Share PDF

Search documents:
  Report this document  
    Download as PDF   
      Share on Facebook

Charakterystyka technologiczna rafinerii ropy i gazu w Unii Europejskiej

Kierownik pracy: mgr inz. Mariusz Mihulka

Koordynator projektu:

mgr inz. Janusz Chuto

Wykonawcy:

mgr inz. Marek Lacinski

 

mgr inz. Józef Dzenajewicz

 

dr inz. Andrzej Wieczorek

Ministerstwo Srodowiska

Warszawa, wrzesien 2003 r.

Przedmowa

Przedstawione Panstwu opracowanie wykonane zostalo w ramach trójstronnej umowy zawartej pomiedzy Narodowym Funduszem Ochrony Srodowiska i Gospodarki Wodnej, Ministerstwem Srodowiska a Instytutem Ochrony Srodowiska w Warszawie.

Podstawowym celem tego opracowania jest charakterystyka technologiczna rafinerii ropy i gazu w Unii Europejskiej.

Ww. charakterystyka objela:

-przeglad technologii i instalacji w krajach Unii Europejskiej

-ocene technologii w aspekcie bazy surowcowej, materialochlonnosci, energochlonnosci

-przeglad metod i instalacji ograniczania emisji substancji do srodowiska

-zestawienie zródel emisji oraz rodzajów i ilosci substancji wprowadzanych do srodowiska

-wymagania prawne w zakresie ograniczania i kontroli emisji w krajach UE

-standardy emisyjne w krajach UE

-najlepsze dostepne techniki rekomendowane przez Komisje Europejska

W ramach opracowania dokonano przegladu dokumentu referencyjnego w sprawie najlepszych dostepnych technik w w rafinerii ropy i gazu: „Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries” opracowanego przez Techniczna Grupe Robocza przy Europejskim biurze IPPC w Sewilli, raportów opracowanych przez stowarzyszenia producentów oraz organizacje miedzynarodowe w tym UNECE, OECD, CEFIC, dyrektyw UE oraz rekomendacji dotyczacych BAT i BEP zawartych w PARCOM 94/5.

2

SPIS TRESCI

 

STR.

1.

Przedmowa. .......................................................................................................................................

 

2

2.

Zakres dokumentacji ...........................................................................................................................

 

6

3.

Ogólna informacja o rafineriach ropy naftowej i gazu w europie .......................................................

6

3.1

Swiatowy przemysl rafineryjny wedlug regionów (1998) ...............................................................

. 8

3.2

Kryteria oceny technologicznej rafinerii ropy naftowej..................... ................................................

9

3.3

Moce produkcyjne wybranych rafinerii w Europie. ............................................................................

11

3.4

Porównanie rafinerii polskich i europejskich. ...................................................................................

12

4.

Charakterystyka procesów rafineryjnych w aspekcie emisji zanieczyszczen ..................................

13

4.1

Podstawowe procesy produkcyjne..................................................... ..............................................

13

4.l.1

Instalacje destylacji ...............................................

............................................................................

13

4.1.2

Instalacje konwersji katalitycznej ....................................... ............................................................

13

4.1.3

Instalacje uszlachetniania i oczyszczania .....................................................................................

14

4.1.4

Czyszczenie instalacji, regeneracja katalizatorów ..........................................................................

14

4.2

Operacje magazynowania, transportu i przeladunków ....................................................................

14

4.2.1

Magazynowanie ...............................................

..............................................................................

14

4.2.2

Transport rurociagami ...................................................

................................................................

15

4.2.3

Przeladunki ...............................................

.......................................................................................

15

4.2.4

Zaladunek asfaltu ...............................................

............................................................................

16

4.2.5

Pobór prób ...............................................

......................................................................................

16

4.3

Instalacje odzysku weglowodorów .................................................................................................

16

4.4

Instalacje odzysku siarki ............................................................. .................................................

17

4.5

Gospodarka wodno - sciekowa .......................................................................................................

18

4.5.1

Gospodarka sciekowa i separacja oleju ........................................................................................

18

4.5.2

Wody procesowe .............................................................................................................................

 

18

4.5.3 Lugi siarczkowe i kwasne wody......................................................................................................

18

4.5.4

Obróbka szlamów ............................................................................

...............................................

19

4.6

Zródla emisji zanieczyszczen do srodowiska ................................................................................

19

4.7

Osiagane wielkosci emisji zanieczyszczen......................................................................................

20

4.7.1

Emisja do powietrza ...............................................

......................................................................

20

4.7.2

Emisja do wód. ...............................................

...............................................................................

23

4.7.3

Odpady stale ....................................................................

.............................................................

24

4.8

Zuzycie energii i surowców w procesie rafinacji ropy. .................................................................

25

4.9

Emisja zanieczyszczen z polskich rafinerii. .......................................... ................... ...................

26

5.

Techniki ograniczenia emisji stosowane w rafineriach ropy naftowej. .......................................

29

5.1.

Emisja weglowodorów (LZO). ............................ ................................. ................... ...................

29

5.2.

Emisja tlenków azotu ...........................................................................................

.........................

33

5.3

Emisja dwutlenku siarki ..................

................................................... .................. ......................

34

6.

Najlepsze dostepne techniki (BAT) dla rafinerii ropy naftowej. ................................................

42

6.1

Najlepsze dostepne techniki dla rafinerii jako calosci (BAT ogólny).............................................

42

6.1.1

Zasada dobrej praktyki i

Zarzadzanie ochrona srodowiska. ......................................................

42

6.1.2

Ograniczanie emisji do

powietrza. ………………….......................................………………… 43

6.1.3

Ograniczanie zanieczyszczenia wód ................................................... .................. .......................

45

6.1.4

Gospodarka odpadami stalymi. ........................................................................................................

47

6.2Najlepsza dostepna technika (BAT) dla poszczególnych procesów

 

produkcyjnych. .................. .................. .................. .................. ................................. .................

48

6.2.1

Proces alkilacji. .................. .................. .................. ................................................... .................

48

6.2.2

Produkcja olejów bazowych. .................. .................. ................................. .................. ...............

48

6.2.3

Materialy bitumiczne. .................. ................................. .................. .................. ...........................

49

6.2.4

Kraking katalityczny .................................... ................................. .................. .................. .........

50

6.2.5Reforming katalityczny………………………............................................................................. 52

6.2.6

Koksowanie. .................. .................. ................................. .................. .................. .....................

52

6.2.7

Systemy chlodnicze. .................. .................. .................................. .................. .................. .........

53

6.2.8

Proces odsalania .................. .................................................... .................. .................. .................

53

6.2.9

System energetyczny .................. .................................. .................. .................. .................. .........

54

6.2.10

Eteryfikacja. .................. .................. .................................................... .................. .......................

56

6.2.11

Procesy separacji gazu rafineryjnego. ..................................................... .................. ....................

56

6.2.12

Procesy z zastosowaniem wodoru. .................. .................................. .................. .................. ........

56

6.2.13

Wytwarzanie wodoru. .................................................... .................. .................. ..........................

56

6.2.14

Izomeryzacja .................. .................. ................................. .................. .................. .......................

57

6.2.15

Polimeryzacja .................. .................................. .................. .................. .................. ......................

57

6.2.16

Destylacja ropy naftowej. .................................. .................. .................. .................. .....................

57

6.2.17. Obróbka koncowa produktów naftowych. ................................... .................. .................. ..............

58

6.2.18

Magazynowanie i przeladunki produktów rafineryjnych. .................................. .................. ...........

58

6.2.19

Visbreaking. .................. .................. .................. ................................. .................. .................. .....

59

6.2.20

Oczyszczanie gazów odpadowych. ................................. .................. .................. .........................

59

7.Wymagania prawne i standardy emisyjne w sektorze rafinerii ropy i gazu

 

w Unii Europejskiej. .................. .................................. .................. .................. ............... ............

61

7.1

Konwencje miedzynarodowe dotyczace zanieczyszczenia srodowiska. ................................ .........

61

7.2

Dyrektywy Unii Europejskiej dotyczace przemyslu chemicznego. ................................ ..................

62

7.3

Dyrektywy UE dotyczace ochrony srodowiska w przemysle chemicznym. ....................................

66

7.4

Dyrektywy Unii Europejskiej dotyczace sektora paliwowego. ................................ ........................

67

7.5.Przepisy prawne ochrony srodowiska i standardy emisyjne dotyczace rafinerii

 

ropy naftowej i gazu. .................................. ..................... ................ ................ ................

.............. 68

7.5.1.

Przepisy miedzynarodowe ................ ................ .............................. ................ ................ ..............

69

7.5.2. Przepisy odnoszace sie do emisji do powietrza. .............................................. ................ ................

70

7.5.3. Przepisy dotyczace emisji do wody. ................ ............................. ................ ................ ................

70

7.5.4 Przepisy o bezpieczenstwie zewnetrznym. ............................. ................ ................ ................ ......

70

7.5.5. Graniczne wielkosci emisyjne w Unii Europejskiej. ................ ............................. ........................

70

7.5.6. Standardy emisyjne dotyczace rafinerii. .............................. ................ ................ ................ .........

72

7.5.6.1

Austria ................ ............................................. ................ ................ ................ ................. ..........

72

7.5.6.2.

Belgia .............................. ................ ................ ................ ................ ................ .................. ........

74

7.5.6.3.

Dania ................ .............................. ................ ................ ................ ................ .................. ........

78

7.5.6.4.

Szwecja .............................. ................ ................ ................ ................ ................ ........................

78

7.5.6.5.

Wlochy ............................... ................ ................ ................ ................ ................ .................. .....

78

7.5.6.6.

Norwegia ............................................... ...... ........ ................ ................ ................ ................... ...

78

7.5.6.7.

Wielka Brytania ............................... ................ ................ ................ ................ .................. ........

78

7.5.6.8.

Irlandia .......... .............................. ................ ................ ....................... ................ .................. ...

79

7.5.6.9.

