопасности опасных
промышленных объектов”, “Правилами проведения экспертизы
промышленной безопасности”. Экспертиза промышленной безо-
пасности проводится для проверки выполнения требований про-
мышленной безопасности в проектно-конструкторской документа-
ции, декларациях промышленной безопасности, иных документах,
связанных с эксплуатацией опасного производственного объекта,
оборудования, здания и сооружения опасного производственного
объекта.
Экспертизе промышленной безопасности подлежат:
— проектная документация на строительство, расширение, ре-
конструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликви-
дацию опасного производственного объекта;
— технические устройства, применяемые на опасном произ-
водственном объекте;
— здания и сооружения на опасном производственном объекте;
— декларация промышленной безопасности и иные документы,
связанные с эксплуатацией опасного производственного объекта.
В целях совершенствования управления процессом экспертизы
промышленной безопасности и приведения ее в соответствие
с требованиями Федерального закона, а также улучшения деятель-
ности экспертных организаций в области промышленной безопас-
ности Госгортехнадзором России создана Система экспертизы
промышленной безопасности. Участниками Системы экспертизы
являются:
— федеральный орган исполнительной власти, специально
уполномоченный в области промышленной безопасности, —
Госгортехнадзор России и его территориальные органы;
— Наблюдательный совет;
— Консультативный совет;
— комиссии: по аккредитации, по апелляциям, по обеспече-
нию соответствия, по правилам;
— отраслевые комиссии;
— Координирующий орган;
— территориальные уполномоченные органы;
— Независимые органы по аттестации; экспертные организации.
Деятельность Системы экспертизы направлена на организацион-
ное обеспечение экспертной деятельности с определенными процеду-
рами контроля, учета и информационного обеспечения; оценку пол-
ноты и качества работ, выполненных экспертными организациями.
В Системе экспертизы обеспечивается содействие заказчикам
в компетентном выборе экспертных организаций; построение стру-
ктуры и документов, обеспечивающее требуемую универсальность
и гибкость, учитывающее вновь возникающие аспекты экспертных
работ при едином системном подходе. К работе привлекается круг
специалистов различных отраслей экономики и управления произ-
водством. Кроме того, проводится обеспечение объективности
и точности результатов экспертизы промышленной безопасности;
развитие и улучшение нормативно-методического обеспечения
в области экспертизы промышленной безопасности; контроль
и надзор за соблюдением экспертными организациями требований,
предъявляемых к экспертной деятельности. Система экспертизы
способствует увеличению числа аккредитованных организаций,
отвечающих современным требованиям, и обеспечивает расшире-
ние области аккредитации экспертных организаций для разверты-
вания работ по сертификации технических устройств, применяе-
мых на опасных производственных объектах, повышение требова-
ний к компетентности экспертных организаций, специализации
и квалификации экспертов.
Структура Системы экспертизы позволяет расширять ее дея-
тельность, создавая в своих рамках и по своим правилам новые
подсистемы, в то же время сохраняя возможность оперативно оце-
нивать состояние безопасности вне зависимости от отраслевых осо-
бенностей, видов, величины и' характера технических объектов
и на основе учета квалификации и специализации исполнителей
экспертных работ.
Экспертизу промышленной безопасности проводят организа-
ции, имеющие лицензии Госгортехнадзора России. Контроль за со-
блюдением экспертными организациями лицензионных требований
и условий осуществляется органами Госгортехнадзора России.
Принципиальная схема организации экспертизы промышленной
безопасности представлена на рис. 5.2.
Наблюдательный совет формируется из представителей Гос-
гортехнадзора России, его территориальных органов, подведом-
ственных ему организаций и контролирует деятельность Системы
экспертизы, формирует нормативную базу, регламентирующую
проведение экспертизы промышленной безопасности и аккредита-
ции экспертных организаций; утверждает состав комиссий и сове-
тов Системы экспертизы, вырабатывает и реализует единую поли-
тику при проведении работ по аккредитации, сотрудничает с отече-
Госгортехнадзор России
Рис. 5.2. Принципиальная схема организации Системы экспертизы промыш-
ленной безопасности
ственными и зарубежными органами и организациями в области
экспертизы промышленной безопасности и аккредитации, прини-
мает решения о расширении области деятельности Системы экс-
пертизы .
Основные задачи Консультативного совета: выработка предло-
жений по совершенствованию работ в области экспертизы про-
мышленной безопасности, разработка путей практического функ-
ционирования Системы экспертизы промышленной безопасности
и перспектив ее развития, обеспечение общественной функции кон-
троля всех заинтересованных сторон за деятельностью Системы
экспертизы. Консультативный совет состоит из представителей
организаций, заинтересованных в деятельности Системы экспер-
тизы, и имеет совещательную функцию. Состав Консультативного
совета утверждается Наблюдательным советом. Наблюдательным
советом создаются отраслевые комиссии, которые решают специ-
фические, профессиональные задачи в областях, соответствующих
их компетенции.
Координирующий орган объединяет деятельность отраслевых
комиссий, а также анализирует и обобщает информацию о деятель-
ности экспертных организаций, состояние нормативно-методичес-
кой базы Системы экспертизы. Функции Координирующего органа
выполняет НТЦ “Промышленная безопасность”.
Декларирование промышленной безопасности. Федеральный
закон “О промышленной безопасности опасных промышленных
объектов" ввел на законодательном уровне процедуру деклариро-
вания промышленной безопасности опасных производственных
объектов. Основные элементы правового регулирования по декла-
рированию промышленной безопасности отражены в следующих
международных документах: Кодекс МОТ по предотвращению
промышленных аварий; Конвенция МОТ № 174 “О предотвраще-
нии крупных промышленных аварий"; Конвенция ООН “О транс-
граничном воздействии промышленных аварий”; Директивы
№ 82/501/ЕЭС и 96/82/ЕЭС (директивы “Севезо”) и др.
Разработка декларации промышленной безопасности включает:
— всестороннюю оценку риска аварий;
— анализ достаточности принятых мер по предупреждению
аварий;
— обеспечение готовности организации к эксплуатации опас-
ного производственного объекта в соответствии с требованиями
промышленной безопасности;
— локализацию и ликвидацию последствий аварии на опасном
производственном объекте;
— разработку мероприятий, направленных на снижение масш-
таба последствий аварии и размера ущерба, нанесенного в случае
аварии на опасном производственном объекте.
Декларирование безопасности осуществляется с целью регули-
рования безопасности промышленных производств (объектов),
а также повышения безопасности населения, персонала, народно-
хозяйственных объектов и окружающей среды путем снижения
риска промышленных аварий, сопровождаемых взрывами, пожара-
ми и выбросами опасных веществ. Декларация является докумен-
том, содержащим техническую и организационную информацию,
анализ опасностей объекта, обоснование мер обеспечения его безо-
пасности и предупреждения негативного воздействия аварий на
людей, объекты и окружающую среду. Этот документ практически
разрабатывается в составе проектной документации на строитель-
ство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение,
консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта.
В случае изменения лицензий на эксплуатацию опасного производ-
ственного объекта, появления новых сведений, содержащихся в
технической документации объекта, или в случае изменения требо-
ваний промышленной безопасности декларация промышленной бе-
зопасности уточняется или разрабатывается вновь.
Постановлением Правительства России утверждено “Положе-
ние о декларации безопасности промышленного объекта Россий-
ской Федерации", в котором определена необходимость разра-
ботки деклараций безопасности и общие положения, касающиеся
порядка разработки и состава информации, которая должна быть
представлена в декларации безопасности промышленного объекта.
Постановлением Правительства России утверждены “Правила пре-
доставления декларации промышленной безопасности производ-
ственных объектов”.
Госгортехнадзором РФ разработаны нормативные документы,
регламентирующие декларирование промышленной безопасности,
в которых учтены принципы идентификации опасных производ-
ственных объектов. Согласно данным принципам, производства по
переработке углеводородных систем являются опасными производ-
ственными объектами. В связи с этим анализ риска для таких
крупных объектов должен проводиться по всем установкам и уча-
сткам предприятия как его составляющим. Обобщенная оценка
уровня безопасности с указанием опасных составляющих деклари-
руемого объекта и наиболее значимых факторов, влияющих на по-
казатели риска, должна быть четко представлена в декларации.
Так, при анализе опасностей и рисков необходимо указать:
сведения об известных авариях, определение источников опас-
ностей, анализ условий возникновения и развития аварийных
ситуаций, оценку возможных последствий аварии. При анализе
опасностей следует учитывать риск (вероятность и тяжесть послед-
ствий) рассматриваемых аварий с точки зрения воздействия на
людей, объекты и окружающую среду.
Сведения об известных авариях включают:
— данные об авариях и неполадках, имевших место на декла-
рируемом объекте;
— данные об авариях, имевших место на других аналогичных
объектах или авариях, связанных с имеющимся на декларируемом
объекте опасным веществом.
При определении источников опасностей необходимо:
— выяснить соответствие условий эксплуатации объекта дей-
ствующим нормам безопасности;
— выделить опасные подсистемы (блоки) технологической си-
стемы объекта;
— определить количество обращающихся в блоках и объекте
опасных веществ.
При анализе условий возникновения и развития аварийных
ситуаций необходимо:
— выявить возможные причины возникновения и развития
аварийных ситуаций с учетом неполадок оборудования, человече-
ских ошибок и внешних воздействий природного и техногенного
характера;
— определить сценарии возможных крупных аварий на объекте;
— оценить количество опасных веществ;
— обосновать применяемые методы расчета и физико-матема-
тические модели истечения, распространения и аварийного воздей-
ствия опасных веществ.
При оценке возможных последствий аварии необходимо:
— определить вероятные зоны поражения (разрушения) с учетом
основных поражающих факторов при различных сценариях аварии;
— оценить возможное число пострадавших среди персонала
предприятия и населения при аварии;
— привести вероятностные оценки последствий аварии при
различных сценариях аварии (качественные или количественные).
Разработка и экспертиза декларации безопасности являются
специфической деятельностью, для выполнения которой необходи-
мы как научные знания в области физико-химических процессов
возникновения и развития аварийных ситуаций, умение анализи-
ровать опасности и выполнять соответствующие расчеты, так
и знание технологических процессов, особенностей опасных произ-
водственных объектов.
Декларация промышленной безопасности проходит экспертизу
промышленной безопасности в установленном порядке. Деклара-
цию промышленной безопасности представляют органам государ-
ственной власти, органам местного самоуправления, общественным
объединениям и гражданам в порядке, который установлен
Правительством Российской Федерации. В соответствии со стать-
ями 6, 13 Федерального закона и постановлением Правительства
Российской Федерации от 17.07.98 № 779 и Постановлением
Госгортехнадзора от 07.09.99 № 65 об утверждении “Правил
экспертизы декларации промышленной безопасности”, экспертизу
декларации промышленной безопасности осуществляют организа-
ции, имеющие лицензию, выданную Госгортехнадзором или его
территориальными органами.
Экспертиза осуществляется в целях установления:
— полноты и достоверности представленной в декларации про-
мышленной безопасности информации;
— соответствия представленной информации установленным
требованиям (правил и норм) по безопасному ведению работ;
— степени выявления опасностей и рисков на декларируемом
объекте;
— достаточности принятых на объекте мер по обеспечению
промышленной безопасности.
Декларация безопасности утверждается руководителем пред-
приятия. Лицо, утвердившее декларацию, несет полную юридичес-
кую ответственность за полноту и достоверность представленной в
ней информации.
Страхование ответственности за причинение вреда при эксплуата-
ции опасного производственного объекта. Организация, эксплуатиру-
ющая опасный производственный объект, обязана страховать
ответственность за причинение вреда жизни, здоровью или имуще-
ству других лиц и окружающей природной среде в случае аварии
на опасном производственном объекте (ст. 15 Федерального закона).
Для реализации Федерального закона Минфином России
утверждены по согласованию с Госгортехнадзором и МЧС России
“Методические рекомендации по внедрению обязательного страхо-
вания ответственности за причинение вреда при эксплуатации
опасных производственных объектов”. Кроме того, установлены
“Правила страхования (стандартные) гражданской ответственнос-
ти организаций, эксплуатирующих опасные производственные
объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу
других лиц и окружающей природной среде’’, утвержденные Все-
российским союзом страховщиков.
Согласно Закону РФ “Об организации страхового дела в Рос-
сийской Федерации”, Министерством финансов РФ осуществляет-
ся выдача лицензий страховым организациям на данный вид стра-
хования. “Правила страхования гражданской ответственности
организаций, эксплуатирующих опасные производственные объек-
ты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих
лиц и окружающей природной среде в результате аварии на опас-
ном производственном объекте”, утверждаются страховой органи-
зацией. Органы Госгортехнадзора при выдаче лицензии на эксплу-
атацию опасных производственных объектов должны проверять
наличие договора страхования.
Установленные Федеральным законом “О промышленной
безопасности опасных производственных объектов” правовые нор-
мы промышленной безопасности требуют для их реализации в со-
временных условиях новых экономических методов с использова-
нием страховых механизмов. Практикой доказано, что риск аварий
невозможно сделать нулевым и количественная оценка риска явля-
ется той основной характеристикой, по которой оценивается дея-
тельность опасных производств. С экономической точки зрения
риском является ожидаемый уровень потерь вследствие возмож-
ных промышленных аварийных ситуаций. Эти потери являются
внеплановыми и не учитываются в бюджете, так как невозможно
определить время и последствия аварий. Потери, которые несут
предприятия при авариях, — это стоимость вышедших из строя ос-
новных производственных фондов и потеря оборотных средств
(компенсации пострадавшему населению, экологические штрафы
за аварийные выбросы), а также потери от приостановки произ-
водства. Таким образом, внеплановые потери прямо отражают все
аспекты промышленных рисков, и защиту прибыльности и финан-
сового состояния производства от взрывов, пожаров и загрязнения
окружающей среды нельзя осуществить полностью традиционны-
ми инженерными методами, так как технический риск полностью
исключить невозможно. Однако финансовые инструменты, одним
из которых является страхование, позволяет снизить финансовый
риск, приводя неплановые расходы на покрытие убытков от ава-
рий в разряд плановых страховых платежей. Но в данном случае
необходима интеграция технических и финансовых инструментов
в единую систему страховой защиты. Эффективность системы
страхования определяется качеством подготовки исходных данных
на источники опасностей, совершенством оценки и анализа риска,
управлением промышленным риском предприятия.
Страховой тариф невозможно правильно установить, не опре-
делив для страхуемых объектов структуру и уровень внеплановых
потерь, а также необходимо знать экономическую эффективность
предпринимаемых мер по снижению промышленных рисков. Про-
граммы по снижению рисков должны предусматривать: уровень
внеплановых потерь, который можно достигнуть (снижение степе-
ни риска), восполнение внеплановых потерь за счет страховой
защиты (повышение эффективности страхования) и создание сис-
темы управления (контроля) рисками.
Решением проблемы внеплановости потерь является полный
перевод непланируемых расходов по покрытию убытков от аварий
в плановые страховые платежи. В этом случае на плановые показа-
тели предприятия или холдинга аварийные ситуации не повлияют,
так как страховщик обеспечит полное восстановление предприятия
до предаварийного состояния. Механизм управления предприяти-
ем с внедрением системы страхования позволяет управлять
не только производственными процессами, но и промышленными
рисками. Но для этого необходимо наличие четкой системы всесто-
роннего контроля над рисками и соответствия параметров страхо-
вой защиты требованиям страхового рынка.
Одним из эффективных средств снижения внеплановых по-
терь вследствие возникновения аварийных ситуаций является ком-
пьютерная система паспортизации предприятий в рамках страхо-
вой деятельности. Паспортизация — это сбор и накопление факти-
ческих данных по предприятию с целью создания формального,
согласованного со страховой компанией и предприятием описания
того, что есть “доаварийное состояние предприятия”. Собираемые
сведения составляют базу данных, называемую “электронным пас-
портом предприятия” или “компьютерной системой паспортизации
технологического оборудования и трубопроводов”. Решение про-
блемы паспортизации предприятий возможно только с примене-
нием ЭВМ и прикладного программного обеспечения. Программ-
ное обеспечение должно включать в себя базу данных по всему
оборудованию предприятия, куда входят электронные паспорта
каждой единицы технологического оборудования и математиче-
ский аппарат, с помощью которого эта информация обрабатыва-
ется (расчет скорости коррозии, расчеты по безопасности, пере-
оценка имущества и др.). Эти данные должны быть достаточными
для точного описания доаварийного состояния предприятия, ин-
вентаризации потерь при авариях, оценки риска, выявления основ-
Рис. 5.3. Менеджмент риска
ных составляющих риска и урегулирования процесса страхования.
Комплексный подход к решению проблем снижения внеплано-
вых потерь (инженерный и экономический) составляет систему ме-
неджмента, обеспечивающего управление рисками производствен-
ных процессов посредством финансовых рычагов. Инженерно-тех-
нический и экономический подходы к снижению внеплановых по-
терь от аварийных ситуаций составляют систему менеджмента
(всесторонний контроль рисков), обеспечивающего управление
рисками посредством финансово-экономических механизмов на ос-
нове страховой защиты.
В качестве примера на рис. 5.3. приведена структурная схема
менеджмента риска (разработка нефтяной компании ОАО “ЛУ-
КОЙЛ”) с учетом страховой защиты.
Система подготовки и аттестации по промышленной безопасности
работников опасных производственных объектов. Вероятность возник-
новения аварийных ситуаций на опасных предприятиях в значи-
тельной степени определяется ошибками обслуживающего персо-
нала. Как отмечалось в части 2, особую опасность представляют
ошибки персонала при следующих работах:
— пуске и останове оборудования;
— ведении профилактических и ремонтных работ;
— освобождении и заполнении оборудования опасными веще-
ствами, когда неправильные и несвоевременные действия персона-
ла могут привести к разгерметизации системы и выбросу большого
объема взрывопожароопасных веществ.
Так, только за последние два года, например на предприятиях
нефтепереработки, зарегистрировано более 200 некатегорийных
аварий и крупных производственных неполадок, многие из них
могли привести к аварийным остановам установок и перерасти
в крупные аварии с тяжелыми последствиями. Около 60% произ-
водственных инцидентов происходят по вине обслуживающего
персонала из-за неправильных или несвоевременных действий как
при ведении технологического процесса в штатном режиме, так и
при возникновении аварийной ситуации. Неправильные действия
персонала в основном связаны с низким уровнем знаний безопасных
методов работы и недостаточной подготовленностью к принятию
правильных решений по предотвращению нештатной производствен-
ной ситуации или снижению ее масштабов. Вследствие этого подго-
товка персонала по промышленной безопасности становится одним
из основных направлений деятельности предприятий и учебных заве-
дений.
Выполнение требований промышленной безопасности, уста-
новленных федеральным законом “О промышленной безопасности
опасных производственных объектов”, в значительной мере опре-
деляется уровнем подготовки работников предприятий, эксплуати-
рующих опасные производственные объекты. Это потребовало пе-
ресмотра требований к обучению и проверке знаний работников
опасных производственных объектов, установленных ранее. Гос-
гортехнадзором утверждено “Положение о порядке подготовки
и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные
производственные объекты”, которое имеет ряд принципиальных
отличий от ранее принятого. Созданы центральные аттестацион-
ные комиссии, в т. ч. по надзору в химической, нефтехимической
и нефтеперерабатывающей промышленности.
Внедрение новых подходов к подготовке и аттестации обусло-
вило создание Системы подготовки и аттестации по промышленной
безопасности руководителей и специалистов организаций, эксплуа-
тирующих опасные производственные объекты.
Цель создания Системы подготовки по промышленной
безопасности — обеспечить высокий уровень услуг в области
подготовки и аттестации. Функционирование системы реализуется
в рамках действующей в Госгортехнадзоре России Системы экс-
пертизы промышленной безопасности с использованием сложив-
шейся в ней системы проверки качества.
Основные задачи Системы подготовки по промышленной
безопасности:
— повышение уровня знаний руководителей и специалистов
по промышленной безопасности;
— определение требований к знаниям руководителей и специа-
листов по промышленной безопасности;
— методическое обеспечение подготовки руководителей и спе-
циалистов по промышленной безопасности;
— разработка и распространение программ подготовки работ-
ников организаций по промышленной безопасности;
— подготовка руководителей и специалистов по промышлен-
ной безопасности;
— проверка, оценка образовательных и прочих организаций
по промышленной безопасности и охране труда и проведение
аккредитации этих организаций;
— проведение аттестации работников в аттестационных комис-
сиях Госгортехнадзора России на базе аккредитованных организаций.
