Экологические проблемы эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий

Содержание

Реферат

Список сокращений

Введение

1 Характеристика процессов переработки нефти, сопровождающихся загрязнением окружающей среды

1.1 Состав и свойства нефти

1.2 Группы нефтепродуктов, получаемые при переработке нефти

1.3 Общая схема переработки нефти

1.3.1 Первичная переработка нефти

1.3.2 Вторичные процессы нефтепереработки

2 Воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на окружающую среду

2.1 Влияние нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу

2.1.1Основные источники загрязнения атмосферы на нефтеперерабатывающих предприятиях

2.1.2 Установки каталитического крекинга как загрязнители атмосферы

2.1.3 Последствия воздействия нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу

2.2 Воздействие сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий на гидросферу

2.3 Загрязнение литосферы нефтеперерабатывающими предприятиями

3 Меры по решению экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий

3.1 Мероприятия по снижению атмосферных выбросов от блока каталитического крекинга

3.1.1 Снижение выбросов аэрозолей от установок каталитического крекинга в атмосферу

3.1.2 Снижение выбросов оксида углерода от установок каталитического крекинга в атмосферу

3.1.3 Снижение выбросов оксидов серы и сероводорода от установок каталитического крекинга в атмосферу

3.1.4 Снижение выбросов оксидов азота от установок каталитического крекинга в атмосферу

3.1.5 Снижение выбросов углеводородов от установок каталитического крекинга в атмосферу

3.2 Рациональные схемы водоснабжения и канализации на нефтеперерабатывающих предприятиях

3.3 Снижение экологической нагрузки нефтеперерабатывающих предприятий на литосферу

4 Правовые основы и методы обеспечения природоохранного законодательства в области нефтепереработки

5 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров нефтеперерабатывающих предприятий

5.1 Алгоритм расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров нефтеперерабатывающих предприятий

5.2 Исходные данные для расчета выбросов паров нефтей и бензинов в атмосферу от резервуаров нефтеперерабатывающего предприятия

5.3 Расчет валовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров хранения автомобильного бензина

5.4 Расчет валовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров хранения технического керосина

6 Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

6.1 Алгоритм расчета платы за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий

атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

6.2 Исходные данные для расчета платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

6.3 Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

7 Расчет платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

7.1 Алгоритм расчета платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

7.2 Исходные данные для расчета платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

7.3 Расчет платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

Выводы

Список использованных источников

Приложения

Реферат

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ, ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ, НЕФТЬ, УГЛЕВОДОРОДЫ, ТОКСИЧНОСТЬ, ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА, АТМОСФЕРНЫЕ ВЫБРОСЫ, СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ОТХОДЫ ПРОИЗВОДСТВА, УЩЕРБ ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

Объект исследования – нефтеперерабатывающие предприятия.

Цель дипломной работы – изучение экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий.

Охарактеризованы процессы переработки нефти, сопровождающиеся загрязнением окружающей среды. Изучено воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на окружающую среду: атмосферу, гидросферу и литосферу. Предложены меры по решению экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий. Выявлены правовые основы и методы обеспечения природоохранного законодательства в области нефтепереработки. Рассчитана плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и за сбросы загрязняющих веществ в водоемы от нефтеперерабатывающих предприятий.

Пояснительная записка к дипломной работе содержит 76 страниц, 6 рисунков, 16 таблиц, 31 использованный источник литературы, 5 приложений.

Список сокращений

БПК – биохимическое потребление кислорода

ККПС – каталитический крекинг в псевдоожиженном слое

КПД – коэффициент полезного действия

НПП – нефтеперерабатывающее предприятие

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод

ПДВ - предельно допустимый выброс

ПДС - предельно допустимый сброс

ССВ – средство сокращения выбросов

СПАВ – синтетические поверхностно-активные вещества

УНПЗ - Уфимский нефтеперерабатывающий завод

ЭЛОУ - электрообессоливающая установка

Введение

Экологические проблемы, имеющие в настоящее время глобальный социальный характер, наиболее ярко проявились в нефтеперерабатывающей отрасли, где огромная энергонасыщенность предприятий, образование и выбросы вредных веществ создают не только техногенную нагрузку на окружающую среду, но и общественно-политическую напряженность в обществе.

Республика Башкортостан относится к одним из самых промышленно развитых регионов Российской Федерации. Концентрация промышленного производства в Башкортостане существенно превышает общероссийские показатели, особенно в части размещения предприятий нефтепереработки.

В нефтеперерабатывающей промышленности постоянно интенсифицируются технологии, вследствие чего такие параметры, как температура, давление, содержание опасных веществ, достигают критических величин. Растут единичные мощности аппаратов, количество находящихся в них опасных веществ. Многие виды продукции нефтеперерабатывающих предприятий с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья и состоящей из сотен позиций, взрыво- или пожароопасны или токсичны. Экономическая целесообразность расположения нефтеперерабатывающих предприятий приводит к созданию индустриальных комплексов в местах проживания населения. Перечисленные особенности современных объектов нефтепереработки обусловливают их потенциальную экологическую опасность.

В мире работает более 700 нефтеперерабатывающих предприятий (НПП) общей мощностью примерно 3,8 млрд. т в год. В производстве используются невозобновляемые сырьевые источники, их использование приводит к дополнительному нагреву поверхности атмосферы Земли, развитию парникового эффекта, уменьшению озонового слоя. Ущерб промышленных технологий нефтеперерабатывающих предприятий для окружающей среды и здоровья людей можно охарактеризовать риском, характер и масштабы которого зависят от типа и объемов потребляемых нефти и топлива, способов их использования, уровня технологии системы безопасности и эффективности проведения работ по уменьшению загрязнений [1].

Значительный вклад в загрязнение воздушного бассейна городов Уфа, Салават, Стерлитамак вносят предприятия нефтеперерабатывающей промышленности. Основными предприятиями нефтеперерабатывающего комплекса Башкортостана являются ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод», ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод», ОАО «Уфаоргсинтез», ЗАО «Стерлитамакский нефтехимический завод». По данным Государственного доклада «О состоянии природных ресурсов и окружающей среды Республики Башкортостан в 2005 году» валовый выброс загрязняющих веществ в атмосферный воздух от этих предприятий в 2005 году составил 148,934 тыс. т. Сброс в поверхностные водные объекты недостаточно очищенных сточных вод от предприятия ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» в 2005 году равнялся 36,236 млн. м3. Общий годовой объем образования отходов на нефтеперерабатывающих предприятиях г. Уфы составил 111,940 тыс. т.

Решение экологических проблем в области нефтепереработки требует разработки и внедрения высокоэффективных, малозатратных технологий переработки нефти и новых систем защиты экологии, что приведет к рациональному использованию нефти и улучшению состояния природной среды.

В этой связи изучение экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий является актуальным.

Цель дипломной работы – изучение экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий.

Для реализации цели дипломной работы ставились следующие задачи:

- охарактеризовать процессы переработки нефти, сопровождающиеся загрязнением окружающей среды;

- изучить воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на окружающую среду: атмосферу, гидросферу и литосферу;

- предложить меры по решению экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий;

- выявить правовые основы и методы обеспечения природоохранного законодательства в области нефтепереработки;

- рассчитать плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и за сбросы загрязняющих веществ в водоемы от нефтеперерабатывающих предприятий.

Социально-политический аспект рассмотрения экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий связан с решением проблем окружающей среды в масштабах всего человечества при наличии разных социальных систем. В связи с неделимостью биосферы загрязнение природной среды невозможно удержать в территориальных границах страны, в которой это происходит. Для разработки и внедрения новых, максимально эффективных и экономически выгодных способов очистки нефтяных загрязнений требуются экономические и научно- технические возможности всех стран [2].

Экономический аспект рассматриваемых проблем связан с бурным развитием нефтяной промышленности. Нефть дорожает изо дня в день и поэтому экономически выгодно добывать и перерабатывать ее в больших количествах. При этом общественность понимает, что получение максимальной выгоды сегодня может привести к полному истощению природных ресурсов завтра. Необходимо бережно относиться к имеющимся запасам и не допускать загрязнения природы. На сегодняшний день экономически более выгодно улучшать состояние природной среды различными методами и не допускать ее последующего загрязнения.

Экологические аспекты. Процессы переработки нефти представляют собой опасность для среды обитания живого мира, так как загрязняются атмосфера, гидросфера, литосфера. Чтобы снизить и предотвратить экологическую нагрузку на окружающую среду, в нефтепереработке необходимо внедрять экологические методы управления, вести хозяйственную деятельность в пределах емкости экосистем на основе массового внедрения энерго- и ресурсосберегающих технологий.

Этический аспект рассмотрения дипломной работы связан с тем, что нормы морали, нравственности должны быть направлены на изменение мышления людей в вопросах, касающихся экологических проблем, в том числе экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий. Каждый человек должен знать, какое воздействие оказывает нефтеперерабатывающая промышленность на среду его обитания, и быть заинтересованным в улучшении состояния экологии.

Концепция устойчивого развития человечества подразумевает такое развитие, которое обеспечивает удовлетворение потребностей настоящего времени без ущерба основополагающим параметрам биосферы и не ставит под угрозу способность будущих поколений удовлетворять свои потребности. В настоящее время нефтеперерабатывающие предприятия оказывают сильное негативное воздействие на окружающую среду. Для обеспечения устойчивого развития нефтепереработки необходимы разработка и внедрение новых экологически ориентированных способов переработки нефти [2].

1 Характеристика процессов переработки нефти, сопровождающихся загрязнением окружающей среды

Нефтеперерабатывающие предприятия оказывают воздействие на все оболочки биосферы Земли, загрязняется атмосфера, гидросфера, педосфера. Источником загрязнения природы является как непосредственно сама нефть, так и продукты ее переработки, включая вторичные продукты, образующиеся в процессе ее переработки. Поэтому в дипломной работе целесообразно рассмотреть состав и свойства нефти, поскольку они обусловливают воздействие нефти на окружающую среду, а также технологии нефтепереработки, сопровождающиеся загрязнением природы.

1.1 Состав и свойства нефти

Нефтью называется жидкое ископаемое топливо, распространенное в осадочной оболочке литосферы Земли.

Большинство нефтей представляют маслянистые жидкости от темно-коричневого до темно-бурого цвета, который зависит от содержания в них окрашенных смолистых веществ. Плотность нефтей составляет 0,82-0,90 т/м3, температура затвердевания лежит в пределах от -20ºС до +20ºС. Вязкость нефтей значительно выше вязкости воды. Элементный состав нефтей колеблется в очень незначительных пределах: углерод 84-87%, водород 12-14%, сера 0,1-5%, кислород и азот (в сумме) до 1,0% [22].

В нефти различают углеводородную часть, неуглеводородную часть и минеральные примеси. Углеводородная часть нефти представляет собой раствор газообразных и твердых углеводородов в смеси жидких углеводородов различной природы и сложности. В низкомолекулярной части нефти, перегоняющейся до 350ºС, содержатся вещества с молекулярной массой не более 250-300, а именно: алканы, моно-, би- и трициклические нафтены, моно- и бициклические ароматические углеводороды, углеводороды смешанного строения. В состав высокомолекулярной части нефти, перегоняющейся выше 350ºС, входят вещества с молекулярной массой от 300 до 1000 – высокомолекулярные алканы, моно- и полициклические нафтены с боковыми цепями, ароматические углеводороды с боковыми цепями, конденсированные многоядерные соединения и полициклические углеводороды смешанного строения.

В зависимости от того, углеводороды какого класса преобладают в составе нефти, они подразделяются на парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Наиболее распространены нефти так называемого смешанного основания, в которых нельзя выделить определенный класс углеводородов.

В неуглеводородную часть нефти входят разнообразные кислородные (фенолы, нафтеновые кислоты, гетероциклы), азотистые (производные пиридина и хинолина, амины) и сернистые (тиофен, тиоспирты и тиоэфиры) соединения. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (с содержанием до 0,5%), сернистые (с содержанием от 0,5 до 2,0%) и высокосернистые (с содержанием выше 2,0%).

Основная масса всех этих соединений концентрируется в высокомолекулярной части нефти.

Минеральные примеси в нефти составляют различные соли, перешедшие в нее из пластовых вод, механические примеси песка и глины и эмульгированная вода.

1.2 Группы нефтепродуктов, получаемые при переработке нефти

В настоящее время вся извлекаемая из недр нефть подвергается переработке с целью получения из нее разнообразных нефтепродуктов, которые используют как в качестве целевых продуктов, так и в качестве сырья для дальнейшей переработки. Все нефтепродукты можно разделить на следующие группы.

1. Моторные топлива

2. Котельные топлива (мазут, гудрон)

3. Реактивное топливо (авиокеросины)

4. Смазочные масла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла)

5. Консистентные смазки (мыла, церезин, силикаты)

6. Продукты, используемые для нефтехимического синтеза (мазут, широкая фракция и др.) [22]

1.3 Общая схема переработки нефти

В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее подготовку и процессы первичной и вторичной переработки.

Подготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных солей и воды и стабилизацию по составу.

Первичная переработка нефти (первичные процессы) заключаются в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим из первичных процессов является прямая гонка нефти.

Вторичная нефтепереработка представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой гонки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами.

1.3.1 Первичная переработка нефти

Принципиальная схема установки для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Принципиальная схема установки для перегонки нефти

1 - трубчатая печь; 2 - ректификационная колонна; 3 - конденсатор-холодильник и холодильники; 4 - теплообменники.

Линии: I - нефть; II - верхний продукт; III - боковые продукты; IV - остаток перегонки нефти: V - орошение; VI – ввод тепла или испаряющего агента

Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в трубчатую печь 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть ректификационной колонны 2. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну, паровая фаза поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья, жидкая – в нижней части. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей сверху жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта (II) возвращается в жидкое состояние на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие и обогащает поднимающиеся пары низкокипящими компонентами [2].

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющийся агент (IV). В качестве испаряющегося компонента широко применяется перегретый водяной пар или перегретые пары бензина или керосина. В результате этого легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами. В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу – высокотемпературный остаток, сбоку – боковые продукты (III).

Перегонку нефти осуществляют при температуре не выше 370ºС. В результате атмосферной перегонки остается мазут. Для выделения фракции из мазута применяют перегонку в вакууме. Для этой цели создается вакуум 20 мм рт ст, что позволяет выделить из мазута фракции до 500ºС (в пересчете на атмосферное давление) [2].

На рисунке 2 представлена схема установки атмосферно-воздушной перегонки нефти на Уфимском нефтеперерабатывающем заводе (УНПЗ).

Рисунок 2 - Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти (карачаганакского конденсата) Уфимского нефтеперерабатывающего завода

К - колонна, П – печь, Е -емкость

В качестве сырья на УНПЗ применяется карачаганакский конденсат. В нем содержится много меркаптанов. С этим связано одно из отрицательных воздействий УНПЗ на окружающую среду.

Блок подготовки сырья представляет собой электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), где нефть освобождается от воды и солей. Нефть нагревается до 150ºС при давлении 0,3-0,4МПа и поступает в колонну К-1, температура низа которой 170-200ºС. В емкости Е-1 происходит отделение газа и бензина. Бензин содержит до 0,8% серы и растворенный сероводород, поэтому после отделения воды он поступает на установку гидроочистки. Отбензиненная нефть нагревается и поступает в колонну К-2, где путем перегонки получают дизельное топливо. Мазут с нижней части К-2 подогревается в печи П-2 и поступает в вакуумную колонну К-3, где сверху отбирают вакуумный газойль, а снизу гудрон. Мазут может отгружаться потребителю как товарный продукт (топочный мазут). По аналогичной схеме с включением дополнительных ректификационных колонн перерабатывают другие нефти.

В процессе первичной переработки нефти в атмосферу выделяются углеводороды, сероводород. Попадание этих веществ в атмосферу связано с выделением (испарением) с установок первичной переработки нефти. Кроме того, в результате горения топлива в технологических печах образуется диоксид углерода, оксиды азота, по причине незавершенного горения топлива – монооксид углерода [22].

В процессах обезвоживания и обессоливания нефти образуются твердые отходы.

Таким образом, уже в ходе первичной переработки нефти прослеживается воздействие НПП на атмосферу, гидросферу и литосферу.

1.3.2 Вторичные процессы нефтепереработки

К вторичным процессам нефтепереработки относятся: коксование нефтяных остатков, деасфальтизация нефтяных остатков пропаном, каталитический крекинг, каталитический риформинг, деструктивная гидрогенизация, гидрокрекинг, гидроочистка.

1) Коксование нефтяных остатков

Рисунок 3 - Схема замедленного коксования нефтяных остатков

Коксованием называется термохимический процесс превращения тяжелых остатков нефтепереработки в нефтяной кокс и светлые нефтепродукты (бензин, газойль).

Существует несколько методов коксования. На рисунке 3 приведена схема замедленного коксования. При этом процессе кроме кокса образуются газы, бензиновые и керосино-дизельные фракции. Выход кокса составляет 12-36%, бензина – 8-18% и углеводородных газов – до 10 %.

Недостатком дистиллятов коксования является наличие в них непредельных углеводородов (20-40 %.) и сернистых соединений.

2) Деасфальтизация нефтяных остатков пропаном

Нефтяные остатки содержат большое количество асфальто-смолистых веществ. Процесс очистки нефтяных остатков от этих примесей называется деасфальтизацией. В результате процесса деасфальтизации получаются очищенные от асфальто-смолистых веществ масла, а также сырье для каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Процесс деасфальтизации протекает в деасфальтизационной колонне при 60-80 ºС и давлении 3,5-4,2 МПа и отношении пропана к сырью по массе 3-5:1.

3) Каталитический крекинг

Основное назначение каталитического крекинга: получение высокооктановых компонентов бензина из более тяжелых дистиллятов.

Крекинг осуществляют при 470-550ºС. В качестве катализатора применяются алюмосиликаты [22].

Рисунок 4 - Технологическая схема установки крекинга 1—А/1—М:

1 — теплообменники, 2 — трубчатая печь, 3 — реактор «КС», 4 — ректификационная колонна, 5 — холодильник-конденсатор, 6 — газоотделитель, 7 — отпарная колонна, 8—холодильники, 9—шламоотделитель, 10 — узел смешения, 11— регенератор катализатора «КС», 12 — котел-утилизатор, 13 — электрофильтр.

На рис.4 представлена технологическая схема установки каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора 1—А/1—М [22]. Крекируемое сырье через теплообменники 1 подается в печь 2. Нагретое сырье смешивается с рециркулятом (частью тяжелой фракции) и по катализаторопроводу поступает в реактор крекинга 3. В нижнюю отпарную зону реактора вводится водяной пар для отдувки катализатора. Пары продуктов реакции и водяной пар при температуре 450°С из верхней части реактора 3 поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 4. Пары бензина и водяной пар отбираются с верхней части колонны, проходят холодильник-конденсатор 5 и поступают в сепаратор 6, в котором разделяются на водяной слой, бензиновый слой и газ. Газ компрессируется и подается на газофракционирование, а бензин поступает на ректификацию. Часть бензина отбирается на орошение колонны.

Дизельное топливо и тяжелая фракция проходят через секции отпарной колонны 7, охлаждаются в теплообменниках 1 и холодильниках 8 и отводятся как товарные продукты. Часть тяжелой фракции в виде рециркулята смешивается с сырьем и подается в реактор 3, а часть направляется на орошение нижней части колонны 4. Смесь тяжелых жидких продуктов крекинга и катализаторной пыли из низа колонны 4 поступает в шламоотделитель 9, из которого шлам возвращается в реактор 3, а богатый ароматическими углеводородами декантат отводится с установки.

Дезактивированный в процессе работы катализатор из кипящего слоя реактора опускается в его отпарную зону и катализаторопроводом отводится в узел смешения с воздухом 10. Из него за счет воздушного потока катализатор переносится в регенератор 11, в котором создается кипящий слой. Основная часть воздуха для выжигания катализатора подается непосредственно в регенератор. Газы, образовавшиеся в результате выжигания кокса, проходят котел-утилизатор 12, электрофильтр 13 для улавливания катализаторной пыли и выбрасываются в атмосферу. Регенерированный катализатор из нижней части регенератора 11 поступает в катализаторопровод и вместе с сырьем и рециркулятом возвращается в реактор 3 [22].

4) Каталитический риформинг

Назначение: превращение низкооктановых бензиновых фракций в высокооктановые фракции бензинов, ароматизация узких или широких бензиновых фракций в катализат, из которого методами экстракции выделяют ароматические углеводороды.

Риформинг протекает в среде водорода при высоких температурах и среднем давлении с применением специальных катализаторов (в основном платиновой группы).

5) Деструктивная гидрогенизация

Суть процесса: присоединение водорода к молекулам сырья под давлением до 32 МПа, расщепление высокомолекулярных компонентов сырья и образование низкомолекулярных углеводородов, используемых в качестве моторных топлив.

6) Гидрокрекинг

Гидрокрекинг – это каталитический процесс, протекающий в среде водорода при температуре до 400ºС и давлении до 32 МПа. Этот процесс в зависимости от исходного сырья позволяет получать широкую гамму продуктов: от сжиженных газов до масел и нефтяных остатков с низким содержанием серы.

7) Гидроочистка

Гидроочистка – это процесс, протекающий в среде водорода в присутствии катализатора при температуре 325-425 ºС, давлении 3-7 МПа.

При этом процессе происходит деструкция сераорганических, кислород- и азоторганических соединений до сероводорода, воды и аммиака, предельных и ароматических углеводородов. При этом получается цвет, запах нефтепродуктов и снижается содержание серы до заданных норм.

Вторичные процессы переработки нефти поставляют в окружающую среду основное количество загрязнителей.

Серосодержащие газы – диоксид серы и сероводород – отходящие газы регенерации катализаторов на установках крекинга. Кроме того, источниками диоксида серы являются дымовые трубы печей, факельные стояки. Сероводород поступает в атмосферу также с установок гидроочистки и термокрекинга [2].

Технологические печи, факельные стояки выбрасывают в атмосферу оксиды азота, диоксид и монооксид углерода, твердые вещества.

Источниками попадания углеводородов в атмосферу и воду являются технологические установки (выбросы и утечки за счет неплотностей технологического оборудования, трубопроводной аппаратуры, сальников насосов, а также из рабочих клапанов при аварийных ситуациях, вентиляционные выбросы из рабочих помещений), системы оборотного водоснабжения (испарение углеводородов в нефтеотделителях и градирнях), технологические конденсаты.

Отработавшие катализаторы, зола, пыль, кислые гудроны представляют собой отходы вторичных процессов нефтепереработки.

Рассмотренные процессы переработки нефти загрязняют окружающую среду. В этой связи необходимым является изучение воздействия нефтеперерабатывающих предприятий на отдельные оболочки биосферы.

2 Воздействие нефтеперерабатывающих

предприятий на окружающую среду

Нефтеперерабатывающие предприятия оказывают отрицательное воздействие на все оболочки биосферы: воздушную, водную и твердую. Выделяющиеся в процессе переработки нефти выбросы влияют на состояние атмосферы; сточные воды попадают в природные воды и загрязняют гидросферу Земли; отходы производства, шламы прямо или косвенно наносят ущерб почвенному покрову.

2.1 Влияние нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу

Необходимость и значимость изучения воздушного бассейна предприятий по переработке нефти связана с насыщенностью источниками выделения и опасностью выбрасываемых в атмосферу вредных веществ [1].

2.1.1 Основные источники загрязнения атмосферы на нефтеперерабатывающих предприятиях

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу на нефтеперерабатывающих предприятиях, являются углеводороды, сернистый газ, сероводород, окись углерода, аммиак, фенол, окислы азота и т.д. К числу наиболее крупных источников загрязнения атмосферы относятся:

- резервуары, в которых хранятся нефть, нефтепродукты, различные токсичные легкокипящие жидкости;

- очистные сооружения; некоторые технологические установки (АВТ, каталитический крекинг, производство битумов и др.);

- факельные системы.

В таблице 1 приводятся данные о доле различных источников выбросов в атмосферу в общей величине выброса, полученные в результате обследований и паспортизации источников выбросов [3].

Таблица 1 – Распределение выбросов вредных веществ в атмосферу по основным источникам от общего количества выбросов [3]

2.1.2 Установки каталитического крекинга как загрязнители атмосферы

Установки каталитического крекинга относятся к одним из главных загрязнителей в нефтеперерабатывающих предприятиях.

Основным источником загрязнения при каталитическом крекинге является регенератор катализатора [18].

Для блока каталитического крекинга в основном используют тяжёлые дистилляты первичной переработки нефти, а это сырье более обогащено сернистыми и азотистыми соединениями, так же имеет в своём составе тяжёлые металлы в виде металлоорганики. Так как при самом крекинге идут процессы расщепления более сложных молекул углеводородов в более простые (в основном), то процессу расщепления подвергаются так же и молекулы содержащие азот, серу и металлы, превращая их в более простые соединения.

При переработке утяжеленного сырья катализатор может отравляться этими азотистыми и металлоорганическими соединениями. Отравление металлами выражается повышением коксоотложений на катализаторе и увеличением доли водорода в газах крекинга. Оба эти явления объясняются каталитическим действием металлов на реакции дегидрирования, протекающие на поверхности катализатора. Азотистые соединения значительно снижают выход бензина. Отмечена большая стабильность цеолитов к металлоорганическим и особенно к азотистым соединениям по сравнению с аморфными алюмосиликатами.