Francja .......... ................ ................ ................ ........................................ ................ .................. ..

79

2.Zakres dokumentacji

Niniejsze opracowanie dotyczy dzialalnosci przemyslowej okreslonej w punkcie 1.2 Zalacznika nr 1 do dyrektywy IPPC nr 96/61/EC jako "Rafinerie ropy naftowej i gazu". Dzialanosc ta obejmuje procesy rozdzialu weglowodorów zawartych w ropie naftowej na szeroka game produktów naftowych: paliwa ciekle i gazowe, oleje bazowe, woski, asfalty i surowce dla przemyslu petrochemicznego. W niektórych operacjach stosowane sa procesy chemiczne dla uzyskania wiekszej ilosci niektórych frakcji i o odpowiednich wlasciwosciach. W procesach rafineryjnych nastepuje tez oczyszczenie produktów rozdzialu ropy z zanieczyszczen.

Niektóre z dzialalnosci i procesów, które moga wystepowac w rafinerii zostaly ujete tylko czesciowo albo nie objete zakresem BREF. Przykladem takich dzialalnosci jest:

•produkcja nizszych olefin metoda krakingu parowego, produkcja aromatów (benzen, toluen, ksylen) i ich pochodnych alkilowych, produkcja cykloheksanu i kumenu jest ujeta w dzialalnosci "Produkcja wielkotonazowych zwiazków organicznych" (punkty 4.1 (a) do 4.1(g) zalacznika nr 1 do dyrektywy IPPC),

•spalanie energetyczne paliw ujete w dzialalnosci "Instalacje spalania o wielkiej wydajnosci" (punkt 1.1 zalacznika nr 1 do dyrektywy IPPC)

•procesy i operacje stosowane powszechnie w przemysle takie jak chlodzenie, monitoring, magazynowanie, oczyszczanie scieków i gazów odlotowych, którym sa poswiecone odrebne opracowania BREF.

Techniczna Grupa Robocza "Rafinerie ropy naftowej i gazu" nie ujela tez w zakresie BREF technik dotyczacych dekontaminacji zanieczyszczonych gleb. Po analizie przyjeto, ze nie naleza one do technik zapobiegania ani ograniczenia emisji. Stosowane sa, gdy gleba zostanie juz zanieczyszczona.

3.Ogólna informacja o rafineriach ropy naftowej i gazu w Europie

Zasadniczym zadaniem procesów rafineryjnych jest przetwarzanie surowców naturalnych takich jak ropa naftowa i gaz ziemny na uzyteczne produkty rynkowe. Ropa naftowa i gaz ziemny sa mieszaniny weglowodorów, które wystepuja jako surowce kopalne w róznych czesciach swiata.

Surowce te sa przetwarzane w rafineriach na :

•paliwa do róznego rodzaju silników transportowych

•paliwa opalowe do produkcji ciepla i energii elektrycznej

•surowce dla przemyslu chemicznego

•produkty specjalne takie jak oleje smarowe, parafiny, woski i smoly

•energie jako produkt uboczny w formie ciepla (pary), energii elektrycznej.

Przetwarzanie ropy naftowej i gazu na produkty wymienione powyzej odbywa sie w duzej liczbie instalacji.

Zespól procesów jednostkowych dla przetwarzania ropy i gazu w produkty uzyteczne stanowi wraz z instalacjami i urzadzeniami pomocniczymi kombinat nazwany rafineria.

Rafinerie róznia sie znacznie miedzy soba, co wynika z duzej gamy produktów rafineryjnych o zróznicowanej charakterystyce jakosciowej, zgodnej z wymaganiami narzuconymi przez rynek oraz okreslonymi w zapisach legislacyjnych danego panstwa. Praktycznie nie ma dwu identycznych rafinerii.

Na obszarze Europy Zachodniej aktualnie pracuja 104 rafinerie . Tylko cztery rafinerie przerabiaja gaz. Sposród rafinerii europejskich 10 specjalizuje sie w produkcji olejów smarowych lub mas bitumicznych.

Najwiecej rafinerii znajduje sie na terenie Niemiec i Wloch. Nie ma rafinerii w Luksemburgu. Tabela 3.1.2. podaje liczbe rafinerii w poszczególnych krajach. Rafinerie usytuowane sa na wybrzezach morskich lub wzdluz wielkich rzek, z uwagi na wysokie zuzycie wody do chlodzenia oraz transport surowców i produktów.

W Europie jest kilka miejsc o bardzo duzej koncentracji rafinerii np.: Roterdam-Holandia (5), Antwerpia-Belgia (5), Sycylia-Wlochy (4).

7

3.1 Swiatowy przemysl rafineryjny wedlug regionów (1998)

 

 

 

 

 

 

Tabela 3.1.1.

 

Region

 

 

Liczba rafinerii

 

% udzialu w przerobie

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rejon Azji i Pacyfiku

 

 

203

23,38

 

 

 

Europa Zachodnia

 

 

105

18,08

 

 

 

Europa Wschodnia

 

 

93

15,05

 

 

 

Bliski Wschód

 

 

44

7,20

 

 

 

Afryka

 

 

44

3,74

 

 

 

Ameryka Pólnocna

 

 

189

24,69

 

 

 

Ameryka Pld i Karaiby

 

 

72

7,86

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Lacznie

 

 

750

100,00 %

 

 

-

 

 

 

 

 

 

 

 

wg Nafta-Gaz, Biznes, lipiec

1999

 

 

 

 

 

 

Rafinerie w Europie Zachodniej

 

 

Tabela 3.1.2.

 

 

 

 

 

 

 

Kraj

 

Liczba rafinerii

 

Zdolnosc przerobowa

 

 

 

 

 

 

 

Barylki/dobe

 

Austria

 

1

 

209.950

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Belgia

 

5

 

709.220

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dania

 

2

 

135.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Finlandia

 

2

 

251.500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Francja

 

15

 

1.946.923

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Niemcy

 

17

 

2.246.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Grecja

 

4

 

395.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Irlandia

 

1

 

66.500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Wlochy

 

17

 

2.446.218

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Holandia

 

6

 

1.188.842

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Norwegia

 

2

 

312.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Portugalia

 

2

 

304.300

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Hiszpania

 

10

 

1.332.500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Szwecja

 

5

 

427.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Szwajcaria

 

2

 

132.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Anglia

 

13

 

1.854.000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Lacznie

 

104

 

13.956.953

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 barylka = 158,9 dm3

 

 

 

 

8

3.2Kryteria oceny technologicznej rafinerii ropy naftowej

O poziomie technologicznym wspólczesnej rafinerii ropy naftowej decyduja rodzaje, ilosci oraz parametry jakosciowe produktów, które mozna uzyskac z przerobu róznych gatunków ropy.

W ocenie poziomu technologicznego instalacji produkcyjnych rafinerii pomocne sa kryteria stosowane przez firmy zajmujace sie ocena porównawcza rafinerii. Do podstawowych kryteriów oceny rafinerii tak w aspekcie ekonomiki produkcji (oplacalnosc produkcji) jak i spelniania surowych norm ochrony srodowiska naleza:

1wskaznik kompleksowosci instalacji przerobu ropy

2wskaznik oktanowosci

3wskaznik krakingu

4wskaznik odsiarczania

Im bardziej instalacje sa powiazane technologicznie (kompleksowosc), tym lepiej mozna wykorzystac surowiec i uzyskac wysoka wydajnosc produktów wysoko przetworzonych. Tylko w rafineriach posiadajacych tzw. blok wodorowy i stosujacych procesy hydrorafinacji i hydrokrakingu mozna uzyskac paliwa o jakosci wymaganej normami miedzynarodowymi.

Wskaznik krakingu mówi o glebokosci przerobu ropy, szczególnie ciezkich frakcji destylacji prózniowej na lekkie produkty typu benzyny, oleje napedowe, gaz ciekly.

Wskaznik odsiarczania mówi o stopniu odzysku siarki z surowca w procesie Claus’a oraz o stopniu zanieczyszczenia paliw siarka.

Przedstawione kryteria nie wyczerpuja calosci zagadnienia gdyz nie mówia o szeregu rozwiazan technicznych, które bezposrednio rzutuja na emisje zanieczyszczen do powietrza atmosferycznego. Nalezy tu wymienic:

-wskaznik energochlonnosci, obrazujacy zuzycie mediów energetycznych na potrzeby wlasne rafinerii. Ma on duze znaczenie, gdyz mówi o emisji zanieczyszczen energetycznych rafinerii.

-stopien hermetyzacji instalacji, zbiorników, zaworów, pomp, systemów nalewaków produktów mówi o wielkosci emisji weglowodorów,

-typ oczyszczalni scieków – emisja weglowodorów,

-rodzaje instalacji ograniczenia emisji znajdujacych sie na wyposazeniu rafinerii.

Podstawowym kryterium, majacym olbrzymie znaczenie jest wielkosc jednostek produkcyjnych i ich moc przerobowa. Uwaza sie obecnie, ze z punktu widzenia ekonomicznego minimalna zdolnosc produkcyjna jednostki przerobu ropy to 3 mln ton/rok. Aby rafineria dawala zyski, to najmniejszy kompleks rafineryjny powinien obejmowac zintegrowane instalacje do glebokiego przerobu ropy o wydajnosci 7 mln t/rok.

Podstawowym wskaznikiem oceny mozliwosci przetwórczych rafinerii jest wskaznik kompleksowosci. Rafinerie dzieli sie na 4 klasy kompleksowosci:

Klasa 1 – to rafinerie posiadajace instalacje do zachowawczego przerobu ropy + instalacje do izomeryzacji, reformingu.

Klasa 2 – to rafinerie posiadajace instalacje do termicznego krakingu ropy lub visbreakingu.

9

Klasa 3 – to rozszerzenie klasy 2 o instalacje katalitycznego krakingu fluidalnego i/lub hydrokrakingu.