При разработке учебных и тренинговых программ необходимо
использовать подход, заложенный в анализе опасностей нештат-
ных ситуаций и риска по конкретным установкам, которые рас-
сматриваются в декларации безопасности опасных объектов, осно-
вывающийся на применении метода анализа сценариев развития
аварийных ситуаций по “дереву событий”.
Важным фактором предотвращения аварийных ситуаций явля-
ется подготовка персонала на компьютерных тренажерных комп-
лексах (КТК). Технические стороны КТК подробно обсуждались
в части 2.7 данной книги. Напомним, что с применением КТК ре-
шаются следующие задачи:
— имитация технологических процессов конкретных устано-
вок и создание виртуальной реальности различных производствен-
ных ситуаций;
— обучение персонала профессиональному ведению техноло-
гических процессов в нормальном и аварийном режиме;
— обучение принятию безопасных решений при возникнове-
нии аварийных ситуаций.
Компьютерным тренажерным комплексам посвящено значи-
тельное число работ, в том числе мировому опыту их внедрения
на таких опасных предприятиях, как предприятия нефтеперера-
ботки и нефтехимии. Условия российских предприятий определя-
ют специфический подход к организации разработки и внедрения,
обучению субъектов тренинга и сопровождению тренажерных ком-
плексов. Тренажерные комплексы эффективны, так как доля мате-
риальных потерь из-за ошибок оператора в общих потерях
от крупнейших аварий составляет в среднем 22%. Снижение ава-
рийности за счет использования тренажеров благоприятно влияет
на проблемы страхования, уменьшая выплаты компенсаций по вы-
нужденному простою работников и вынуждая страховщиков
снижать размер страховой премии, если на предприятии активно
используется компьютерный тренинг. Однако анализа взаимозаме-
нямости страховки и тренажеров до сих пор не проводилось.
Не говоря уже, что по некоторым направлениям (таким, как неф-
тепроводы) страховой нефтяной бизнес за последние годы убыто-
чен, несомненным является то, что общего страхового фонда для
восстановления убытков предприятий отрасли не хватает. По дан-
ным, общий страховой фонд составил -0,9 млрд. долл. В то же
время только четыре крупнейшие аварии стоили 800 млн. долл.
Помимо прямого воздействия на сокращение аварийности
за счет обучения операторов присутствие тренажеров способствует
снижению страховой премии, выплачиваемой предприятием стра-
ховым компаниям. Таким образом, оценка потенциальной полезно-
сти компьютерных тренажеров для обучения операторов нефтепе-
реработки показала, что компьютерный тренинг окупается только
за счет экономии от снижения аварийности.
С методической и организационной точек зрения внедрение
КТК со специализированными моделями на реальных установках
существенно отличается от внедрения тренажеров в учебных клас-
сах. Успех проекта рассматривается как успех подразделения
и формирует взгляд на него такой же важный, как качество про-
дукции и количество аварийных ситуаций. Необходимость компь-
ютерного тренинга операторов в нефтепереработке и нефтехимии
очевидна. В последние годы, несмотря на трудности технического
и экономического характера на отечественных предприятиях появ-
ляются современные тренажерные системы.
Правильное обучение персонала действиям при возникновении
аварийных ситуаций приведет к снижению риска от эксплуатации опас-
ных объектов и повысит экономическую эффективность предприятия.
В Приложении 4 приведены основные нормативно-правовые до-
кументы по охране окружающей среды, экологической и промышлен-
ной безопасности, изданные за последние годы.
Вопросы:
• Какие принципы государственного управления системой про-
мышленной безопасности вам известны?
• Назовите составляющие компоненты промышленной безопас-
ности.
• Назовите основные функции и задачи Госгортехнадзора
на НПЗ.
• Перечислите основные задачи в системе подготовки специа-
листов по промышленной безопасности.
• Перечислите основные требования федерального закона
“О промышленной безопасности опасных производственных
объектов” от 21.07.1997 г. № 116 ФЗ, которые направлены на пре-
дупреждение аварий на опасных производственных объектах
и обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих опасные
производственные объекты, к локализации и ликвидации послед-
ствий аварийных ситуаций.
• Какие объекты принадлежат обязательной экспертизе про-
мышленной безопасности?
• Какие цели и требования предъявляются к организации про-
мышленной экспертизы?
• Какие обязательные аспекты промышленной безопасности
содержит декларация промышленной безопасности?
• Какие органы разрабатывают декларацию промышленной бе-
зопасности?
• Назовите содержание декларации промышленной безопас-
ности.
• Укажите порядок страхования предприятий на случай аварий.
• Что содержит паспорт состояния промышленной безопас-
ности предприятий?
• В каких видах работ на предприятиях нефтепереработки
и нефтехимии чаще всего допускаются ошибки и нарушения техни-
ки безопасности?
• Каковы основные причины ошибок технического персонала
предприятий?
• Какие особенности и структуру имеют тренинговые системы
промышленной безопасности?
• Какие цели и задачи у КТК на НПЗ?
• Назовите основные назначения цели компьютерных трена-
жерных комплексов в России и за рубежом (используя данные
главы 2).
5.4. Управление качеством окружающей среды,
промышленной и ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТЬЮ ПРОЦЕССОВ
ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Современные российские предприятия по переработке углево-
дородных систем имеют серьезные проблемы, из которых наиболее
важны следующие:
— технологии и оборудование, износ которого составляет
до 80%, не обеспечивают качественную переработку нефти и безопас-
ность предприятий;
— несовершенство поточных проектных схем заводов;
— как уже отмечалось ранее, заводы, имеющие углеводород-
ное сырье в обороте технологических установок и резервуарных
парков, эквивалентное по энергосодержанию 2,0-5,0 Мт тринитро-
толуола, имеют недостаточно эффективные средства защиты
по предотвращению и развитию возможных аварий и несовершен-
ные системы управления.
Несовершенство систем управления проявляется в том, что
часть решений по управлению предприятием зависит от реакции
людей, занятых в производстве, и принимается субъективно.
Кроме того, структурные схемы управления заводами устарели
и не отвечают современным требованиям управления с учетом но-
вой роли предприятия в нефтяных компаниях и решения задач по
управлению промышленной безопасностью. Наряду с перечислен-
ными выше имеются недостатки в кадровом составе, так как отсут-
ствует научно обоснованная система набора, подготовки, повыше-
ния квалификации, расстановки кадров, предназначенных для
опасных производств.
Следствием указанных выше причин являются аварии на
объектах. Использование методологии комплексного подхода к ре-
шению проблем безопасности переработки углеводородных систем
позволяет наметить одну из экономически эффективных и экологи-
чески обоснованных стратегий развития производства, например:
— внедрение безотходных энергосберегающих технологий;
— повышение КПД технологических процессов преобразова-
ния энергии;
— установление жестких норм расходования энергии с практи-
ческим самопроизводством ее для нужд предприятия;
— создание контура управления предприятием, технологиче-
скими процессами, промышленной безопасностью, взрывопожаро-
защитой во взаимосвязи с интегрированной информационно-управ-
ляющей системой завода;
— разработку пакета программ для набора и обучения кадров
с использованием компьютерных тренажеров.
Кроме того, важную роль приобретает применение в поточных
схемах эффективных технологических процессов:
— гидрокрекинга нефтяных остатков;
— висбрекинга гудрона, где дистиллятные фракции вовлека-
ются в производство светлых нефтепродуктов, а из остатка произ-
водится котельное топливо;
— термодеасфальтизация-деметаллизация тяжелых нефтяных
остатков, которая объединяет процессы термической деструкции
и удаления асфальтенов в единый процесс;
— рациональной переработки гудрона и производства новых
композиционных материалов на основе битума;
— газификации нефтяных остатков, кокса, асфальта деас-
фальтизации (процессы газификации нефтяных остатков ориенти-
рованы как на получение водорода для нужд предприятия, так
и на производство синтез-газа и дальнейшую его переработку
в аммиак, метанол, синтетические нефтяные топлива и др.);
— производства полимеров и изделий из полимеров.
Решение вопросов “жесткого" контроля за надежностью эксплу-
атации опасных производств является первостепенной задачей го-
сударства.
В условиях реформирования промышленности и экономики,
расхождения финансовых интересов нефтяных компаний и пред-
приятий, входящих в их состав, у заводов не хватает средств
на выполнение в полном объеме работ, которые должны обеспе-
чить современный уровень безопасной эксплуатации объектов.
Повысить уровень безопасной эксплуатации производств по
переработке углеводородных систем на данном этапе можно за счет
внедрения моделей оптимизации работы и управления производ-
ством, а также технологического оборудования. В новых условиях
эксплуатации опасных объектов имеющаяся система охраны труда
и техники безопасности не обеспечивает требуемый уровень про-
мышленной безопасности. Поэтому внедряется государственная
стратегия управления промышленной безопасностью опасных про-
изводств, для реализации которой нарабатываются правовая
и законодательная базы, используются новые информационные
технологии. В настоящее время государство расходует деньги на
надзор за безопасностью частной и смешанной форм собственнос-
ти, т. е. выполняет работу за собственника. Согласно законода-
тельному кодексу, сохранность собственности, обеспечение ее безо-
пасной работы — это обязанность собственника перед государ-
ством. Государство, отстаивая интересы своей безопасности, через
контролирующие органы должно заставлять частника и лицо, ко-
торое руководит собственностью, внедрять на производстве систе-
му управления промышленной безопасностью, которая обеспечит
безаварийную работу опасных производственных объектов. Поэто-
му необходимо создать механизм передачи контрольной деятельно-
сти от органов Госгортехнадзора малых объектов в некоторые от-
расли — отраслевым или межотраслевым центрам или аккредито-
ванным организациям.
Система управления промышленной безопасностью разрабо-
тана на базе правового обеспечения (Конституции РФ, федераль-
ного закона “О промышленной безопасности опасных производ-
ственных объектов”, концепций системы управления промышленной
безопасностью и других нормативных документов).
Руководители предприятия, работники служб, цехов, устано-
вок в своей повседневной деятельности руководствуются законом
“О промышленной безопасности опасных производственных
объектов” и иными актами, постановлениями, а также приказами
по заводу. Основными принципами системы управления промыш-
ленной безопасностью являются следующие:
— управление промышленной безопасностью рассматривается
как высший приоритет предприятия;
— оценка характеристик безопасности и их соответствия
политике, целям и задачам организации в области промышленной
безопасности и охраны труда;
— планирование соответствующих и достаточных ресурсов для
достижения необходимого уровня промышленной безопасности
предприятия;
— оценка процессов, состояния оборудования, систем защиты,
необходимых для достижения требуемого уровня промышленной
безопасности;
— требования к набору и обучению обслуживающего персо-
нала;
— разработка соглашений по ответственности персонала
за промышленную безопасность;
— обеспечение управления рисками и чрезвычайными ситуа-
циями, системой охраны предприятия;
— мониторинг за выбросами опасных веществ на объектах;
— установление и поддержание связей с внутренними и вне-
шними заинтересованными сторонами (вышестоящие организации,
поставщики, подрядчики, общественность и т. д.) в области про-
мышленной безопасности.
Среди части руководителей и предпринимателей существует
мнение, что система эколого-промышленной безопасности эконо-
мически неэффективна, но это не так. Внедрение современной сис-
темы безопасности дает предприятию определенные преимущества
в условиях рыночной экономики. Потенциальные выгоды предпри-
ятия, связанные с эффективной работой в данном случае, заключа-
ются в следующем: доверие покупателя/заказчика, поддержание
хороших отношений с населением, общественностью, удовлетворе-
ние критериям инвесторов, улучшение доступа к инвестициям,
получение страхового свидетельства оправданной стоимости, под-
держание хорошего имиджа предприятия и, как следствие, рыноч-
ной стоимости акций, снижение аварийности (что свидетельствует
об ответственности персонала предприятия), упрощение получения
разрешений и полномочий, поощрение разработок и участие в при-
нятии решений по безопасности объектов, улучшение взаимоотно-
шений между представителями промышленности и руководящими
органами.
Систему управления эколого-промышленной безопасностью
можно представить в виде следующей структурной схемы,
на рис. 5.4.
Политика по управлению эколого-промышленной безопас-
ностью опасных производственных объектов формируется с учетом
Рис. 5.4. Система управления эколого-промышленной безопасностью
на предприятии
оценки техногенной нагрузки на окружающую среду (при
нормальной эксплуатации и возможных авариях) и достигнутого
уровня производительных сил и производственных отношений.
Ниже приведена принципиальная схема формирования поли-
тики управления эколого-промышленной безопасностью опасного
объекта, состоящая из последовательно взаимосвязанных основ-
ных разделов:
— анализа промышленной опасности предприятия;
— оценки риска технологических процессов;
— страхования объекта;
— обоснования составляющих компонентов промышленной
безопасности;
— выявления нарушений промышленной безопасности;
— разработки методов снижения опасности объекта;
— совершенствования технологических процессов, реконструк-
ции, замены оборудования, ликвидации опасных узлов, объектов;
— оптимизации энергоемкости выпускаемой продукции;
1 — набора и обучения кадров;
! — создания системы ответственности и поощрения работников;
; — обеспечения контрольной и нормативной базы;
— повышения уровня промышленной безопасности;
— автоматизированной системы управления производством
в целом, включая автоматизированную систему управления техно-
логическими процессами.
— системы управления промышленной безопасностью;
Подразделения завода должны обеспечить мониторинг за со-
стоянием опасности объектов, который складывается из системы
информационного контроля за эколого-промышленной безопасно-
стью (табл. 5.1). Система информационного мониторинга безопас-
ности завода представлена на рис. 5.5.
Внедрение и функционирование системы по управлению эко-
лого-промышленной безопасностью основываются на политике
предприятия по обеспечению безопасности и детальном планирова-
нии внедряемых мероприятий. Для эффективного внедрения ме-
роприятий должны создаваться возможности и механизмы поддер-
жки, необходимые для достижения поставленных целей и задач
политики по управлению эколого-промышленной безопасностью.
Устойчивость системы управления обеспечивается соответствую-
щими ресурсами: кадровыми и финансовыми (при необходимости
завод кооперируется с другими организациями).
Для эффективного управления элементы системы по управле-
нию эколого-промышленной безопасностью построены таким обра-
Таблица 5.1
Система производственного контроля
за соблюдением требований эколого-иромышлеиной безопасности
внутри предприятия
Информация о факторах, определяющих промышленную безопасность (по функциям главного технолога)
Состояние технологической дисциплины на производстве Ведение технологической документации Готовность к действиям по локализации и ликвидации аварий Качество выполнения техно- логическим персоналом возложенных на него функ- ций по эколого-промышлен- ной безопасности
Ежемесяч- Справка о Ежеквар- Ежемесяч- Справка Ежеквар- Ежекварталь- Учет наличия и анализ:
нын отчет о наличии тальная ный отчет о о наличии тальиый ный отчет о — причин инцидентов, по-
соблюдении предписа- справка о хо- выполнении предписа- отчет о выполнении влекших за собой отклоне-
режима иий по де выполне- графика ннй по выполнении графика ния режимов технологи-
технологи- отклонени- ния планов, контроля технологи- графика разработки ческих процессов;
ческих ям режимов мероприя- технологи- ческой пересмотра и пересмотра — инцидентов, причинами
процессов технологи- тий, направ- ческой доку- регламентов планов ликви- которых явились ошибки
(по отчетам ческих ленных на документа- ментации и выполне- дации аварий- персонала при выполне-
технологи- процессов выполнение ции нии предпи- ных ситуаций нии технологических one-
ческих предписаний саний по (ПЛАС) раций
цехов и и устранение технологи- Справка о
актам отклонений ческой наличии
проверок режимов документа- предписаний
техническо- го отдела) технологи- ческих ции по оператив- ной части
процессов ПЛАС
зом, что совмещаются с существующими АСУП, АСУТП и включа-
ют элементы управления, в т. ч. политику по охране окружающей
среды и промышленной безопасности предприятия, размещение
ресурсов, операционный функциональный контроль и документа-
цию, информацию и обеспечивающие системы, обучение, разработ-
ки, структуру предприятия и распределение полномочий, систему
стимулирования и отчетности. Автоматизированная система мони-
торинга опасности производства во взаимосвязи с интегрированной
информационно-управляющей системой (ИИУС) позволяет опера-
тивно и своевременно реагировать на любые отклонения в системе
управления эколого-промышленной безопасностью. Например,
предложена 4-звеньевая система управления промышленной безо-
пасностью: Совет директоров акционерного общества, Генераль-
ный директор, главные специалисты, заместители директора пред-
приятия, начальники цехов, ИТР, рабочие и ИТР установки. Оп-
ределена ответственность персонала за эффективное внедрение ме-
роприятий по промышленной безопасности и охране труда
и обеспечению требуемых характеристик по безопасности (соблю-
дение технологических регламентов, инструкций и т. д.). Органи-
зационная схема управления качеством окружающей среды, эколо-
го-промышленной безопасностью и охраной труда представлена на
рис. 5.6. Работники на всех уровнях имеют полномочия в рамках
их ответственности за поддержание требуемых характеристик по
эколого-промышленной безопасности (система материального сти-
мулирования за соблюдением норм и правил по эколого-промыш-
ленной безопасности).
Важным фактором обеспечения внедрения и функционирова-
ния системы по управлению эколого-промышленной безопасно-
стью являются, как уже отмечалось ранее, обучение, умение и зна-
ния персонала предприятия. Работники предприятия должны по-
лучать знания о воздействиях, которые оказывает их деятельность
на промышленную безопасность или о том вреде, который они мо-
гут нанести при неправильном выполнении работ. Предприятие
должно быть уверено, что подрядчики, работающие вместе с ними,
обладают достаточными знаниями и умением, чтобы выполнить ра-
боты “безопасным” способом. Повышение уровня безопасности
предприятия является одной из важнейших целей политики заво-
да. Для реализации этой цели на предприятии должна принимать-
ся концепция непрерывного совершенствования системы управле-
ния промышленной безопасностью и охраной окружающей среды.
Это достигается постоянным анализом состояния характеристик
системы для оценки возможностей ее совершенствования. Анализ
Мероприятия по улучшению эколого-про-
мышленной безопасности производств
Рис. 5.6. Организационная схема управления охраной окружающей среды
и эколого-промышленной безопасностью
состояния эколого-промышленной безопасности охватывает все ас-
пекты деятельности завода. На основе анализа состояния системы
разрабатываются мероприятия по улучшению, которые включают
следующие аспекты:
— идентификацию областей возможных усовершенствований,
которые ведут к улучшению характеристик безопасности;
— определение основных причин несоответствий и отклоне-
ний; разработку и внедрение плана корректирующих и превентив-
ных мероприятий, документирование необходимых изменений
в процедурах, являющихся результатом проводимых усовершен-
ствований;
— проведение сравнения состояния системы с поставленными
целями и задачами.
Совершенствование системы ведется как в целях повышения
надежности полученных данных, так и с целью расширения зон
и объектов контроля за промышленной безопасностью. Однако
внедрение системы управления экологической и промышленной
безопасностью носит определенный временной фактор, так как это
связано с материальными и физическими затратами, перестройкой
идеологии и системы управления предприятием.
Нормативно-правовое обеспечение является составной частью
управления эколого-промышленной безопасностью, заключается в
использовании руководителями и другими должностными лицами
норм права, установленных Конституцией РФ, Федеральными за-
конами, постановлениями Правительства РФ, Госгортехнадзора,
Госкомэкологии, региональных органов власти, а также локальны-
ми нормативными документами. Таким образом проводится юриди-
ческое воздействие на объекты управления промышленной и эко-
логической безопасностью, которое способствует повышению уров-
ня безопасности объектов, работников завода и населения региона.
Нормативно-правовое обеспечение включает:
— соблюдение, применение и исполнение правовых норм дей-
ствующего законодательства;
— разработку и принятие (утверждение) локальных правоус-
танавливающих и правоприменительных актов (локальные нормы
права представляют собой форму юридического закрепления прав
предприятия в приказах, инструкциях, стандартах предприятия,
положениях, правилах и т. д.);
— применение предусмотренной действующим законодатель-
ством юридической ответственности и других мер государственно-
го воздействия в соответствии с принципом неотвратимости наказа-
ния за нарушение закона.
