Нефтеперерабатывающий завод и топливо

Топливо, используемое на нефтеперерабатывающем заводе: тип и очистка

Европейской Комиссией приводится детальный анализ топлива, используемого на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ. Использование на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ товарного топлива, такого как сжиженный нефтяной газ, промышленное топливо и газойль это тема,
которая была активно исследована в LCP BREF, и использование данных видов топлива также дает достижимые уровни выбросов.

Увеличение использования газа

Альтернативным вариантом снижения количества выбросов SO₂, NOx, CO₂ и металлов на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ является замена или снижение использования жидкого топлива собственного производства и сжиженного нефтяного газа, часто производимого на месте на нефтезаводской газ (производимый за счет некоторых технологий конверсии) или природный газ. Увеличение использования газа типично сопровождается контролем материального баланса газа и контролем системы производства газообразного топлива (RFG) на соответствующих предельных давлениях для поддержания эксплуатационной гибкости системы, что становится возможным при использовании очищенного топлива, такого как сжиженный нефтяной газ или импортированный газ. В данном случае необходим современный технический уровень контроля над оптимизацией характеристик газообразного топлива собственного производства.

Достигнутые экологические показатели. Полный переход на 100% использование газообразного топлива на нефтеперерабатывающем заводе НПЗ приведет к снижению выбросов SO₂ на 99%, CO₂ на 30-38% и NOx на 30-50%. Это также приведет к сокращению выбросов тяжелых металлов. Кроме того, при собственном производстве газообразного топлива образуется очень низкое количество пыли и выбросов SO₂, так как газы обычно проходят очистку на аминных скрубберах (смотри следующий Раздел). Выбросы серы значительно снижаются при использовании очищенного газообразного топлива собственного производства вместо дистиллятов, таких как газойль, то есть становятся в 10-20 раз ниже, чем при использовании стандартного низкосернистого топлива. За счет низких концентраций SO₂ в топочных газах паровых котлов работающих на газообразном топливе, температура выбросов из дымовых труб может быть снижена до 150 °С (температура конденсации снижена или не является больше ограничивающим условием). Более низкая температура дымового газа означает приращение энергетического кпд и связанное с этим снижение выбросов CO₂. Обычно при использовании газообразного топлива образуется меньше NOx на единицу энергии по сравнению с жидкими видами топлива, особенно жидким топливом собственного производства. Обычно для газообразного топлива характерно только термическое образование NOx. Сжигание жидкого топлива приводит к высокому уровню образования NOx по нескольким причинам, особенно проблемой топлива является образование NOx из содержащегося в нем азота, необходимость баланса образующихся NOx и взвешенных веществ и частое создание технических условий для сжигании в смешении с газом. С более подробной информацией о достигнутых значениях выбросов можно ознакомиться в Таблицах с 4.15 по 4.21.

Основные преимущества перехода на 100% использование газообразного топлива:

Количества выбросов SO₂ будет снижено до нуля, как для единичного звена предприятия, так и для нефтеперерабатывающего завода в целом, останутся только выбросы с прочих источников (незначительные количества выбросов с производства нефтезаводского газа, установки регенерации серы (SRU), установки крекинга с псевдоожиженным катализатором, факела и т.д.).
Снижение выбросов взвешенных веществ, включая тяжелые металлы.
Количества выбросов NOx будет снижено до уровня характерного для сжигания природного газа при производстве энергии, следовательно преобладающими источниками выбросов NOx на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ станут установки каталитического крекинга.
Снижение количества выбросов CO₂ достигается в основном за счет низкого содержания углерода в газе, более высокой теплоты сгорания, а также за счет высокой достигаемой эффективности (Топочные газы в дальнейшем могут быть охлаждены).