Klasa 4 – to rozszerzenie klasy 3 o dalsze instalacje poglebiajace stopien przerobu ropy o maksymalny uzysk tzw. „bialych produktów”.

Na podstawie tej klasyfikacji i specyfikacji technicznej polskich rafinerii z roku 2002 (tabela 3.2.1.) mozna ocenic, ze Rafineria Plock znajduje sie w 4 klasie kompleksowosci, a Rafineria Gdanska w 3 klasie. Rafinerie Poludniowe z wyjatkiem Rafinerii Glimar nie posiadaja zdolnosci przerobu ropy wymaganej dla 1 klasy.

Porównujac mozliwosci technologiczne Rafinerii Plock z rafineriami panstw Europy Zachodniej (104 rafinerie) mozna ocenic, ze Plock znajduje sie wsród 15 najwiekszych rafinerii, natomiast Gdansk znajduje sie na 20 do 25 pozycji.

Te dwie nasze rafinerie wytwarzaja wysokiej jakosci produkty zgodne z normami UE dla roku 2000. Konieczna jest dalsza rozbudowa i modyfikacja instalacji w obu rafineriach dla dotrzymania norm jakosci paliw jakie ustalono w UE dla roku 2005.

10

3.3Moce produkcyjne wybranych rafinerii w Europie.

Tabela 3.3.1.

Kraj

Liczba

 

 

 

 

Wsad [ tys. barylek/dobe ]

 

 

 

Moc przerobowa [ tys. barylek/dobe]

 

rafinerii

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ropa

Destylacjapr

Koksowa-

Procesy

Kraking

Reforming

Hydrokraking

Hydrorafinacja

Katalityczna

Alkilacja

Izomeryzacja

Oksygenaty

 

 

 

 

 

ózniowa

nie

termiczne

katalityczny

katalityczny

katalityczny

katalityczna

obróbka wodorem

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Polska

7

382

155,0

-

-

46

39,000

49,5

-

114,500

3

-

1,600

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Czechy

4

198

53,0

-

-

-

24,798

25,0

-

88,285

-

2,7

2,063

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Wegry

3

232

116,5

-

14

24

29,600

-

38

59,000

3,3

2,7

1,860

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Litwa

1

263,4

83,223

-

29,525

43,692

25,741

-

-

105,930

-

-

1,25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Slowacja

1

115

53,030

-

-

-

22,270

16,97

-

73,830

-

5,79

-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Niemcy

17

2.246

867,083

121,400

208,400

335,750

393,903

120,800

745,5

930,140

24,1

59,4

16,230

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Szwecja

5

427

134,600

-

62,800

29,700

69,900

48,600

71,5

190,000

-

28,4

-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Francja

14

1.946

768,003

-

154,351

369,410

265,350

15,300

193,735

807,692

18,3

68,627

4,151

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Grecja

4

387,5

126,200

-

45,600

66,400

53,500

28,000

16,3

154,700

2,4

12,2

1,750

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Hiszpania

10

1.315

427,550

29,500

151,300

182,400

196,700

15,000

84,8

425,930

16,196

13,6

9,857

- barylka = 158,9 dm3 b/d = barylka/dobe

11

3.4 Porównanie rafinerii polskich i europejskich.

 

 

 

 

 

Tabela 3.4.1.

 

Proces

Rafineria

Rafineria

MIDER w Leuna

SCANRAFF

 

 

 

Plock

Gdanska

Niemcy

w Lysckil Szwecja

1.

Destylacja

 

 

 

 

 

 

atmosferyczna

12.600

3.500

10.000

10.000

 

2.

Destylacja

 

 

 

 

 

 

prózniowa

6.430

1.600

4.500

4.500

 

3.

Hydrorafinacja

 

 

 

 

 

 

benzyn

1.930

900

1.600

1.600

 

4.

Reforming

 

 

 

 

 

 

katalityczny

1.930

900

1.000

1.500

 

5.Hydrorafinacja olejów napedow.

 

(srednich desty-

1.600

1.600

2.000

3.000

 

latów)

 

 

 

 

6.

Alkilacja

150

---

240

---

7.

Izomeryzacja

 

 

 

 

 

C5/C6

600

b.d.

 

400

8.

Hydrokraking

 

 

 

 

 

prózniowych

 

 

 

 

 

destylatów

 

 

 

 

 

(wsadu na FCC)

2.600

1400

2.600

2.200

9.

Fluidalny

 

 

 

 

 

kraking

 

 

 

 

 

katalityczny

2.300

---

2.350

2.000

10. Visbreaking

 

 

 

 

 

prózniowej

 

 

 

 

 

pozostalosci

---

---

1.500

1.600

11. Hydrorafinacja

 

 

 

 

 

gudronu

1.800

---

--

---

12.Instalacja Claus'a;

 

Odzysk siarki

27,4 Mg/godz.

10

80

80

13.

Paliwa do silni-

 

 

 

 

 

ków odrzuto-

160

 

100

 

 

wych

 

 

 

 

14.

Wytwarzanie

600

250

350

 

 

asfaltów.

 

 

 

 

Rafineria MIDER – najnowsza rafineria w Niemczech

Rafineria SCANRAFF – najnowoczesniejsza rafineria w Szwecji

12

4.Charakterystyka procesów rafineryjnych w aspekcie emisji zanieczyszczen

Zródla emisji zanieczyszczen w rafineriach na ogól nie sa zwiazane z poszczególnymi instalacjami produkcyjnymi lecz z instalacjami pomocniczymi. Zródla te mozna pogrupowac nastepujaco:

I.Kotly energetyczne i piece technologiczne, w których spalane sa gazy odpadowe, gudrony i oleje opalowe.

II. Instalacje spalajace koks powstaly w procesach technologicznych takich jak :

-kraking katalityczny,

-fluidalnego koksowanie,

-reforming,

III. Instalacje spalania odpadowych gazów :

-z instalacji Claus'a,

-z oksydacji asfaltów,

-spalarnie odpadów stalych i szlamów,

-pochodnie otwarte.

IV. Odpowietrzenia zbiorników magazynowych oraz stacje nalewcze niskowrzacych produktów.

V.Emisja na skutek nieszczelnosci w armaturze i urzadzeniach przetlaczajacych.

VI.

Emisja powstajaca w trakcie poboru prób.

4.1Podstawowe procesy produkcyjne

Procesy technologiczne w rafineriach prowadzone sa w zamknietych i szczelnych instalacjach. Pomimo tego wystepuja emisje gazów i zrzuty cieczy wynikajace ze sposobu prowadzenia procesu lub z koniecznosci zachowania warunków bezpieczenstwa.

4.1.1Instalacje destylacji

Instalacje destylacji obejmuja grupe urzadzen sluzacych do rozdzialu ropy naftowej oraz produktów posrednich. Procesy destylacji prowadzone sa pod róznymi cisnieniami. Skladnikami potencjalnej emisji z tych instalacji sa : weglowodory, niewielkie ilosci siarkowodoru oraz organiczne zwiazki siarki. Odgazy z procesów destylacyjnych kierowane sa do sieci gazu rafineryjnego. Jezeli takiej sieci nie ma, to gazy te nalezy spalic w piecu technologicznym.

4.1.2 Instalacje konwersji katalitycznej

Potencjalnie z procesów konwersji moze wystapic emisja: weglowodorów, organicznych zwiazków siarki, siarkowodoru, dwutlenku siarki, tlenku wegla i pylu. Jest regula odprowadzanie gazów weglowodorowych z procesów konwersji do instalacji wymywania siarkowodoru, a nastepnie kierowanie oczyszczonych gazów do sieci gazu rafineryjnego. Gazy siarkowodorowe odprowadza sie do instalacji odzysku siarki.

Gazy z oksydacji asfaltu zawierajace

organiczne zwiazki zapachowe nalezy spalic w piecu

technologicznym. Gazy

odlotowe

z

regeneracji

katalizatora z procesu krakingu

13

katalitycznego zawieraja dwutlenek siarki w ilosci proporcjonalnej do zawartosci w surowcu, a takze pyl katalizatora oraz tlenek wegla. Pyl zawierajacy metale ciezkie, takie jak nikiel, wanad, usuwany jest w odpowiednim odpylaczu, a gorace gazy kierowane sa do dopalenia tlenku wegla i zwiazków organicznych w kotle odzysknicowym.

4.1.3 Instalacje uszlachetniania i oczyszczania

Procesy rafinacji prowadzi sie w instalacjach odsiarczania przez uwodornienie, instalacjach konwersji i ekstrakcji merkaptanów oraz instalacjach mycia alkalicznego. Substancje emitowane to weglowodory, zwiazki siarki oraz inne zwiazki wlasciwe danemu procesowi. Sposoby ograniczenia emisji sa analogiczne do procesów omawianych w punktach 4.1.1 i 4.1.2.

W procesie odsiarczania oleju przez uwodornienie wywiazuje sie siarkowodór, który wraz z frakcja benzynowa poddaje sie dalszej obróbce w odpowiednich instalacjach. Produkty posrednie olejów smarowych poddawane procesowi rafinacji sa praktycznie wolne od skladników gazowych. Jednak w podwyzszonej temperaturze moze wystapic emisja mieszaniny rozpuszczalnika z olejem. Mieszanina ta spuszczana jest zaworem nadmiarowym do odbieralnika. Wywiazujacy sie gaz odprowadzany jest poprzez zawór redukcyjny do pieca, po uprzednim zmieszaniu z gazem inertnym.

4.1.4Czyszczenie instalacji, regeneracja katalizatorów

Instalacje zatrzymane do okresowych przegladów lub remontów musza byc opróznione i dokladnie oczyszczone.

Opróznianie i mycie instalacji mozna prowadzic poprzez zbiornik, którego wydech podlaczony jest do pochodni.

Istotne jest zeby operacje oprózniania instalacji przeprowadzac bardzo dokladnie, aby uniknac emisji podczas kolejnej operacji czyszczenia przy uzyciu pary. Usuniete para wodna gazy i ciecze resztkowe powinny byc skierowane do wezla wymywania, kondensacji lub do spalenia.