Основополагающим законом, определяющим правовые, эконо-
мические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуата-
ции опасных производственных объектов, как уже указывалось ра-
нее, является федеральный закон “О промышленной безопасности
опасных производственных объектов”. Этим законом установлена
обязательность разработки декларации промышленной безопаснос-
ти, лицензирование видов деятельности в области промышленной
безопасности (с предварительным заключением договора страхова-
ния риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации
опасного производственного объекта). К нормативно-правовому
обеспечению деятельности в управлении эколого-промышленной
безопасностью относится также федеральный закон “Об основах
охраны труда в Российской Федерации”, которым установлены
правовые основы регулирования отношений в области охраны тру-
да между работодателями и работниками и который направлен на
создание условий труда, соответствующих требованиям сохране-
ния жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельнос-
ти. Помощь в организации работы службы промышленной безопас-
ности может оказать постановление Министерства труда и соци-
ального развития “Об утверждении рекомендаций по организации
работы службы охраны труда в организации” от 08.02.2000 г.
№ 14. Указанные рекомендации разработаны в соответствии
со ст. 12 Федерального закона “Об основах охраны труда в РФ”
в целях оказания помощи организациям в разработке положения о
службе охраны труда в форме самостоятельного структурного под-
разделения.
Важным нормативно-правовым документом обеспечения про-
мышленной безопасности на нефтехимических и нефтеперерабаты-
вающих производствах являются “Общие правила взрывобезопас-
ности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических
н нефтеперерабатывающих производств ПБ 09-170-97”, утверж-
денные постановлением Госгортехнадзора России. Указанные пра-
вила, имеющие статус технического регламента, устанавливают,
что все виды деятельности, связанные с проектированием, монта-
жом, пуско-наладочными работами, эксплуатацией, разработкой
(пересмотром) технологических регламентов, нормативно-техни-
ческой и технологической документации, экспертизой безопаснос-
ти, проводимой на территории России, могут осуществляться толь-
ко при наличии лицензии Госгортехнадзора России, оформленной
в установленном порядке. Предприятие обязано своевременно, до
начала работ, извещать органы Госгортехнадзора о намеченном но-
вом строительстве, реконструкции или изменении технологической
схемы взрывопожароопасного объекта. В производствах, имеющих
в своем составе технологические блоки I и II категорий взрыво-
опасности, должны быть разработаны меры по предотвращению
постороннего несанкционированного вмешательства в ход техноло-
гических процессов и по противодействию террористическим про-
явлениям.
К нормативно-правовому обеспечению управления эколого-
промышленной безопасностью следует отнести также приказ Мин-
топэнерго РФ “О введении в действие нормативных документов по
охране труда для предприятий и организаций топливно-энергети-
ческого комплекса Российской Федерации”. Данным приказом
введены в действие 14 типовых инструкций по охране труда и по-
жарной безопасности для различных предприятий.
Кроме того, в зависимости от региона, где расположено пред-
приятие, учитываются региональные нормативные акты. Напри-
мер, для Московского НПЗ важно учитывать программы по охра-
не труда, разработанные Правительством Москвы; нормы, направ-
ленные на повышение безопасности и снижение риска возникнове-
ния чрезвычайных ситуаций на взрывоопасных и пожароопасных
объектах, в частности, такие документы, как постановление Пра-
вительства Москвы “О мерах по обеспечению взрывобезопасности
на промышленных объектах г. Москвы”, “Комплексная программа
по охране труда на 1998-2000 годы”, “Общие правила охраны тру-
да для организаций г. Москвы”.
Основными задачами системы управления экологической
и промышленной безопасностью на предприятиях топливно-нефте-
химического профиля являются:
— постоянный производственный контроль за состоянием фак-
торов, определяющих эколого-промышленную безопасность опас-
ного производственного объекта, т. е. техническое состояние аппа-
ратов, оборудования, трубопроводов, средств промышленной
защиты, контроля и автоматики, энергоснабжения и энергопотреб-
ления, систем пожаротушения и канализации;
— оценка работы по ведению постоянного производственного
контроля за эколого-промышленной безопасностью в цехах и под-
разделениях завода;
— проведение особо опасных работ как одной из составляю-
щих производственного контроля за эколого-промышленной безо-
пасностью;
— организация и проведение расследования аварий, производ-
ственных неполадок, нарушений условий ведения технологических
процессов, отказов в работе единичного оборудования;
— обеспечение соответствия применяемых на заводе техноло-
гий, технических устройств, проектно-конструкторских решений
действующим правилам, нормам и положениям охраны труда, тех-
ники безопасности и промышленной санитарии;
— обучение и подготовка обслуживающего и ремонтного пер-
сонала в соответствии с действующими квалификационными требо-
ваниями;
— сбор и анализ достоверной информации о состоянии усло-
вий эколого-промышленной безопасности в цехах и подразделени-
ях, разработка и реализация мероприятий по совершенствованию
системы управления экологической и промышленной безопасностью;
— обеспечение состояния трудовой и производственной дисцип-
лины работников, полнота и качество выполнения возложенных
на них функциональных обязанностей, определяемых действующими
законодательными актами, нормативными документами, правилами
и инструкциями.
За допущенные нарушения правил промышленной безопас-
ности и охраны труда (в зависимости от их значимости (опаснос-
ти), и последствий) к нарушителю (виновному лицу) могут быть
применены:
. — беседа у руководителя цеха, подразделения, предприятия;
— внеочередная проверка знаний;
— снижение размера премии по итогам работы за месяц;
— лишение премии по итогам работы за месяц;
— наложение дисциплинарного взыскания приказом по заводу;
— расторжение трудового договора по инициативе админист-
рации;
— привлечение к материальной ответственности для возмеще-
ния причиненного ущерба;
— привлечение к административной ответственности за нару-
шение правил, норм и инструкций по безопасному ведению работ
в отраслях промышленности по ст. 88 Кодекса об административ-
ных правонарушениях РФ. По указанной статье Кодекса к ответ-
ственности привлекаются должностные лица, допустившие
неоднократное (два или более раз) нарушение правил, норм и ин-
струкций по безопасному ведению работ в отраслях промышленно-
сти и на объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора;
— уголовная ответственность за нарушение правил безопасно-
сти на взрывоопасных объектах по ст. 217 уголовного кодекса
(УК) РФ.
Уголовная ответственность наступает за нарушение правил
безопасности на взрывоопасных объектах, если это могло повлечь
или повлекло смерть человека или иные тяжкие последствия.
Объективная сторона данного преступления характеризуется дей-
ствием (либо бездействием) — нарушением правил безопасности
на взрывоопасных объектах, возможными в результате этого по-
следствиями (в виде смерти человека или иных тяжких послед-
ствий) и причинной связью между нарушением правил и указан-
ными последствиями. К иным тяжким последствиям при привлече-
нии к ответственности по ст. 217 УК РФ следует отнести причине-
ние тяжкого вреда здоровью нескольких людей, а также причи-
нение крупного материального ущерба (например, разрушение
цеха). Субъектом данного преступления являются как должност-
ное лицо, так и другие работники, постоянная или временная дея-
тельность которых связана с данным производством.
Улучшение качества управления промышленной безопас-
ностью достигается на основе неуклонного применения сочетания
централизованных (федеральных законов) и локальных норм пра-
ва, применяемых непосредственно на заводе.
Согласно ст. 244 КЗОТ РФ, государственный надзор и конт-
роль на предприятиях, независимо от форм собственности и подчи-
ненности, осуществляют специально уполномоченные на то госу-
дарственные органы и инспекции. Кроме того, контроль, согласно
п. 2 указанной статьи КЗОТ, осуществляют профессиональные со-
юзы, а также состоящие в их ведении техническая и правовая инс-
пекция труда (согласно положениям об этих инспекциях).
В соответствии со ст. 245 КЗОТ РФ государственный надзор
за безопасным ведением работ в промышленности осуществляется
(наряду с технической инспекцией профессиональных союзов)
Государственным комитетом РФ по надзору за безопасным веде-
нием работ в промышленности и горному надзору и местными
органами. Данный надзор, наряду с другими отраслями, осуществ-
ляется и в нефтеперерабатывающей промышленности, а также
при устройстве и эксплуатации подъемных сооружений, котельных
установок и сосудов, работающих под давлением, трубопроводов
для пара и горячей воды, объектов, связанных с добычей, транс-
портировкой, хранением и использованием газа.
Статья 246 КЗОТ РФ предусматривает Государственный энер-
гетический надзор за проведением мероприятий, обеспечивающих
безопасное обслуживание электрических и теплоиспользующих
установок. В систему органов Государственного энергетического
надзора входят:
— Главное управление Государственного энергетического над-
зора Министерства и энергетики РФ;
Рис. 5.7. Схема нормативно-правового обеспечения управления экологичес-
кой и промышленной безопасностью предприятия на примере Московского
НПЗ
— региональное управление Государственного энергетического
надзора;
— отделение Государственного энергетического надзора.
Надзор за соблюдением предприятиями гигиенических норм
и санитарно-гигиенических правил осуществляется Государствен-
ным комитетом санитарно-эпидемиологического надзора РФ,
а также его территориальными учреждениями.
Обобщенный контроль за соблюдением законодательства
о труде и правил по охране труда осуществляется профессиональны-
ми союзами, а также общественными инспекторами и комиссиями
соответствующего выборного профсоюзного органа предприятия.
Общая схема нормативно-правового обеспечения управления
эколого-промышленной безопасностью на примере “Московского
НПЗ” представлена на рис. 5.7.
Совершенствование системы управления экологической и
промышленной безопасностью является важной государственной
задачей, от решения которой в значительной степени зависит раз-
витие многих опасных отраслей промышленности, экологическое
состояние окружающей среды и защита общества от аварийных си-
туаций опасных производственных объектов.
Вопросы:
• Перечислите последовательность мер по управлению про-
мышленной безопасностью на примере предприятия топливно-неф-
техимического профиля.
• На примере предприятия топливно-нефтехимического про-
филя охарактеризуйте каждый из элементов производственной си-
стемы организации управления экологической и промышленной
безопасностью предприятия.
• Какие меры следует предпринимать для улучшения защиты
от аварийных ситуаций?
• Какие нормативно-правовые акты направлены на повышение
ответственности персонала и руководителей опасных предприя-
тий?
• Какие направления включает юридическо-правовое обеспече-
ние промышленной безопасности?
• Какие выгоды получают предприятия от системы эколого-
промышленной безопасности?
5.5. Перспективы дальнейшего развития
и ПОВЫШЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО УРОВНЯ
В НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
России
Экологические проблемы обострены во всех нефтеперерабаты-
вающих и нефтехимических регионах России. В последнее время
Правительством России приняты основополагающие решения по
стабилизации работы и развитию отрасли. Указом Президента РФ
утверждены “Основные направления энергетической политики
Российской Федерации до 2010 года”. Согласно этому акту, пре-
дусматривается решение задачи увеличения производства высоко-
качественных светлых нефтепродуктов за счет повышения эффек-
тивности переработки нефти. Кроме того, предполагается:
— повышение глубины переработки нефти с 62-63% до 73-
75%, а в перспективе к 2010 году — до 82-85%;
— улучшение качества моторных топлив, масел и других про-
дуктов нефтепереработки и нефтехимии;
— существенное улучшение экологической обстановки на
предприятиях и снижение энергетических и материальных затрат
на переработку нефти.
Было предусмотрено два этапа реализации программы.
До 2000 г. — углубление переработки до 72-75%, что эквивалентно
дополнительной переработке 20-23 млн. т/год нефти и производ-
ству 12-13 млн. т/год нефтепродуктов. Намечалось осуществле-
ние таких мероприятий, как сокращение сбросов в водоемы на
15%, выбросов в атмосферу — на 25-27%; снижение затрат энерго-
ресурсов, включая сырье,— на 25-30%; улучшение качественных
характеристик нефтепродуктов. На втором этапе, рассчитанном до
2010 г., предполагается увеличение глубины переработки нефти до
82-84% и выход на международные стандарты качества практи-
чески по всем видам нефтепродуктов. Согласно программе, наме-
чено строительство 50 новых и реконструкция 20 действующих ус-
тановок, закрытие устаревших производств и развитие
высокоэффективных процессов: каталитического крекинга, гидро-
крекинга, гидроочистки, каталитического риформинга, изомериза-
ции, алкилирования, производства МТБЭ.
Произошли некоторые качественные изменения в балансе пе-
реработки нефти, обусловленные повышением относительной доли
вторичных процессов.
В результате:
— доля высокооктановых сортов бензинов повысилась с 13,2%
до 36-40%;
— относительный объем неэтилированных бензинов возрос
с 27,6% до 80-82%, против 60-65%, предусмотренных Программой
на 2000 г;
— доля дизельного топлива с содержанием серы до 0,2%
увеличилась с 55,8% до 75-76%. Но в целом программа не была
выполнена из-за отсутствия инвестиций, поддержки государства
и неэффективной стратегии ряда нефтяных компаний.
В 2000 г. Экспертным советом Министерства энергетики Рос-
сии приняты шаги по корректировке программы развития отрасли
с учетом реалий сегодняшнего дня. В принятой программе
“О стратегии развития нефтеперерабатывающей промышленности
до 2020 г.” поставлены новые задачи. Так, основные задания по уг-
лублению переработки нефти сдвигаются на 10 лет; предлагается
обеспечить повышение глубины переработки нефти до 75% к 2010 г. и
до 85% — к 2020 г. Предполагается, что развитие нефтехимичес-
ких производств должно двигаться по направлению интеграции с
нефтепереработкой путем рационального использования взаимных
потоков углеводородного сырья. Эффективность развития нефте-
химии подтверждается опытом зарубежных стран. На мировом не-
фтяном рынке доля нефтехимических производств возрастает н до-
стигает 6,5-7% от объема переработки нефти. Кроме того, плани-
руется переориентация НПЗ-заказчиков на отечественные разра-
ботки и оборудование, что позволит в более короткие сроки и при
меньших затратах реализовать программу модернизации предприя-
тий. В программе предполагается развитие следующих направлений:
— углубления переработки нефти;
— повышения качества моторных топлив;
— разработки новых технологий производства высокоэффек-
тивных смазочных материалов и присадок;
— развития нефтехимических процессов;
— охраны окружающей среды;
— разработки, изготовления и эксплуатации оборудования;
— информационного обеспечения программы.
Увеличение выхода и улучшение качества нефтепродуктов
намечено осуществить не только за счет модернизации действую-
щих установок, но и путем внедрения в производство отечествен-
ных разработок: процесса легкого гидрокрекинга, изомеризации
легких бензиновых фракций, газификации тяжелых нефтяных ос-
татков. Эти процессы позволяют улучшить качество нефтепродук-
тон в соответствии с требованиями по охране окружающей среды
и открывают возможности безостаточной переработки нефти, способ-
ной улучшить экологическую ситуацию на опасных предприятиях.
В условиях дефицита объема инвестиций рекомендуется разви-
вать такие более дешевые по капитальным и эксплуатационным
затратам некаталитические процессы, как замедленное коксование,
термический крекинг, висбрекинг, деасфальтизация, глубоковаку-
умная перегонка мазута с учетом специфики сырья и имеющегося
набора технологических установок на каждом конкретном заводе.
Так, например, процесс замедленного коксования гудрона хорошо
отработан и удачно вписывается в схему практически любого НПЗ
как процесс глубокой конверсии нефтяных остатков (гудронов,
полугудронов, асфальтов, экстрактов, крекинг-остатков и других)
и при наличии ресурсов малосернистых нефтяных остатков позво-
ляет вырабатывать малосернистый электродный кокс. Этот про-
цесс обеспечивает получение до 65-70% вторичных углеводород-
ных фракций, которые при последующем гидрокаталитическом
облагораживании пополняют ресурсы моторных топлив.
Процесс висбрекинга позволяет наряду с котельным топливом
получать до 15-20% светлых нефтепродуктов и резко снизить
удельные эксплуатационные затраты за счет эффективного исполь-
зования имеющегося оборудования типовых установок термиче-
ского крекинга. Возможна также реализация процесса на оборудо-
вании других простаивающих установок. Процесс деасфальтиза-
ции гудрона эффективен для углубления переработки нефти и по-
зволяет обеспечить безостаточную переработку гудрона с получе-
нием деасфальтизата с низким содержанием тяжелых металлов,
а на базе асфальта — неокисленных дорожных битумов мирового
уровня качества. Глубоковакуумная переработка мазута сернистых
и высокосернистых нефтей позволяет сразу с АВТ выводить
дорожные битумы.
В производстве битумов предполагается внедрение остаточных
битумов. Остаточные битумы характеризуются высокими каче-
ственными свойствами. Процесс получения элементной серы может
быть усовершенствован путем использования доочистки отходя-
щих газов, что позволяет увеличить степень конверсии сероводо-
рода в элементную серу до 98-99% и соответственно снизить коли-
чество выбрасываемого диоксида серы.
Особое внимание уделялось повышению качества нефтепро-
дуктов и замене импортируемых в настоящее время отдельных
нефтепродуктов, присадок, катализаторов и спецмасел продуктами
отечественного производства. Для обеспечения модернизации про-
изводств по переработке углеводородного сырья за счет внедрения
новых процессов предусматриваются проекты современной отече-
ственной системы каталитического крекинга тяжелого вакуумного
газойля, позволяющей повысить выход бензина, его октановую
характеристику и сократить энергозатраты по сравнению с суще-
ствующими системами. Предусмотрена разработка нового поколе-
ния эффективного процесса замедленного коксования, процесса
деасфальтизации гудрона с применением легкого растворителя,
обеспечивающего глубокую переработку гудрона, процесса гази-
фикации нефтяных остатков.
С целью повышения качества моторных топлив предполагается
разработка рекомендаций по реконструкции установок рифор-
минга с применением современных катализаторов, увеличением
выхода катализата, в том числе не содержащего ароматических
соединений и олефинов, и повышением его октановой характе-
ристики.
Для производства высококачественных автомобильных бензи-
нов предусматривается завершение работ по разработке процесса
риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, внедрение
процесса изомеризации легких бензиновых фракций, разработка
нового поколения катализаторов риформинга и гидроочистки сы-
рья.
По развитию нефтехимических процессов — внедрение нового
технологического процесса каталитического пиролиза нефтяных
фракций, позволяющего повысить выход олефинов; технологию
получения полипропилена, как приоритетного направления ис-
пользования потенциальных ресурсов пропилена на нефтеперера-
батывающих и нефтехимических заводах.
С учетом того, что к 2020 г. требования к защите воздушного
бассейна будут значительно ужесточены в связи с установлением
новых нормативов ПДВ (в масштабе городов, а не только отдель-
ных предприятий) намечен ряд экологических мероприятий:
— сокращение загрязнения окружающей среды;
— обеспечение на предприятиях минимальных сбросов в водо-
емы глубоко очищенных сточных вод и переход на схемы без сбро-
са сточных вод. При этом проблема утилизации солесодержащих
стоков может быть решена путем более глубокого обессоливания
нефтей на промыслах;
— совершенствование системы утилизации газовых выбросов;
— решение проблемы ликвидации нефтешлама и избыточного
активного ила, сбора и регенерации отработанных моторных ма-
сел;
— расширение производства экологически чистых, конкурен-
тоспособных моторных топлив и других нефтепродуктов.
Вопросы:
• Какие меры предусмотрены Министерством энергетики
и Правительством России для повышения уровня развития нефте-
переработки и нефтехимии до 2020 г.?
• Какие технологические мероприятия следует провести
на российских предприятиях по переработке углеводородных
систем для повышения уровня промышленной и экологической
безопасности?
Литература к главе 5
1. Абросимов А. А. Управление промышленной безопасностью.— М.:
КМК Лтд., 2000.- 320 с.
2. Абросимов А. А. Экологические аспекты производства н примене-
ния нефтепродуктов. — М.: Барс, 1999.— 732 с.
3. Абросимов А. А. Экологические Проблемы нефтеперерабатывающего
производства. Система управления качеством окружающей среды
(на примере МНПЗ) // Нефтепереработка и нефтехимия.—
1998.- № 6.- С. 57.
4. Абросимов А. А. Экологические проблемы нефтеперерабатывающего
производства. Методология комплексного подхода к решению про-
блемы // Нефтепереработка и нефтехимия.— 1998.— № 5.—
С. 54.
5. Вопросы Государственного комитета по надзору за безопасным веде-
нием работ в промышленности н горному надзору прн Президенте
Российской Федерации (Распоряжение Президента Российской Фе-
дерации от 31.12.91 № 136-рп).
6. Гонтаренко А. Ф., Кловач Е. В., Кнндол Е. Г. Функционирование
системы подготовки и аттестации по промышленной безопасности
руководителей н специалистов организаций, эксплуатирующих
опасные производственные объекты // Безопасность труда в про-
мышленности,— 2000.— № 2.— С. 7.
7. Кловач Е. В., Сидоров В. И. Система промышленной безопас-
ности // Безопасность труда в промышленности. — 1998. - № 8,-
С. 2.