Побочные эффекты. Как известно замена нефтяного топлива на газ приводит к накоплению избытка мазута (кубовой жидкости), что необходимо учитывать при принятии любого интегрированного решения для топливной системы нефтеперерабатывающего завода. В случае, когда нефтяное топливо сгорает ненадлежащим образом, образуются выбросы, поступающие за пределы НПЗ. Кроме того, при переработке тяжелых фракций в легкие продукты со сниженным содержанием серы требуется дополнительные значительные затраты энергии. Это неизбежно приводит к увеличению количества выбросов CO₂. В первом приближении, выбросы NOx могут быть увеличены за счет использования водорода и нефтяного топлива содержащего связанный азот. Использование топлив с высоким содержанием водорода приводит увеличению температуры воспламенения, что обычно приводит к увеличению уровня выбросов NOx. Несмотря на то, что при использовании не всех видов топлива образуются выбросы NOx, вклад топлива в образование NOx может варьироваться от несущественного, в случае работы оборудования на природном газе, до в несколько раз большего при термическом образовании NOx в случае работы оборудования по производству топлива. Нефтезаводской газ может содержать амины (соединения азота) и другие соединения.

Переход с жидкого топлива на газ потребует модернизации химико-технологического процесса и создания сети газоснабжения.

Некоторые газы используются локально, то есть процессе образования газа или в смежном процессе, но на большинстве нефтеперерабатывающих заводов НПЗ используется общий магистральному трубопроводу, по которому нефтезаводской газ поступает к потребителям. На современных нефтеперерабатывающих заводах НПЗ магистральный трубопровод является тщательно «сбалансированным» согласно спросу и предложению; необходимое поддержание эксплуатационной гибкости системы достигается за счет контроля производства (то есть регулирования производительности, испарения сжиженного нефтяного газа). Факельная система является важным звеном НПЗ, и нефтезаводской газ обычно пополняется из системы улавливания газа на факеле. Возможно, также сбрасывать избыточный газ на факел в случае превышения верхнего предела давления. Внедрение энергосберегающих технологий может способствовать удовлетворению потребностей нефтеперерабатывающего завода в совокупности с использованием газообразного топлива собственного производства.

Издержки при переходе на газ могут составить до 30 миллионов ЕВРО в год для нефтеперерабатывающего завода с производственной мощностью 10 Мт/год

Использование сжиженного нефтяного газа вместо жидкого топлива: Приблизительные капитальные затраты малы (переоборудование горелок) и приблизительные годовые эксплуатационные затраты составят 120 ЕВРО за тонну топлива (различие в издержках при использовании сжиженного нефтяного газа и жидкого топлива). Однако эксплуатационные затраты могут значительно меняться в зависимости от времени года и рыночной стоимости сжиженного нефтяного газа.

Использование природного газа вместо жидкого топлива: Приблизительные капитальные затраты на установку составят около 4 миллионов фунтов стерлингов. Приблизительные годовые эксплуатационные затраты составят от 50 до 100 ЕВРО за тонну топлива (различие в издержках при использовании природного газа и жидкого топлива). Эксплуатационные затраты также могут значительно меняться в зависимости от времени года и рыночной стоимости сжиженного нефтяного газа.

Движущая сила внедрения — Снижение выбросов CO₂, NOx, SO₂ и взвешенных веществ (включая металлы).

Количество нефтезаводского и природного газа сжигаемого европейскими нефтеперерабатывающими заводами обычно составляет от 60 до 100% (в пересчете на мегаватты). Однако данные с некоторых европейских НПЗ говорят о том, что количество сжигаемого жидкого нефтяного топлива может приближаться к 60%.

Очистка нефтезаводского газа

Некоторые виды нефтезаводского газа могут не содержать соединения серы (то есть образующиеся в процессе каталитического реформинга и изомеризации) или содержать серу (большинство процессов, таких как перегонка, крекинг, гидродесульфурация). В последнем случае потоки газа обычно проходят аминную очистку в скрубберах для извлечения H2S перед подачей в магистральный газопровод нефтеперерабатывающий завод НПЗ.