По мере увеличения времени контакта сырья с катализатором активность катализатора падает, так как его поверхность покрывается смолисто-коксовыми отложениями. Катализатор приобретает интенсивную темную окраску уже после мгновенного контакта с сырьем. В результате на поверхности катализатора образуются все более обеднённые водородом соединения, а жидкие и газообразные продукты все более обогащаются водородом. За счет обеднения водородом адсорбированные продукты уплотнения переходят в кокс, дезактивирующий катализатор.

Отработанный катализатор стекает в регенератор. Для восстановления активности эти отложения (кокс) выжигают посредством контакта горячего катализатора с потоком воздуха. Затем катализатор рециркулируется для повторного использования. Чем выше температура регенерации, тем быстрее протекает этот процесс. В настоящее время часто стали использоваться аппараты каталитического крекинга, где тепло необходимое для протекания процесса получается путём сгорания кокса, отложившегося на катализаторе, в регенераторе. Поэтому для проведения технологического процесса важным параметром регенерации является соотношение между количеством CO и CO2 в продуктах сгорания кокса. То есть в регенераторах такого типа кокс сознательно не дожигается до CO2, а дожигается лишь до определённого соотношения для поддержания необходимой температуры. Повышение температуры сгорания кокса в регенераторах современных установок привело к некоторому снижению доли CO, но не позволило полностью его дожигать. Поэтому дымовые газы выходящие из регенератора содержат большое количество CO.

При процессе обжига катализатора в регенераторе на нём происходит сгорание не только кокса, но и отложившихся на нём соединений серы, азота, поэтому выпускать дымовые газы сразу в атмосферу нельзя. Раньше отходящий газ из регенератора просто пропускали через внутренний циклон для отделения пылевидного катализатора, далее он поступал в дожигатель CO, потом в атмосферу, часто через электрофильтр. При такой очистке в атмосферу попадало большое количество оксидов серы и азота. Заметим, что при использовании высокотемпературной регенерации отпадает нужда в СО – дожигателе и радикально изменяется характер выбросов при каталитическом крекинге в псевдоожиженном слое. Но сложность проведения процесса высокотемпературной регенерации заключается в том, что катализатор имеет свойство спекаться при высоких температурах [15].

Следует отметить также ещё один источник выбросов дымовых газов в атмосферу – это печь, через которую первоначально проходит сырьё и где нагревается до необходимой температуры процесса. Эти технологические нагреватели работают на наиболее доступном и экономичном топливе, обычно представляющем собой смесь поставляемого естественного газа, топливного газа, получаемого на заводе, и топливной нефти. В качестве последней обычно используется остаточная топливная нефть. Обычно половина или более потребности в тепле покрывается топливным газом, производимым на заводе.

Выбросы из печей зависят от типа топлива, но типичные объёмы выбросов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Типичные объёмы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из печей [3]

2.1.3 Последствия воздействия нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу

Мощные предприятия нефтепереработки имеют стабильно высокое содержание загрязняющих веществ вблизи источника, очень медленно снижающееся по мере удаления от него. Наиболее опасная обстановка возникает в аварийных ситуациях.

В результате деятельности нефтеперерабатывающих предприятий в атмосферу осуществляется выброс в больших количествах углеводородов, угарного газа, углекислого газа, различных сернистых соединений, оксидов азота, твердых веществ.

Эмиссия в атмосферу газов: СО2, СО, СН4, С2Н6, оксидов азота – приводит к появлению «парникового эффекта». Таким образом, нефтеперерабатывающие предприятия входят в число виновников глобального потепления климата [4].

Выбросы оксидов азота, углеводородов способствуют образованию тропосферного озона в результате фотохимических реакций. Тропосферный озон является одним из парниковых газов. Кроме того, образующийся фотохимический смог является очень токсичным.

Под действием выбросов происходит разрушение стратосферного озона. Стратосферный озон поглощает жесткое ультрафиолетовое излучение, которое вредно для всего живого. Увеличивающаяся озоновая дыра ведет к онкологическим заболеваниям, развитию катаракты, подавляет фотосинтез растений.

Еще одна проблема, связанная с атмосферными выбросами, - кислотные дожди. Нефтеперерабатывающие предприятия, несомненно, осуществляют свой вклад в усложнение этой проблемы. Это связано с тем, что источниками кислотных дождей служат газы, содержащие серу и азот; наиболее важные из них: SO2, NOx, H2S.

Таким образом, воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу является одной из причин глобальных экологических проблем.

2.2 Воздействие сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий на гидросферу

Состав сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий различных профилей по основным показателям отличается незначительно. Концентрация нефти, взвесей и БПКполн и другие показатели, находятся в пределах, указанных в таблице 3.

Количество сбросных вод в расчете на 1 т перерабатываемой нефти может достигать 70-100 м3. Однако большая их часть (90-95%) пребывает в обороте, так как проходит соответствующую очистку. Поэтому количество собственно сточных вод на предприятиях составляет обычно 1,6-3 м3 на 1 т нефти [2].

Сточные воды НПП отводят по двум системам канализации. В первую систему включают маломинерализованные стоки и дождевые воды. После очистки эти сточные воды возвращаются для повторного использования. Избыток воды (во время ливней) направляют в аварийные накопители и после очистки сбрасывают в водоем.

Во вторую систему канализации входят несколько (от 5 до 7) сетей, транспортирующих сточные воды от отдельных цехов и установок. Эти воды сильно минерализованы, загрязнены токсичными веществами и в обороте не используются. При необходимости они могут подвергаться локальной очистке от специфических загрязнений.

Таблица 3 - Состав сточных вод

нефтеперерабатывающих предприятий [2]

Примечание:

* - стоки, которые после очистки возвращаются для повторного использования в технологическом процессе;

** - стоки, которые повторно не используются в технологическом процессе, после очистки сбрасываются в водоем.

Стоки нефтеперерабатывающих предприятий отличаются более сложным составом, чем сама нефть и продукты ее переработки, и включают разнообразные токсические соединения, в том числе пропан, бутан, этилен, фенол, бензол и другие углеводороды. Эти стоки, попадая в природные воды, оказывают отрицательное влияние на гидробионтов и водных растений.

Сказывается прямое токсическое воздействие компонентов сточных вод на гидробионтов.

Увеличение содержания углеводородов в воде ведет к снижению содержания кислорода, что затрудняет дыхание водных организмов, нарушает процессы окисления.

Внедрение химических веществ, содержащих полициклические ароматические углеводороды, изменяет вкус съедобных организмов, кроме того, это опасно, так как подобные вещества являются канцерогенными.

Эффект долгосрочных воздействий непосредственно не обнаруживается и обычно носит кумулятивный характер. Эти эффекты могут быть вызваны периодическим введением веществ с большим временем «жизни» или непрерывным введением устойчивых либо неустойчивых веществ; они зависят от реакционной способности этих веществ.

Рыбы накапливают значительные количества токсичных веществ, которые, продвигаясь по пищевым цепям, могут дойти до человека.

Таким образом, одним из важнейших аспектов защиты экологической чистоты гидросферы предприятиями нефтеперерабатывающей промышленности является вопрос совершенствования структуры водопотребления и водосброса.

2.3 Загрязнение литосферы нефтеперерабатывающими предприятиями

Технологическое загрязнение почвы нефтью и нефтепродуктами 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 дефицитных нефтепродуктов. Попадая в грунтовые воды, нефтепродукты могут совместно с ними выходить на поверхность и стать причиной опасной ситуации [4].

На типовом предприятии, перерабатывающем 15-16 тыс. т нефти в сутки, только в технологических процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти выделяется около 26-30 т твердых солей и твердых механических примесей в виде нефтешламов, содержащих в своем составе до 30% углеводородных систем – нефти и нефтепродуктов и 30-50% воды. Таким образом, НПП "поставляют" более 100 т в сутки (около 4000 т в год) твердых или пастообразных нефтесодержащих пожароопасных отходов.

К числу твердых отходов на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности, загрязняющих литосферу, в том числе пожароопасными компонентами, относятся: различные химические продукты; адсорбенты, не подлежащие регенерации; зола и твердые продукты, получающиеся при термической обработке сточных вод; различные осадки; смолы; пыль, образующаяся при очистке выбросов, и др.

В нефтеперерабатывающей промышленности одними из основных твердых отходов являются кислые гудроны, образующиеся в процессах сернокислотной очистки ряда нефтепродуктов (масел, парафинов, керосиногазойлевых фракций и др.). В России ежегодно получают около 300 тыс. т кислых гудронов. Степень их использования не превышает 25%. Является важным вопрос утилизации отходов нефтеперерабатывающих предприятий [4].

3 Меры по решению экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий

Для обеспечения устойчивого развития нефтепереработки, необходимо разрабатывать и внедрять новые экологически ориентированные методы управления, что приведет к стабильной экологической и социальной ситуации не только в рассматриваемой отрасли, но и в мире в целом [3].

Поскольку нефтеперерабатывающие предприятия оказывают значительное влияние на атмосферу, и как было показано в главе 2, установки каталитического крекинга являются одними из основных источников загрязнения в нефтепереработке, рассмотрим более детально методы, которые могут быть применены для уменьшения выбросов от установок каталитического крекинга.

3.1 Мероприятия по снижению атмосферных выбросов от установок каталитического крекинга

Проблемы загрязнения воздуха блоком каталитического крекинга можно решить с помощью одного из следующих методов:

1. Модификация технологического процесса с целью предотвращения или минимизации образования загрязняющего продукта.

2. Установка новых аппаратов, например горелок, дающих низкий выход NOx.

3. Улавливание с помощью электрофильтров, циклонов и т.д.

4. Использование химических или физических процессов, например абсорбции, адсорбции, дожигания, каталитического обезвреживания и т.д.

5. Конструктивные решения, например двойные, а не одинарные затворы, закрытые вентильные системы, улавливающие и дожигающие выбросы.

3.1.1 Снижение выбросов аэрозолей от установок каталитического крекинга в атмосферу

Современным установкам каталитического крекинга свойственно использование микросферического катализатора. На протяжении всего процесса каталитического крекинга катализатор в псевдоожиженном слое всё время находится в движении из реактора в регенератор и обратно. При этом гранулы катализатора всё время сталкиваются между собой, со стенками аппарата, поэтому механического разрушения катализатора не избежать. Более мелкие частички вместе с отходящими газами образуют аэрозоли и уносятся из регенератора [22].

Недостаточно эффективная работа циклонов приводит к уносу наиболее мелких катализаторных частиц с парами углеводородов из реактора в колонну, а с дымовыми газами – из регенератора в котёл-утилизатор и дымовую трубу. Силикатная пыль может оседать на трубках котла-утилизатора и снижать коэффициент теплоотдачи, но наибольшую опасность представляет пыль при попадании с дымовыми газами в атмосферу: она оказывает сильное раздражающее действие на дыхательные органы человека, не говоря уже об экономическом ущербе от потери катализатора. Для предотвращения уноса пыли служит обычно система трёхступенчатых циклонов в регенераторе, часто в сочетании с электрофильтром.

Очистка отходящих газов от аэрозолей может быть достигнута использованием циклонов, за которыми установлен электрофильтр. Однако электрофильтры применяют не на всех установках. Иногда система из трёхступенчатых циклонов оказывается достаточной для хорошего улавливания катализаторной пыли. Но в связи с повышением требований к чистоте атмосферы на некоторых новых установках они предусмотрены. Обычно циклоны удаляют частицы крупнее 40 мкм, следовательно, один только циклон не может обеспечить выполнения необходимой степени очистки. Поэтому за CO-дожигателем устанавливается электрофильтр, который удаляет более мелкие оставшиеся частицы. Обычно электрофильтры обеспечивают более 99%-ное улавливание катализаторной пыли, что соответствует нормативам.

Скрубберы со средним и высоким энергопотреблением также обеспечивают выполнение такой же степени очистки, но сомнительно, чтобы это обеспечивалось скрубберами с малым потреблением энергии.

3.1.2 Снижение выбросов оксида углерода от установок каталитического крекинга в атмосферу

Как уже было сказано ранее, в дымовых газах идущих из регенераторов некоторых типов содержится большое количество CO, что вызвано необходимостью проведения технологического процесса.

Есть два пути подавления выбросов оксида углерода – использование CO-дожигателя или высокотемпературной регенерации; с системой промотированного (ускоренного) каталитического крекинга.

Помимо котлов-утилизаторов теплообменного типа, установленных на потоке дымовых газов из регенератора, некоторое распространение получили котлы-утилизаторы с дожиганием оксида углерода. В газах регенерации содержится в среднем 5 - 7 % (объемных) CO. При такой низкой концентрации CO может сгорать только в присутствии специальной катализирующей насадки или с затратой дополнительного топлива. Затрата дополнительного топлива оправдывается лишь в том случае, если на заводе имеется потребность в паре высокого давления. Однако выбрасывать дымовые газы с высоким содержанием CO в атмосферу недопустимо, и при отсутствии котла-утилизатора раньше использовали дымовые трубы с увеличенной высотой. Минимальная температура в топке котла, обеспечивающая воспламенение газа, содержащего СО, и достаточно быстрое устойчивое горение, составляет около 1000 oC [1].