Podobne postepowanie zaleca sie dla gazów i par powstajacych przy regeneracji katalizatorów w procesach odsiarczania.

4.2Operacje magazynowania, transportu i przeladunków

4.2.1 Magazynowanie

W temperaturze otoczenia gazy skroplone takie jak propan, butan oraz lekkie weglowodory pentan, heksan maja tak wysoka preznosc par, ze musza byc magazynowane w zbiornikach cisnieniowych.

Pozostale ciekle produkty przechowywane sa w zbiornikach bezcisnieniowych. Nad lustrami cieklych produktów przechowywanych w zbiornikach ze stalym dachem, wystepuje mieszanina weglowodorów i powietrza, która moze przechodzic do atmosfery przez odpowiednie zawory podczas napelniania zbiornika lub gdy wzrasta róznica cisnienia miedzy gazem a otoczeniem. Róznica cisnienia byc spowodowana wzrostem temperatury wewnatrz zbiornika, zmniejszeniem cisnienia atmosferycznego, albo odparowaniem cieklego produktu po czesciowym opróznieniu zbiornika.

 

Produkty

rafineryjne,

których preznosc par

w 20oC przekracza 2,0 kPa nalezy

przechowywac

w zbiornikach

z plywajacymi dachami

o dobrym uszczelnieniu na obwodzie,

lub

w zbiornikach ze

stalym dachem z wewnetrznym dachem plywajacym odpowiednio

uszczelnionym na obwodzie.

 

 

14

Ciecze toksyczne zwlaszcza te, których pary maja bardzo niski próg zapachowy nalezy przechowywac w zbiornikach ze stalym dachem z odprowadzeniem gazów do procesu produkcyjnego, albo do spalenia.

W przypadku dodatkowych wymagan ze wzgledu na bezpieczenstwo lub jakosc przechowywanego produktu nalezy rozwazyc mozliwosc zastosowania gazu ochronnego.

4.2.2 Transport rurociagami

Podczas transportu gazowych lub cieklych produktów rafineryjnych wystepuje emisja na uszczelnieniach pomp, zaworów, sprezarek. Opracowano szereg metod dokladnego uszczelniania, totez przy starannej obsludze emisja ta moze byc bardzo niewielka.

Pompy

Do transportu cieklych produktów rafineryjnych najkorzystniejsze sa pompy odsrodkowe. Inne typy pomp takie jak zebate, slimakowe, tlokowe stosuje sie do specjalnych zadan.

Waly pomp sa na ogól wyposazone w obrotowe uszczelnienia mechaniczne. Miekkie uszczelnienia przy okresowym ruchu pomp moga byc stosowane pod warunkiem dobrej obslugi, gdyz przy czestych rozruchach wystepuje zwiekszone zuzycie uszczelnien.

Mechaniczne obrotowe uszczelnienie sklada sie ze stalego pierscienia na obudowie i ruchomego obrotowego uszczelnienia na wale pompy, które ciasno przylegaja do siebie. Ruchoma czesc uszczelnienia jest dociskana sprezyna do uszczelnienia stalego.

Istnieja rózne typy uszczelnien mechanicznych,

zaleznie od wlasnosci transportowanej

cieczy i warunków eksploatacyjnych. Przez zastosowanie

podwójnego obrotowego uszczelnienia

uzyskuje sie dodatkowe zabezpieczenie na wypadek defektu jednego z nich.

Sprezarki

Produkty gazowe transportowane sa za pomoca sprezarek odsrodkowych (turbosprezarek) lub tlokowych. Turbosprezarki sa uszczelnione za pomoca dlawic labiryntowych, pierscieni obrotowych lub pierscieni plywajacych w cieczach uszczelniajacych.

Aby zapobiec ucieczce transportowanego gazu jako czynnik uszczelniajacy stosuje sie gaz inertny lub ciecz .

Sprezarki tlokowe maja uszczelnienia dlawicowe róznej konstrukcji. Czynnik uszczelniajacy zapobiega przeciekom transportowanego gazu do otoczenia.

4.2.3 Przeladunki

W trakcie zaladunku produktów rafineryjnych wywiazuje sie emisja weglowodorów, które usuwane sa z przestrzeni ladunkowej cystern transportowych (kolejowych, samochodowych).

Przeladunek gazu cieklego

Plynny gaz (propan, butan lub ich mieszanina) transportowany jest w zbiornikach cisnieniowych. Przeladunek odbywa sie z jednego zbiornika do drugiego pod cisnieniem, a gazy rura zwrotna wracaja do opróznianego zbiornika lub kierowane sa do sieci gazów resztkowych. Emisja do powietrza ograniczona jest do ilosci gazu znajdujacego sie w martwej przestrzeni polaczenia przeladunkowego.

15

Przeladunek benzyn i niskowrzacych produktów

 

 

Produkty rafineryjne przesyla sie

do zbiorników i cystern umieszczonych na pojazdach

za pomoca rurociagów

nalewczych, które powinny

byc zanurzone

w pompowanej cieczy

siegajac nad dno zbiornika napelnianego.

Zapobiega to rozpryskom i intensywnemu parowaniu

lotnych cieczy oraz zmniejsza

emisje

weglowodorów do powietrza.

Bardziej odpowiednim

sposobem zmniejszenia

emisji

z przeladunku jest

zastosowanie zawrotu gazu z przestrzeni

napelnianej cysterny do opróznianego zbiornika magazynowego, odzysk par benzyn i lotnych produktów lub tez spalenie.

Zwrotny przeplyw gazu ( waga gazowa )

Sposób ten mozna stosowac pod warunkiem, ze zawracany gaz nie jest kierowany do zbiornika z dachem plywajacym , zbiornika z dachem stalym i wewnetrzna pokrywa plywajaca oraz gdy napelnianie nie odbywa sie bezposrednio z linii komponowania (blendingu) benzyn. Szczególowe wytyczne postepowania reguluja odpowiednie przepisy bezpieczenstwa technicznego.

4.2.4 Zaladunek asfaltu

Asfalt ladowany jest do cystern srodków transportowych w podwyzszonej temperaturze. W tych warunkach wydzielaja sie substancje o intensywnym zapachu postrzeganych jako odory. Powietrze usuwane z przestrzeni ladunkowej cystern nalezy odciagac i doprowadzac do instalacji spalajacej.

4.2.5 Pobór prób

Punkty poboru prób dla kontroli przebiegu procesu instaluje sie w taki sposób, aby pobierajac próbke reprezentatywna unikac duzej ilosci tzw. "martwej objetosci", która nalezy spuscic do odpowiedniego zamknietego pojemnika. Przykladowo: punkty poboru nalezy instalowac po stronie tlocznej pompy.

4.3Instalacje odzysku weglowodorów

Instalacje absorpcji

 

 

 

Proces

wymywania

weglowodorów odbywa sie w przeciwpradowych kolumnach

absorpcyjnych.

Czynnikiem

absorpcyjnym jest z reguly mniej lotny produkt

rafineryjny,

majacy

dobra

zdolnosc

absorpcji fizycznej weglowodorów. Zaleznie od

warunków

technicznych, odgazowanie cieczy absorpcyjnej moze odbywac sie na miejscu lub w innej instalacji na terenie rafinerii. Odpedzony gaz weglowodorowy moze byc skroplony, lub spalony. W przypadku gazów zawierajacych butan nalezy stosowac skraplanie.

Instalacje adsorpcji

Proces usuwania weglowodorów z powietrza odbywa sie w kolumnach wypelnionych weglem aktywnym. Po wysyceniu zloza, prowadzi sie jego regeneracje w celu odpedzenia zaadsorbowanych weglowodorów, a nastepnie wykrapla zdesorbowane weglowodory.

Instalacje spalania

W niektórych przypadkach mieszanine weglowodorów z powietrzem najkorzystniej jest spalic. W przypadku niskiej wartosci opalowej mieszaniny konieczne bywa paliwo

16

uzupelniajace. W przypadku instalacji spalania niezwykle wazne jest spelnienie wymagan bezpieczenstwa technicznego.

4.4Instalacje odzysku siarki

 

Gazy odlotowe z instalacji Claus'a zawieraja

takie zanieczyszczenia jak: dwutlenek

siarki,

siarkowodór, dwusiarczki, tlenosiarczki,

tlenek

wegla, lotne zwiazki organiczne oraz

siarke

elementarna. Emisja dwutlenku siarki

i innych zwiazków siarkowych zalezy od

skutecznosci odzysku siarki w instalacji. Skutecznosc ta zalezy od wielu czynników takich jak:

-ilosc stopni konwersji katalitycznej,

-sklad strumienia gazów wlotowych,

-temperatura procesu i stanu katalizatora,

-stosunek stechiometryczny H2S/SO2 ,

-wydajnosc eksploatacyjna procesu.

Skutecznosc odzysku wzrasta wraz z liczba stopni konwersji katalitycznej. Dla przykladu, instalacja Claus'a zasilana gazem o zawartosci 90% siarkowodoru ma skutecznosc odzysku siarki 85% dla jednego stopnia katalitycznej konwersji, a 95% dla dwu lub trzech stopni konwersji.

Skutecznosc odzysku zalezy od skladu strumienia gazów wlotowych. Ze wzrostem stezenia siarkowodoru skutecznosc odzysku siarki wzrasta.

Zanieczyszczenia zawarte w gazach wlotowych zmniejszaja skutecznosc odzysku

siarki.

Zwiazki organiczne w gazach wlotowych wymagaja dodatkowych ilosci

powietrza do ich

spalenia. Powstala w wyniku tego woda i inerty rozcienczaja strumien siarkowodorowy,

a tym

samym zmniejszaja odzysk siarki.

 

 

Wielkoczasteczkowe

zwiazki organiczne zmniejszaja aktywnosc katalizatora

przez

tworzenie sadzy na jego powierzchni. Równiez wysoka koncentracja dwutlenku

wegla zmniejsza

jego aktywnosc .