8. Лнсанов М. В., Печеркин А. С., Сидоров В. И., Симакин В. В., Ха-
иин Е. В. Нормативно-правовое обеспечение декларирования про-
мышленной безопасности опасных производственных объектов / /
Безопасность труда в промышленности. — 2000.— №1.- С. 8.
9. Лицензирование видов деятельности, связанных с повышенной
опасностью промышленных производств (объектов) и работ:
Сб. нормативно-правовых актов (часть I).— М.: Госгортехнадзор
России. НПО. ОБТ, 1993.- 96 с.
10. Лозовой В. Д. Регулирование отношений в сфере промышленной
безопасности // Безопасность труда в промышленности,— 1997.—
№ 10.- С. 49.
11. Лозовой В. Д. Система экспертизы промышленной безопасности //
Безопасность труда в промышленности. — 2000. — № 2. — С. 2.
12. Лозовой В. Д. Совершенствование систем управления промышлен-
ной безопасностью и внедрение механизма государственного контро-
ля их эффективности: Докл. семинара “Проблемы управления про-
мышленной безопасностью”. М., 01.02.2000.— С. 6.
13. Методические рекомендации по внедрению обязательного страхо-
вания ответственности за причинение вреда при эксплуатации
опасных производственных объектов. Утверждены Минфином РФ
от 31.03.98.
14. Методические указания (отраслевые требования) о порядке лицен-
зирования деятельности, связанной с функционированием взрыво-
пожароопасных и химически опасных производств (объектов). Гос-
гортехнадзор.
15. О государственных надзорных органах (Указ Президента Россий-
ской Федерации от 12.11.92 № 1355).
16. О государственной стратегии РФ по охране окружающей среды и
обеспечению устойчивого развития. Указ Президента РФ от
04.02.94 г. № 236.
17. О сроках декларирования промышленной безопасности действую-
щих опасных производственных объектов. Постановление Прави-
тельства РФ от 12.02.98 № 142.
18. О страховании ответственности за причинение вреда от эксплуа-
тации опасного производственного объекта (Письмо Минфина РФ
и Госгортехнадзора России от 23.04.98 № 03-35-288 от 30.03.98
№ 24-01-15).
19. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожарных хими-
ческих, нефтехимических н нефтеперерабатывающих производств.
ПБ 09-170-97.- М.: ПИО ОБТ, 1999.- 140 с.
20. Перечень видов деятельности, связанных с повышенной опасностью
промышленных производств (объектов) н работ, а также с обеспече-
нием безопасности при пользовании недрами, на проведение кото-
рых выдается специальное разрешение (лицензия) органами Феде-
рального горного и промышленного надзора России. Утв. Президен-
том Российской Федерации от 18.02.93 № 234.
21. Перечень предприятий (организаций), производств, объектов и ра-
бот, надзор за которыми осуществляют органы Федерального горно-
го и промышленного надзора России. Утв. Президентом Российской
Федерации от 18.02.97. № 234.
22. Положение о декларации безопасности промышленного объекта Рос-
сийской Федерации (утверждено постановлением Правительства
Российской Федерации от 01.07.95 № 675).
23. Положение о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий)
на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью про-
мышленных производств (объектов) и работ, а также с обеспечени-
ем безопасности при использовании недрами. Утв. постановлением
Госгортехнадзора России 03.07.93 № 20. Зарегистрировано Минюс-
том России 7.07.93 № 296.
24. Положение о порядке оформления декларации промышленной
безопасности и перечне сведений, содержащихся в ней (утверждено
постановлением Госгортехнадзора России от 07.09.99 № 66 и зареги-
стрировано Минюстом России от 07.10.99 № 1926).
25. Положение о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций
по безопасности у руководящих работников и специалистов пред-
приятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнад-
зору России. Утв. постановлением Госгортехнадзора России от
19.05.93 № И. Зарегистрировано Минюстом РФ от 07.06.93 № 272.
26. Положение о порядке прохождения поступающих в Госгортехнадзор
России деклараций промышленной безопасности (утверждено при-
казом Госгортехнадзора России от 11.03.99 № 44) РД 04-271-99.
27. Положение о регистрации объектов в государственном реестре опас-
ных производственных объектов и ведении государственного реест-
ра. Утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 3.06.99 № 39.
28. Положение о Федеральном горном и промышленном надзоре Рос-
сии. Утв. Президентом Российской Федерации от 18.02.93 № 234.
29. Постановление Госгортехнадзора России от 03.07.93 № 20 об утвер-
ждении и вводе в действие “Положения о порядке выдачи лицен-
зий”.
30. Правила предоставления декларации промышленной безопасности
опасных производственных объектов. Утв. постановлением Прави-
тельства России от 11.03.99 № 526.
31. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.
Утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.11.98 № 64. Заре-
гистрировано в Минюсте РФ 8.12.98 № 1656, в Госгортехнадзоре
РФ № ПБ 03-246-98.
32. Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих
производств. ПБ 09-310-99.— М.: Госгортехнадзор России, НТЦ
“Промышленная безопасность”, 2000.— 44 с.
33. Правила страхования (стандартные) гражданской ответственности
организаций, эксплуатирующих опасные производственные объек-
ты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других
лиц и окружающей природной среде, утвержденные Всероссийским
союзом страховщиков 23.02 1998 г. на 32 стр. в 1 экз.
34. Правила экспертизы декларации промышленной безопасности. Утв.
постановлением Госгортехнадзора России от 07.09.99 № 65. Зареги-
стрировано в Минюсте РФ 1.10.99. № 1920.
35. Печеркин А. С., Покровская О. В., Белов М. И. Деятельность Сис-
темы экспертизы промышленной безопасности // Безопасность
труда в промышленности. — 2000.— Ne 2.— С. 5.
36. Федеральный закон “Об охране атмосферного воздуха” от 04.05.99 г.
Ne 96 ФЗ.
37. Чукареева Л. П. Производственная безопасность на объектах неф-
тепереработки и концепция программы подготовки персонала НПЗ //
Безопасность труда в промышленности. — 1999.— № 10.— С. 12.
38. Шаталов А. А. Основные направления совершенствования государ-
ственного надзора на предприятиях химических отраслей промыш-
ленности // Безопасность труда в промышленности.— 1999.—
№ 12.- С. 2.
39. Шаталов А. А., Луговской А. И., Карабанова Ю. Ф. Основные
направления совершенствования системы управления промышлен-
ной безопасностью предприятий на примере Рязанского НПЗ / /
Безопасность труда в промышленности. — 1999.— № 7.— С. 6.
40. Щепкнн А. В. Особенности и основные принципы организации
работ по совершенствованию систем управления промышленной
безопасностью с позиций теории управления // Там же. — С. 22.
Список СОКРАЩЕНИЙ
АЗС — автозаправочная станция.
АК — автоматизированный комплекс.
АКГНС — автоматическая компрессорная газонаполни-
тельная станция.
АСВ — асфальто-смолистые вещества.
АСКВЗ — автоматизированная система контроля загряз-
нения воздуха.
АСМВ — автоматизированная система мониторинга выб-
росов.
АСМОС — автоматизированная система мониторинга ок-
ружающей среды.
АСНИ — автоматизированная система научных исследо-
ваний.
АСПВБ — автоматизированная система пожаровзрыво-
безопасности.
АСУП — автоматизированная система управления
предприятием.
АСУТП — автоматизированная система управления тех-
нологическим процессом.
АТР — Азиатско-тихоокеанский регион.
АУ — ароматические углеводороды.
ББФ — бутан-бутиленовая фракция.
БДСВ — блок доочистки сточных вод.
БОН — блок основного нефтеулавливания.
БОСЭ — блок очистки стоков ЭЛОУ.
БТЕ — британская тепловая единица.
БФ — бензиновая фракция.
ВВ — взрывчатые вещества.
ВГСО — военизированный газо-спасательный отряд.
ВД — вакуумный дистиллят.
ВКПР — верхний концентрационный предел распрост-
ранения пламени.
ВПЗ — взрывопожарозащита.
ВРД — воздушно-реактивный двигатель.
ВСВ — временно согласованные выбросы.
ВСГ — водородсодержащий газ.
ГВС — газовоздушная смесь.
ГОА — генератор огнетушащего аэрозоля.
ГПВС — газопаровоздушная смесь.
ГРС — газораздаточная станция.
ГФ У — газофракционирующая установка.
ГЭС — гидроэлектростанция.
ДАЭЧ — дизельное арктическое экологически чистое
топливо.
ДВС — двигатель внутреннего сгорания.
ДЛЭЧ — дизельное летнее экологически чистое топливо.
ДТ — дизельное топливо.
ДЦПДЖ — дициклопентадиенилжелезо.
ДЭА — диэтаноламин.
ЕГСЭМ — единая государственная система экологического
мониторинга.
ИЗА — индекс загрязнения атмосферы.
ИИУС — интегрированная информационно-управляю-
щая система.
ИК — инфракрасный.
ИПП — изделие из полипропилена.
ИПЭ — изопропиловый эквивалент.
ИТ — индекс топлива.
ИТК — истинная температура кипения.
ИТБЭ — изопропил-?гаре?га-бутиловый эфир.
ИУС — ннформационно-управляющая система.
КДТ — компонент дизельного топлива.
КЗОТ — кодекс законов по охране труда.
КК — каталитический крекинг.
к. к. — конец кипения.
ККТ — компонент котельного топлива.
ККФ — каталитический крекинговый флюид.
КПД ~ коэффициент полезного действия.
КР — каталитический риформинг.
КСБ — компонент стабильного бензина.
КСС — кислородсодержащие соединения.
КТК — компьютерный тренажерный комплекс.
КФ — керосиновая фракция.
КФС — компонентно-фракционный состав.
ЛВЖ — легковоспламеняющиеся жидкости.
ЛГ — легкий газойль.
Л ОС — летучие органические соединения.
МБ — материальный баланс.
МВ — мониторинг выбросов.
МВИ — методика выполнения измерений.
МДЭА — метилдиэтаноламин.
МС — мониторинг среды.
МТАЭ — метил-тгаретга-алкиловый эфир.
МТБЭ — метил-тгарстга-бутиловый эфир.
МТГЭ — метил-тгаретга-гексиловый эфир.
МЦТМ — метилциклопентадиенилтрикарбонилмарганец.
МЧС — Министерство по чрезвычайным ситуациям.
МЭА — моноэтаноламин.
н. к. — начало кипения.
НКПР — нижний концентрационный предел распрост-
ранения пламени.
НПЗ — нефтеперерабатывающий завод.
НТД — нормативно-техническая документация.
НТЦ — научно-технический центр.
ОБ — олигомерный бензин.
ОВПЗ — объект взрывопожарозащиты.
ОГ — отработанные газы.
ОГСНК — Общегосударственная служба наблюдений
и контроля за уровнем загрязнения природной
среды.
ОМИ — М,Ь1-диметил-4-гидрокси-3)5-ди-?гаре’?га-бутил-
бензиламин.
ОО — обратный осмос.
ОЧ — октановое число
ОТУ — открытая технологическая установка.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПАУ — полиароматические углеводороды.
ПВБ — пожаровзрывобезопасность.
ПГ — природный газ.
ПГФ — парогазовая фаза.
ПДВ — предельно допустимые выбросы.
ПДК — предельно допустимая концентрация.
ПЗ — пожарозащита.
ПЗА — потенциал загрязнения атмосферы.
ПИД — пламенно-ионизационный детектор.
ПК — персональный компьютер.
ПКЖ — пентакарбонилжелезо.
ПЛАС — план ликвидации аварийных ситуаций.
ПОДФА — п-оксидифениламин.
ПП — полипропилен.
ППФ — пропан-пропиленовая фракция.
ПЭМ — промышленный экологический мониторинг.
РМТ — реформулированное топливо.
РСУ — распределенная система управления.
CAO — система аварийного останова.
САПР — система автоматизированного проектирования.
СБ — служба безопасности.
СБФ — суммарный бензиновый фонд.
СГ — сжатый газ.
СДК — сигнализатор довзрывоопасных концентраций.
СК — синтетический каучук.
СКЭПТ — синтетический каучук этилен-пропиленовый.
СМОС — система мониторинга окружающей среды.
СНГ — сжиженные нефтяные газы.
СОС — сетевая операционная система.
СПАЗ — система протнвоаварийной защиты.
СПБ — смесь пропана и бутана.
СПГ — сжатый природный газ.
СПВБ — система пожаровзрывобезопасности.
СПМВ — стационарный пост мониторинга выбросов.
СТК — стандартная температура кипения.
СУБД — система управления базами данных.
СУГ — сжиженный углеводородный газ.
СЩС — сернисто-щелочные стоки.
СЭМ — системы экологического менеджмента.
ТАМЭ — тетраалкилметиловый эфир.
ТВС — топливно-воздушная смесь.
ТГ — тяжелый газойль.
ТИП — технология изомеризации парафинов.
ТК — технологический конденсат.
ТМК — титан-магниевый катализатор.
ТМС — тетраметилсвинец.
ТНТ — тринитротолуол.
ТОУ — технологический объект управления.
ТЧ — твердые частицы.
ТЭК — топливно-энергетический комплекс.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ТЭС — тетраэтилсвинец.
ТЭЦ — теплоэлектроцентраль.
УВС — углеводородные системы.
УП — установка пожаротушения.
УПАЗ — устройство протнвоаварийной защиты.
У ПС — установка пожарной сигнализации.
УО — установка очистки.
ФИН — Французский институт нефти
ФК — ферроценилдиметилкарбинол.
ХВО — химводоочистка.
ХСД — химический селективный датчик.
ЦО — циркуляционное орошение.
ЦП — центральный пункт обработки информации.
ЦТМ — циклопентадиенилтрикарбонилмарганец.
ЦЧ — цетановое число.
ЭТБЭ — этил-?гаре?п-бутиловый эфир.
ЭЧДТ — экологически чистое дизельное топливо.
ЯМР — ядерно-магнитный резонанс.
АСЕА — Ассоциация европейских автомобилеконструк-
торов.
ЕРА — Агентство по охране окружающей среды.
EPEFE — Европейская программа по эмиссии топлива,
технологии двигателей и качеству воздуха.
EUPOPJA — Европейская нефтепромышленная организа-
ция.
LP — линейные плановые модели.
ROM — система моделирования в реальном масштабе
времени SIMSCI Rigorous On-Line Model.
SQP-процедуры — методы последовательного квадратичного про-
граммирования.
Физико-химические характеристики нефтей
новых месторождений*
Месторождения Европейской части России
Характеристика Нефть
1 | 2 1 3 4 5
Плотность при 20°С, кг/м3 813,1 846,0 939,0 810,5 822,2
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 5,7 30,4 510,8 4,7 5,8
Температура застывания, °C -5 15 -22 -10 29
Содержание, % масс.:
серы общей 0,18 1,35 2,8 0,1 0,2
парафина** 5,1(55) 5,7(51) 5,0(54) 5,5(53) 19,9(51)
смол силикагелевых 3,5 — 22,5 3,7 3,0
асфальтенов 0,5 2,1 10,0 0,4 0,6
V, мкг/г — 17 75 1,1 —
Mi, мкг/г — И 27 0,7 —
Бензины
Фракция, °C н.к-85 Н.К.-350 н.к-85 н.к-85 н.к-85
Выход на нефть, % масс. 8,6 57,5*** 0,4 8,7 5,1
Плотность при 20°С, кг/м3 657,0 712,5 666,5 683,8
Октановое число (ММ) — — 58 —
Групповой углеводородный
состав, % масс.:
парафиновые 78 — 84 75
нафтеновые 21 — 15 19
ароматические 1 — 1 6
Фракция, °C н.к-180 hjc-180 н.к-180 н.к-180
Выход на нефть, % масс. 27,6 3,1 27,3 17,8
Плотность при 20°С, кг/м3 726,8 782,0 726,0 740,0
Содержание серы, % масс. 0 0,38 0,007 0
Октановое число (ММ) 47 — 39 45
Групповой углеводородный
состав, % масс.:
парафиновые 67 50 73 65
нафтеновые 28 45 23 23
ароматические 5 5 4 12
* Поданным Демиденко А. К., Барсуковой В. В., Крыловой С. М. (Наука
и технология углеводородов.— 1999.— № 2, 3).
** В скобках указана температура плавления парафина, °C.
*** % объемный.
Характеристика Нефть
1 | 2 1 3 4 5
Керосин
Фракция, °C 120-230 120-230 120-230 120-260
Выход на нефть, % масс. 22,5 6,4 23,8 23,4
Плотность при 20°С, кг/м3 775,0 819,0 774,0 775,2
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 1,3 1,7 1,2 1,7
Содержание, % масс.:
серы общей 0 0,4 0,02 0,01
серы меркаптановой 0 0,007 0 0
ароматических углеводо-
родов 14 12 9,5 19
Высота некоптящего пламе-
ни, мм 29 20 29 29
Температура начала кристал-
лизации, °C -60 <-60 -59 -51
Дизельные дистилляты
Фракция, °C 140-320 140-320 140-310 140-320
Выход на нефть, % масс. 36,0 20,1 36,6 32,0
Плотность при 20°С, кг/м3 808,2 852,0 805,1 792,5
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 2,6 3,9 2,2 2,7
Содержание серы, % масс.:
общей 0,01 0,8 0,003 0,03
меркаптановой 0 0,008 0 0
Температура застывания, °C -38 -36 -35 -23
Температура помутнения, °C -27 -25 -25 -15
Цетановое число 50 38 50 58
Фракция, °C 180-350 180-350 180-380 180-350
Выход на нефть, % масс. 34,4 25,4 38,6 33,6
Плотность при 20°С, кг/м3 825,0 858,8 826,3 809,2
Вязкость кинематическая
при 20°С, ММ2/С 4,2 5,9 4,4 4,6
Содержание серы, % масс.:
общей 0,02 1,0 0,05 0,004
меркаптановой 0 0,008 0 0
Температура застывания, °C -21 -28 -13 -7
Температура помутнения, °C <-5 -18 -8
Цетановое число 58 45 62 61
Характеристика Нефть
1 | 2 1 3 4 5
Вакуумный газойль
Фракция, °C 350-480 350-500 350-500
Выход на нефть, % масс. 29,8 20,5 47,1
Плотность при 20°С, кг/м3 918,8 881,2 868,3
Вязкость кинематическая,
мм2/с:
при 50°С 36,1 22,4 15,0
при 100°С 8,0 5,8 4,6
Содержание серы, % масс. 2,5 0,12 0,16
Температура застывания, °C 27 30 43
Коксуемость, % мае. 0,68 0,02 0,03
Остаток
Фракция, °C > 320 >480 >500 >500
Выход на нефть, % масс. 35,8 4,8 15,7 18,6
Плотность при 20°С, кг/м3 927,7 1041,0 940,3 901,2
Вязкость условная при
100°С, градус ВУ 2,5 — 17,5 3,2
Температура застывания, °C 29 >50 26 >50
Содержание серы, % масс. 0,5 4,2 0,25 0,32
V, мкг/г 21 — — —
Ni, мкг/г — — — —
Коксуемость, % масс. 4,3 20,7 8,0 2,7
Характеристика Нефть
6 1 1 8 9 10
Плотность при 20°С, кг/м3 834,1 817,1 916,0 906,2 838,7
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 5,1 5,5 154,6 107,7 6,4
Температура застывания, °C -14 -16 -20 -3 -7
Содержание, % масс.:
серы общей 1,3 0,1 1,9 2,1 0,18
парафина* 4,2(56) 5,0(54) 5,5(50) 2,5(57) 5,3(50)
смол силикагелевых 6,0 4,0 17,0 20,0 8,7
асфальтенов 1,1 0,6 16,0 3,8 3,4
V, мкг/г 5 — 100 55 —
41, мкг/г 3 - 50 19 —
* В скобках указана температура плавления парафина, °C.