В таблице 4 приведены аналогичные данные для концентраций загрязнений в выбросах аппарата каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (ККПС), включающие концентрации таких не улавливаемых веществ, как альдегиды.

Существуют котлы производительностью 200 т пара и более в час. Обследование котлов-утилизаторов, имеющихся на крекинг-установках с псевдоожиженным слоем катализатора, показывает, что КПД котлов составляет 66 – 87 %. Вырабатываемый пар имеет давление 4 МПа; он может быть использован в паротурбинных приводах к воздуходувкам и насосам.

Дожигатели CO до сих пор используют на большинстве установок ККПС, поскольку высокотемпературная регенерация - метод относительно новый. Но высокотемпературная регенерация имеет ряд значительных преимуществ перед обычной регенерацией [3].

Таблица 4 - Объём выбросов из регенераторов каталитического крекинга в псевдоожиженном слое до и после котла-утилизатора [3]

Практически полная регенерация катализатора может быть достигнута при более низких температурах, если использовать промотированный катализатор окисления CO. В отношении эффективности крекинга эти катализаторы не отличаются от непромотированных, но они содержат металл, который катализирует реакцию регенерации: С + O2 → CO2.

Следовательно, для обеспечения достижения норматива на уровень выбросов CO можно использовать более низкую температуру регенерации и не производить замену конструкционных элементов на изготовленные из более высокосортного металла. Однако промотированные катализаторы существенно дороже, что означает необходимость учёта соотношения между стоимостью капитальных затрат и стоимостью катализатора. Регенерация катализатора при более низкой температуре менее эффективна, поэтому селективность катализатора слегка снижается и образуется больше кокса [3].

3.1.3 Снижение выбросов оксидов серы и сероводорода от установок каталитического крекинга в атмосферу

На большей части НПП осуществляется переработка сернистых нефтей; при глубокой переработке, как правило, включающей вторичные процессы, 8-10 % нефти превращается в газообразные углеводороды. Эти газы используются для производства серы, но при их сжигании на установках Клауса некоторая часть серы уходит в атмосферу в виде диоксида серы SO2. Дистиллятные продукты после гидроочистки не содержат серы, но нефтяные остатки подвергают обессериванию сравнительно редко, и, если их используют как котельное топливо, дымовые газы бывают обогащены SO2. Большинство продуктов вторичного происхождения (полученных из сернистых нефтей) содержат больше серы, чем соответствующие продукты прямой перегонки, так как сырьём каталитического крекинга являются тяжёлые дистилляты или остатки, в которых концентрируется от 40 до 70 % всей серы, содержащейся в нефти. При регенерации алюмосиликатного катализатора крекинга в газах регенерации тоже содержится диоксид серы.

Следует упомянуть о факелах, в которых иногда сжигают избыток газа с установок каталитического крекинга. Эти газы обычно поступают на факел до очистки от сероводорода. Этот источник потерь и отравления атмосферы можно ликвидировать при организации на заводе так называемого факельного хозяйства, включающего сбор газа, его очистку от серы и последующее использование [3].

Если в трубчатых печах каталитического крекинга происходит практически полное сгорание топлива, и основную опасность представляет SO2, то в продуктах сгорания, образующихся в регенераторах установок каталитического крекинга, помимо диоксида серы, как правило, присутствует оксид углерода, который приходится дожигать в котлах-утилизаторах. Поэтому необходимо принимать меры к полному сжиганию углерода в объёме регенератора. Паллиативной мерой является использования высоких (120-200 м) дымовых труб, что позволяет дымовым газам рассеиваться на значительном расстоянии от земли.

Снижение содержания SO2 в дымовых газах можно достигнуть двумя путями: очисткой сырья от серы, очисткой дымовых газов [9].

В настоящее время существуют методы подавления выбросов SOx, предназначенные специально для ККПС: десульфуризация сырья и промотирование сжигания. Кроме того, компания "Exxon" разработала мокрый скруббер со струйным эжектором для одновременного улавливания дисперсных загрязнений и SOx.

По данным Апсона, использование промотеров сжигания существенно снижает выбросы SOx из регенератора. По его данным, при использовании промотера содержание SO2 в отходящих газах регенератора снижается на 90 – 250 млн-1. Апсон утверждает, что в регенераторе в присутствии промотера свободный оксид алюминия катализатора реагирует с образованием нелетучего сульфата алюминия, который затем восстанавливается до H2S и выносится из реактора с другими продуктами. Сероводород может быть уловлен в сероводородной аминной системе и направлен на установку Клауса.

В регенераторе: Al2O3 + 3S + 9/2O2 → Al2(SO4)3.

В реакторе: Al2(SO4)3 + 12H2 → Al2O3 + 3H2 + 9H2O.

Мокрый скруббер фирмы “Exxon” предназначен для одновременного улавливания SOx и дисперсных продуктов. На рисунке 1 приведена схема струйно-эжекторной скрубберной системы фирмы “Exxon”.

Рисунок 5 – Схема струйно-эжекторной скрубберной системы фирмы Exxon для каталитического крекинга в псевдоожиженном слое

1 – скруббер Вентури; 2 – сопло для распределения шлама; 3 – струйный эжектор скруббера Вентури; 4 – барабанный сепаратор; 5 – рециркуляторный насос; 6 – резервуар с запасом щелочи; 7 – насос для подачи щелочи; 8 – топка обогрева трубы; 9 – охладительные и аварийные распылители; 10 - труба

В этом скруббере пыль улавливается так же, как в обычном скруббере Вентури, за исключением того, что в обычном скруббере источником энергии является газовый вентилятор, в эжекторном скруббере – жидкостный насос [27]. В скруббере также имеет место абсорбция SO2:

Абсорбция: 2NaOH + SO2 → Na2SO4 + H2O

Na2SO4 + SO2 + 1/2H2O → 2NaHSO3

Окисление: Na2SO3 + 1/2O2 → 2Na2SO4

Сток из скруббера будет содержать растворимые соли и нерастворимые дисперсные продукты. Этот поток жидкости требует обработки перед сбросом.

Рабочие характеристики струйно-эжекторной скрубберной системы приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Рабочие характеристики струйно-эжекторной скрубберной системы [3]

Также в нефтепереработке наибольшее применение нашли методы очистки газов от оксидов серы с помощью извести (Ca(OH)2) и известняка (CaCO3). В результате ряда превращений в ходе химических реакций с водой, известью или известняком SO2 превращается в нейтральный в экологическом отношении гипс (CaSO4∙2H2O), который используется в строительстве [27].

Обессеривание сырья, поступающего на ККПС, может быть альтернативой обработке отходящих газов. Этот метод известен. Он основан на смешении сырья в присутствии катализатора с газом, богатым водородом (гидроочистка). Сера переводится в H2S, который может быть извлечён. Использование этого процесса также приводит к изменению сырья (газойля).

Далее H2S можно извлекать из потоков отходящих газов от выше приведённых процессов предварительно с помощью аминных установок. При этом процессе H2S абсорбируется моноэтаноламином или другим амином. Затем H2S извлекается из раствора в моноэтаноламине регенерацией паром. После этого H2S обычно направляют на установку Клауса для превращения в серу. При процессе Клауса часть H2S окисляется до SO2 и воды. Дополнительный H2S реагирует с SO2, образуя элементарную серу и воду. Существует норматив, образующий допустимое содержание SO2 в отходящих газах установок Клауса. Отходящие газы из установки Клауса являются одним из главных потенциальных источников загрязнения при нефтепереработке. Отходящие газы содержат H2S, SO2, CS2, COS и серу. Объём выбросов и концентрации зависят от эффективности установки Клауса. Типичная трёхступенчатая установка Клауса, имеющая эффективность около 95 %, даст отходящие газы, содержащие серы 7 – 12 млн-1. Эти отходящие газы также содержат небольшие количество CO, образованной реакцией между углеводородами и CO2 в потоке, питающем установку Клауса [27].

В таблице 6 приведены типичный состав отходящих газов из установки Клауса до удаления SO2, а также типичный состав поступающих в установку газов.

Таблица 6 - Типичный состав поступающих и отходящих газов для установки Клауса с эффективностью в 94 % [3]

3.1.4 Снижение выбросов оксидов азота от установок каталитического крекинга в атмосферу

Оксиды азота образуются при горении либо из азота воздуха, либо по реакциям с азотом, содержащимся в топливе. Есть два метода подавления выбросов NOx:

1. Изменение характера процесса горения.

2. Обработка отходящих газов.

Изменение характера горения сводится к подавлению образования термических и топливных NOx. Это может быть достигнуто либо использованием усовершенствованных горелок, дающих мало NOx, либо рециркуляцией отходящих газов. Рециркуляция оказалась эффективной при сжигании нефти и газа. Имеются горелки с малым выходом NOx, которые обеспечивают уровень выбросов 0,31 – 0,62 кг на МДж/с. Так же снизить выбросы оксидов азота можно при помощи подачи влаги в зону горения в печи или в регенераторе. При подаче водяного пара в зону окисления температура снижается, а значит и процесс образования NOx замедляется. Но данный метод редко используется в регенераторах, так как снижение температуры в регенераторе в большинстве случаев не желательно для процесса крекинга.

Концентрацию оксидов азота в продуктах сгорания можно снизить, уменьшая коэффициент избытка воздуха, т.е. снижая содержание кислорода в зоне горения [3].

Для очистки дымовых газов разработан ряд методов – мокрая очистка растворами различных оксидов и солей (аммиачно-бисульфитный, магнезитовый и другие методы) и сухая очистка адсорбентами (активированным углём, оксидом меди и другие). Однако большие объёмы газов, подвергаемых очистке, а также разнообразие компонентов (оксиды азота, оксид углерода, водяные пары, азот) обусловливают значительные трудности для создания достаточно экономичного метода очистки.

Обработка отходящих газов заключается в общем либо в каталитическом восстановлении (селективном или неселективном), либо в использовании других процессов, таких как взаимодействие с активированным углём, оксидом меди или обработка электронным лучом. Из этих процессов, по-видимому, только каталитическое восстановление коммерчески приемлемо или почти приемлемо.

Наиболее широко применяется селективное каталитическое восстановление аммиаком на катализаторе АВК - 10:

6NO + 4 NH3 → 5N2 + 6H2O

6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O

Каталитические методы отчистки относительно широко распространён в Японии, но не особенно принят в США. Так же в нефтепромышленности распространены очистки газов от оксидов азота путём абсорбции их водой или раствором соды, во время чего происходят следующие реакции:

3NO2 + H2O → 2 HNO3 + NO

2NO2 + Na2CO3 → NaHNO3 + CO2

После улавливания оксидов азота загрязненная вода проходит очистку (например, с помощью нейтрализации).

3.1.5 Снижение выбросов углеводородов от установок каталитического крекинга в атмосферу

Источником загрязнений атмосферы углеводородами является реактор установки каталитического крекинга. Так как смесь газообразных углеводородов является продуктом процесса, то потеря его в атмосферу является ни сколько экологической проблемой для НПП, сколько экономической.

Свойственный деструктивным процессам режим высоких температур и в ряде случаев высокого давления способствует потерям углеводородов и сопутствующего им сероводорода в атмосферу. При этом потери будут в несколько раз больше, чем при низкотемпературных процессах [27].

Степень загрязнения атмосферы углеводородами зависит также от системы охлаждения нефтепродуктов, получаемых на установках каталитического крекинга, и от стабилизации бензиновых фракций. Естественно, что потери от испарения будут тем меньше, чем ниже температура охлаждения продукта, особенно лёгкого бензина. Аналогично будет влиять полнота стабилизации бензина, поскольку газ, растворённый в бензине, повышает парциальное давление углеводородных паров. Поэтому для предотвращения потери продукта, газы идущие из реактора охлаждают и сконденсировавшиеся жидкие продукты направляют на колонну стабилизации.

Углеводороды, которые идут из регенератора установки не требуют дополнительной отчистки, так как их имеется незначительное количество, и они окисляются до CO2 и H2O в дожигателе CO.

3.2 Рациональные схемы водоснабжения и канализации на нефтеперерабатывающих предприятиях

Для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий разработаны и введены в действие рациональные схемы водоснабжения 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 водоснабжения и канализации со сбросом сточных вод в водоем (рисунок 6) предусматривает раздельную по системам канализации механическую и физико-химическую очистку [2].

Рисунок 6 - 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 - сооружения 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 нефтеперерабатывающих предприятий и города; VIII - сброс в водоем

В состав комплекса очистки сточных вод первой и второй систем 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 сооружения физико-химической очистки сточных вод, основное назначение которых - возможно полное удаление из очищаемой воды тонкоэмульгированных нефтепродуктов и взвешенных веществ.