 

 

 

Reakcja Claus'a jest egzotermiczna, a odzysk siarki zalezy od szybkosci odprowadzenia ciepla i eksploatacji reaktorów w takiej temperaturze aby kondensacja siarki nie odbywala sie na katalizatorze.

Dla skutecznego odzysku siarki wymagany stosunek siarkowodoru do dwutlenku siarki wynosi 2 : 1. Odchylenia od tego stosunku powoduja straty w skutecznosci odzysku.

Usuwanie zwiazków siarki z gazów odlotowych po instalacji Claus'a moze przebiegac wedlug trzech schematów :

I.Rozszerzenie procesu Claus'a dla uzyskania wiekszej skutecznosci odzysku siarki.

II.Konwersje gazów siarkowych do dwutlenku siarki i usuniecie go jedna z wybranych technologii.

III.Konwersje gazów siarkowych do siarkowodoru i usuniecie go jedna z wybranych technologii.

Procesy wedlug pierwszego schematu polegaja na przeprowadzeniu reakcji Claus'a w nizszej temperaturze i odzyskanie dodatkowej siarki. Procesy takie jak IFP-1, BSR/Selectox, Sulfren i Amaco CBA zmniejszaja stezenie zwiazków siarki w gazach odlotowych do 1.500 - 2.500 ppm, i zwiekszaja odzysk siarki z instalacji Claus'a do 99%.

Procesy wedlug drugiego schematu polegaja na konwersji wszystkich zwiazków siarki do dwutlenku siarki przez spalenie gazów odlotowych z instalacji Claus'a. Nastepnie dwutlenek siarki jest odzyskiwany w jednym z procesów takich jak Wellman -Lord i odprowadzany na instalacje Claus'a dla odzysku siarki. Procesy tej grupy redukuja stezenie zwiazków siarki w gazach

17

odlotowych do 200 - 300 ppm, a nawet nizej. Calkowita skutecznosc odzysku siarki wynosi 99,9%.

Metoda trzecia

polega na konwersji zwiazków siarki z gazów odlotowych po instalacji

Claus'a

gazem redukcyjnym (wodór) w obecnosci katalizatora

do

siarkowodoru. Siarkowodór

z kolei

usuwany jest ze strumienia

gazów metoda absorpcji

w

aminach i po regeneracji

skonwertorowany gaz

kierowany jest na instalacje Claus'a.

 

 

Inna metoda mozna usunac

siarkowodór z gazów z równoczesnym odzyskaniem siarki

elementarnej bez koniecznosci stosowania procesu Claus'a.

 

 

Opisana metoda

redukuje stezenia zwiazków siarki w gazach odlotowych do 200 - 300

ppm, lub nizej. Skutecznosc odzysku siarki wynosi 99,9%.

 

 

4.5Gospodarka wodno - sciekowa

4.5.1 Gospodarka sciekowa i separacja oleju

 

Gospodarka sciekowa

rafinerii

oraz

regeneracja

wód

odpadowych jest zródlem

uciazliwosci zapachowej. System sciekowy

rafinerii odbiera zaolejone wody, ciecze myjace i

wody procesowe.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Jedna z najskuteczniejszych

metod

ograniczenia emisji

jest ograniczenie emisji u zródla

jej powstawania.

Skuteczna

jest

czesto

niewielka

modyfikacja

procesu produkcyjnego lub

urzadzen technologicznych.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Siarczki i

merkaptany mozna usuwac

na

drodze strippingu parowego. Niekondensujace

pary

zbierane u szczytu kolumny strippingowej moga

byc podawane

do instalacji odzyskowych

lub

do spalania.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Wody zanieczyszczone powinny byc

odprowadzone do oczyszczalni scieków zamknietymi

kanalami, aby nie dopuscic do emisji weglowodorów i substancji zapachowych. Oczyszczanie scieków obejmuje szereg etapów takich jak :

-mechaniczna separacja olejów,

-zaawansowana obróbka scieków - flokulacja, flotacja, sedymentacja, filtracja, napowietrzanie,

-oczyszczanie biologiczne przy uzyciu osadu czynnego w tzw. bioblokach lub biofiltrach.

4.5.2 Wody procesowe

Odpadowe wody procesowe, kondensaty i ciecze myjace czesto zawieraja niskowrzace substancje zapachowe zaabsorbowane wskutek bezposredniego kontaktu z produktami rafineryjnymi.

Wody te nalezy odgazowac za pomoca pary lub gazu obojetnego. Po odgazowaniu wody moga byc odprowadzone do otwartego systemu oczyszczalni scieków.

Odpedzony gaz jest spalany w piecu dopalacza termicznego lub katalitycznego. W niektórych warunkach wody procesowe moga byc uzywane w procesie odsalania ropy naftowej.

4.5.3 Lugi siarczkowe i wody kwasne

W pewnych przypadkach konieczne jest mycie produktów posrednich roztworem

alkalicznym dla usuniecia siarkowodoru. Powstaja

lugi

siarczkowe o

silnym

zapachu

odorowym.

Moga

byc one wykorzystane w procesach

destylacji jako inhibitor korozji.

Wody,

które

w róznych procesach

zwlaszcza

cisnieniowych

mialy

kontakt z

siarkowodorem, zwane sa wodami kwasnymi, gdyz zawieraja rozpuszczony H2S. Wody te moga byc wykorzystane do regulacji procesów spalania w piecach technologicznych i na pochodniach.

18

4.5.4 Obróbka szlamów

Szlamy z oczyszczalni scieków nalezy spalic w instalacji spalania szlamów, lub skladowac po odwodnieniu.

4.6Zródla emisji zanieczyszczen do srodowiska

Podstawowe zanieczyszczenia odprowadzane do powietrza z procesów rafineryjnych to zanieczyszczenia gazowe.

Zanieczyszczenia pylowe powstaja w niewielkiej ilosci przy spalaniu oleju opalowego, ze spalania odpadów, fluidalnego krakingu katalitycznego oraz podczas obróbki koksu naftowego.

Duza ilosc skladników ropy naftowej, produktów posrednich i finalnych ma niska temperature wrzenia i odpowiednio wysoka preznosc par.

Weglowodory z lekkich i srednich frakcji destylacji paruja intensywnie przy swobodnym dostepie do nich powietrza. Emisja jest szczególnie ulatwiona przy magazynowaniu i przetlaczaniu na skutek przecieków i nieszczelnosci.

Zanieczyszczenia gazowe, które zwracaja na siebie szczególna uwage to nie tyle weglowodory, co zwiazki organiczne o nieprzyjemnym zapachu. Naleza do nich glównie tlenowe i siarkowe zwiazki organiczne oraz siarkowodór.

Wiele surowych olejów i produktów posrednich zawiera w swym skladzie merkaptany. Niektóre pochodza z ropy naftowej inne powstaja w trakcie procesów przeróbki ropy. Naleza one do substancji o szczególnie nieprzyjemnej woni.

W produktach rafineryjnych wystepuja weglowodory o wysokiej toksycznosci i szkodliwosci dla zdrowia (np. benzen ). Inne weglowodory takie jak niskowrzace olefiny maja wplyw na powstawanie tzw. "smogu fotochemicznego" w okreslonych warunkach pogodowych.

Ze spalania paliw w rafineriach wywiazuje sie emisja: dwutlenku siarki, tlenków azotu, tlenku

wegla, pylu.

Dwutlenek siarki powstaje takze przy rafinacji produktów olejowych

kwasem

siarkowym oraz z instalacji Claus'a.

 

Ropa naftowa czesto zawiera rozpuszczony siarkowodór, jednak glówne jego ilosci

powstaja

w procesach produkcyjnych

zwlaszcza przy odsiarczaniu olejów przy uzyciu wodoru.

 

Tlenek

wegla i pyly

pojawiaja sie w odgazach z instalacji krakingu katalitycznego oraz

przy produkcji koksu naftowego.

Substancje zanieczyszczajace powietrze z procesów rafineryjnych.

 

 

 

 

Tabela 4.6.1.

Rodzaj emisji

 

Zródlo emisji zanieczyszczen

 

Rodzaj emitowanych

 

 

 

 

zanieczyszczen

1

 

2

 

3

Emisja energetyczna

-

elektrocieplownia ( produkcja

-

pyl

 

 

pary, energii elektrycznej)

-

SO2

 

-

spalanie olejów i gazów

-

NOx

 

 

procesowych

-

CO

 

 

 

 

 

 

-

weglowodory

 

 

 

 

 

19

 

 

 

-

piece technologiczne (spalanie

-

pyl

 

 

 

 

 

olejów i gazów procesowych)

-

SO2

 

 

 

 

 

 

 

-

NOx

 

 

 

 

 

 

 

-

CO

 

 

 

 

 

 

 

-

weglowodory

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

c.d. Tabeli 4.6.1

 

1

 

 

2

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Emisja z

procesów

-

instalacje destylacji

(grupa

-

weglowodory

 

produkcyjnych

 

 

urzadzen sluzacych do

-

organiczne zwiazki siarki

 

 

 

 

 

rozdzialu ropy naftowej)

-

H2S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-

instalacje

konwersji

-

weglowodory

 

 

 

 

 

katalitycznej (procesy krakingu

-

organiczne zwiazki siarki

 

 

 

 

 

katalitycznego,

fluidalnego

-

H2S

 

 

 

 

 

koksowania, reformingu)

-

SO2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-

CO

 

 

 

 

 

 

 

-

pyl

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-

instalacje uszlachetniania i

-

weglowodory

 

 

 

 

 

oczyszczania (instalacje

-

zwiazki siarki

 

 

 

 

 

odsiarczania, ekstrakcji

-

odory

 

 

 

 

 

merkaptanów, mycia

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

alkalicznego)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Emisja

 

z

-

magazynowanie

 

-

weglowodory

 

magazynowania,

 

 

 

 

 

 

 

transportu,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-

przeladunki

 

-

weglowodory

 

przeladunków

oraz

 

 

obiegów

chlodniczych,

 

 

 

- benzyny i niskowrzace

 

 

 

 

 

produkty

 

oczyszczalni

scieków,

 

 

 

 

 

pochodni i wydmuchów

-

chlodnie kominowe

 

-

weglowodory

 

 

 

 

-

oczyszczalnie scieków

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-

transport rurociagami

-

weglowodory

 

 

 

 

 

(uszczelnienia pomp, zaworów,

 

 

 

 

 

 

 

sprezarek)

 

 

 

 

 

 

 

-

pobór prób

 

-

weglowodory

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.7 Osiagane wielkosci emisji zanieczyszczen .