Характеристика Нефть
6 1 7 1 8 9 10
Бензины
Фракция, °C н.к-85 н.к-85 Н.К.-85 н.к-85
Выход на нефть, % масс. 7,9 7,5 1,2 6,5
Плотность при 20°С, кг/м3 660,7 658,0 685,1 638,2
Октановое число (ММ) Групповой углеводородный состав, % масс.: 65 54 — 67
парафиновые 67 78 84 73
нафтеновые 29 21 16 22
ароматические 4 1 1 5
Фракция, °C н.к.~180 н.к.-180 hjc-180 hjc-180 Н.К.-180
Выход на нефть, % масс. 25,5 25,8 12,3 7,9 25,7
Плотность при 20°С, кг/м3 736,5 725,0 735,0 750,4 747,8
Октановое число (ММ) 0 0 0,008 0,15 0
Содержание серы, % мае. Групповой углеводородный состав, % масс.: 52 49 45 52 53
парафиновые 63 68 65 67 56
нафтеновые 27 30 30 30 32
ароматические 10 2 5 3 12
Керосин
Фракция, °C 120-230 120-230 120-230 120-230 120-260
Выход на нефть, % масс. 23,9 21,9 12,0 11,6 22,0
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость кинематическая 783,0 773,8 784,2 798,0 785,5
при 20°С, мм2/с Содержание, % масс.: 1,3 1,3 1,4 1,4 1,3
серы общей 0,1 0 0,23 0,4 0,01
серы меркаптановой ароматических углеводо- 0,003 0 0 — 0
родов 21 14 10,5 14,0 17,0
Высота некоптящего пламе-
ни, мм 27 29 27 24 26
Температура начала кристал- лизации, °C <-60 <-60 -57 <-60 <-60
Дизельные дистилляты Фракция, °C 140-320 140-320 140-320 140-320 140-320
Выход на нефть, % масс. 36,7 34,1 23,2 26,8 35,8
Плотность при 20°С, кг/м3 820,3 804,2 833,0 835,0 823,5
Характеристика Нефть
6 7 1 8 9 10
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 2,3 2,1 3,2 3,0 2,7
Содержание серы, % масс.:
общей 0,4 0,03 0,47 0,84 0,02
меркаптановой 0,002 0 0 — 0
Температура застывания, °C -36 -35 -31 -33 -36
Температура помутнения, °C -26 -27 -19 — -29
Цетановое число 47 51 44 43 46
Фракция, °C 120-230 120-230 120-230 120-230 120-260
Выход на нефть, % масс. 36,1 33,2 24,8 29,7 36,4
Плотность при 20°С, кг/м3 843,6 822,8 846,2 850,0 837,4
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 4,5 3,2 5,8 4,8 6,0
Содержание серы, % масс.:
общей 0,8 0,07 0,65 1,05 0,05
меркаптановой -18 0 0 — 0
Температура застывания, °C -12 -17 -15 -22 -18
Температура помутнения, °C 48 -12 -6 -13 -12
Цетановое число 57 51 48 50
Вакуумный газойль
Фракция, °C 350-500 350-500 350-480 350-500
Выход на нефть, % масс. 22,4 19,4 23,5 21,6
Плотность при 20°С, кг/м3 927,3 909,0 919,0 899,1
Вязкость кинематическая, мм2/ с:
при 50°С 32,9 21,4 28,4 23,0
при 100°С 6,6 5,6 6,3 59
Содержание серы, % масс. 2,6 1,7 1,8 0,28
Температура застывания, °C 32 29 31 29
Коксуемость, % масс. 0,14 0,7 0,27 0,27
Остаток
Фракция, °C >500 >350 >500 >480 >500
Выход на нефть, % масс. 14,1 39,0 41,2 37,7 16,9
Плотность при 20°С, кг/м3 1010,4 920,1 1027,3 1003,7 984,4
Вязкость условная при 100°С,
градус ВУ 35,6 3,0 1450 — 41,4
Температура застывания, °C 44 21 >50 >-50 43
Содержание серы, % масс. 4,0 0,2 3,3 3,3 0,48
V, мкг/г 38 — 234 145 —
Характеристика Нефть
6 | 7 | 8 | 9 | 10
Ni, мкг/г Коксуемость, % масс. 21 - 111 50 14,6 5,2 21,4 14,5 19,3
1 — нефть алешкинская (Калининградская обл.);
2 — нефть ардалинская (Республика Коми);
3 — нефть верхознмская (Ульяновская обл.);
4 — нефть Веселовская (Калиниградская обл.);
5 — нефть дагестанская товарная;
6 — нефть дачно-репинская (Оренбургская обл.);
7 — нефть западно-ушаковская (Калининградская обл.);
8 — нефть золотаревская (Удмуртия);
9 — нефть Комаровская (Ульяновская обл.);
10 — нефть ингушская (Ингушетия).
Месторождения Западной Сибири
Характеристика Нефть
1 | 2 1 3 4 5
Плотность при 20°С, кг/м3 854,7 909,4 832,7 823,2 941,0
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 26,7 48,7 8,8 4,7 67,7**
Температура застывания, °C -1 -42 -9 -22 -30
Содержание, % масс.:
серы общей 0,5 0,6 0,4 0,48 0,5
парафина* 5,0(54) 1,5(56) 4,5(48) 4,7(53) Следы
смол силикагелевых 9,5 11,5 7,9 4,0 17,8
асфальтенов 1,3 2,0 0,5 0 0,6
V, мкг/г 12 19,8 <0,2 1,5
Ni, мкг/г - 5,5 <0,2 4,5
Бензины
Фракция, °C н.к.-62 н.к.-85 н.к-85 и.к-85
Выход на нефть, % масс. 2,4 1.0 8,5 10,5
Плотность при 20°С, кг/м3 650,7 730,2 685,2 687,0
* В скобках указана температура плавления парафина, °C.
** При 50°С.
Продолжение приложения 1
Характеристика Нефть
1 | 2 1 3 4 5
Октановое число (ММ) 57 69 57 67
Групповой углеводородный
состав, % масс.:
парафиновые 90 45 76 61
нафтеновые 10 55 23 37
ароматические 0 0 1 2
Фракция, °C н.к-180 ИК.-180 Н.К.-180 Н.К.-180 н.к-145
Выход на нефть, % масс. 13,1 9,3 25,8 31,3 0,7
Плотность при 20°С, кг/м3 735,2 777,0 743,7 751,2 761,5
Содержание серы, % масс.: 0,007 Следы Следы 0 0,03
Октановое число (ММ)
Групповой углеводородный
состав, % масс.: 51 52 52 53 56
парафиновые 62 15 65 52 55
нафтеновые 33 68 27 34 21
ароматические 5 7 8 14 24
Керосин
Фракция, °C 120-230 120-230 120-230 120-230 120-260
Выход на нефть, % масс. 13,8 12,6 20,9 22,6 12,0
Плотность при 20°С, кг/м3 769,2 809,0 785,4 790,0 892,1
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 1,3 1,5 1,4 1,26 5,1
Содержание, % масс.:
серы общей 0,02 0,02 0,07 0,04 0,07
серы меркаптановой 0 0 0 0 0
ароматических углеводо-
родов 8,6 14 19 22 13
Высота некоптящего пламе-
ни, мм 30 21 26 25 16
Температура начала кристал-
лизации, °C <-60 <-60 -60 <-60 <-60
Дизельные дистилляты
Фракция, °C 140-320 140-320 150-350 140-320 145-320
Выход на нефть, % масс. 26,4 25,7 38,6 34,4 25,5
Плотность при 20°С, кг/м3 801,1 853,0 831,3 820,3 899,3
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 2,8 3,2 3,7 2,5 9,3
Продолжение приложения 1
Характеристика Нефть
1 1 2 3 4 5
Содержание серы, % масс.:
общей 0,04 0,12 0,14 0,07 0,1
меркаптановой 0 0 0 0 0
Температура застывания, °C -32 <-60 -21 -34 <-60
Температура помутнения, °C -21 -15 -29 -56
Цетановое число 54 37 56 46 < 45
Фракция, °C 180-350 180-350 180-350 180-350 170-350
Выход на нефть, % масс. 27,8 28,0 32,9 31,5 32,5
Плотность при 20°С, кг/м3 813,4 866,2 838,2 841,0 904,3
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 4,5 5,5 4,5 4,0 13,6
Содержание серы, % масс.:
общей 0,07 0,22 0,16 0,1 0,13
меркаптановой 0 0 0 0 0
Температура застывания, °C -17 < -60 -20 -20 <-60
Температура помутнения, °C -10 -И -15 -40
Цетановое число 60 45 58 53 <45
Вакуумный газойль
Фракция, °C 350-500 350-500 350-480 350-500
Выход на нефть, % масс. 15,4 24,8 21,9 36,5
Плотность при 20°С, кг/м3 905,0 899,6 890,0 941,0
Вязкость кинематическая, мм2/с:
при 50°С 205 25,4 21,9 98,0
при 100°С 4,4 5,5 5,7 10,1
Содержание серы, % масс. 0,5 0,68 0,28 0,47
Температура застывания, °C -29 27 30 -24
Коксуемость, % масс. 0,2 0,12 0,08 0,4
Остаток
Фракция, °C >350 >420 >500 >500 >500
Выход на иефть, % масс. 55,9 45,7 14,6 12,6 26,5
Плотность при 20°С, кг/м3 923,4 972,5 956,6 946,0 998,8
Вязкость условная при 100°С,
градус ВУ 3,8 13,6 30,9 21,7 59,0
Температура застывания, °C 27 16 28 30 34
Содержание серы, % масс. 0,85 0,9 1,2 0,58 0,79
V, мкг/г — 42 21 0,6 8,0
Ni, мкг/г — 12 — 1,7 20,4
Коксуемость, % масс. 5,8 10,7 13 1,6 17,2
Характеристика Нефть
6 7 1 8 9
Плотность при 20°С, кг/м3 836,7 823,9 822,3 813,5
Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с 3,2 3,0 6,4 4,2
Температура застывания, °C -15 7 -12 5
Содержание, % масс.: серы общей 0,42 0,14 0,17 0,11
парафина* 3,0(51) 8,6(50) 4,8(51) 6,8(51)
смол силикагелевых 6,0 3,5 4,5 2,0
асфальтенов 0,7 0 0,1 0,1
V, мкг/г 5,5 1,0 3,2 < 0,2
Ni, мкг/г 7,5 0,5 — <0,2
Бензины Фракция, °C н.к-85 нк-85 н.к-85 н.к.-62
Выход на нефть, % масс. 7,4 10,3 9,8 1,1
Плотность при 20°С, кг/м3 680,0 667,0 684,3 668,5
Октановое число (ММ) 67 71 69 60
Групповой углеводородный состав, % масс.: парафиновые 63 60 69 84
нафтеновые 34 38 30 14
ароматические 3 2 1 2
Фракция, °C н.к-180 н.к-180 н.к-180 нк-180
Выход на нефть, % масс. 17,1 32,3 29,5 27,8
Плотность при 20°С, кг/м3 734,2 728,4 735,6 737,4
Содержание серы, % мае. 0,2 0,03 0 Следы
Октановое число (ММ) 53 54 58 53
Групповой углеводородный состав, % масс.: парафиновые 55 56 57 57
нафтеновые 40 36 35 27
ароматические 5 8 8 16
Керосин Фракция, °C 130-250 120-230 120-230 120-230
Выход на нефть, % масс. 24,0 22,0 22,4 25,1
Плотность при 20°С, кг/м3 792,0 786,3 787,4 795,0
Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с 1,4 1,3 1,3 1,2
*В скобках указана температура плавления парафина, °C.
Продолжение приложения 1
Характеристика Нефть
6 1 7 1 8 1 9
Содержание, % масс.:
серы общей 0,03 0,02 0,05 Следы
серы меркаптановой 0 0 0 0
ароматических углеводо-
родов 21 17 18 22
Высота некоптящего пламе-
ни, мм 25 26 26 24
Температура начала кристал-
лизации, °C -62 -63 -60 <-60
Дизельные дистилляты
Фракция, °C 140-320 140-320 180-350 140-320
Выход на нефть, % масс. 36,9 35,6 34,4 41,0
Плотность при 20°С, кг/м3 826,0 817,2 840,3 824,0
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 2,4 2,4 4,3 2,4
Содержание серы, % масс.:
общей 0,08 0,07 0,12 Следы
меркаптановой 0 0 0 0
Температура застывания, °C -42 -27 -15 -42
Температура помутнения, °C -32 -23 -8 -30
Цетановое число 53 54 55 54
Фракция, °C 180-350 180-350 230-350 180-350
Выход на нефть, % масс. 32,8 33,5 24,4 39,2
Плотность при 20°С, кг/м3 839,5 833,6 851,4 840,0
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 4,3 4,1 6,4 3,7
Содержание серы, % масс.:
общей 0,16 0,1 0,14 Следы
меркаптановой 0 0 0 0
Температура застывания, °C -29 -13 -7 -28
Температура помутнения, °C -21 -7 -2 -19
Цетановое число 55 58 53 49
Вакуумный газойль
Фракция, °C 350-500 350-500 350-500
Выход иа нефть, % масс. 21,1 21,9 23,0
Плотность при 20°С, кг/м3 902,9 889,7 896,4
Вязкость кинематическая, мм2/с
при 50°С 19,3 16,3 21,3
при 100°С 4,7 4,8 5,8
Содержание серы, % масс. 0,7 0,15 0,63
Характеристика Нефть
6 1 7 1 8 1 9
Температура застывания, °C 25 44 21
Коксуемость, % масс. 0,4 0,3 0,3
Остаток
Фракция, °C >500 >500 >500 >350
Выход на нефть, % масс. 16,8 8,6 12,8 30,9
Плотность при 20°С, кг/м3 987,8 945,1 974,9 882,0
Вязкость условная при 100°С,
градус ВУ 25,2 6,3 28,9 1,6
Температура застывания, °C 44 45 23 39
Содержание серы, % масс. 1,2 0,28 0,5 0,16
V, мкг/г 32,4 10,0 18,0
Mi, мкг/г 45,4 4,6 6,0
Коксуемость, % масс. 15,0 7,4 12,6 0,63
Характеристика Нефть
10 и I 12 1 13 14
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость кинематическая 858,3 862,0 852,2 878,6 845,7
при 20°С, мм2/с 24,6 18,6 4,6** 10,4** 4,7**
Температура застывания, °C Содержание, % масс.: 5 -19 -12 -2 -33
серы общей 0,67 1,3 1,1 0,94 1,2
парафина* 4,0(57) 3,2(50) 2,7(60) 3,9(50) 2,7(50)
смол силикагелевых 5,6 9,5 7,8 12,3 5,6
асфальтенов 1,6 0,8 0,9 3,2 0,5
V, мкг/г 9,0 21,0 22,0 — 25,0
Mi, мкг/г — 2,7 2,6
Бензины
Фракция, °C н.к.-62 Н.К.-85 н.к.-8< н.к.-85 н.к-85
Выход на нефть, % масс. 0,6 5,1 6,3 2,5 7,9
Плотность при 20°С, кг/м3 657,1 693,5 671,0 673,0 668,3
Октановое число (ММ) Групповой углеводородный состав, % масс.: 54 55 58 63 60
парафиновые 95 70 66 75 73
нафтеновые 5 27 30 25 24
ароматические 0 3 4 0 3
* В скобках указана температура плавления парафина, °C.
** При 50°С.
Характеристика Нефть
10 и 1 '2 13 14
Фракция, °C н.к-180 Н.К.-180 н.к.-180 Н.К.-180 н.к-180
Выход на нефть, % масс. 14,0 18,5 19,5 14,2 23,6
Плотность при 20°С, кг/м3 723,5 740,2 735,8 744,0 734,1
Содержание серы, % масс. 0 0,04 0,03 0 0,04
Октановое число (ММ) 47 51 42 59 47
Групповой углеводородный
состав, % масс.:
парафиновые 79 63 63 63 65
нафтеновые 18 25 27 35 26
ароматические 3 12 10 2 9
Керосин
Фракция, °C 120-230 120-230 120-230 120-230 120-260
Выход на нефть, % масс. 15,0 16,8 18,7 17,0 20,9
Плотность при 20°С, кг/м3 767,4 788,4 788,5 790,0 787,1
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5
Содержание, % масс.:
серы общей 0,02 0,13 0,1 Следы 0,22
серы меркаптановой 0 0 0 0,001 0
ароматических углеводо-
родов 5 21 18 17 21
Высота некоптящего пламе-
ИИ, мм 31 26 27 25 26
Температура начала Кристал-
лизации,°C <-60 <-60 <-60 <-60 -62
Дизельные дистилляты
Фракция, °C 140-320 140-320 140-320 140-320 150-320
Выход на нефть, % масс. 28,1 32,2 30,4 29,0 32,7
Плотность при 20°С, кг/м3 798,0 819,5 820,2 824,0 821,6
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 2,5 2,6 2,4 2,6 2,7
Содержание серы, % масс.:
общей 0,02 0,38 0,23 0,18 0,56
меркаптановой 0 0 0 0 0
Температура застывания, °C -40 -38 -36 -42 -34
Температура помутнения, °C -31 -29 -28 -29 -26
Цетановое число 60 51 51 48 54
Характеристика Нефть
10 11 1 12 13 14
Фракция, °C 180-350 180-350 180-350 180-350 180-350
Выход на нефть, % масс. 29,9 32,3 29,9 28,8 34,5
Плотность при 20°С, кг/м3 811,0 836,7 836,6 838,0 837,6
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 3,7 4,4 4,3 4,4 4,1
Содержание серы, % масс.:
общей 0,03 0,63 0,4 0,35 0,84
меркаптановой 0 0 0 0 0
Температура застывания, °C -24 -24 -24 -27 -25
Температура помутнения, °C -13 -15 -17 -22 -16
Цетановое число 58 55 55 48 54
Вакуумный газойль
Фракция, °C 350-500 350-500 350-500
Выход иа нефть, % масс. 22,6 26,7 25,1
Плотность при 20°С, кг/м3 911,4 913,0 910,9
Вязкость кинематическая,
мм2/с:
при 50°С 28,9 20,8 26,1
при 100°С 6,0 5,5 5,7
Содержание серы, % масс. 1,4 1,3 1,8
Температура застывания, °C 23 23 27
Коксуемость, % масс. 0,74 1,8 0,24
Остаток
Фракция, °C >320 >350 >480 >500 >500
Выход на нефть, % масс. 55,4 45,8 24,2 28,4 13,6
Плотность при 20°С, кг/м3 927,4 925,3 1005,0 1000,0 983,0
Вязкость условная при
100°С, градус ВУ 3,9 3,6 17,3 44,0 26,2
Температура застывания, °C 24 16 45 48 20
Содержание серы, % масс. 0,85 2,1 2,3 1,9 2,8
V, мкг/г — — 120,0 88,0 186,0
Ni, мкг/г — — 11,3 76,0 15,9
Коксуемость, % масс. 6,2 6,2 10,9 16,7 14,1
Характеристика Нефть
15 16 17 | 18 I 19
Плотность при 20°С, кг/м3 880,6 884,3 880,0 889,6 864,9
Вязкость кинематическая
при 20°С, мм2/с 29,1 44,9 22,5 38,8 15,3
Характеристика Нефть
15 1 16 1 17 18 19
Температура застывания, °C Содержание, % масс.: -И -4 -25 -2 -38
серы общей 1,2 1,4 1,75 1,9 1,2
парафина* 3,4(58) 2,0(56) 2,5(52) 3,5(48) 2,2(53)
смол силикагелевых 12,0 6,3 16,0 9,8 12,5
асфальтенов 2,7 0,7 1,2 5,3 0,8
V, мкг/г 36,0 13,0 40,0 16,0 46,0
Ni, мкг/г — — — — 6,8
Бензины
Фракция, °C Н.К.-62 H.K.-85 н.к-85 н.к-85 н.к-85
Выход на нефть, % масс. 0,6 5,1 6,3 2,5 7,9
Плотность при 20°С, кг/м3 657,1 693,5 671,0 673,0 668,3
Октановое число (ММ) Групповой углеводородный состав, % масс.: 54 55 58 63 60
парафиновые 95 70 66 75 73
нафтеновые 5 27 30 25 24
ароматические 0 3 4 0 3
Керосин
Фракция, °C 120-230 120-230 120-230 120-230 120-260
Выход на нефть, % масс. 15,0 16,8 18,7 17,0 20,9
Плотность при 20°С, кг/м3 767,4 788,4 788,5 790,0 787,1
Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с Содержание, % масс.: 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5
серы общей 0,02 0,13 0,1 Следы 0,22
серы меркаптановой 0 0 0 0,001 0
ароматических углеводо- родов 5 21 18 17 21
Высота некоптящего пламе-
ни, мм 31 26 27 25 26
Температура начала кристал- лизации, °C <-60 <-60 <-60 <-60 -62
Дизельные дистилляты Фракция, °C 140-320 140-320 140-320 140-320 150-320
Выход на иефть, % масс. 28,1 32,2 30,4 29,0 32,7
* В скобках указана температура плавления парафина, °C.