Достигнутые экологические показатели. Нефтезаводской газ прошедший аминную очистку содержит 20-200 мг H₂S/м³ (н.у.), что позволяет достичь концентрации SO2 в топочных газах на уровне 5-25 мг/м³ (н.у.) SO₂, 3% O₂.

Побочные эффекты. Возможна деформация колонны труб в устьевой подвеске системы скрубберов аминной очистки

Технология аминной очистки нефтезаводского газа в скрубберах нашла широкое применение на нефтеперерабатывающих заводах.

Гидроочистка жидкого нефтяного топлива

Содержание азота, серы, взвешенных веществ (аэрозолей) и металлов, в топливе, используемом на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ, было определено в сырой нефти используемой на нефтеперерабатывающий завод НПЗ и в нефтехимических установках, через которые проходит нефть в процессе переработки. Потоки жидкого нефтяного топлива, образующиеся в различных ХТП, таких как атмосферная перегонка, вакуумная перегонка, термический крекинг, каталитический крекинг и гидрокрекинг кубовых остатков. За исключением последнего процесса, содержание серы в данных кубовых остатках может быть определено только отбором проб исходного сырья. В общем, жидкое нефтяное топливо может содержать одну или несколько вышеперечисленных фракций, при этом содержание сыры может значительно изменяться. В Таблице 4.13 представлена информация о содержании серы в различных фракциях используемых в качестве жидкого топлива.

Таблица 4.13: Сера, азот и металлы, содержащиеся в нефтяных фракциях используемых в качестве жидкого топлива

Фракция используемая в качестве жидкого топлива	Источник нефти	S (%)	N (%)	Металлы (%)
Атмосферные остатки (мазут)	Северное море	0.6-1.1	0.03-0.32	0.03 — 0.06
Атмосферные остатки (мазут)	Ближний Восток	2.3-4.4		0.04-0.06
Вакуумные остатки (гудрон)	Северное море	1.1 -1.8	0.18-0.58
Вакуумные остатки (гудрон)	Ближний Восток	3.6-6.1		0.07-0.13
Крекинг-остаток (крекинг-мазут)	Ближний Восток	3.5-6.5

Гидроочистка топлива позволяет снизить содержание серы, азота и металлов в нефтяных фракциях. Гидроочистка жидкого топлива позволяет снизить содержание серы до 0,03-1%. Данная технология используется перед подачей топлива в камеру сгорания.

Достигнутые экологические показатели. Гидроочистка топлива снижает концентрацию азота, серы и металлов в питающем потоке, что в свою очередь приводит к сокращению количества выбросов SO₂, NOx и металлов. Расчеты показали, что переход на жидкое топливо с содержанием серы 1% и менее, позволит нефтеперерабатывающий завод НПЗ Великобритании снизить количество выбросов SO₂ на 19-64%. Другим преимуществом перехода на жидкое топливо с низким содержанием серы является снижение тепловых потерь при прохождении топочных газов через дымовую трубу (сокращение капиталовложений на увеличение поверхности теплообменника или установку дополнительных теплообменников) т.к. температура конденсации снижена или не является больше ограничивающим условием.

Побочные эффекты. Гидроочистка топлива это процесс, требующий очень высоких затрат энергии. Кроме того, происходит образование сточных вод и твердых отходов (отработанного катализатора).

Интенсивный процесс гидроочистки является очень дорогостоящим, что сказывается на увеличении цены на жидкое топливо. В Таблице 4.14 представлена информация о стоимости жидкого нефтяного топлива, прошедшего процесс десульфуризации.

Таблица 4.14: Экономические показатели процесса десульфуризации

Количество нефтезаводского газа сжигаемого нефтеперерабатывающими заводами по сравнению с количеством жидкого топлива в пересчете на мегаватты обычно составляет 60% нефтезаводского газа и 40% жидкого нефтяного топлива. Однако данные государственного реестра Великобритании за 1996 год говорят о том, что на некоторых нефтеперерабатывающих заводах количество сжигаемого жидкого нефтяного топлива может приближаться к 60%.