4.7.1 Emisja do powietrza

Dwutlenek siarki

Usuwanie siarki bylo kiedys jednym z podstawowych celów rafinacji z ropy naftowej. Siarka, która nie zostanie usunieta w czasie przerobu ropy, wczesniej czy pózniej zostaje spalona z róznymi produktami naftowymi przez uzytkowników. Wystepuje bezposrednia zaleznosc

20

pomiedzy zawartoscia siarki w paliwie, a emisja SO2. Przykladowo z oleju opalowego o zawartosci 1 % siarki powstaja spaliny o zwartosci 1700 mgSO2 /Nm3.

Zmiany w dystrybucji siarki zawartej w przerabianej ropie naftowej pomiedzy emisje i paliwa zachodzace w rafineriach europejskich w latach 80 -90 przedstawiono w Tabeli 4.7.1.1.

Tabela 4.7.1.1

Zmiany w dystrybucji siarki pomiedzy emisje i paliwa w rafineriach Europejskich

 

w latach 80 -90.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rok

 

 

1979

1982

1985

1989

1992

1995

 

 

 

 

 

 

 

 

Przerób ropy [tys.ton]

 

680.000

494.000

479.000

527.000

624.000

637.000

 

 

 

 

 

 

 

 

Zawartosc S w ropie [% wag.]

 

1,45

1,28

0,98

1,1

1,06

1,03

 

[tys.ton]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9860

6323

4694

5797

6615

6561

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Odzysk siarki

[tys.ton]

 

1023

1108

1090

1767

1782

2370

 

[% wag.]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,40

17,5

23,2

30,5

26,9

36,1

 

 

 

 

 

 

 

 

Emisja SOx z rafinerii

 

884

772

526

525

523

563

(jako S)

[tys.ton]

 

Siarka pozostala w paliwach

 

 

 

 

 

 

 

 

[tys.ton]

 

8945

4786

3439

3380

3364

2625

Wielkosc emisji dwutlenku siarki z przecietnej europejskiej rafinerii przedstawiono w Tabeli 4.7.1.1.

Tabela 4.7.1.1

Srednie wartosci

emisji SO2 w przecietnej rafinerii EU.

 

 

 

 

 

Zródlo

 

 

Emisja SO2

Udzial w calkowitej emisji

 

 

tys. Mg /rok (w przel. na S)

z rafinerii [ % ]

Spalanie paliw w piecach

 

257

59-69

i kotlach

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Kraking katalityczny

 

 

58

7-14

 

 

 

 

Instalacja odzysku siarki

 

46

10-11

 

 

 

 

 

Pochodnie

 

 

22

5 - 9

Inne

 

 

49

5 -12

 

ogólem

 

432

 

Zamieszczone powyzej dane przedstawiono w oparciu o raport CONCAWE (1998 r.) wykonany na podstawie prac studialnych przeprowadzonych w 70 rafineriach EU.

Tlenki azotu

Glównym zródlem emisji NOx sa procesy spalania prowadzone w piecach procesowych, kotlach , turbinach gazowych, regeneratorach katalizatora instalacji krakingu, spalarkach gazów i odpadów, pochodniach. Udzialy tych zródel w calkowitej emisji rafineryjnej wynosza:

- spalanie paliw w kotlach , piecach, turbinach

60-70%

21

-

regeneratory instalacji krakingu

16 %

-

silniki, spalanie pozostalosci gazowych

11%.

Emisja NOx z rafinerii zalezy silnie od rodzaju stosowanych paliw, zawartosci azotu i wodoru w paliwach, rodzaju wyposazenia i warunków prowadzenia procesów spalania. Wystepuja duze róznice w wielkosciach emisji pomiedzy rafineriami, a takze pomiedzy poszczególnymi jednostkami produkcyjnymi w tej samej rafinerii. Emisje te cechuja tez duze zmiany wartosci w czasie.

Wartosc emisji calkowitej w poszczególnych rafineriach wynosi od 50 do 5000 Mg NO2/rok. Wartosci wskaznika emisji zmieniaja sie w poszczególnych rafineriach od 60 do 500 MgNO2/tys.Mg przerabianej ropy (przecietna wartosc 200).

Stezenie tlenków azotu usrednione dla calej objetosci odprowadzanych spalin zmienia sie w poszczególnych rafineriach od 130 do 420 mg NO2/Nm3 (przecietna wartosc 200).

Emisja pylów.

Glówne zródla emisji pylów to piece procesowe i kotly (spalajace ciezkie oleje), regeneratory instalacji krakingu katalitycznego, instalacje koksowania, spalarki odpadów, pochodnie.

Wystepujaca emisja pylów zmienia sie w zaleznosci od rafinerii od 100 do 20.000 Mg/rok. Wskaznik emisji wynosi od 10 do 3000 Mg/tys. Mg przerabianej ropy. Nizsze wartosci podanych zakresów wystepuja w prostych rafineriach spalajacych glównie gaz lub w rafineriach, gdzie zastosowano efektywne instalacje odpylajace (elektrofiltry, odpylacze tkaninowe).

Sposród metali ciezkich wystepujacych w ropie naftowej znaczace to arsen, rtec, nikiel i wanad. Nikiel i wanad gromadza sie w pozostalosci z destylacji. Sa one usuwane razem z pylami w elektrofiltrach lub filtrach tkaninowych np. ze spalin z pieców procesowych lub regeneratorów katalizatorów. W ponizszej tabeli pokazano przykladowe dane o wielkosci emisji Ni oraz V do powietrza w dwóch rafineriach europejskich:

 

 

 

 

 

 

 

 

Tabela 4.7.2

Zdolnosc

 

Emisja niklu

 

 

Emisja wanadu

przerobowa

 

Wskaznik emisji

Zakres stezen

 

Wskaznik emisji

Zakres stezen

rafinerii

 

 

wystepujacych

 

 

 

 

wystepujacych

 

 

 

w gazach

 

 

 

 

w gazach

 

 

 

odlotowych

 

 

 

 

odlotowych

[ 106 Mg ]

 

[Mg/106 Mg ropy]

[ mg/Nm3]

 

[Mg/106 Mg ropy]

[ mg/Nm3]

 

 

 

 

 

 

 

 

15,3

 

0,196

0,2 - 1,2

 

 

0,327

 

0,3 - 2,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12,3

 

0,772

0,02 - 2,35

 

 

1,666

 

0,05 - 5,1

 

 

 

 

 

 

 

 

Lotne zwiazki organiczne (LZO)

 

 

 

 

 

 

Straty LZO moga byc okreslone w sposób obliczeniowy

lub bezposrednio w oparciu o

pomiary.

 

 

 

 

 

 

 

Zasadnicze zródla emisji LZO

w rafineriach

to odpowietrzenia aparatów, oddechy

zbiorników magazynowych), pochodnie, oksydacja asfaltu,

systemy

wydmuchowe, emisja

niezorganizowana z

instalacji rurociagowych, oczyszczalni scieków,

instalacji przeladunków

surowców i produktów.

 

 

 

 

 

 

22

Emisja niezorganizowana z przecieków na uszczelnieniach pomp, sprezarek oraz zaworów, kolnierzy i innej armatury rurociagów moze miec 20 - 50 % udzialu w calkowitej emisji LZO w rafinerii.

Wielkosc emisji LZO w poszczególnych europejskich rafineriach ma wartosc od 600 do 10.000 Mg/rok. Wartosc wskaznika emisji zawiera sie w zakresie 50 do 6000 Mg/106 Mg przerabianej ropy.

Niektóre wycieki LZO maja ciagly charakter, np. z uszczelnien pomp, zaworów i kolnierzy rurociagów. Inne wystepuja okresowo, np. awarie armatury czy przepelnienia zbiorników magazynowych i cystern.

Emisja niezorganizowana z uszczelnien moze byc obliczona w oparciu o wskazniki opracowane przez USA EPA. Wartosc wskaznika przyjmuje sie w zaleznosci od stezenia weglowodorów zmierzonego przy samym zródle wycieku.

 

 

 

 

 

Tabela nr 4.7.3

Zródlo emisji

 

Wskaznik emisji LZO [g/h]

 

 

dla trzech zakresów stezen w ppm

(obj.)

 

0 -1000 ppm

 

1001 -10.000 ppm

 

> 10.000 ppm

Zawór dla gazu lub par

0,14

 

1,65

 

45,1

 

 

 

 

 

 

Zawór dla cieczy o preznosci par

0,28

 

9,63

 

85,2

> 0,3 kPa (lekkie cicze)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Zawór dla cieczy o preznosci par

0,23

 

0,23

 

0,23

< 0,3 kPa (ciezkie ciecze)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pompy cieczy lekkich

1,98

 

33,5

 

437

 

 

 

 

 

 

Pompy cieczy ciezkich

3,80

 

92,6

 

389

 

 

 

 

 

 

Sprezarki

11,32

 

264

 

1608

 

 

 

 

 

 

Zawory bezpieczenstwa dla gazów

11,4

 

279

 

1691

 

 

 

 

 

 

Kolnierze rurociagów

0,02

 

8,75

 

37,5

 

 

 

 

 

 

Zawory wylotowe (z wolnym

0,13

 

8,76

 

12,0

jednym koncem)

 

 

 

 

 

Dwutlenek wegla

Na dwutlenek wegla wczesniej czy pózniej zostaje przetworzona prawie calkowita ilosc wegla zawartego w ropie naftowej. Niewielka czesc tego wegla (3 - 10%) zostaje przetworzona na CO2 w samej rafinerii w czasie przerobu ropy na produkty handlowe.