Из наиболее известных методов физико-химической очистки применение получил метод напорной флотации с предварительной обработкой сточных вод минеральными коагулянтами (сернокислый алюминий, хлористый алюминий, оксихлорид алюминия). Одним из наиболее перспективных путей совершенствования метода напорной флотации является замена минеральных коагулянтов на органические высокомолекулярные соединения - водорастворимые катионные полиэлектролиты. Это связано с тем, что полиэлектролиты обеспечивают неизменность солевого состава рН очищаемых стоков, меньшее (в 3-4 раза) количество образующегося пенного продукта, небольшие дозы и более глубокую степень очистки воды.

После физико-химической очистки сточные воды направляются на комплекс сооружений биохимической очистки. Предусмотрена совместная двухступенчатая биохимическая очистка сточных вод первой и второй систем канализации в смеси с хозбытовыми сточными водами предприятия и города, прошедшими механическую очистку. Очищенные сточные воды сбрасываются в водоем [3].

Одним из факторов, характеризующих рациональное использование 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 канализации в направлении замкнутых циклов и введение новых технологий позволяют не только снизить загрязнение сточных вод, но и уменьшить количество потребляемой воды.

3.3 Снижение экологической нагрузки нефтеперерабатывающих предприятий на литосферу

В нефтеперерабатывающей промышленности одними из основных твердых отходов являются кислые гудроны [1].

Кислые гудроны, образующиеся в процессе нефтепереработки, обычно разделяют на следующие виды: с большим содержанием кислоты и с высоким содержанием органической массы, что определяет их использование. Они могут быть переработаны в сульфат аммония, использованы в виде топлива (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 нефтепродуктов являются существенными препятствиями для широкой промышленной реализации этого процесса.

Перспективными представляются использование гудронов с высоким содержанием кислоты в качестве сульфирующего агента для производства сульфонатных присадок и их переработка с целью получения диоксида серы, высокосернистых коксов, битумов и некоторых других продуктов. Так, при переработке кислых гудронов 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 гудронов и отработанной серной кислоты проводят в печах сжигания при 800-12000ºС. В этих условиях происходит образование диоксида серы и полное сжигание органических веществ.

Органическая часть кислых гудронов включает различные сернистые соединения, смолы, твердые асфальтобетонные вещества - асфальтены, карбены, карбоиды и другие компоненты нефтепродуктов, что позволяет перерабатывать их в битумы, широко используемые в качестве дорожно-строительных материалов. С целью получения гомогенной битумной массы пере работку кислых гудронов ведут в смеси с прямогонными гудронами (смолистые массы, получающиеся после отгона от нефти топливных и масляных фракций).

Способность кислых гудронов легко разлагаться при температуре -3500ºС с образованием диоксида серы и высокосернистого кокса используют в промышленности для получения этих продуктов [1].

Твердые примеси, присутствующие в перерабатываемых и вспомогательных материалах на заводах нефтеперерабатывающей промышленности, приводят к образованию такого распространенного вида отходов, как нефтяные шламы, выход которых составляют около 7 кг /т перерабатываемой нефти, что приводит к скоплению огромных количеств этих отходов. Такие шламы представляют 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 образованием верхнего слоя, в основном состоящего из водной эмульсии нефтепродуктов, среднего слоя, включающего загрязненную нефтепродуктами и взвешенными частицами воду, и нижнего слоя, около 3/4 которого приходится на влажную твердую фазу, пропитанную нефтепродуктами.

Рациональное использование шламов требует понижения устойчивости эмульсий и суспензий. В частности, при обезвоживании и сушке этих отходов возможен возврат их в производство с целью последующей пере работки в целевые продукты. При использовании нефтяных шламов для получения горючего газа вода, равномерно распределенная в нефтепродуктах и тесно с ними связанная, служит активной химической средой. Промышленная реализация процесса газификации требует больших капитальных затрат, что сдерживает его широкое применение.

Самым распространенным способом утилизации и обезвреживания нефтяных шламов является их сжигание в печах различной конструкции (камерных, кипящего слоя, барабанных и др.). Для сжигания таких отходов, содержащих не более 20% твердых примесей, широко используются печи кипящего слоя. При сжигании нефтяных шламов, содержащих до 70% примесей, большое распространение получили вращающиеся печи барабанного типа, позволяющие 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, основными направлениями которых явились: обработка стойких ловушечных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей, позволяющая выделять из нефтяной фазы механические примеси; разжижение и предварительная очистка многолетних отложившихся нефтешламов, замазученного грунта от твердых включений и травяного мусора; переработка высоковязких нефтешламов по комбинированной технологии с использованием пресс-фильтров непрерывного действия; разработка технологии применения выделенных на пресс-фильтрах концентрированных остатков в качестве сырья для получения сверхлегкого керамзита и керамзит-бетона, а также технологии применения воды, выделенной в процессе переработки шламов, для закачки в нефтяные пласты при разработке нефтяных месторождений [2].

Очистка почвы от нефтепродуктов представляет собой сложную проблему как при проектировании, так и при эксплуатации. Результаты научно-исследовательских работ в этой области противоречивы 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 содержит 3-5% нефтепродуктов, вследствие чего ее нельзя сбрасывать 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 метод - сжигание, однако и он не позволяет полностью утилизировать почвенные отходы из-за несовершенства при меняемого оборудования; кроме того, при сжигании атмосфера загрязняется токсичными продуктами сгорания.

В сложившейся ситуации наиболее эффективным методом обезвреживания попавших в сточную воду и почву нефтепродуктов являются биотехнологии, которые основаны на окислении нефтепродуктов микроорганизмами, способными использовать нефтепродукты как источник энергии. Таким образом, осуществляется биологический круговорот: расщепление углеводородов, загрязняющих почву, микроорганизмами, то есть их минерализация с последующей гумификацией. Созданная система биоокисления, адаптированная к конкретному нефтебазовому хозяйству, способствует восстановлению нарушенного экологического равновесия. Однако ключевым моментом при выборе способа очистки и необходимого оборудования является экологический мониторинг окружающей среды, включая комплексный анализ загрязнений от технологических установок производства. Поэтому поиск новых технологий защиты литосферы от углеводородного загрязнения является жизненно необходимым.

4 Правовые основы и методы обеспечения природоохранного законодательства в области нефтепереработки

В настоящее время для защиты среды обитания в каждой стране разрабатывается природоохранное законодательство, в котором присутствует раздел международного права и правовой охраны природы внутри государства, содержащий юридические основы сохранения природных ресурсов и среды существования жизни [16].

Организация Объединенных Наций (ООН) в декларации Конвенции по окружающей среде и развитию (г. Рио-де-Жанейро, июнь 1992 г.) юридически закрепила два основных принципа правового подхода к охране природы:

1. Государствам следует ввести эффективное законодательство в области охраны окружающей среды. Нормы, связанные с охраной окружающей среды, выдвигаемые задачи и приоритеты должны отражать реальную ситуацию в областях охраны окружающей среды и ее развития, в которой они будут реализовываться.

2. Государство должно разработать национальное законодательство, касающееся ответственности за загрязнение окружающей среды и нанесение другого экологического ущерба и компенсации тем, кто пострадал от этого [26].

Правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов определены федеральным законом “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” [26] (в дальнейшем Федеральный закон). Закон направлен на предупреждение аварий на опасных производственных объектах и обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий аварийных ситуаций. Положения Федерального закона распространяются на все организации, осуществляющие деятельность в области промышленной промышленности безопасности опасных производственных объектов на территории РФ, независимо от их организационно-правовых норм и форм собственности.

Необходимость принятия данного закона в значительной степени определилась после крупных аварий в начале 90-х годов с человеческими жертвами и ущербом для окружающей среды на опасных промышленных объектах (химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих и др.).

Экологический Кодекс Республики Башкортостан [24]определяет, что охрана окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, обеспечение экологической безопасности жизнедеятельности человека - неотъемлемое условие устойчивого экономического и социального развития Республики Башкортостан. С этой целью Республика Башкортостан осуществляет на своей территории деятельность, направленную на сохранение безопасной для существования живой и неживой природы окружающей среды, защиту жизни и здоровья населения от отрицательного воздействия, обусловленного загрязнением окружающей среды, достижение гармоничного взаимодействия общества и природы, охрану, рациональное использование и воспроизводство природных ресурсов.

В статье 44 Экологического Кодекса Республики Башкортостан установлены требования в области охраны окружающей среды при размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов переработки нефти. При размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов переработки нефти должны предусматриваться эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства и сбора нефтяного (попутного) газа и минерализованной воды, рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов. Строительство и эксплуатация объектов переработки нефти допускаются при наличии проектов восстановления загрязненных земель в зонах временного и (или) постоянного отвода земель, положительных заключений государственной экологической экспертизы и иных установленных законодательством государственных экспертиз, финансовых гарантий реализации таких проектов.

Положение о порядке осуществления государственного контроля за рациональным использованием нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации (далее - Положение) [19] разработано на основании постановления Правительства Российской Федерации от 1 июня 1992 года N 371 "О неотложных мерах по энергосбережению в области добычи, производства, транспортировки и использования нефти, газа и нефтепродуктов" [19] и в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 30 мая 1993 года N 504 "Об утверждении Положения о Министерстве топлива и энергетики Российской Федерации" [20]. Государственный контроль осуществляется с целью усиления работы по рациональному и экономному использованию нефти и нефтепродуктов при их приеме, хранении, отпуске, транспортировке и использовании, а также вовлечения в оборот крупных резервов экономии этих ресурсов. Положение устанавливает порядок осуществления государственного контроля за рациональным использованием нефти, нефтяного сырья и нефтепродуктов, сохранением их качества во всех сферах экономики и хозяйствования Российской Федерации, регламентирует последовательность подготовки, проведения и оформления результатов проверок и обследований. Действие Положения распространяется на организации, являющиеся юридическими лицами по законодательству Российской Федерации независимо от подчиненности и форм собственности (далее - организации), выполняющие операции с нефтью, нефтяным сырьем и нефтепродуктами. Государственный контроль осуществляется по следующим основным направлениям:

- соблюдение законодательных и нормативно-правовых актов, связанных с решением вопросов экономии и рационального использования нефти и нефтепродуктов, сохранением их качества;

- выполнение порядка и условий лицензионной деятельности с нефтепродуктами, участие в этой работе;

- участие в организации и проведении работы по сбору и рациональному использованию отработанных нефтепродуктов [16].

Организация государственного контроля возлагается на Государственную инспекцию по контролю за рациональным использованием нефти и нефтепродуктов (далее именуется Госнефтеинспекция России). Госнефтеинспекция России в своей деятельности руководствуется Конституцией Российской Федерации, законами Российской Федерации, указами и распоряжениями Президента Российской Федерации, постановлениями и распоряжениями Правительства Российской Федерации, законами, иными правовыми нормативными актами органов государственной власти субъектов Российской Федерации, приказами Министерства топлива и энергетики Российской Федерации, а также настоящим Положением. Госнефтеинспекция России состоит из Управления государственной нефтеинспекции Министерства топлива и энергетики Российской Федерации (далее - Управление) и государственных нефтеинспекций субъектов Российской Федерации (далее - региональные нефтеинспекции), положения о которых утверждаются Министерством топлива и энергетики Российской Федерации по согласованию с органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Управление координирует, осуществляет методическое руководство и организует работу региональных нефтеинспекций. В этих целях:

- разрабатывает планы проведения обязательных комплексных и целевых проверок в регионах по вопросам своей компетенции;

- проводит обобщение и анализ материалов проверок и подготавливает на их основе предложения по повышению эффективности использования нефти и нефтепродуктов;

- разрабатывает нормативно-методическую документацию по вопросам контроля за рациональным использованием нефтепродуктов;

- проводит работу по профессиональной подготовке и переподготовке кадров региональных нефтеинспекций, изучает опыт их деятельности и разрабатывает рекомендации по его практическому применению, согласовывает кандидатуры руководителей региональных нефтеинспекций;

- обеспечивает координацию работ по вопросам лицензирования деятельности с нефтепродуктами, сохранением их качества, сбору и рациональному использованию отработанных масел. По срокам проведения для решения конкретных задач в данной области по усмотрению органов Госнефтеинспекции России или по инициативе соответствующих органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации проверки могут быть плановыми (периодическими), внеплановыми (внеочередными) и повторными [16].