Характеристика Нефть
15 16 I 17 18 19
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость кинематическая 82,6,4 821,1 823,7 827,5 820,4
при 20°С, мм2/с Содержание серы, % масс.: 2,8 2,4 2,9 3,3 2,8
общей 0,2 0,25 0,54 0,5 0,6
меркаптановой 0 0 0 0 0
Температура застывания, °C -35 -46 -32 -31 -35
Температура помутнения, °C -28 -32 -28 -24 -29
Цетановое число 50 55 51 68 50
Фракция, °C 180-350 180-350 180-350 200-350 180-350
Выход на нефть, % масс. 27,3 25,2 28,4 21,6 31,5
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость кинематическая 840,0 837,7 840,2 839,0 839,2
прн 20°С, мм2/с Содержание серы, % масс.: 4,4 4,0 4,6 4,7 4,8
общей 0/ 0,48 0,8 0,7 0,7
меркаптановой 0 0 0 0 0
Температура застывания, °C -22 -29 -17 -23 -25
Температура помутнения, °C -15 -21 -13 -И -15
Цетановое число 51 50 55 60 54
Вакуумный газойль
Фракция, °C 350-500 350-500 350-450 350-460
Выход на нефть, % масс. 23,6 26,4 20,4 20,7
Плотность прн 20°С, кг/м3 Вязкость кинематическая, мм2/с: 912,7 911,0 905,0 904,0
при 50°С 29,3 25,4 16,6 19,8
прн 100°С 6,9 6,2 4,0 4,8
Содержание серы, % масс. 1,3 2,0 1,78 0,97
Температура застывания, °C 24 22 15 И
Коксуемость, % масс. 0,33 0,1 0,10 0,34
Остаток
Фракция, °C >320 >350 >480 >500 >500
Выход на нефть, % масс. 31,9 63,6 30,2 41,0 30,4
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость условная прн 993,4 933,2 979,4 992,4 974,9
100°С, градус ВУ 37,3 3,3 12,0 22,4 34,3
Температура застывания, °C 35 17 24 16 20
Характеристика Нефть
15 16 1 I? 1 18 19
Содержание серы, % масс. 1,9 2,0 3,2 3,2 2,5
V, мкг/г 92,0 — 144,0 109,0 164,0
V/Ni, мкг/г 10,4 — 27,0 — 25,0
Коксуемость, % масс. 13,6 3,7 12,6 12,4 11,3
1 — ем-еговская нефть (нефтеносный горизонт “Внкуловская свнта”; сква-
жина № Р-533; интервал перфорации 1379-1389 м);
2 — комсомольская нефть;
3 — ловинская нефть;
4 — меретаяхинская нефть;
5 — русская нефть;
6 — Самотлорская нефть (товарная из трубопровода “Восточный”);
7 — северо-губкинская нефть;
8 — тарасовская нефть;
9 — яро-яхинская нефть
10 — каменная нефть;
И — киняминская нефть;
12 — мало-балыкская нефть;
13 — нивагальская нефть;
14 — покамасовская нефть;
15 — приобская нефть;
16 — угутская нефть;
17 — южно-покачевская нефть;
18 — южно-сургутская нефть;
19 — ермаковская нефть.
Физнко-хнмическне методы контроля качества углеводородных систем
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
1 Нефтепродукты. Оп- Измерение времени истече- Вискозиметры ка- 1. 0.5-5% от среднего 1. 10,6- ГОСТ
ределение кинемати- ческой вязкости и рас- чет динамической вяз- кости ния определенного объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяже- сти пилляриые из стек- ла (типа Пинкевич, ВПЖТ-1, ВПЖТ-2, ВПЖТ-4 и др.) значения 2. 0,8-2% от средне- го значения 1000 мм2/с, 2. 1000- 3000 мм2/с 33-82
2 Нефтепродукты тем- ные. Ускоренное оп- ределение серы Сжигание нефтепродуктов в струе воздуха, улавлива- ние образующихся сернис- того и сериого ангидридов раствором перекиси водо- рода с серной кислотой и титрование раствором гид- роокиси натрия Прибор типа ПОСТ ±0,05-0,1% масс. Более 0,1% масс. ГОСТ 1437-75
3 Нефть и нефтепро- Сжигание испытуемого Тигли, чашки, элек- До 0,05 - Свыше ГОСТ
дукты. Определение зольности нефтепродукта и прокали- вание твердого остатка до постоянной массы тропечь типа СНОЛ ±0,0005% масс. От 0,05 до 1 - ±0,001-0,05% масс. Св. 1% - 4% от среднего значения 0,0005% масс. 1401-75
4 Нефтепродукты. Определение давле- ния насыщенных па- ров Измерение давления насы- щения паров моторных топлив в бомбе, состоящей из топливной и воздушной камер при температуре 37,8°С Бомба ±0,7-3 кПа 0-186,3 кПа ГОСТ 1756-52
Продолжение приложения 2
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
5 Нефтепродукты Обработка испытуемого Мерная и лабора- Не более 10% от ОтО ГОСТ
светлые. Определе- ние иодных чисел и содержание непре- дельных углеводоро- дов нефтепродукта спиртовым торная посуда раствором кода, оттитро- вывание свободного кода раствором тиосульфата на- трия и определение иодно- го числа среднего значения и выше г иода на 100 г нефтепродукта 2070-82
6 Нефтепродукты. Оп- ределение фракцион- ного состава Перегонка 100 см3 испыту- емого нефтепродукта при условиях, предусмотрен- ных стандартами Аппарат типа АРНС Для температуры начала кипения (н. к.) (1°С до температуры 10- 50% отгона, для 90% отгона — 2°С, для температур 96- 98% отгона и темпе- ратуры конца кипе- ния (к. к.) — 3°С н. к -360°С и более 0-25% масс. ГОСТ 2177-82
7 Нефть и нефтепро- дукты. Определение содержания воды Нагревание пробы нефте- Аппарат для каче- продукта с нерастворимым ственного определе- в воде растворителем и из- ния воды мерение объема сконденси- рованной воды ±2% от среднего значения 1. 0,6-1,00 г/см3 ГОСТ 2477-65
8 Нефть и нефтепро- дукты. Определение плотности Показания по шкале арео- Ареометры для не- метра при температурах фти по ГОСТ 18481- определеиия и пересчете 81 1. ±0,0005 г/см3 2. ±0,0006 г/см3 2.1,00-1,10 г/см3 ГОСТ 3900-85
результатов на плотность
при температуре 20°С
о
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
До ±5°С
0-360°С ГОСТ
4333-87
9 Нефтепродукты. Нагревание пробы в откры- Аппараты типа ТВО
Определение темпера- том тигле с установленной (ТА-2) или полуав-
тур вспышки и вое- скоростью до вспышки на- тематические и авто-
пламенения в откры- ров (Т вспышки) нефтепро- матические типа
том тигле дукта и воспламенения АВТО (АТВ-2)
10 Нефтепродукты. Титрование кислых соедине- Лабораторная посу-
Определение кислот- ний испытуемого продукта да
ности и кислотного спиртовым раствором гидро-
числа окиси калия и определение
для светлых нефтепродук-
тов кислотности, выражен-
ной в мг КОН/100 см3; для
масел и смазок — кислот-
ного числа, выраженного
в мг КОН/г
И Нефтепродукты. Условная вязкость, опре- Вискозиметр ти-
Определение условной деляемая по отношению па ВУ по ГОСТ
вязкости ВУ времени истечения из вис- 1532-81
козиметра типа ВУ 200 см3
к времени истечения дис-
тиллированной воды при
температуре 20°С
12 Нефтепродукты. Извлечение ВКЩ из нефте- PH-метр. Лабора-
Определеше наличия продуктов ведой или вод торная посуда
±0,08-0,2 Более 0,08 ГОСТ
мг КОН/100 см3 мг КОН/100 см3 59-85-79
±0,03-0,15 услов-
ных градусов
0,03-20
условных
градусов
ГОСТ
6258-85
±0,2 pH (до 4 pH); От 0,2 pH ГОСТ
±0,3 pH (св. 4 pH) и более 6307-75
Продолжение приложения 2
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
13 водорастворимых кис- лот и щелочей (ВКЩ) Нефтепродукты. ным раствором спирта и оп- ределение величины pH водной вытяжки Определение температуры Аппарат типа ТВЗ 1. ±2°С 1.0~104°С ГОСТ
Определение темпе- горючего вещества, при (ТВ-1), автомати- 2. ±5°С 2. св. 104°С 6356-75
14 ратуры вспышки в закрытом тигле Нефть, иефтепродук- которой над его поверхно- стью образуется смесь па- ров и газов с воздухом, способная вспыхивать от источника зажигания Растворение продуктов в ческий прибор АТВ-3 (АТВ-1) Шкаф сушильный До 0,1 - От 0,0025 ГОСТ
ты н присадки. Опре- деление механиче- ских примесей 15 Нефтепродукты свет- бензине или толуоле. Фильтрование с последую- щим высушиванием и взвешиванием Обработка испытуемого Стеклянное лабора- ±0,0025% масс. Св. 0,01-0,1 - ±0,005% масс. Св. 0,1-1,0 - ±0,01% масс. Св. 1,0 - ±0,1% масс. Не более 1% масс до 10,0% масс. 0-100% масс. 6370-83 ГОСТ
лые. Определение ароматических углево- дородов нефтепродукта 98,5-99,0% серной кислотой, реагиру- ющей с непредельными и торное оборудова- ние от среднего значе- ния 6994-79
ароматическими углеводо-
родами
К5
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
16 Нефть н нефтепро дукты. Определение ванадия Обработка пробы концент- рированной серной, азот- ной кислотами, элементар- ной серой или сожжение пробы. Зола подвергается кислотной обработке с пос- ледующим фотометрирова- нием раствора комплекса фосфоровольфрамокисло- го ванадия на длине волны 436 нм Фотоколориметр или спектрометр До 2 мг/кг — От 0 до 200 ±0,3 мг/кг от сред- мг/кг топлива него значения. Св. 2 мг/кг — 10% от среднего значения ГОСТ 10364-90
17 Нефть н иефтепро- Определение фракционно- Аппарат АРН-2 дукты. Определение го состава нефти и нефте- фракционного состава продуктов при атмосфер- в аппарате АРН-2 ном давлении и вакууме для построения кривой НТК, установления содер- жания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов ±1% от среднего зна- 1-100% масс, чения (по массе) — при отборе фракций до 320°С. ±1,5% от среднего значения (по мас- се) — при отборе фракций > 320°С ГОСТ 11011-85
18 Нефтепродукты н уг- Определение анилиновой Лабораторная посу летюдородные раство- точки как минимальной да рители. Определение температуры, при которой анилиновой точки и объемы анилина и испыту- ароматических углево- емого продукта полностью дородов смешиваются ±0,2°С В зависимости от испыту- емого нефте- продукта и растворителя ГОСТ 12329-77
Продолжение приложения 2
I Углеводородная сис- *у тема и название соот- 117 п| ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
19 Нефть. Методы опре- деления хлористых со- лей Извлечение хлористых со- лей из нефти водой и тит- рование в водной вытяжке Стеклянная лабора- торная посуда ±1,5-25 мг/дм3 1,5-1000 мг/дм3 ГОСТ 21534-76
20 Нефтепродукты. Оп- Восстановление связанной Аппарат для опреде- До 10~5% масс, в за- 0,2 •Ю’4- ГОСТ
ределение микропри- месей серы органики и элементной серы на активном никеле Ренея до сульфата никеля, разложение сульфата ни- келя соляной кислотой и определение выделившего- ся сероводорода титрова- нием раствором ацетата ртути в щелочной среде в присутствии индикатора ления микроприме- сей серы висимости от кон- центрации серы 250 10-*% масс. 13380-81
21 Нефть. Определение содержания углеводо- родов Cj-Сб Разделение углеводородов С}~Сб, входящих в состав нефти, методом газо-жид- костной хроматографии Хроматограф типа “АГАТ” ±0,01-0,3% от среднего значения 0,01—6% масс. ГОСТ 13379-82
22 Нефтепродукты. Определение содержа- ния серы сжиганием в лампе Сжигание нефтепродукта в лампе в чистом виде или после разбавления раство- рителем с последующим Аппарат типа ОС или ОСУ, мерная стеклянная посуда ±0,004-0,01% масс. 0,04% масс, и выше ГОСТ 19121-73
поглощением образовав-
шихся оксидов серы раст-
вором углекислого натрия
и титрованием серной кис-
w лотой
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
23 Нефтепродукты. Сжигание нефтепродукта Аппарат для опреде- Определение коксуе- и определение массы кок- ления коксуемо- ±0,005-2% масс. 0,5-90% масс. ГОСТ 19932-74
мости по Коирадсону сового остатка сти
24 Нефтепродукты. Оп- Визуальное сравнение цве- ределение цвета на ко- та нефтепродукта или его лориметре ЦНТ раствора с цветными стек- лянными светофильтрами Колориметр марки ЦНТ ±0,5 единиц ЦНТ 0,5-8 единиц ЦНТ ГОСТ 20284-74
25 Нефтепродукты. Оп- Нагревание образца испы- ределение температур туемого нефтепродукта с текучести и застыва- последующим охлаждени- ния ем его с заданной ско- ростью до температуры, при которой образец оста- ется неподвижным Лабораторная по- суда ±2°С От -80 до +60°С ГОСТ 20287-91
26 Нефтепродукты. Оп- Полное сжигание жидкого ределение высшей теп- топлива в калориметричес- лоты сгорания и вы- кой бомбе в среде сжатого числение низшей теп- кислорода лоты сгорания Калориметры сжи- гания с бомбой жид- костные типов В-08, В-09, В-08МА, В-08 МБ ±130 кДж/кг ГОСТ 21261-91
27 Топливо для двигате- Сравнение детонационной лей. Моторный. Опре- стойкости испытуемого деление октанового топлива и эталонного топ- числа лива Установка одно- цилиндровая типа УИТ-85 или анало- гичная с переменной степенью сжатия в комплекте с элект ±0,5 октановых единиц 40-100 октановых единиц ГОСТ 511-82
Продолжение приложения 2
I Углеводородная сис- *у I тема и название соот- Сущность Используемые Погрешность Диапазон Документ
п/11| ветствующего метода метода приборы метода измерений, ед. измерений
ронным детономет-
ром типа ДП-60 или
ДП-77
28 Топлива дизельные. Сравнение самовоспламе- Определеиие цетано- няемости испытуемого топ- Установка одно- цилиндровая типа ±2 цетановые единицы 20-100 цетано- вых единиц ГОСТ 3122-67
вого числа лива в двигателе при раз- личных степенях сжатия с самовоспламеняемо- стью эталонных топлив с известными цетановыми числами 29 Топливо для авиаци- Максимальная высота не- ЦДТ-69, ИТ9-ЗМ — прибор типа ИПЗВ, индикаторы впрыс- ка и воспламенения Лампа для опреде- ±1 мм 0-55 мм ГОСТ
онных газотурбинных коптящего пламени до по- двигателей. Опреде- явления дыма при сжига- ления типа ВНП 4338-91
леиие максимальной ния топлива в стандартной
высоты некоптящего лампе
пламени
30 Топлива моторные. Охлаждение пробы топли- Лабораторная посу- ±1°С От -80°С ГОСТ
Определение темпера- ва и определение темпера- да туры помутнения, иа- туры помутнения, появле- до+60°С 5066-91
чала кристаллизации ния первых кристаллов и
исчезновения кристаллов
углеводородов
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- вртствуютпего метода Сущность метода Используемые приборы 1 Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
31 Топливо для двигате- лей. Испытание иа медной пластинке Выдерживание медной пластинки в испытуемом топливе при повышенной температуре и фиксирова- Пластинки из элект- ролитной меди ма- рок МО или Ml по ГОСТ 859 Визуально Визуально ГОСТ 6321-92
иие изменения ее внешнего
вида, характеризующего
коррозионное воздействие
топлива
32 Топливо для двигате-
лей. Исследователь-
ский. Определение
октанового числа
Сравнение детонационной
способности испытуемого
топлива с детонационной
способностью эталонных
топлив
Установка одноци-
линдровая УИТ-85
с переменной степе-
нью сжатия в комп-
лекте с электронным
детонометром типа
ДП-60 или ДП-77
±0,5 октановых
единиц
40-100 октано- ГОСТ
вых единиц 8226-82
с магнитострикцион-
ным датчиком
33 Топлива моторные. Выпаривание испытуемого Прибор типа
Определение факти- топлива под струей водя- в комплекте
ческих смол (по Буда- ного пара
рову)
ПОС До 15 - ±2 мг.
Св. 15 до 40 -
±3 мг.
Св. 40 до 100 - 8%
от меньшего резуль-
От 0 и выше мг
на 100 см3
топлива
ГОСТ
8489-85
тага.
Св. 100 - 15% от
меньшего результата
. Продолжение приложения 2
| Углеводородная сис- _ , тема и название соот- Сущность п/п| ветствующего метода | метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерении, ед. измерений Документ
34 Топлива для двигате- Определение массы лей. Определение тер- ка, образующегося мической стабильности окислении топлива в статических уело- 150°С в течение 4 ч осад- при при Прибор ЛСАРТ в комплекте с метал- лическими бомбоч- ками ±0,1 мг 2 мг и выше на 100 см3 топлива ГОСТ 9144-79
виях
Не более 12 кДж/кг
35 Топливо для реактив- Определение плотности Ареометры для
ных двигателей. Рас- при 20°С и анилиновой нефти по ГОСТ
четное определение точки испытуемого топли- 18481-81, мерная
низшей удельной теп- ва и вычисление низшей стеклянная посуда
лоты сгорания удельной теплоты сгора-
ния
36 Топливо для реактив- Окисление испытуемого Аппарат типа ТСРТ-2
ных двигателей. Оп- топлива в присутствии
ределение термоокис- меди в качестве катализа-
лительной стабиль- тора при 150°С в течение
иости в статических 4 ч. Проведение количе-
условиях ственной оценки раство-
римых и нерастворимых
смол в осадке
37 Топливо для двигате- Определение содержания Потенциометр типа
лей. Определение мер- в топливах меркаптановой pH-121 или другой,
каптановой и серово- и сероводородной серы по- имеющий входное
дородной серы тенциометрическим титро- сопротивление ие
потенциометрическим ванием азотнокислым ам- менее 1012 Ом и це-
гитрованием миакатом серебра Ну деления шкалы
не более 5 мВ
±2 мг на
100 см3 топлива
От 2 и выше
мг на 100 см3
топлива
ГОСТ
11065-90
ГОСТ
11802-88
±0,00005-
0,0015% масс.
в зависимости
от содержания
меркаптановой серы
0,0001-
0,01% масс.