Zasadniczymi zródlami emisji CO2 rafinerii sa piece procesowe, kotly energetyczne, turbiny gazowe, regeneratory katalizatorów krakingu, instalacje pochodni i spalania odpadów.

Wielkosc emisji z pojedynczej rafinerii zmienia sie w szerokim zakresie od 28500 do 1.120.000 Mg/rok, a wskaznik emisji od 0,02 do 0,82 Mg CO2/ Mg przerabianej ropy.

4.7.2 Emisja do wód.

 

Podstawowe zanieczyszczenia wód w procesach rafineryjnych

to weglowodory,

rozpuszczone zwiazki gazowe i zawiesiny czastek stalych. Odpadowe strumienie wody odprowadzane z terenu rafinerii to wody pochlodnicze, wody procesowe, scieki sanitarno- bytowe i wody deszczowe.

Ilosc powstajacych scieków i ich charakterystyka zalezy od konfiguracji rafinerii. Wody odpadowe sa oczyszczane w miejscu powstawania i nastepnie wykorzystywane powtórnie lub kierowane do Centralnej oczyszczalni scieków.

23

Charakterystyka scieków odprowadzanych z typowej rafinerii EU zostala przedstawiona w ponizszej tabeli:

 

 

 

 

 

Tabela 4.7.2.1.

Parametr

 

Sklad przed oczyszczeniem

Sredni sklad

Wskaznik emisji

 

 

srednie

max.

po oczyszczalni

[Mg/106Mg

 

[mg/l]

 

 

scieków

przerabianej ropy]

1

 

2

3

4

5

 

 

 

 

 

 

pH

[ - ]

7

10

6 - 9

 

 

 

 

 

 

 

temperatura

[oC]

25

45

10 -35

 

Substancje ropopochodne

40

100

0,05 - 35

0,01 - 4,5

ChZT

 

300

700

0,05 - 9,8

3 -125

 

 

 

 

 

c.d. Tabeli 4.7.2.1

1

 

2

3

4

5

BZT5

 

150

400

30 -225

0,5 -25

Zawiesina

 

10 - 20

75

2 - 50

1 -50

Fenole

 

12

40

2 -80

0,01 - 0,25

 

 

 

 

 

 

Siarczki

 

5

15

0,03 -1,0

 

 

 

 

 

 

 

Azot amonowy

 

25

50

5 - 35

 

 

 

 

 

 

 

Azot ogólny

 

25

50

1,5 - 100

1 -100

 

 

 

 

 

 

Fosforany

 

5

20

0,1 - 1,5

 

 

 

 

 

 

Eter metylo-butylowy

0 - 3

15

< 1

 

 

 

 

 

 

 

Fluorki

 

0 -30

60

1 - 20

 

 

 

 

 

 

 

Cyjanki

 

0 - 3

5

0,03 - 1,0

 

 

 

 

 

 

 

Policykliczne

 

0,1

0,5

0,005 -0,05

 

weglowodory

 

 

 

 

 

aromatyczne

 

 

 

 

 

PAH (suma)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Benzo-piren

 

 

0,01 - 0,1

< 0,05

 

Benzen,

toluen,

5

10

< 0,001 - 3

 

etylobenzen,

ksylen

 

 

 

 

(suma)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Benzen

 

 

10

< 0,001 - 1

 

Metale ciezkie

 

1

2

0,1 -1,0

 

Chrom

 

 

100

0,1 - 0,5

 

Olów

 

 

10

0,2 - 0,5

 

4.7.3 Odpady stale

Wskaznik ilosci wytwarzanych odpadów stalych i osadów dla rafinerii europejskich wynosi od 0,01 do 2 kg/Mg przerabianej ropy. Zgodnie z danymi Banku Swiatowego ok. 80% tej wielkosci stanowia odpady niebezpieczne, na skutek obecnosci toksycznych zwiazków organicznych i metali ciezkich.

W rafineriach EU w 1993 r wytworzonych zostalo lacznie ok. 1 milion Mg odpadów. Kierunki unieszkodliwiania tych odpadów byly nastepujace:

- 39,9 % zostalo zlozonych na skladowiskach,

24

-21,4% zawrócono do ponownego uzycia (recykling) ,

-14,9 % zostalo spalone z wykorzystaniem energii,

-8,4 % zostalo spalone bez odzysku energii,

-4,9% uzyto jako material glebotwórczy,

-1,7 % zuzyto jako paliwa alternatywne,

-0,6 % niezidentyfikowana reszta kierunków unieszkodliwiania.

4.8Zuzycie energii i surowców w procesie rafinacji ropy.

Moc cieplna zuzywana w poszczególnych rafineriach zmienia sie w szerokich granicach od

ponizej 10 do 200 MW. Calkowita moc cieplna zainstalowanych urzadzen siega od kilkuset do ponad 1500 MW w najwiekszych rafineriach. Odpowiada to zuzyciu energii 1,7 do 5,4 GJ/ tone przerabianej ropy.

Zuzycie energii silnie zalezy od stopnia integracji energetycznej rafinerii, wspólczynnika kompleksowosci, takze powiazan strumieni ciepla pomiedzy rafineria a instalacjami petrochemicznymi i instalacjami olejów smarowych.

Rysunek 4.8.1 pokazuje przykladowy bilans masowy usredniony dla europejskiej rafinerii, w którym podano ladunki zanieczyszczen wprowadzonych do srodowiska (emisja, scieki, odpady). W bilansie zwraca uwage szeroki zakres wartosci emisji do powietrza i wody, zalezny od typu rafinerii i stosowanych procesów, glebokosci przerobu ropy, stopnia odzysku siarki oraz zuzycia energii na jednostke przerobionej ropy.

 

 

Emisja do powietrza

CO2

0,02

– 0,82 Mg

 

 

 

 

BTX

20

–

200 Mg

 

 

 

 

 

 

 

 

CO

0 – 80 Mg

 

 

 

 

NOx

60

–

700 Mg

 

 

 

 

Pyl

10

–

3000 Mg

 

 

 

 

SO2

30

–

6000 Mg

Ropa

1mln Mg

Weglowodory

50

–

6000 Mg

 

 

 

 

 

Energia 470 -1500 GWh

 

Produkty

 

 

 

 

 

Odpady 10 – 2000 Mg

Woda 0,1 – 4,5 mln Mg

 

 

 

Chemikalia

300 Mg

 

 

 

 

 

 

 

 

 

weglowodory

 

0,1 – 5 Mg

 

 

 

Scieki

azot

 

 

1 - 60 Mg

 

 

 

 

 

 

 

 

fosfor

 

 

0,14 Mg

 

 

 

0,1 – 5 mln Mg zawiesina

 

 

5 – 25 Mg

 

 

 

 

sucha pozostalosc 130 Mg

 

 

 

 

Rys.4.8 1. Przykladowy bilans surowców, energii i emisji do srodowiska z rafinerii dla 1mln Mg mocy przerobowej.

Ponizej w tabeli 4.8.1 podano porównanie zuzycia energii w kilku wybranych rafineriach oraz stopien usuwania siarki.

 

 

Tabela 4.8.1

Rafineria

Zuzycie energii

Stopien

 

 

GJ/Mg ropy

usuwania siarki %

 

25

Rafineria Plock

4,3

80

 

 

 

Rafineria Gdanska

2,3

60

 

 

 

Rafineria Scanraff

1,6

90

 

 

 

Rafineria Mider

1,1

90

 

 

 

Srednie zuzycie

 

 

dla rafinerii w UE

1,69

40

 

 

 

W rafinerii Mider zwraca uwage niski wskaznik zuzycia energii. Rafineria Mider w Leuna kolo Halle jest najnowoczesniejsza i najmlodsza rafineria w Europie. Kompleks rafineryjny o mocy przerobowej 10 mln Mg ropy sklada sie z jednego ciagu technologicznego. Destylacja rurowo- wiezowa sklada sie z pieciu kolumn rektyfikacyjnych, z których pierwsze trzy pracuja przy relatywnie niskich temperaturach. Dzieki temu zuzycie energii przez cala instalacje DRW wynosi w przeliczeniu na rope – 1,15 Mg na 100 Mg wsadu z rurociagu „Przyjazn”.

Minimalizacja zuzycia energii na potrzeby wlasne w rafineriach, to nie tylko obnizenie kosztów produkcji ale i emisji zanieczyszczen do srodowiska (SO2, NOx, CO, CO2).

Rafineria Mider zaprojektowana zostala w oparciu o najostrzejsze wymagania w zakresie zuzycia energii. Starsze rafinerie budowane w innych warunkach, skladaja sie z linii technologicznych o mniejszej wydajnosci np. Plock – 3 mln Mg/rok, Gdansk – 4,5 mln Mg/rok, i nie sa one w stanie konkurowac wskaznikiem energochlonnosci z nowymi lub calkowicie zmodernizowanymi rafineriami. Wskaznik energochlonnosci jest bezposrednio zwiazany ze wskaznikiem emisji tlenków azotu oraz dwutlenku wegla.

Polskie rafinerie mimo duzego postepu technologicznego, pod wieloma wzgledami odbiegaja od standardów rafinerii w Unii Europejskiej. Poniesione w latach 1990 – 2000 naklady na modernizacje polskich rafinerii w Plocku i Gdansku pozwalaja jedynie osiagnac jakosc produktów na poziomie wymagan UE.

Rafinerie te maja przestarzaly system zarzadzania, olbrzymie koszty produkcji w tym koszty pracy. Rafineria Gdanska ma wielokrotnie wyzsze zatrudnienie niz dwa razy wieksze rafinerie w Szwecji lub w Niemczech, podobnie jest w rafinerii w Plocku.