Правительство РФ приняло 15 апреля 2002 г. Постановление "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации" [21]. Данное Постановление устанавливает Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации. Правила, разработанные в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации, в том числе с международными договорами Российской Федерации, устанавливают требования к организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (далее именуются - мероприятия), направленных на снижение их негативного воздействия на жизнедеятельность населения и окружающую природную среду. Организация мероприятий производится федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления и организациями, осуществляющими разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов (далее именуются - организации). В организациях, имеющих опасные производственные объекты, для осуществления мероприятий должен быть план по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (далее именуется - план), разработанный и согласованный в установленном порядке в соответствии с предъявляемыми требованиями к разработке и согласованию планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации. Перечень организаций (согласно их отраслевой принадлежности) утверждается федеральным органом исполнительной власти по согласованию с Министерством Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России. Организации обязаны:

создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, проводить аттестацию указанных формирований в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спасательными формированиями (службами), выполняющими работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, имеющими соответствующие лицензии и (или) аттестованными в установленном порядке [16];

немедленно оповещать в установленном порядке соответствующие органы государственной власти и органы местного самоуправления о фактах разливов нефти и нефтепродуктов и организовывать работу по их локализации и ликвидации;

иметь резервы финансовых средств и материально-технических ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

обучать работников способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях, связанных с разливами нефти и нефтепродуктов;

содержать в исправном состоянии технологическое оборудование, заблаговременно проводить инженерно-технические мероприятия, направленные на предотвращение возможных разливов нефти и нефтепродуктов и (или) снижение масштабов опасности их последствий;

принимать меры по охране жизни и здоровья работников в случае разлива нефти и нефтепродуктов;

разрабатывать декларацию промышленной безопасности опасных производственных объектов;

организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте;

проводить корректировку планов при изменении исходных данных;

допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

иметь в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, лицензию на эксплуатацию опасного производственного объекта;

создавать и поддерживать в готовности системы обнаружения разливов нефти и нефтепродуктов, а также системы связи и оповещения. С целью определения необходимого состава сил и специальных технических средств на проведение мероприятий организациями осуществляется прогнозирование и обусловленных ими вторичных чрезвычайных ситуаций. Прогнозирование осуществляется относительно последствий максимально возможных разливов нефти и нефтепродуктов на основании оценки риска с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности, экологических особенностей и характера использования территорий (акваторий) [26].

Целью прогнозирования последствий разливов нефти и нефтепродуктов является определение:

возможных масштабов разливов нефти и нефтепродуктов, степени их негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, на объекты производственной и социальной сферы, а также на объекты окружающей природной среды;

границ районов повышенной опасности возможных разливов нефти и нефтепродуктов;

последовательности, сроков и наиболее эффективных способов выполнения работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

Планирование действий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов и доведению остаточного содержания углеводородов в окружающей природной среде до допустимого уровня, отвечающего соответствующим природно-климатическим и иным особенностям территорий, целевому назначению и виду использования земель, водных объектов, участков лесного фонда, иных природных объектов, осуществляется на основе результатов прогнозирования последствий максимально возможного разлива нефти и нефтепродуктов, данных о составе имеющихся на объекте сил и специальных технических средств, а также данных о профессиональных аварийно-спасательных формированиях (службах), привлекаемых для ликвидации разливов.

Целью планирования действий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов является определение необходимого состава сил и специальных технических средств для локализации разливов. При поступлении сообщения о разливе нефти и нефтепродуктов время локализации разлива не должно превышать 4 часов - при разливе в акватории, 6 часов - при разливе на почве с момента обнаружения разлива нефти и нефтепродуктов или с момента поступления информации о разливе.

Руководство работами по локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов осуществляется комиссиями по чрезвычайным ситуациям, а на море также отраслевыми специализированными органами управления. Эти работы проводятся круглосуточно в любую погоду (на море - при допустимых навигационных и гидрометеорологических условиях). Смена состава формирований (подразделений), создаваемых организациями, проводится непосредственно на рабочих местах [26].

Для уточнения масштабов разливов нефти и нефтепродуктов, сложившейся обстановки и прогнозирования ее развития создаются оперативные группы специалистов соответствующего профиля.

При разливах нефти и нефтепродуктов, приобретающих региональное и федеральное значение, Министр Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий вправе принять решение о созыве Межведомственной комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций. Мероприятия считаются завершенными после обязательного выполнения следующих этапов:

прекращение сброса нефти и нефтепродуктов;

сбор разлившихся нефти и нефтепродуктов до максимально достижимого уровня, обусловленного техническими характеристиками используемых специальных технических средств;

размещение собранных нефти и нефтепродуктов для последующей их утилизации, исключающее вторичное загрязнение производственных объектов и объектов окружающей природной среды.

Последующие работы по ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов, реабилитации загрязненных территорий и водных объектов осуществляются в соответствии с проектами (программами) рекультивации земель и восстановления водных объектов, имеющими положительное заключение государственной экологической экспертизы.

Указанные работы могут считаться завершенными при достижении допустимого уровня остаточного содержания нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в почвах и грунтах, донных отложениях водных объектов, при котором:

исключается возможность поступления нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в сопредельные среды и на сопредельные территории;

допускается использование земельных участков по их основному целевому назначению (с возможными ограничениями) или вводится режим консервации, обеспечивающий достижение санитарно-гигиенических нормативов содержания в почве нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) или иных установленных в соответствии с законодательством Российской Федерации нормативов в процессе самовосстановления почвы (без проведения дополнительных специальных ресурсоемких мероприятий);

обеспечивается возможность целевого использования водных объектов без введения ограничений [16].

При обнаружении загрязнения нефтью и нефтепродуктами объектов окружающей природной среды, произошедшего в результате хозяйственной деятельности прошлых лет, специально уполномоченный федеральный орган исполнительной власти в области охраны окружающей среды проводит расследование причин загрязнения.

Организации, на территории которых находятся источники такого загрязнения, должны организовать контроль и наблюдение за загрязненным объектом окружающей природной среды и его возможным влиянием на объекты жизнеобеспечения населения, а также осуществить необходимые мероприятия [16].

Работы по ликвидации загрязнения нефтью и нефтепродуктами объектов окружающей природной среды, произошедшего в результате хозяйственной деятельности прошлых лет, осуществляются в соответствии с проектами (программами) рекультивации земель, восстановления объектов окружающей природной среды, имеющими положительное заключение государственной экологической и санитарно-эпидемиологической экспертизы в соответствии с законодательством Российской Федерации. Сбор и обмен информацией о разливах нефти и нефтепродуктов, а также своевременное оповещение населения о связанных с ними чрезвычайных ситуациях осуществляются в соответствии с Порядком сбора и обмена в Российской Федерации информацией в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 24 марта 1997 г. N 334 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 13, ст.1545). Отчет о завершении работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, а также предложения по реабилитации территорий (акваторий) и других загрязненных объектов подготавливаются комиссиями по чрезвычайным ситуациям с участием при необходимости территориальных органов Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, Министерства транспорта Российской Федерации, Министерства здравоохранения Российской Федерации, Министерства природных ресурсов Российской Федерации, Министерства сельского хозяйства Российской Федерации, Федерального горного и промышленного надзора России, Государственного комитета Российской Федерации по рыболовству, Министерства энергетики Российской Федерации и Федеральной службы России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. Отчет и предложения представляются в указанные федеральные органы исполнительной власти, а также в орган исполнительной власти субъекта (субъектов) Российской Федерации, на территории которого (которых) произошел разлив нефти и нефтепродуктов [16].

Утверждены Методические указания по определению выбросов в атмосферу из резервуаров [10]. Определены нормативы платы за выброс в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными источниками, за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и водные объекты, за размещение отходов производства и потребления [16]. На основе Инструктивно-методических указаний по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды [4], является возможным расчет платы за загрязнение окружающей природной среды нефтеперерабатывающими предприятиями.

Существующие правовые акты и методы обеспечения природоохранного законодательства в области нефтепереработки направлены на предупреждение загрязнения окружающей среды нефтеперерабатывающими предприятиями. Нефтеперерабатывающие предприятия должны не допускать аварийных ситуаций в процессе переработки нефти, предусматривать эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства и сбора нефтяного (попутного) газа и минерализованной воды, рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов.

5 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров нефтеперерабатывающих предприятий

Расчет выполнен на основе Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров [5]

5.1 Алгоритм расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров нефтеперерабатывающих предприятий

Для расчета валовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров хранения автомобильного бензина и резервуаров хранения технического керосина нефтеперерабатывающего завода необходимо определить опытные значения коэффициентов Коб и рассчитать максимальные выбросы и годовые выбросы паров нефтей и бензинов.

5.1.1 Определение опытных значений коэффициентов Kоб

Значение коэффициента Коб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n):

,(5.1)

где В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года, т/год;

rж - плотность жидкости, т/м3;

Vp - объем резервуара, м3;

Np - количество резервуаров, шт.

Значения опытного коэффициента Коб принимаются по приложению 10 Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров, данные из которого представлены в приложении А таблице А1.

5.1.2 Определение выбросов паров нефтей и бензинов в атмосферу от резервуаров нефтеперерабатывающего предприятия

Максимальные выбросы (М, г/с) и годовые выбросы (G, т/год) паров (газов) нефтей и бензинов рассчитываются по формулам (5.2) и (5.3):

M=P38 ·m · Ktmax Kpmax · Kв · Vчmax · 0,163·10-4 (5.2),

(5.3),

где Р38 - давление насыщенных паров нефтей и бензинов при температуре 38˚С;

m - молекулярная масса паров жидкости;

Крcp, Кpmax - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 8 Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров [5], данные из которого представлены в приложении А таблице А2.

Кtmin, Кtmax - опытные коэффициенты, принимаются по приложению 7 Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров [5], данные из которого представлены в приложении Б таблице Б1.

Vчmax - максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время его закачки, м3/час;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по приложению 10 Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров [5], данные из которого представлены в приложении А таблице А1;

rж - плотность жидкости, т/м3;

В - количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течения года, т/год.

5.2 Исходные данные для расчета выбросов паров нефтей и бензинов в атмосферу из резервуаров нефтеперерабатывающего предприятия

В качестве данных для расчета выбросов паров нефтей и бензинов в атмосферу принимаются:

- максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара (группы одноцелевых резервуаров) во время его закачки (Vqmax м3/час), равный производительности насоса;

- количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (В, т/год) или иного периода года;

- температура начала кипения (tнк, °C) нефтей и бензинов;

- плотность (rж, т/м3) нефтей и нефтепродуктов;

- время эксплуатации резервуара или групп одноцелевых резервуаров (t1, сут/год, t2, час/сут);

- давления насыщенных паров нефтей и бензинов (Р18, мм.рт.ст.) определяются при температуре ) 38˚с и соотношении газ-жидкость 4:1.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

- наименование жидкости;

- индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

- объем;

- наземный или заглубленный;

- вертикальное или горизонтальное расположение;

- режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

- оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ): понтон, плавающая крыша (ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);

- количество групп одноцелевых резервуаров.

5.3 Расчет валовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров хранения автомобильного бензина

Исходные данные для расчета максимальных и годовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров хранения автомобильного бензина нефтеперерабатывающего завода приведены в таблицах 6 и 7. Результаты расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 7 - Исходные данные для расчета валовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения автомобильного бензина

Таблица 8 - Продолжение исходных данных для расчета валовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения автомобильного бензина

Таблица 9 - Табличные данные и результат расчета валовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения автомобильного бензина

Годовая оборачиваемость резервуаров по формуле (5.1):

n=1460000 / (0,73·5000·4)=100,

по приложению А таблице А1 определяется коэффициент оборачиваемости резервуаров: Коб=1,35.

Валовые выбросы определяются по формулам (5.2) и (5.3).

М=0,163·425·63,1·0,74· 0,60·1,0·250·10-4=48,5209 г/с

т/год

5.4 Расчет валовых выбросов загрязняющих веществ от резервуаров хранения технического керосина

Исходные данные для расчета максимальных и годовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения автомобильного бензина нефтеперерабатывающего завода приведены в таблицах 9 и 10. Результаты расчетов приведены в таблице 11.

Таблица 10 - Исходные данные для расчета валовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения технического керосина

Таблица 10 - Продолжение исходных данных для расчета валовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения технического керосина

Таблица 12–Табличные данные и результат расчета валовых выбросов загрязняющих веществ из резервуаров хранения технического керосина

Годовая оборачиваемость резервуаров по формуле (5.1):

n=500000 / (0.85 · 3000 · 4) = 49,

по приложению А таблице А1 определяется коэффициент оборачиваемости резервуаров: Коб=2,0.

Валовые выбросы определяются по формулам (5.2) и (5.3).

М=11,2 · 2,88 · 0,63 ·70 /3600=0,3950 г/с

т/год

Рассчитаны максимальные и годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров хранения автомобильного бензина и от резервуаров хранения технического керосина.

Максимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров хранения автомобильного бензина составляют 48,5 г/с, от резервуаров хранения керосина технического – 0,395 г/с.

Годовые выбросы веществ в атмосферу от резервуаров хранения автомобильного бензина составляют 1483 т/год, от резервуаров хранения керосина технического – 16,9 т/год.

Таким образом, максимальные и годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров хранения автомобильного бензина больше, чем от резервуаров хранения технического керосина.

6 Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

Расчет произведен на основе Инструктивно-методических указаний по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды (в ред. Приказа Госкомэкологии РФ от 15.02.2000 N 77) [6].

6.1 Алгоритм расчета платы за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий

Рассчитывается плата за выбросы загрязняющих веществ в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы выбросов, за выбросы загрязняющих веществ в пределах установленных лимитов, за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ и общая плата за загрязнение атмосферного воздуха.