ГОСТ
17323-71
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
38 Топливо для двигате- Изменение пропускной лей. Определение ко- способности фильтра при эффициента фильтруе- последовательном пропус- мости кании через него определен- ного количества топлива Аппарат типа УОФТ или полуав- томатический типа ПФДТ До ±0,2 0,2 и выше ГОСТ 19006-73
39 Топливо для реактив- Фильтрование испытуемо- Лабораторная по- лых двигателей. Оп- го топлива через мембран- суда ределение мыл нафте- ный фильтр. Гидролиз новых кислот мыл, содержащихся в по- лученном осадке, фикси- рование окраски водного раствора в присутствии фенолфталеина Визуально Визуально ГОСТ 21103-75
40 Топливо дизельное. Постепенное охлаждение Определение пре- топлива (с интервалом 1°С) дельной температуры и стекание его через прово- фильтруемости иа хо- лочную сетку в вакууме лодиом фильтре 1761 Па (200 мм вод. ст.) Стеклянное лабора- торное оборудова- ние Не более 1°С От +5 до 35°С ГОСТ 22254-92
41 Топливо для реак тнвных двигателей Обработка образца топли- ва дистиллированной во- Мерная стеклянная лабораторная посу- — 1-2 балла ГОСТ 27154-86
Метод испытания иа дой (или буферным раст- да
взаимодействие с во- вором фосфата) с после-
дой дующей оценкой состоя-
ния фаз (топливо-вода)
и поверхности их раздела
Продолжение приложения 2
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
42 Бензины автомобиль- Определение времени, в ные. Определение течение которого испытуе- индукционного пе- мый бензин, находящийся риода в среде кислорода под дав- лением 700 кПа при тем- пературе 100°С, практически не подвергается окислению Бомба из нержа- веющей стали ±5% от среднего результата 55 мин и выше ГОСТ 4039-88
43 Бензины. Определе- ние свинца Экстрагирование соедине- ний свинца раствором моно- хлорида иода. Спектрофото- метрическое определение свинца в виде комплекса с 4-(2-пиридилазо)-резорци- иолом (ПАР) нли сульфар- сазеном (плюмбоном) Спектрофотометр или фотоэлектроко- лориметр. Мерная стеклянная лабора- торная посуда ±0,001-0,1 г/дм3 0,001-3 г/дм3 ГОСТ 28828-90
44 Бензины. Определе- Хроматографическое опре- ние бензола и суммар- деление углеводородов бен- ного содержания аро- зина магических углеводо- родов Газовый хромато- граф ±0,05-0,3% 0,3-10% масс. ГОСТ 29040-91
45 Битумы нефтяные. Измерение глубины, на ко- Прибор пенетро- От 0-40 мм — От 2 до 250 мм ГОСТ
Определение глубины проникновения иглы торую погружается игла пенетрометра в испытуе- мый образец битума при метр “ПН-1М” 2% от среднего значения; 40-130 - 4% аг 11501-78
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
заданной нагрузке, темпе-
ратуре и времени
46 Битумы нефтяные» Охлаждение и периодиче-
Определение темпера- ский изгиб образца битума,
туры хрупкости по Определение температуры,
Фраасу При КОТОрОЙ ПОЯВЛЯЮТСЯ
трещины или образец биту-
ма разрушается
47 Битумы нефтяные. Определение измеиеиия
Определение измене- массы битума после про-
ния массы после про- грева
грева
49 Битумы нефтяные. Измерение времени, в тече-
Определение условной ние которого определенное
вязкости количество битума перетека-
ет через калиброванное от-
верстие цилиндра аппарата
при заданной температуре
среднего значения;
130-250 мм —
6% от среднего
значения
Аппарат Фрааса ±0,05°С От-35°С до + 30°С ГОСТ 11507-78
Шкаф сушильный До 0,2% масс. — 0,05% от среднего значения. Св. 0,2% масс. — до 0,1% от среднего значения Св. 1% масс. — 0,15% от среднего значения От 0 и выше, % масс. ГОСТ 18180-74
Аппарат ВУБ-1 ±2 с (до 20 с). ±3 с (от 20 до 40 с). 10% от среднего арифметического значения (св. 40 с) 2 с и выше ГОСТ 11503-74
Продолжение приложения 2
№ п/п Углеводородная сис- тема н название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
50 Битумы нефтяные. Определение температуры, Аппарат для опреде- От ±0,5°С (до От 0,5 до ГОСТ
Определение темпера- туры размягчения по кольцу и шару при которой битум размяг- чается ления температуры 80°С) плавления битума До ±2°С (св. 80°С) 200°С 11506-73
51 Битумы нефтяные. Определение растяжи- мости Определение максималь- ной длины, иа которую мо- жет растянуться битум без разрыва, залитый в специ- альную форму, раздвигае- мую с постоянной ско- ростью при заданной тем- пературе Прибор дуктило- метр 10% от среднего значения До 100 см ГОСТ 11505-75
52 Битумы нефтяные. Вязкость условная Определение времени ис- течения (с) продукта при 80°С Вискозиметр ВУБ-1 До 20 с - ±2 с. 20-40 с - ±3 с. > 40 с - ±10% от среднего значения 1-10% масс. ГОСТ 11503- 74. Опреде- ление условной вязкости
53 Битумы нефтяные. Определение раство- римости Определение растворимо- сти битума в органических растворителях — толуоле, хлороформе или трихлор- Шкаф сушильный, мерная стеклянная лабораторная по- суда ±0,05% масс. От 0,05 и выше ГОСТ 20739-75
гл этилене
оо
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
54 Мастика антикорро зийная битумная. Тер моего Йкость Определение температуры Термошкаф стекания мастичного слоя с металлического образца, °C ±1% от среднего зна- чения До 140°С ТУ 2332-020- 05766624-94, п. 4.9
55 Мастика кровельная Определение температуры горячая. Теплостой- сползания мастики с образ- кость ца при заданной темпера- туре (°C) Шкаф сушильный с автоматической регулировкой тем- пературы ±1°С До 150°С ГОСТ 2889-80 с допол- нениями поТУ- 21-27- 125-89. Мастика битумно- пропиле- новая приклеи- вающая. Витален
56 Материалы лакокра сочные. Вязкость Определение времени ис- течения (с) продукта при 20°С Вискозиметр ВЗ-4 ±2°С — ГОСТ 8420-74
57 Материалы лакокра- Определение остатка после Термошкаф сочные. Массовая до- выпаривания образца, ля нелетучих веществ % масс. ±5% от среднего зна- чения 5-50% масс. ГОСТ 17537-72
Продолжение приложения 2
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
58 Материалы лакокра- сочные. Прочность при ударе Определение максималь- ной высоты, при падении с которой груз определенной массой не вызывает види- мых механических повреж- дений на поверхности пла- стинки с мастичным по- крытием (см) Прибор типа У-1, У-2 ±1 см ГОСТ 4765-73
59 Покрытия лакокра- сочные. Стойкость по- крытия к действию 3% NaCl Определение защитной способности мастичного слоя от коррозии металли- ческой пластины (балл) Металлические пла- стины ГОСТ 9.403-80 с допол- нениями по ТУ 2332-020- 05766624- 94. Мастика антикор- розион- ная би- тумная, п. 4.10
60 Материалы рулонные кровельные и гидро- изоляционные. Вод о Определение количества воды, поглощаемого сухим образцом мастики после Сосуд с водой при температуре 20 ± 2°С 1% от среднего значения 1-10% масс. ГОСТ 2678-81 с допол-
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
поглощение
погружения в воду на
25 ч, % (г)
61 Мастика антикорро- Высушивание образца Термошкаф —
зийная битумная, в термошкафу при 100°С
Время высыхания по- с дальнейшим определени-
крытия ем адгезии к необработан-
ной пластине (ч)
62 Мастика антикорро- Определение степени от- Металлические —
зийная битумная. Ад- слоения мастичного слоя пластины, нож
гезия от поверхности металли- (скальпель)
ческого образца (балл)
63 Мастнка бнтумио- Определение величины Разрывная машина ±0,01 МПа
пропиленовая при- усилия, необходимого для любого типа
кленвающая строн- отрыва мастики от основа-
тельная “Биталеи”. ния (МПа)
Прочность сцепления
с основанием
нениями
по ТУ 21-
27-125-
89.
Мастика
битумно-
пропиле-
новая
приклеи-
вающая
ТУ 2332-
020-
05766624-
94, п. 4.8
ТУ 2332-
020-
05766624-
94, п. 4.8
ТУ-21-27-
125-89,
п. 4. 8
Продолжение приложения 2
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
64 Материалы кровель- Определение температуры ные. ТУ-21-27-125-89 образования трещин при ‘Мастика битумио- изгибании образца мастики пропиленовая горячая по полуокружности метал- строительная “Бита- лического стержня (°C) лен”. Гибкость Морозильная каме- ра или охлаждаю- щий состав ±1°С - ГОСТ 2678-87 п. 4.9, п. 4.11
65 66 Зяжуший иолимер- Определение упругой де- битумный н полимер- формации растянутого об- асфальтобетон. Плас- разца битума до опреде- тичность ленной длины (отн. %) Техническая сера Методы испытаний: Дукгилометр ±10% от среднего значения От 10 до 100% ТУ 351669-88 п. 4.4
Определение массовой доли серы Расчетный метод - - - ГОСТ 127.2-93
Определение массовой Весовые определения мае- Электропечь сопро- От ±0,005 0,005- ГОСТ
доли золы сы остатка после прокали- вания пробы при темпера- туре (800±10°С) тивления лаборатор- ная типа СНОЛ до ±0,03% масс. 0.4% масс. 127.2-93
Определение массовой Экстракция кислых ве- Пипетки, бюретки, От ±0,001 От 0,0001 ГОСТ
доли кислот в пересче- те на серную кислоту ществ с помощью воды и цилиндры, стаканы, титрование полученного колбы до ±0,0020% масс. до 0.02% масс. 127.2-93
экстракта раствором гидро-
окиси натрия в присутствии
фенолфталеина
№
п/п
Углеводородная сис-
тема и название соот-
ветствующего метода
Сущность
метода
Определение массовой Весовое определение по
доли органических ве- разности масс после дву-
ществ кратного прокаливания
пробы при температуре
(250±10°С) и (800+10°С)
Определение массовой Весовое определение поте-
доли воды ри массы в результате вы-
сушивания при (70±2°С)
67 Газ сухой. Определе- Газо-жидкостная и газоад-
ние компонентного со- сорбционная хроматогра-
става фия газа
68 Газы горючие при- Йодометрический метод,
родные. Определение Поглощение сероводорода
H2S и меркаптановой из газов подкисленными
серы растворами уксуснокисло-
го или хлористого кадмия
с последующим йодомет-
рическим титрованием.
Потенциометрический ме-_
тод. Поглощение меркап-
Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
Электропечь сопро- 15% от среднего ОтО Г//, тивления лаборатор- значения до 0,1% масс.
ная типа СНОЛ
Шкаф сушильный типа СНОЛ До ±0,05% от сред- него значения От 0 до 5.0% масс. ГОСТ 127.2-93
Газовый хромато- граф ±0,1-1,0% от среднего значения От 0,01 до 100% масс. ГОСТ 14920-79
Мерная лаборатор- ная посуда 0,002-0,015% от среднего значения 0,01 г/м3 и более ГОСТ 22387.2-83
Потенциометр ти-
па ЭВ-74
1% от среднего
значения
0-0,05 г/м3 »
танов раствором гидрооки-
си калия из предваритель-
но очищенного от H2S газа
с последующим потенцио-
метрическим титрованием
раствора азотнокислым ам-
миакатом серебра
Продолжение приложения 2
№ п/т Углеводородная снс- I тема и название соот- 1| ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
69 Газы углеводородные Хроматографическое оп- сжиженные. Опреде- ределение углеводородов, ление углеводородного входящих в состав сжи- сосгава женного газа Газовый хромато- граф ±0,025—0,7% масс. 0,1-100% масс. ГОСТ 10679-76
70 Газы углеводород- ные сжиженные. Расчетный. Опреде- ление плотности и давления насыщен- ных паров Расчет проводится на ос- новании определения ком- понентного состава (хро- матографический метод) газов и плотности и фуги- тивности индивидуальных углеводородов, входящих в состав сжиженных газов при заданной температуре Газовый хромато- граф до 10% от среднего значения ГОСТ 28656-90
71 Горючие газы. Хро- матографический. Определение компо- нентного состава Газо-жидкостная и газоад- сорбциониая хроматогра- фия Хроматограф типа “3700” До ±0,02% масс, от среднего значения 0,1-100% масс. ГОСТ 23781-87
72 Газы углеводородные сжиженные. Опреде- ление H2S и меркапта- новой серы Поглощение H2S и мер- каптанов раствором гидро- окиси натрия или раство- рами углекислого натрия и гидроокиси натрия с последующим потенцио- Ионометр типа ЭВ-74, потенцио- метр типа pH-340 ±0,0002% масс, от среднего значения 0,0002-1% масс. ГОСТ 22985-90
метрическим титрованием
образующихся сульфидов
н меркаптидов щелочного
металла азотнокислым ам-
миакатом серебра
№ п/п Углеводородная сис- тема и название соот- ветствующего метода Сущность метода Используемые приборы Погрешность метода Диапазон измерений, ед. измерений Документ
73 Определение щелочи Титрование содово-щелоч- в содово-щелочных ного раствора соляной растворах кислотой Мерная лаборатор- ная посуда ±0,3% от среднего значения 0,3-45% масс. Инструк- ция МНПЗ МИ 38.3601- 14-90
74 Метод анализа щелочи Титрование щелочи ра- створом НС1 Мерная лаборатор- ±0,3% от среднего ная посуда значения 0,3-5% масс. Инструк- ция МНПЗ МИ 38.3601- 15-91
75 Определение H2S н SO2 в газе Поглощение H2S и SO2 из газов раствором иода Мерная лаборатор- ±0,3% от среднего ная посуда значения 1-10% масс. Инструк- ция МНПЗ МИ 38.3601- 09-90
76 Метод анализа иеугле- Последовательное погло- Газоанализатор типа ±0,3-0,5% 0,5-100% масс. Инструк-
водородных газов щение неуглеводородных компонентов жидкими по- глотителями ГХП-100 ция МНПЗ МИ 38.3601- 16-93
77
Определение водорода Газоадсорбционная хро- Газовый хромато-
матография граф
0,001% от среднего
значения
0,001-
100% масс.
Инструк-
ция МНПЗ
МИ 38.3601-
05-89
Приложение j Анализ аварий, пожаров и взрывов на объектах нефтепереработки и нефтехимии
№ Место и время Причина Объект Событие Ущерб, руб.; поражение людей
1 Салават “Салаватнефтеоргсинтез” 22.09.92 Разгерметизация фланцево- го соединения на сырьевой линии установки 25/4-1 НПЗ Загазованность терри- тории установки с по- следующим взрывом и пожаром 110000, 4 человека получили ожоги
2 Салават “Салаватнефтеоргсинтез” 22.09.92 Установка 22/4, выход бен- зина через разгерметизиро- ванное торцевое уплотнение насоса НПЗ Вспышка паров бензи- на и пожар 5000, 2 человека получили ожоги
3 Иркутск “Ангарскнефтеоргсинтез” 28.24.92 Выброс вакуумного газойля на свечу НПЗ Взрыв паров газойля с дальнейшим пожаром 1226, 2 человека погибли
4 Самара 31.01.92 Разрушение подшипника в насосе установки 22/4 НПЗ Разгерметизация с вы- ходом бензина и его загоранием 1890
5 Москва 21.01.92 Разгерметизация фланцево- го соединения трубопровода установки ЭЛОУ-АВТ-6 НПЗ Воспламенение нефте- продукта 2545
оо 6 Тольятти 9.07.93 Неисправность фланцевого соединения в насосном отде- лении АО “Куйбы- шевазот" Утечка продукта с по- следующим взрывом 7800000, 3 человека погибли
№ Место и время Причина Объект Событие Ущерб, руб.; поражение людей
7 Уфа 11.06.93 Нарушение технологии дега- зации полимера иа установ- ке “Андерсен” Завод синтетиче- ского спирта Объемный взрыв па- ров бензина 66550, 2 человека погибли
8 Уфа. 25.07.93 Пирофорные отложения в резервуарном парке НПЗ Самовозгорание про- дукта 200000
9 Хабаровск 24.11.94 Разрушение подшипника в насосе установки ЭЛОУ- АВТ НПЗ Горение мазута, выхо- дящего из торцевого уплотнения 9652881
10 Краснодар Разрушение клапана линии подачи топлива в котел НПЗ Воспламенение топли- ва 4000000, 1 человек погиб
И Уфа 21.10.94 Выход бензина через разгер- метизировавшееся торцевое уплотнение насоса АО “Уфа- нефтехим” Воспламенение бензи- на на установке “Аро- матика” 282985
12 Салават 21.10.94 Выход пирогаза через раз- герметизировавшееся флан- цевое соединение наружной установки цеха АО “Сала- ватнефте- оргсинтез” Воспламенение пиро- газа с последующим факельным горением 4247931
13 Иркутск 14.09.94 Нарушение технологическо- го режима производства карбида АО “Усолье- химпром” Горение контактио-си- ловых кабелей карбид- ных печей 1300000
Продолжение приложения 3
№ Место н время Причина Объект Событие Ущерб, руб.; поражение людей
14 Комсомольск-на-Амуре 13.08.94 Неисправность задвижки трубопровода установки ЭЛОУ-АВТ-3 НПЗ Горение пропитанной нефтепродуктом изо- ляции трубопровода в районе операторной 114175
15 Новокуйбышевск 13.05.94 Неисправность производ- ственного оборудования ус- тановок 24-6/3 (свищ) НПЗ Воспламенение про- дукта 681204
16 Кемерово 24.06.94 Разрушение прокладки на трубопроводе жидкой серы АО “Азот” Попадание серы на котлоагрегат и ее вос- пламенение 691269
17 Волгоград 30.03.94 Разрушение трубопровода от насоса на установку НПЗ Выход жидкой фазы и ее испарение. Загазо- ванность установки 1 человек погиб
18 Ставрополь 31.05.94 Разгерметизация сварного шва трубопровода азотиой кислоты АО “Невин- номысский азот” Утечка азотиой кисло- ты. Образовалось об- лако загазованности 4680960
19 Сыктывкар 14.04.94 Попадание паров бензина в колодец условно чистых вод НПЗ Воспламенение бензи- на 50000
20 Стерлитамак 29.01.94 Переполнение емкости вследствие нарушения тех- нологического регламента Предприятие “Каучук” Воспламенение вылив- шегося дизтоплива при попадании его на паро- 9870000
спутник
го NJ Продолжение приложения 3
№ Место и время Причина Объект Событие Ущерб, руб.; поражение людей
21 Уфа 16.03.94 Разрушение торцевой крыш- ки насоса в здании отстой- ников контакторного блока, выход продукта НПЗ Взрыв газовоздушной смеси в здании отстой- ников контакторного блока 1277700
22 Стерлитамак 4.11.95 Разгерметизация фланцево- го соединения трубопровода с выходом хлористого алли- ла АО “Каустик” Воспламенение от искр, образовавшихся прн пользовании нс- крообразующим инст- рументом 3 человека получили ожоги
23 Омск 2.02.95 Нарушение технологическо- го процесса производства иа установке АВТ-10 НПЗ Пожар на установке 5980000, 1 человек получил ожог
24 Краснодарский край 5.03.95 Насосная стабилизирующей установки каталитического риформинга. Взрыв на свар- ном шве трубопровода ли- нии откачки некондиционно- го газа НПЗ Газовоздушное облако достигло печи и про- изошел взрыв 3100000, 1 человек погиб
25 Уфа 2.02.95 Разгерметизация технологи- ческого трубопровода уста- новки каталитического кре- кинга НПЗ Воспламенение ваку- умного газойля 5300000
Продолжение приложения 3
№ Место и время Причина Объект Событие Ущерб, руб.; поражение людей
го си 26 27 28 29 30 Сызрань 31.01.96 Уфа 19.03.96 Уфа 28.06.96 Оренбург 6.05.96 Ленинградская обл. 19.09.96 Установка АВТ-5. Неисп- равность технологического оборудования Нарушение герметичности торцевого уплотнения по пе- рекачке мазута Выброс смеси углеводоро- дов с водой при снятии зад- вижки для гидронспытания змеевика печи Несоблюдение правил по- жарной безопасности при газоопасных работах на топ- ливопроводе трубчатой печи Нарушение технологии про- ведения газоопасных работ по установке заглушки на линии входа нефтепродукта в насос НПЗ АО “Уфа- нефтехим” АО “Сала- ватнефте- оргсинтез” НПЗ НПЗ Не сработали сигна- лизаторы довзрывных концентраций в произ- водственных помещени- ях, произошел взрыв Пожар на наружной площадке установки АВТ-2 из-за попадания вышедшего продукта на паропровод высоко- го давления Воспламенение смеси от форсунок печи Пожар на установке ЭЛОУ-АВТ-2 Пожар в горячей на- сосной блока пред- фракционирования ус- тановки ЛАБ 307296 1984000 1 человек получил ожог 2-й степени 1 человек полу- чил ожог 2-й степени 1 человек погиб, 4 человека ожоги
Продолжение приложения 3
1 № Место и время Причина Объект | Событие J ущеро, руо.; поражение людей
__J 31 32 Уфа 16.12.96 Омск 4.10.96 Пропуск водородсодержа- щего газа в холодильнике иа установке каталитического риформинга вследствие на- рушения технологического регламента Неисправность производ- ственного оборудования АО “Уфа- нефтехим” НПЗ Воспламенение газа Пожар в насосной тех- нологической установ- ки 110000 141900
33 34 35 36 Краснодар 15.06.96 Уфа 28.01.97 Стерлитамак 23.03.97 Уфа 22.09.97 Неисправность произвол- НПЗ ствеиного оборудования, на- рушение технологического процесса Пропуск гудрона из-за кор- АО “Уфа- розии трубопровода нефтехим Нарушение регламента ра- .АО “Каус- бот технологического обору- тик” дования Разгерметизация сварного АО НУНПЗ шва фланцевого соединения насоса установки ТК-3 Пожар из-за воспламе- нения продукта, вы- шедшего из узла зад- вижки и попавшего на печь Воспламенение гудро- на Вспышка газовоздуш- ной смеси разлившего- ся винилхлорида Воспламенение ваку- умного газойля 192400, 1 человек получил ожоги 4114000 4322000 327200
№ Место и время Причина Объект Оконча Событие лие приложения 3 Ущерб, руб.; поражение