Технологические процессы производства энергии

В данном разделе представлены все виды технологические процессы производства энергии на нефтеперерабатывающих заводах. Также в данном разделе представлены технологии использование которых способствует предотвращению выбросов в процессах производства энергии.

Печи и паровые котлы

Установка предварительных подогревателей воздуха, которые значительно повысят КПД печей (более чем на 5%). Оптимизация работы печей, и, следовательно, полноты сгорания топлива за счет повышенного контроля рабочих параметров (соотношения воздух/топливо в топливной смеси, избежание ощутимых тепловых потерь вследствие подачи избытка воздуха). Использование нагревателей/паровых котлов (бойлеров) с высоким тепловым КПД и с современной системой контроля и управления (например, контроль за содержанием кислорода). Минимизация тепловых потерь посредством теплового излучения или отходящего газа (например, минимизация тепловых потерь посредством несгоревших газов (H₂, CO) или несгоревших остатков(потери при сжигании). Текущий контроль температуры и концентрации O₂ в топочном газе с целью оптимизации процесса сжигания топлива. Также рекомендуется текущий контроль CO₂. Использование паровых котлов высокого давления. Подогрев топлива перед подачей на паровые котлы. Подогрев питательной воды паровых котлов паром. Предотвращение конденсации отработанного газа на рабочих поверхностях. Минимизация собственных потребностей за счет использования высокоэффективных насосов, дымоходов и прочего оборудования. Оптимизация условий горения. Использования технологий контроля за выбросами CO.

Достигнутые экологические показатели. При работе паровых котлов и печей образуется значительное количество выбросов CO₂, NOx, SO₂ и взвешенных веществ, особенно при использовании тяжелого дизельного топлива (мазута). При работе паровых котлов на газообразном топливе почти не образуется пыли, а выбросы SO₂ являются довольно низкими, когда нефтезаводской газ проходит аминную очистку в скрубберах. Выбросы NOx значительно ниже, чем при использовании паровых котлов работающих на жидком топливе. За счет низких концентраций SO₂ в топочных газах паровых котлов работающих на газообразном топливе, температура выбросов из дымовых труб может быть снижена до 150 °С. Более низкая температура топочного газа означает повышение энергетического кпд и связанное с этим снижение выбросов CO₂.

В таблицах с 4.15 по 4.20 представлены данные о достигнутых уровнях выбросов в атмосферу по каждому загрязняющему веществу в случае принятия мер первостепенной важности в отношении печей и паровых котлов. Остальные меры, такие как десульфуризация топочного газа с низким содержанием NOx и другие будут рассмотрены далее. Значения в таблицах представленные в мг/м³ (н.у.) достигнуты при непрерывный режиме работы (получасовая сводка) и основаны на 3%-м объемном содержании кислорода в отработанном газе, кроме случаев указанных в технических условиях. Газ: более низкие значения в интервалах соответствуют использованию природного газа. Жидкое топливо: термический крекинг-остаток (крекинг-мазут), вакуумные остатки (гудрон), и т.д.

Таблица 4.15 Предполагаемое количество выбросов CO при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.16 Предполагаемое количество выбросов CO2 при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.17 Предполагаемое количество выбросов NOx при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.18 Предполагаемое количество выбросов взвешенных веществ (аэрозолей) при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.19 Предполагаемое количество выбросов металлов при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Таблица 4.20 Предполагаемое количество выбросов взвешенных веществ (аэрозолей) при работе печей и паровых котлов оптимальной конструкции

Побочные эффекты. Использование предварительных подогревателей воздуха обычно приводит к образованию NOx.

Нагревательные устройства и паровые котлы прямого нагрева обычно достигают теплового КПД свыше 85%. Использование предварительных подогревателей воздуха и охлаждения продуктов сгорания (топочного газа) до их температуры конденсации позволяет повысить тепловой КПД до 90-93%.

Подготовка питательной воды для паровых котлов и ее оборотное использование.