6.1.1 Алгоритм расчета платы за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы

Плата за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы определяется по формуле (6.1) путем умножения соответствующих ставок платы, вычисленных по формуле (6.2), на величину загрязнения и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ.

n

Пн атм = ∑Снi атм · Мi атм при Мi атм <= Мнi атм (6.1),

i=1

где i - вид загрязняющего вещества (i = 1,2,3 .n);

Пн - плата за выбросы загрязняющих веществ

в размерах, не превышающих предельно допустимые

нормативы выбросов (руб.);

Снi атм - ставка платы за выброс 1 тонны i-го загрязняющего

вещества в пределах допустимых нормативов выбросов (руб.);

Мi атм - фактический выброс i-го загрязняющего вещества (т);

Мнi атм - предельно допустимый выброс i-го загрязняющего вещества (т);

Снi атм = Нбнi атм · Кэ атм (6.2),

где Нбнi атм - базовый норматив платы за выброс 1 тонны i-го

загрязняющего вещества в размерах, не превышающих

предельно допустимые нормативы выбросов (руб.);

Кэ атм - коэффициент экологической ситуации и

экологической значимости атмосферы в данном регионе.

6.1.2 Алгоритм расчета платы за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в пределах установленных лимитов

Платы за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в пределах установленных лимитов определяется по формуле (6.3) путем умножения соответствующих ставок платы, вычисленных по формуле (6.4), на разницу между лимитными и предельно допустимыми выбросами загрязняющих веществ и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ.

n

Пл атм = ∑Слi атм · (Млi атм - Мнi атм) при Мнi атм < Мi атм <= Млi атм (6.3),

i=1

где i - вид загрязняющего вещества (i = 1 .n);

Пл атм - плата за выбросы загрязняющих веществ в пределах

установленных лимитов (руб.);

Слi атм - ставка платы за выброс 1 тонны i-го загрязняющего

вещества в пределах установленного лимита (руб.);

Мi атм - фактический выброс i-го загрязняющего вещества (т);

Мнi атм - предельно допустимый выброс i-го загрязняющего

вещества (т);

Млi атм - выброс i-го загрязняющего вещества в пределах

установленного лимита (т).

Слi атм = Нблi атм · Кэ атм (6.4),

где Нблi атм - базовый норматив платы за выброс 1 тонны i-го

загрязняющего вещества в пределах установленного

лимита (руб.);

Кэ атм - коэффициент экологической ситуации и экологической

значимости атмосферы в данном регионе.

6.1.3 Алгоритм расчета платы за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий

Плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий Данная плата определяется по формуле (6.5) путем умножения соответствующих ставок платы, вычисленных по формуле (6.6), за загрязнение в пределах установленных лимитов на величину превышения фактической массы выбросов над установленными лимитами, суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ и умножения этих сумм на пятикратный повышающий коэффициент.

n

Псл атм = 5 ∑Слi атм · (Мi атм - Млi атм) при Мi атм > Млi атм (6.5),

i=1

где i - вид загрязняющего вещества (i = 1,2 .n);

Псл атм - плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ

(руб.);

Слi атм - ставка платы за выброс 1 тонны i-го загрязняющего

вещества в пределах установленного лимита (руб.);

Мi атм - фактический выброс i-го загрязняющего вещества;

Млi атм - выброс i-го загрязняющего вещества в пределах

установленного лимита (т).

Слi атм = Нблi атм · Кэ атм (6.6),

где Нблi атм - базовый норматив платы за выброс 1 тонны i-го

загрязняющего вещества в пределах установленного

лимита (руб.);

Кэ атм - коэффициент экологической ситуации и экологической

значимости атмосферы в данном регионе.

6.1.4 Расчет общей платы за загрязнение атмосферного воздуха нефтеперерабатывающими предприятиями

Общей плата за загрязнение атмосферного воздуха нефтеперерабатывающими предприятиями определяется по формуле (6.7) путем суммирования платы за выбросы в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы, за выбросы в пределах установленных лимитов и за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ за отчетный период.

П атм = Пн атм + Пл атм + Псл атм (6.7)

6.2 Исходные данные для расчета платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

Нефтеперерабатывающее предприятие ежегодно выбрасывает в атмосферу следующее количество загрязняющих веществ: углеводороды – 3650 т, СО – 600 т, SO2 – 500 т, NО2 – 50 т, твердые вещества – 200 т.

В том числе выбросы углеводородов в атмосферу от резервуаров хранения автомобильного бензина и технического керосина составляют соответственно: 1483,4 т и 16,9 т (по результатам расчетов главы 5).

Значения установленных предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ и установленных лимитов выбросов загрязняющих веществ представлены в таблице 12.

Таблица 13 – Исходные данные для расчета платы за выбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий

6.3 Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающих предприятий

Плата за выбросы углеводородов в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы, определяется по формулам (6.1), (6.2).

Базовый норматив платы Нбн1 атм за выброс 1 тонны углеводородов в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы берется из приложения 1 к Постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344 [21], данные из которого представлены в приложении В таблице В1.

Нбн1 атм = 5 руб.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе Кэ атм берется из приложения 2 к Постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344 [21], данные из которого представлены в приложении Г таблице Г2.

Для Уральского экономического района Кэ атм = 2.

Ставка платы за выброс 1 тонны углеводородов в пределах установленного лимита составляет:

Сн1 атм = 5·2 = 10 руб.

Выброс углеводородов в атмосферу в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы М1 атм = 2910 т.

Плата за выбросы углеводородов в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы, составляет:

Пн1 атм = Сн1 атм · М1 атм = 10·2910 = 29100 руб.

Плата за выбросы углеводородов в пределах установленных лимитов определяется по формулам (6.4), (6.3).

Базовый норматив платы за выброс 1 тонны углеводородов в пределах допустимых нормативов выбросов Нбн1 атм = 25 руб.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе Кэ атм = 2.

Ставка платы за выброс 1 тонны углеводородов в пределах установленного лимита составляет:

Сл1 атм = 25·2 = 50 руб.

Выброс углеводородов в атмосферу в пределах установленных лимитов М1 атм = 3000 т.

Предельно допустимый выброс углеводородов Мн1 атм = 2910 т.

Плата за выбросы углеводородов в пределах установленных лимитов составляет:

Пл1 атм = Сл1 атм · (Мл1 атм - Мн1 атм) = 50·(3000-2910) = 4500 руб.

Плата за сверхлимитный выброс углеводородов в атмосферу определяется по формулам (6.5), (6.6).

Базовый норматив платы за выброс 1 тонны углеводородов в пределах установленного лимита выбросов Нбл1 атм = 25 руб.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе Кэ атм = 2.

Ставка платы за выброс 1 тонны углеводородов в пределах установленного лимита Сл1 атм = 25·2 = 50 руб.

Фактический выброс углеводородов в атмосферу М1 атм = 3650 т.

Выброс углеводородов в пределах установленного лимита Мл1 атм =3000т

Плата за сверхлимитный выброс углеводородов в атмосферу составляет:

Псл1 атм = 5 ·Сл1 атм · (М1 атм - Мл1 атм) = 5·50·(3650-3000) = 162500 руб.

Общая плата за выбросы углеводородов в атмосферу определяется по формуле (6.7):

П1 атм = Пн1 атм + Пл1 атм + Псл1 атм = 29100+4500+162500 = 196100 руб.

Расчет платы за выбросы остальных загрязняющих веществ – оксида углерода, диоксида серы, диоксида азота и твердых веществ - в атмосферу производится аналогично расчету платы за выбросы углеводородов в атмосферу. Общая плата нефтеперерабатывающего предприятия за загрязнение атмосферы рассчитывается путем суммирования величин общей платы за выброс отдельного загрязнителя. Результаты расчетов приведены в таблице 13.

Таблица 14 – Результаты расчета платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающего предприятия

Продолжение таблицы 14

Примечание:

* - предельно допустимый выброс.

Рассчитана общая плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающего предприятия. Она составила 275904 руб.

Общая плата за выбросы углеводородов из резервуаров хранения автомобильного бензина - 71210 руб.

Общая плата за выбросы углеводородов из резервуаров хранения керосина технического - 194 руб.

7 Расчет платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

Расчет произведен на основе Инструктивно-методических указаний по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды (в ред. Приказа Госкомэкологии РФ от 15.02.2000 N 77) [6 ].

7.1 Алгоритм расчета платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

Рассчитываются платы за сбросы загрязняющих веществ в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы сбросов, за сбросы загрязняющих веществ в пределах установленных лимитов, за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ и общая плата за загрязнение водного объекта.

7.1.1 Алгоритм расчета платы за сбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы сбросов

Плата за сбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы сбросов, определяется по формуле (7.1) путем умножения соответствующих ставок платы, вычисленных по формуле (7.2), на величину загрязнения и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ.

n

Пн вод = ∑Снi вод · Мi вод при Мi вод <= Мнi вод (7.1),

i=1

где i - вид загрязняющего вещества (i = 1, 2 .n);

Пн вод - плата за сбросы загрязняющих веществ в размерах,

не превышающих предельно допустимые нормативы

сбросов (руб.);

Снi вод - ставка платы за сброс 1 тонны i-го загрязняющего

вещества в пределах допустимых нормативов сбросов (руб.);

Мi вод - фактический сброс i-го загрязняющего вещества (т);

Мнi вод - предельно допустимый сброс i-го загрязняющего вещества (т).

Снi вод = Нбнi вод · Кэ вод (7.2),

где Нбнi вод - базовый норматив платы за сброс 1 тонны i-го

загрязняющего вещества в размерах, не превышающих

предельно допустимые нормативы сбросов (руб.);

Кэ вод - коэффициент экологической ситуации и экологической

значимости поверхностного водного объекта.

7.1.2 Алгоритм расчета платы за сбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в пределах установленных лимитов

Плата за сбросы загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий в пределах установленных лимитов определяется по формуле (7.3) путем умножения соответствующих ставок платы, вычисленных по формуле (7.4), на разницу между лимитными и предельно допустимыми сбросами загрязняющих веществ и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ.

n

Пл вод =∑ Слi вод · (Мi вод - Мнi вод) при Мнi вод < Мi вод <= Млi вод (7.3),

i=1

где i - вид загрязняющего вещества (i = 1, 2 .n);

Пл вод - плата за сбросы загрязняющих веществ в пределах

установленных лимитов (руб.);

Слi вод - ставка платы за сброс 1 тонны i-го загрязняющего

вещества в пределах установленного лимита (руб.);

Мi вод - фактический сброс i-го загрязняющего вещества (т);

Мнi вод - предельно допустимый сброс i-го загрязняющего

вещества (т);

Млi вод - сброс i-го загрязняющего вещества в пределах

установленного лимита (т).

Слi вод = Нблi вод · Кэ вод (7.4),

где Нблi вод - базовый норматив платы за сброс 1 тонны i-го

загрязняющего вещества в пределах установленного

лимита (руб.);

Кэ вод - коэффициент экологической ситуации и экологической

значимости поверхностного водного объекта.

7.1.3 Алгоритм расчета платы за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий

Плата за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ от нефтеперерабатывающих предприятий определяется по формуле (7.5) путем умножения соответствующих ставок, вычисленных по формуле (7.6), платы за загрязнение в пределах установленных лимитов на величину превышения фактической массы сбросов над установленными лимитами, суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ и умножения этих сумм на пятикратный повышающий коэффициент.

n

Псл вод = 5 ∑Слi вод · (Мi вод - Млi вод) при Мi вод > Млi вод (7.5),

i=1

где i - вид загрязняющего вещества (i = 1, 2 .n);

Псл вод - плата за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ (руб.);

Слi вод - ставка платы за сброс 1 тонны i-го загрязняющего

вещества в пределах установленного лимита (руб.);

Мi вод - фактическая масса сброса i-го загрязняющего

вещества (т);

Млi вод - масса сброса i-го загрязняющего вещества в пределах

установленного лимита (т).

Слi вод = Нблi вод · Кэ вод (7.6),

где Нблi вод - базовый норматив платы за сброс 1 тонны i-го

загрязняющего вещества в пределах установленного

лимита (руб.);

Кэ вод - коэффициент экологической ситуации и экологической

значимости поверхностного водного объекта.

7.1.4 Алгоритм расчета общей платы за загрязнение поверхностных водных объектов нефтеперерабатывающими предприятиями

Общая плата за загрязнение поверхностных и подземных водных объектов определяется по формуле (7.7) путем суммирования платы за сбросы в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы, за сбросы в пределах установленных лимитов и за сверхлимитный сброс загрязняющих веществ за отчетный период:

П вод = Пн вод + Пл вод + Псл вод (7.7)

7.2 Исходные данные для расчета платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

Нефтеперерабатывающее предприятие ежегодно сбрасывает в реку Белую следующее количество загрязняющих веществ: взвешенные вещества – 3,5 т; СПАВ – 1,5 т; нефть и нефтепродукты – 900 т; хлориды – 560 т.