37 Волгоград 9.08.97 Нарушение технологическо- го процесса производства прн подземном ремонте скважин ОАО “Стрежевой- нефть” Взрыв паров продукта под землей с последу- ющим пожаром на по- верхности земли 1155424
38 Самара 23.11.97 Разгерметизация подводя- щего трубопровода на блоке гидроочистки ОАО “Куйбышев- ский НПЗ” Взрыв паров горячего нефтепродукта с по- следующим горением 180000, 3 человека получили ранения
Нормативно-Правовые документы по охране окружающей среды,
промышленной и экологической безопасности
№ доку- Название документа Кем разработан, утвержден документ
1 Федеральный закон “О промышленной безопасности опасных производственных объектов от 21.07.97 г. № 116 ФЗ Принят Государственной Думой 20.06.97
2 Об охране окружающей среды Закон РСФСР от 19.12.1991 № 2060-1 (ред. от 02.06.1993)
3 Об охране атмосферного воздуха
Федеральный закон от 04.05.1999
№ 96-ФЗ (принят ГД ФС РФ 02.04.1999)
4 О правилах разработки и утверждения нормативов образования
отходов и лимитов на их размещение
5 Об утверждении “Положения об оценке воздействия намечаемой
хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Рос-
сийской Федерации”
б Об утверждении “Положения о государственном учете вредных
воздействий иа атмосферный воздух и их источников”
7 О нормативах выбросов вредных (загрязняющих) веществ
в атмосферный воздух и вредных физических воздействий
на него
8 О порядке установления и пересмотра экологических и гигиени-
ческих нормативов качества атмосферного воздуха, предельно до-
пустимых уровней физических воздействий иа атмосферный воз-
дух и государственной регистрации вредных (загрязняющих)
веществ и потенциально опасных веществ
Постановление Правительства РФ
от 16.06.2000 № 461
Приказ Госкомэкологии РФ
от 16.05.2000 № 372 (зарегистрировано
в Минюсте РФ 04.07.2000 № 2302)
Постановление Правительства РФ
от 21.04.2000 № 373
Постановление Правительства РФ
от 02.03.2000 № 183
Постановление Правительства РФ
от 02.03.2000 № 182
о состоянии окружающей природной среды, ее загрязнении от 14.02.2000 № 128
и чрезвычайных ситуациях техногенного характера, которые ока-
зали, оказывают, могут оказать негативное воздействие
на окружающую природную среду”
10
Об утверждении порядка разработки и утверждения экологичес-
ких нормативов выбросов и сбросов загрязняющих веществ в ок-
ружающую природную среду, лимитов использования природных
ресурсов, размещения отходов
Постановление Правительства РФ
от 03.08.1992 № 545 (ред. от 16.06.2000)
И
О присоединении Российской Федерации к Протоколу
1992 года “Об изменении Международной Конвенции “О созда-
нии Международного фонда для компенсации ущерба от загряз-
нения нефтью 1971 года и денонсации Российской Федерацией
Международной Конвенции “О создании Международного фонда
для компенсации ущерба от загрязнения нефтью 1971 года”
Федеральный закон от 02.01.2000
№ 26-ФЗ (принят ГД ФС РФ 24.11.1999)
12
13
“О создании и ведении единого государственного фонда данных
о состоянии окружающей природной среды, ее загрязнении”
Об утверждении порядка организации проведения лицензирова-
ния отдельных видов деятельности в области охраны окружаю-
щей среды
Постановление Правительства РФ
от 21.12.1999 № 1410
Приказ Госкомэкологии РФ
от 14.12.1999 № 764
14 Об индексации платы за загрязнение окружающей природной Письмо Госкомэкологии РФ
среды на 2000 год от 25.11.1999 № 01-14/24-298
№ доку- мента Название документа Кем разработан, утвержден документ
15
Постановление Правительства РФ
от 24.11.1999 № 1292
О специально уполномоченном федеральном органе исполни-
тельной власти в области охраны атмосферного воздуха
16
17
18
О порядке лицензирования водопользования и охраны водных
объектов
Об утверждении “Типового положения о территориальном орга-
не Госкомэкологии России”
Об утверждении “Порядка организации проведения лицензиро-
вания деятельности по обращению с опасными отходами” и “Рег-
ламента работы лицензионной комиссии Госкомэкологии России
по лицензированию деятельности по обращению с опасными
отходами”
Письмо Госкомэкологии РФ
от 18.11.1999 № 19-4/25-1786
Приказ Госкомэкологии РФ
от 02.11.1999 № 641 (зарегистрировано в
Минюсте РФ 22.12.1999 № 2018)
Приказ Госкомэкологии РФ
от 11.10.1999 № 581
19 Методические указания по оценке и возмещению вреда, Утв. Госкомэкологии РФ 06.09.1999
нанесенного окружающей природной среде в результате экологи-
ческих правонарушений
20 Об утверждении “Положения о создании охранных зои ста- Постановление Правительства РФ
ционарных пунктов наблюдений за состоянием окружающей при- от 27.08.99 № 972
родной среды, ее загрязнением”
21 Об усилении мер государственного регулирования производства и Постановление Правительства РФ
потребления озоноразрушающих веществ в Российской Федера- от 05.05.99 № 490
ции
22 Вопросы Государственного комитета Российской Федерации по Постановление Правительства РФ
Продолжение приложения 4
№ доку- мента Название документа Кем разработан, утвержден документ
охране окружающей среды
23 Вопросы Государственного комитета Российской Федерации по
охране окружающей среды и гидрометеорологии
24 Методические указания по расчету платы за неорганизованный
сброс загрязняющих веществ в водные объекты
от 13.01.99 № 49
Постановление Правительства РФ
от 17.08.1998 № 969 (ред. от 13.01.1999)
Утв. Госкомэкологии РФ 29.12.98
25 О практике применения судами законодательства об ответствен- Постановление пленума Верховного суда РФ
ностн за экологические правонарушения от 05.11.98 № 14
26 Об утверждении “Перечня нормативных правовых документов, Приказ Госкомэкологии РФ от 23.07.98
рекомендуемых к использованию при оценке и возмещении вре- № 448
да, нанесенного окружающей природной среде в результате эко-
логических правонарушений”
27
О проведении практических работ по введению экологического
аудирования в Российской Федерации
Приказ Госкомэкологии РФ
от 16.07.98 № 436 (вместе с “Временным
порядком аттестации экологических аудито-
ров”)
28 Об отходах производства и потребления
29 Об утверждении “Положения о порядке определения стоимости
проведения государственной экологической экспертизы докумен-
тации” (вместе с “Положением ...”)
Федеральный закон от 24.06.1998
№ 89-ФЗ (принят ГД ФС РФ 22.05.1998)
Приказ Госкомэкологии РФ от 22.04.98
№ 238, утв. Госкомэкологии РФ 21.04.98)
(зарегистрировано в Минюсте РФ 01.06.1998
№ 1533)
№ доку- мента Название документа Кем разработан, утвержден документ
30
Об утверждении “Перечня работ и услуг природоохранного на-
значения”
Приказ Госкомэкологии РФ от 05.03.98
№ 129
31 Об утверждении “Методики исчисления размера ущерба
от загрязнения подземных вод”
32 Об утверждении “Типового положения о территориальном органе
Госкомэкологии России’Чвместе с “Порядком подготовки,
представления, прохождения и утверждения в государственном
комитете Российской Федерации по охране окружающей среды
Положения о территориальном органе Госкомэкологии
России”)
Приказ Госкомэкологии РФ от 11.02.98
№ 81
Приказ Госкомэкологии РФ от 12.08.97
№ 345 (ред. от 14.05.98). Зарегистрировано в
Минюсте РФ 20.02.1998
№ 1475
33 Об экологической экспертизе
Федеральный закон от 23.11.1995
№ 174-ФЗ (ред- от 15.04.1998) (принят
ГД ФС РФ 19.07.1995)
34 О внесении изменений и дополнений в отдельные указы Прези- Приказ Президента РФ от 01.03.96
дента Российской Федерации в связи с принятием федерального № 302 (ред. от 24.04.98)
закона “Об экологической экспертизе
35 Об организации государственного надзора за безопасностью Постановление Правительства РФ
гидротехнических сооружении от 16.10.97 № 1320
36
Об утверждении “Перечня нормативных документов, рекомендуе-
мых к использованию при проведении государственной экологи-
ческой экспертизы, а также при составлении экологического обо-
снования хозяйственной и иной деятельности
Приказ Госкомэкологии РФ
от 25.09.1997 № 397
Продолжение приложения 4
№ доку- мента Название документа Кем разработан, утвержден документ
О введении в действие “Инструкции о сроках и формах представ- Приказ МЧС РФ от 07.07.97 № 382
ления информации в области защиты населения и территорий от
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера”
Об утверждении “Регламента проведения государственной Приказ Госкомэкологии РФ от 17.06.97
экологической экспертизы Дё 280 (зарегистрировано в Минюсте РФ
28.07.1997 № 1359)
39 О порядке сбора и обмена в Российской Федерации информацией
в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситу-
аций природного и техногенного характера
40 Об утверждении “Положения о ведении государственного монито-
ринга водных объектов”
41 О единой государственной системе предупреждения и ликвидации
чрезвычайных ситуаций
42 Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих ве-
ществ в окружающую природную среду и размещение отходов
43 О порядке разработки и утверждения нормативов предельно
допустимых вредных воздействий на водные объекты
44 О порядке создания и использования резервов материальных ре-
сурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и тех-
ногенного характера
45
О порядке разработки, согласования, государственной эксперти-
зы, утверждения и реализации схем комплексного использования
Постановление Правительства РФ
от 24.03.97 № 334
Постановление Правительства РФ
от 14.03.97 № 307
Постановление Правительства РФ
от 05.11.95 № 1113 (ред. от 22.04.97)
Письмо Минприроды РФ от 27.11.92
(ред. от 20.11.97)
Постановление Правительства РФ
от 19.12.96 № 1504
Постановление Правительства РФ
от 10.11.1996 № 1340
Постановление Правительства РФ
от 13.09.96 № 1097
№ Название документа Кем разработан,
доку- мента утвержден документ
и охраны водных ресурсов
46 О “Красной книге Российской Федерации”
47
48
49
50
51
52
№
доку-
мента
Об утверждении правил ведения “Красной книги Российской Фе-
дерации”
Об утверждении “Положения о порядке проведения государ-
ственной экологической экспертизы”
Об утверждении “Положения о лицензировании отдельных видов
деятельности в области охраны окружающей среды”
О взимании платы за сброс сточных вод и загрязняющих веществ
в системы канализации населенных пунктов
Об утверждении “Единой формы заключения государственной
экологической экспертизы”
Временное положение о порядке взаимодействия федеральных
органов исполнительной власти при аварийных выбросах и сбро-
сах загрязняющих веществ и экстремально высоком загрязнении
окружающей природной среды
Постановление Правительства РФ
от 19.02.1996 № 158
Приказ Минприроды РФ от 12.08.96 № 360
Постановление Правительства РФ
от 11.06.96 № 698
Постановление Правительства РФ
от 26.02.1996 № 168
Постановление Правительства РФ
от 31.12.95 № 1310
Приказ Минприроды РФ от 28.09.1995
№ 392
Утв. Минприроды РФ 23.06.95 № 05-11/
2507, МЧС РФ 03.08.95, Госкомсан-
эпиднадзором РФ 18.08.95, Минсельхозпро-
дом РФ 04.07.95, Росгидрометом 30.06.95,
Роскомземом 08.08.95, Роскомводом 22.08.95,
Роскомнедра 11.08.95, Роскомрыболовства
14.08.95, Рослесхозом 10.08.95) (зарегистри-
ровано в Минюсте РФ 11.09.1995 № 946)
Название документа
Продолжение приложения 4
Кем разработан,
утвержден документ
53 Порядок организации разработки и утверждения ПДК
и ОБУВ загрязняющих веществ в воде рыбохозяйственных вод-
ных объектов
54 О проведении эксперимента по применению нормативов
удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
Об утверждении “Временного порядка объявления территории
зоной чрезвычайной экологической ситуации”
56
57
58
59
61
О методике определения размеров ущерба от деградации почв и
земель
О проведении эксперимента по развитию экологического страхо-
вания
Об утверждении “Положения об оценке воздействия на окружаю-
щую среду в Российской Федерации”
Временные правила охраны окружающей среды от отходов про-
изводства и потребления в Российской Федерации
Утв. Роскомрыболовства 14.08.1995
№ 12-04-11/454 (зарегистрировано
в Минюсте РФ 06.12.1995 № 987)
Приказ Минприроды РФ от 19.07.1995
№ 289
Приказ Минприроды РФ от 06.02.95 № 45
Письмо Роскомзема от 29.07.94
№ 3-14-2/1139
Приказ Минприроды РФ от 26.07.94 № 233
Приказ Минприроды РФ от 18.07.94 № 222
(зарегистрировано в Минюсте РФ 22.09.1994
№ 695)
Утв. Минприроды РФ 15.07.1994
Об утверждении “Временного порядка оценки и возмещения вре- Приказ Минприроды РФ от 27.06.1994
да окружающей природной среде в результате аварии” № 200
О государственной стратегии Российской Федерации по охране
окружающей среды и обеспечению устойчивого развития
Указ Президента РФ от 04.02.94
№ 236
№ доку- мента Название документа Кем разработан, утвержден документ
62 О порядке определения размеров ущерба от загрязнения земель Письмо Минприроды РФ № 04-25, Роскомзе-
химическими веществами ма № 61-5678 от 27.12.93
63 Рекомендации по определению предельных размеров платы за
загрязнение окружающей природной среды
64 О порядке учета при налогообложении средств, получаемых
предприятиями водопроводно-канализационного хозяйства при
взимании повышенной платы за превышение нормативов сброса
производственных сточных вод
65 Об уточнении базовых нормативов платы за сброс загрязняющих
веществ в окружающую природную среду
66 О государственной экологической экспертизе предприятий с ино-
странными инвестициями
Утв. Минприроды РФ 09.12.93
Письмо Госналогслужбы РФ
от 17.09.93 № НП-4-01/147н (зарегистриро-
вано в Минюсте РФ 26.10.1993 № 376)
Письмо Минприроды РФ от 18.08.93 № 03-
15/65-4400
Письмо Минприроды РФ от 21.05.93 № 02-
12/65-1571, РАМСиР от 19.05-93 № 3.14.2-
3/312 (зарегистрировано в Минюсте РФ
08.07.1993 № 299)
67
Инструктивно-методические указания по взиманию платы за
загрязнение окружающей природной среды
Утв. Минприроды РФ от 26.01.93 (ред. от
15.02.2000) (зарегистрировано в Минюсте
РФ 24.03.1993 № 190)
68
Типовое положение о порядке добровольного экологического
страхования в Российской Федерации
Утв. Минприроды РФ 03.12.92 № 04-04/72-
6132, Российской государственной страховой
компанией 20.11.92 № 22
69 Об утверждении “Порядка определения платы и ее предельных Постановление Правительства РФ
размеров за загрязнение окружающей природной среды, размеще- от 28.08.1992 № 632
ние отходов, другие виды вредного воздействия”
70 О федеральном экологическом фонде Российской Федерации Постановление Правительства РФ и экологических фондах иа территории Российской Федерации от 29.06.1992 № 442
71 Методические рекомендации по организации производственного Приказ Госгортехнадзора России от 26.04.00 контроля за соблюдением требований промышленной безопасное- № 49 ти на опасных производственных объектах (РД 04-355-00)
72 Методические рекомендации по составлению декларации про- Постановление Госгортехнадзора России от мышленной безопасности опасного производственного объекта 26.04.00 № 23 (РД 03-357-00)
73 Методические указания по проведению анализа риска опасных Постановление Госгортехнадзора России от промышленных объектов (РД 08-120-96) 12.07.96 № 29
74 Положение о Координационном совете по вопросам внедрения Приказ Госгортехнадзора России от 09.07.99 страхования ответственности предприятий, эксплуатирующих № 118 опасные производственные объекты при Госгортехнадзоре России
75 Положение о порядке выдачи специальных разрешений (лицеи- Постановление Госгортехнадзора России от зий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью 03.07.93 № 20. Приняты дополнения в 1993, промышленных производств (объектов) и работ, а также с обес- 1994 и — приказом Госгортехнадзора России печением безопасности при пользовании недрами (РД 03-26-93) от 20.03.95 № 52 — в 1995 г.
76 Положение о порядке прохождения поступающих в Госгортех- Приказ Госгортехнадзора России от 11.03.99 надзор России деклараций промышленной безопасности (РД 04- № 44 271-99)
сл 77 о Положение о порядке технического расследования причин ава- Постановление Госгортехнадзора России рнй на опасных производственных объектах (РД 03-293-99) от 08.06.99 № 40
№ Доку- мента Название документа Кем разработай, утвержден документ
78 Положение о порядке утверждения заключений экспертизы про-
мышленной безопасности (РД 03-298-99)
79 Положение о регистрации объектов в государственном реестре
опасных производственных объектов и ведении государственного
реестра (РД 03-294-99)
80 Положение о функциональной подсистеме по контролю за хими-
чески опасными и взрывоопасными объектами единой государ-
ственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных
ситуаций (РД 03-133-97)
81 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности
(ПБ 03-246-98)
82 Правила сертификации поднадзорной продукции для потенциаль-
но опасных промышленных производств, объектов и работ (РД
03-85-95)
83 Правила экспертизы декларации промышленной безопасности
(ПБ 03-314-99)
Постановление Госгортехнадзора России
от 14.07.99 № 51
Постановление Госгортехнадзора России
от 03.06.99 № 39
Приказ Госгортехнадзора России от 25.02.97
№ 24
84 Положение о порядке оформления декларации промышленной бе-
зопасности и перечне сведений, содержащихся в ней (РД 03-315-
99)
Постановление Госгортехнадзора России
от 06.11.98 № 64
Постановление Госгортехнадзора России
от 02.02.95 № 5
Постановление Госгортехнадзора России от
07.09.99 № 65. Внесено изменение № 1 ПБИ
03-393(314)-00 постановлением Госгортех-
надзора России от 27.10.00 № 61
Постановление Госгортехнадзора России от
07.09.99 № 6. Внесено изменение № 1 РДИ
03-394(315)-00 постановлением Госгортехнад-
зора России от 27.10.00 № 62
Продолжение приложения 4
№ доку- мента Название документа Кем разработан, утвержден документ
85
Положение о порядке подготовки н аттестации работников орга-
низаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты,
подконтрольные Госгортехнадзору России (РД 04-265-99)
Постановление Госгортехнадзора России от
11.01.99 № 2
86 О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварий- Постановление Правительства России № 613
ных разливов нефти н нефтепродуктов от 20.08.00
87 Об организации и осуществлении производственного контроля за Постановление Правительства России № 263
соблюдением требований промышленной безопасности на опасном от 10.03.99
производственном объекте
88
89
90
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
Методические рекомендации по классификации аварий и инци-
дентов на ОПО химической, нефтехимической и нефтеперераба-
тывающей промышленности
Методические рекомендации по оценке технического состояния и
безопасности хранения производственных отходов и стоков пред-
приятий химического комплекса
Госгортехнадзор РД 08-200-98
Госгортехнадзор РД 09-398-01
Госгортехнадзор РД 09-255-99
Положение о порядке рассмотрения проектной документации по- Госгортехнадзор РД 09-92-95
тенциально опасных производств в химической, нефтехимической
и нефтеперерабатывающей промышленности
Общие правила взрывобезопасности для взрывопожарных хими- Госгортехнадзор ПБ 09-170-97
ческих н нефтеперерабатывающих производств
№
доку-
мента
93
94
95
96
97
98
99
Название документа
Кем разработан,
утвержден документ
Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатываю-
щих производств
Системы управления окружающей средой. Требования и руковод-
ство по применению.
Системы управления окружающей средой. Общие руководящие
указания по принципам, системам и средствам обеспечения функ-
ционирования.
Руководящие указания по экологическому аудиту. Основные
принципы.
Руководящие указания по экологическому аудиту. Процедуры
аудита. Проведение аудита систем управления окружающей сре-
дой
ПБ 09-310-99
Госстандарт ГОСТ Р ИСО 14001-98
Госстандарт ГОСТ Р ИСО 14004-98
Госстандарт ГОСТ Р ИСО 14010-98
Госстандарт ГОСТ Р ИСО 14011-98
Руководящие указания по экологическому аудиту. Квалификаци-
онные критерии для аудиторов в области экологин
Управление окружающей средой. Оценка жизненного цикла.
Принципы и структура
Госстандарт ГОСТ Р ИСО 14012-98
Госстандарт ГОСТ Р ИСО 14040-99
Отпечатано с предоставленных диапозитивов в ГУП “Уфим-
ский полиграфкомбинат”. 450001, г. Уфа, пр. Октября, 2.