Технологические приемы, применяемые при подготовке питательной воды для паровых котлов и ее оборотного использования:

Резервуар для сбора конденсата, как правило, оборудован системой обнаружения нефтепродуктов и маслоотделителем.
Для того чтобы избежать коррозии паровой и конденсатной систем, кислород и диоксид углерода удаляются при помощи деаэраторов, в питательную систему вводятся поглотители растворённого кислорода и ингибиторы коррозии. Для дальнейшего кондиционирования питательной воды проводят диспергирование, дозируют щелочь и некоторые противовспенивающие добавки.
Минимизация тепловых посредством топочного газа (несгоревших газов таких как H₂, CO) или несгоревших остатков (потери при сжигании), золы и шлаков, теплового излучения.
Подогрев питательной воды паровых котлов (перед деаэратором) отходящим теплом.
Снижение энергоёмкости технологического процесса подготовки питательной воды для паровых котлов.
Подготовка питательной воды для паровых котлов: основными технологиями являются ионный обмен, микрофильтрация и обратный осмос. В отличие от ионообменных технологий, при использовании мембранных процессов не происходит образование сточных вод с высоким содержанием солей. Предпочтительными являются технологии, при использовании которых образуются пригодные для переработки остатки (например, железосодержащие шламы). Для водоподготовки целесообразно использовать нетоксичные химические реагенты, которые впоследствии легко перерабатываются (микроорганизмами) бактериями. Использовать флокулянты не содержащие минеральных масел. Использовать химические реагенты не содержащие хлор органические соединения, либо с низким их содержанием. Отказаться от использования следующих соединений: ЭДТА (и соответствующих соединений) и его солей; аминополикарбоновых кислот и их солей; металлорганических соединений; хроматов, нитритов, органических полиэлектролитов с содержанием мономеров >0,1% масс.. Очистка сточных вод, образующихся в процессе подготовки питательной воды для паровых котлов, производится на станциях очистки сточных вод с использованием современных технологий и оборудования, особенно в случае поступления элюатов с высокой концентрацией NH3, образующихся в процессе регенерации установок ионного обмена.
Кондиционирование питательной воды для паровых котлов: Правильная эксплуатация подразумевает эксплуатацию с подачей кислорода: За счет добавления аммиака pH
смещается в сторону щелочной среды, также добавляют небольшое количество
кислорода. При использовании данной меры, возможно избежать добавления
гидразина, при этом потребность в аммиаке снижается. Кроме того, на внутренней поверхности труб формируется защитный слой из магнетита и гематита, который снижает шероховатость поверхности и таким образом происходит снижение потерь давления в трубах и энергопотребления насосов. Очистка сточных вод, образующихся в процессе кондиционировании, должна производиться на станциях очистки сточных вод с использованием современных технологий и оборудования.
Многократный повторный нагрев пара.

Достигнутые экологические показатели. Конденсат, образующийся в процессе подготовки питательной воды для паровых котлов, содержит большое количество загрязнений. Снижение использования воды за счет использования оборотной воды в цикле имеет огромное экологическое значение.

Побочные эффекты. При использовании добавок
пеногасителей может потребоваться биологическая очистка сточных вод. Ингибиторы коррозии не поддаются биологическому разложению.

Процесс подготовки питательной воды для паровых котлов не должен быть связан технологическим циклом с установкой обессоливания.

На некоторых предприятиях, где есть повторное использование конденсата, используются деаэраторы и подогрев питательной воды. На предприятиях, на которых конденсат и деаэратор расположены на большом расстоянии друг от друга, их интеграция не всегда возможна по экономическим причинам.

Выбор технологии и оборудования для процесса подготовки питательной воды определяется спецификой объекта и экономическими показателями.

Движущая сила внедрения. Процесс подготовки питательной воды необходим для производства пара в паровых котлах.

Процесс подготовки питательной воды встречается на всех нефтеперерабатывающих заводах, в определенном масштабе.