Значения установленных предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ и установленных лимитов сбросов загрязняющих веществ приведены в таблице 13.

Таблица 15 – Исходные данные для расчета платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

7.3 Расчет платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные водные объекты от нефтеперерабатывающих предприятий

Плата за сбросы загрязняющих веществ в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы сбросов определяются по формулам (7.1), (7.2).

Базовый норматив платы Нбн1 атм за сброс 1 тонны нефти и нефтепродуктов в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы берется из приложения 2 к Постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344, данные из которого представлены в приложении Г таблице Г2.

Нбн1 вод = 5510 руб.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости поверхностного водного объекта Кэ вод берется из приложения 2 к Постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. N 344 [21], данные из которого представлены в приложении Д таблице Д1.

Для бассейна реки Волга в Республике Башкортостан Кэ вод = 1,12.

Ставка платы за выброс 1 тонны нефти и нефтепродуктов в пределах установленного лимита составляет:

Сн1 атм = 5510·1,12 = 6171,2 руб.

Выброс нефти и нефтепродуктов в водный объект в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы М1 вод = 700 т.

Плата за сбросы нефти и нефтепродуктов в размерах, не превышающих установленные природопользователю предельно допустимые нормативы составляет:

Пн1 вод = Сн1 вод · М1 вод = 6171,2 ·700 = 4319840 руб.

Плата за сбросы нефти и нефтепродуктов в пределах установленных лимитов определяется по формулам (7.4), (7.3).

Базовый норматив платы за сброс 1 тонны нефти и нефтепродуктов в пределах установленного лимита Нбн1 вод = 27550 руб.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости поверхностного водного объекта Кэ вод = 1,12.

Ставка платы за сброс 1 тонны нефти и нефтепродуктов в пределах установленного лимита составляет:

Сл1 атм = 27550·1,12 = 30856 руб.

Сброс нефти и нефтепродуктов в водный объект в пределах установленных лимитов Мл1 вод = 850 т.

Предельно допустимый сброс нефти и нефтепродуктов Мн1 вод = 700 т.

Плата за сброс нефти и нефтепродуктов в пределах установленных лимитов составляет:

Пл1 вод = Сл1 вод · (Мл1 вод - Мн1 вод) = 30856·(850-700) = 1542800 руб.

Плата за сверхлимитный сброс нефти и нефтепродуктов в водный объект определяется по формулам (7.5), (7.6).

Базовый норматив платы за сброс 1 тонны нефти и нефтепродуктов в пределах установленного лимита Нбл1 вод = 27550 руб.

Коэффициент экологической ситуации и экологической значимости поверхностного водного объекта Кэ вод = 1,12.

Ставка платы за сброс 1 тонны нефти и нефтепродуктов в пределах установленного лимита Сл1 авод = 27550·1,12 = 30856 руб

Фактический сброс нефти и нефтепродуктов в водный объект М1 вод = =900 т.

Сброс нефти и нефтепродуктов в пределах установленного лимита Мл1 вод =850т

Плата за сверхлимитный сброс нефти и нефтепродуктов в водный объект составляет:

Псл1 вод = 5 ·Сл1 вод · (М1 вод - Мл1 вод) = 5·30856 ·(900-850) = 7714000 руб.

Общая плата за сбросы нефти и нефтепродуктов в водный объект определяется по формуле (7.7):

П1 вод = Пн1 вод + Пл1 вод + Псл1 вод = 4319840+1542800+7714000 = =13576640 руб.

Расчет платы за сбросы остальных загрязняющих веществ – взвешенных веществ, СПАВ, хлоридов - в водный объект производится аналогично расчету платы за сбросы нефти и нефтепродуктов в водный объект. Общая плата нефтеперерабатывающего предприятия за загрязнение водного объекта рассчитывается путем суммирования величин общей платы за сбросы отдельного загрязнителя. Результаты расчетов приведены в таблице 14.

Таблица 16 – Результаты расчета платы за сбросы загрязняющих веществ в водный объект от нефтеперерабатывающего предприятия

Примечание:

* - предельно допустимый сброс.

Рассчитана общая плата за загрязнение поверхностных и подземных водных объектов нефтеперерабатывающим предприятием. Она составила 13580211,68 руб.

Выводы

В дипломной работе рассмотрены экологические проблемы эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий. Выявлены основные источники загрязнения окружающей среды на нефтеперерабатывающих предприятиях. Определено воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу, гидросферу и литосферу.

Производства по переработке нефти играют ключевую роль в мировом топливно-энергетическом комплексе и нефтехимии. Рост производственных мощностей переработки приводит к огромной материальной и энергетической нагрузке на окружающую среду и человека. Поэтому является актуальным рассмотрение воздействия нефтеперерабатывающих предприятий на природную среду [2].

В работе охарактеризованы процессы переработки нефти, сопровождающиеся загрязнением окружающей среды. Как при первичных, так и при вторичных процессах переработки нефти в окружающую среду выделяется огромное количество загрязняющих веществ. Одним из основных источников загрязнения атмосферы является установка каталитического крекинга.

Исследовано воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на окружающую среду. Нефтеперерабатывающие предприятия выбрасывают в атмосферу углеводороды, серосодержащие газы, оксиды углерода и азота, твердые вещества. Со сточными водами НПП в водоемы поступает значительное количество нефтепродуктов, сульфидов, хлоридов, соединений азота, фенолов, солей тяжелых металлов, взвешенных веществ и др. На нефтеперерабатывающих предприятиях происходит загрязнение почвенного слоя нефтепродуктами на значительную глубину, а в подпочвенных горизонтах образуются линзы нефтепродуктов, которые с грунтовыми водами могут мигрировать, загрязнять окружающую среду и создавать аварийные ситуации. На данных предприятиях образуются жидкие и твердые отходы, которые необходимо утилизировать.

Предложены меры по решению экологических проблем эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий. Так как установки каталитического крекинга являются одними из основных источников загрязнения атмосферы на предприятиях по переработке нефти, то рассмотрены мероприятия по снижению атмосферных выбросов именно от этих установок. Проблему загрязнения гидросферы при переработке нефти можно решить применением рациональных схем водоснабжения и канализации. Отходы исследуемых предприятий могут быть переработаны для получения продуктов, пригодных для дальнейшего использования.

Выявлены правовые основы и методы обеспечения природоохранного законодательства в области нефтепереработки. Нефтеперерабатывающие предприятия должны не допускать аварийных ситуаций в процессе переработки нефти, предусматривать эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства и сбора нефтяного (попутного) газа и минерализованной воды, рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов.

Рассчитаны максимальные и годовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от резервуаров хранения автомобильного бензина и от резервуаров хранения технического керосина. Они составили соответственно

48,5 г/с и 1483,4 т/год, 0,395 г/с и 16,9 т/год.

Определена общая плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от нефтеперерабатывающего предприятия. Результат получился равным 275904 руб. Общая плата за выбросы углеводородов от резервуаров хранения автомобильного бензина - 71210 руб. Общая плата за выбросы углеводородов от резервуаров хранения технического керосина - 194 руб.

Рассчитана общая плата за загрязнение поверхностных водных объектов нефтеперерабатывающим предприятием. Она составила 13580211,68 руб.

Список использованных источников

1. Абросимов А.А. Экология переработки углеводородных систем: Учебник / Под ред. д-ра хим. наук, проф. М.Ю. Долматова, д-ра техн. наук, проф. Э.Г. Теляшева. – М.: Химия, 2002. – 608 с.

2. Абросимов А.А. Экологические аспекты производства и применения нефтепродуктов. – М.: Барс, 1999. – 732 с.

3. Абросимов А.А. Социально-экологические проблемы нефтепереработки.// Экология и промышленность России. – Б.м. – 2000- №11, 32 с.

4. Арустамов Э.А. Экологические основы природопользования: учебник / Э. А. Арустамов, Н.В. Баркалова, И.В. Левакова.-Изд. 3-е, перераб. и доп - М.: Дашков и К, 2006.-320 с.

5. Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти. – М.: Изд. Юридическая литература, №14, 1998. – 175 с.

6. Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти. – М.: Изд. Юридическая литература, №15, 2000. – 209 с.

7. Ведомости Гос. Собрания Курултая, Президента и Правительства РБ. – Уфа, 2006. – №12, 153 с.

8. Еремин В.Г. Экологические основы природопользования: Учеб. пособие для сред. спец. учеб. заведений / В.Г. Еремин, В.В. Сафронов, А.Г. Схиртладзе, Г.А. Харламов; Под ред. Ю.М. Соломенцева.-М.: Высш. шк., 2002.-253 с.

9. Исидоров В.А. Экономическая химия: Учебное пособие для вузов. – СПб: Химиздат, 2001. – 304 с.

10. Киреева Н.А. Микробиологические процессы в нефтезагрязненных почвах. Уфа: БашГУ, 1994. – 172 с.

11. Лозановская И.Н. Экология и охрана биосферы при химическом загрязнении: Учеб. пособие для хим.,хим.-технол. и биолог.спец.вузов/ И.Н.Лозановская, Д.С.Орлов, Л.К.Садовникова.-М.: Высш.школа, 1998. – 85 с.

12. Надейн А.Ф. Очистка воды и почвы от нефтезагрязнений.// ЭКиП: Экология и промышленность России.-Б.м. - 2001.- №11, 15 с.

13. Новиков Ю.В. Экология, окружающая среда и человек: Учеб.пособие для вузов, школ и колледжей.-М.: ФАИР-ПРЕСС, 2000.-320с.

14. Новые законы и нормативные акты – приложение к «Российской газете». – М.: Изд-во Юридическая литература, 1997. – №24, 158с.

15. Орлов Д.С.Экология и охрана биосферы при химическом загрязнении: Учеб. пособие для хим., хим.-технолог. и биол. Специальностей вузов /Д.С. Орлов, Л.К. Садовнокова, И.Н. Лозановская.-М.: Высш. Шк.,-2002.-334с.

16. Петров В.В. Экологическое право России: Учебник для вузов.-М.: Изд-во БЕК, 1996.-557с.

17. Протасов В.Ф. Экология, здоровье и охрана окружающей среды в России: Учеб. и справочное пособие.-2-е изд -М.: Финансы и статистика, 2000.-672 с.

18. Ревура С.В. Загрязнение геологической среды нефтепродуктами. Пути решения данной проблемы на территории Архангельской области/ С.В. Ревура //Экология человека. – Б.м. - 2004.-№1.-с.30-33.

19. Собрание законодательства РФ. – М.: Изд-во Юридическая литература, 1995. – № 27, 2983 с.

20. Собрание законодательства РФ. – М.: Изд-во Юридическая литература, 2000. – № 33, 817 с.

21. Собрание законодательства РФ. – М.: Изд-во Юридическая литература, 2003. – № 15, 1015 с.

22. Соколов Р.С. Химическая технология: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений: В 2т. – М.: Гуманит. изд. центр ВЛАДОС, Т.2: Металлургические процессы. Переработка химического топлива. Производство органических веществ и полимерных материалов, 2003.– 448 с.

23. Сопрунова О.Б. Экспериментальное изучение биологической очистки нефтезагрязненных почв накопительной микробной культурой. / О.Б. Сопрунова, О.С. Сангоджиева, М.А. Клюянова// Экологические системы и приборы. – Б.м… - 2004. - №11.- с.12-15.

24. Хван Т.А. Промышленная экология: учеб. пособие / Т. А. Хван.-Ростов н/Д: Феникс, 2003.-320 с.

25. Черных Н.А. Почвенные микроорганизмы в условиях нефтезагрязнения. / Н.А. Черных, Е.К. Батовская, Ю.И. Баева, В.Г. Головин// Экологические системы и приборы. – Б.м… - 2004. - №12.- с. 15-19.

26. Экологическое право России. Курс лекций: учебное пособие / под ред. А. П. Анисимова.-М.: Приор-издат, 2004.-272 с.

27. www.14000.ru - Развитие интегрированных систем менеджмента предприятий нефтеперерабатывающей промышленности в России.

28. www.ecoindustry.ru – Переработка и утилизация нефтешламов.

29. www.ecoindustry.ru – Совершенствование контроля аэрозольной загрязненности.

30. ecooil.far.ru – Защита воздушного бассейна нефтяного региона.

31. ecooil.far.ru – Эколого-геохимические аспекты трансформации органического вещества нефтезагрязненых геоситем.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(Справочное)

Таблица А1 - Значения опытных коэффициентов kоб

Таблица А2 - Значения опытных коэффициентов Кр

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(Справочное)

Таблица Б1 - Значения опытных коэффициентов Кt

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(Справочное)

Таблица В1 – Базовые нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными источниками

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(Справочное)

Таблица Г1 – Коэффициенты, учитывающие экологические факторы (состояние атмосферного воздуха) по территориям экономических районов Российской Федерации

Таблица Г2 – Базовые нормативы платы за сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(Справочное)

Таблица Д1 – Коэффициенты, учитывающие экологические факторы (состояние водных объектов), по бассейнам морей и рек