Proces restrukturyzacji rafinerii w Polsce dopiero sie rozpoczal. Pozyskanie srodków finansowych na restrukturyzacje i modernizacje obu rafinerii jest najwazniejszym zadaniem na lata 2000-2005.

4.9Emisja zanieczyszczen z polskich rafinerii.

W tabeli nr 4.9.1 i 4.9.2 zestawiono dane o wielkosci emisji zanieczyszczen do powietrza z dwóch polskich rafinerii Plock i Gdansk. W materialach ujeto wielkosci dla stanu istniejacego oraz prognoze dla roku 2000. Obie rafinerie realizuja programy inwestycyjne, których zakonczenie w powaznym stopniu wplynie na zmniejszenie ladunków zanieczyszczen do powietrza w tym szczególnie SO2, NOx, pyly metali ciezkich, weglowodory.

Zmniejszenie emisji SO2 do wielkosci 1,0 kg SO2/Mg ropy w Plocku i 1,39 kg/Mg w Gdansku to znaczacy postep w ciagu ostatniego dziesieciolecia 1990-2000.

Po uruchomieniu w Plocku instalacji hydrokrakingu wsadu na fluidalny kraking katalityczny oraz instalacji hydroodsiarczenia gudronu, stopien odsiarczania ropy wyniesie ok. 80%.

W Gdansku po uruchomieniu hydrokrakingu ciezkich frakcji z destylacji prózniowej stopien odsiarczania wyniesie 62,8%.

26

Podniesienie stopnia odsiarczania wiaze sie ze wzrostem lekkich frakcji w produktach (gaz suchy, LPG, benzyny, oleje napedowe) i ograniczeniem emisji pylów metali ciezkich, czesciowo NOx i weglowodorów.

27

Porównanie emisji zanieczyszczen z przerobu ropy w rafineriach.

 

 

 

 

 

 

 

Tabela 4.9.1.

Lp.

 

Rafineria Plocka

Rafineria Gdanska

 

 

 

1994

1995

1996

1996

1997

1998

 

1

2

3

4

5

6

7

8

 

1.

Przerób ropy

 

 

 

 

 

 

 

 

[mln Mg/rok]

9,88

9,50

10,40

2,98

2,78

3,50

 

2.

Zawartosc siarki

 

 

 

 

 

 

 

 

w ropie [tys. Mg/rok]

106,72

93,15

109,29

b.d.

28,3

22,4

 

3.

Odzysk siarki

 

 

 

 

 

 

 

 

[ % ]

28,24

31,30

29,29

b.d.

19,1

23,4

 

4.

Laczna emisja

 

 

 

 

 

 

 

 

zanieczyszczen

57,8

57,9

58,0

7,041

6,174

6,590

 

 

[ tys. Mg/rok ]

 

 

 

 

 

 

 

5.

Emisja SO2

43,0

41,0

39,8

5,958

5,137

5,498

 

 

[tys. Mg/rok]

 

6.

Emisja NOx

6,0

5,9

6,2

1,07

1,01

1,07

 

 

[tys. Mg/rok]

 

7.

Emisja

 

 

 

1,19x10-3

2,22x10-3

2,1x10-3

 

 

weglowodorów

3,5

3,0

2,8

 

 

[ tys. Mg/rok]

 

 

 

 

 

 

 

Wskazniki emisji zanieczyszczen w kg/Mg ropy.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tabela 4.9.2

Lp.

 

 

Rafineria Plocka

 

Rafineria Gdanska

 

 

1994

 

1996

 

2000

1996

1998

 

2000

 

1.

Wskaznik emisji

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

zanieczyszczen ogólem

5,85

 

5,57

 

2,47

3,36

1,88

 

1,63

 

2.

Wskaznik emisji SO2

4,35

 

3,83

 

0,82

2,00

1,57

 

1,39

 

 

 

 

 

 

 

3.

Wskaznik emisji NOx

0,60

 

0,60

 

0,55

0,36

0,306

 

0,213

 

 

 

 

 

 

 

5.

Wskaznik emisji

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

weglowodorów

0,35

 

0,27

 

0,22

0,004

0,006

 

0,006

 

- dane z Rafinerii Gdanskiej wg „Nafta - Gaz” czerwiec 1998

 

 

 

 

 

Dla porównania w tabeli 4.9.3 przedstawiono wielkosc emisji SO2 i NOx dla rafinerii Scanraff w Szwecji, oraz prognozowane wielkosci emisji tych zanieczyszczen w roku 2000 (po realizacji inwestycji) dla Plocka i Gdanska.

Emisja SO2, NOx i weglowodorów z rafinerii ropy w 2000 roku.

 

 

 

 

 

Tabela 4.9.3

Lp.

Rafineria

 

Emisja Mg/mln Mg ropy

SO2

 

NOx

weglowodory

1.

Rafineria Scanraff

200

 

100

-

 

 

 

 

 

 

2.

Rafineria Plock

833

 

600

270

 

 

 

 

 

 

3.

Rafineria Gdanska

1390

 

213

6

 

 

 

 

 

 

4.

Przedzial emisji w rafineriach UE

30-6000

 

60-500

300-6000

 

 

 

 

 

 

28

Rafineria Scanraff zdecydowanie odbiega wielkoscia emisji od polskich rafinerii. Emisja SO2 jest ponad czterokrotnie mniejsza niz w Plocku, a w stosunku do Gdanska az siedmiokrotnie mniejsza. Emisja NOx jest szesciokrotnie mniejsza niz w Plocku ale taka sama jak w Gdansku.

W poz.4. podano przedzial emisji jaki spotyka sie w rafineriach krajów Unii Europejskiej. Na tym tle nasze rafinerie prezentuja sie o wiele lepiej. Wskaznik emisji SO2 dla Plocka wynosi 0,83 kg/Mg ropy i nalezy do bardzo niskich. Podobnie wskaznik emisji tlenków azotu dla Gdanska 0,21 kg NO2/Mg ropy jest jednym z najnizszych w rafineriach europejskich.

5.Techniki ograniczenia emisji stosowane w rafineriach ropy naftowej.

5.1.Emisja weglowodorów (LZO).

Zródlami emisji weglowodorów w rafineriach ropy naftowej sa:

-procesy konwersji weglowodorów,

-procesy magazynowania i operacji magazynowych ropy naftowej i jej produktów,

-procesy oczyszczania odcieków gazowych i plynnych,

-procesy zaladunku i transportu ropy naftowej, pólproduktów i produktów koncowych,

-procesy oczyszczania scieków,

-terminale rurociagów,

-procesy odwadniania ropy naftowej i olejów lekkich

-operacje okresowe, takie jak wylaczenie instalacji i rozruch (elementy cyklu produkcyjnego).

Zródlami o mniejszych wielkosciach emisji sa procesy spalania plomieniowego paliw i weglowodorów, oraz uklady rozladunku prózniowego.

Emisja niezorganizowana weglowodorów uwalniana jest z elementów instalacji takich jak kolnierze i zlacza, odpowietrzenia aparatów i systemy pobierania próbek.

W powiekszaniu wiedzy o wielkosci emisji z poszczególnych czesci skladowych rafinerii oraz ze skladowania produktów w zbiornikach, jak równiez w ocenie emisji niezorganizowanych z zaworów, kolnierzy, kompresorów i zbiorników itp., wazna role moga spelniac pomiary stezen LZO.

Do pomiarów ogólnej emisji generowanej w rafineriach sluzy wiele technik, od tanich pomiarów w okreslonych miejscach, do pomiarów bardziej wszechstronnych, wykorzystujacych techniki laserowe, jak na przyklad lidarowe pomiary absorpcji róznicowej (differential absorption lidar - DIAL).

Nalezy zachecac do systemowego stosowania pomiarów emisji w rafineriach, poniewaz istnieje rozbieznosc pomiedzy emisjami zmierzonymi, a obliczonymi. Ponadto tego rodzaju pomiary moga sluzyc dokladnemu planowi konserwacji oraz ocenie funkcjonalnosci srodków obnizania emisji ze zbiorników magazynowych.

Niezorganizowane emisje LZO, na przyklad z zaworów, kolnierzy, pomp i kompresorów mozna obnizyc poprzez programy systematycznej kontroli i konserwacji, w tym przez zapobiegawcza wymiane elementów uszczelniajacych.

Okolo 50-procentowa skutecznosc obnizenia emisji w wyniku rocznych programów kontroli w rafinerii ropy naftowej nie powoduje zwiekszenia kosztów eksploatacyjnych, lecz przynosi korzysci przez obnizenie strat weglowodorów. Jednakze, obnizenie o okolo 80% w wyniku programów kwartalnych wymaga juz poniesienia dodatkowych kosztów.

Zawory mozna uszczelnic uszczelkami mieszkowymi. Kolnierze nalezy stosowac tylko wtedy, gdy sa wymagane ze wzgledów bezpieczenstwa procesu i konserwacji. Nalezy je wyposazyc w wysokogatunkowe uszczelki (np. polaczenia kolnierzowe z wystepem i rowkiem).

29

Emisje LZO z pomp wirowych mozna ograniczyc do okolo jednej trzeciej przez zastapienie uszczelnien zaciskowych uszczelnieniami mechanicznymi.

Turbosprezarki nalezy uszczelniac za pomoca dlawików labiryntowych lub pierscieni z uszczelnieniem hydraulicznym.

Gazy i pary zawierajace LZO, które moga ulatniac sie z systemów zabezpieczen, takich jak odpowietrzenia czy systemy wydmuchowe, nalezy wprowadzac do kolektorów gazu. Zebrane gazy nalezy spalac plomieniowo (pochodnie) lub tam, gdzie jest to mozliwe, w piecach technologicznych linii produkcyjnych.

Inne, nie kondensujace emisje z odpowietrzen mozna obnizyc przy uzyciu technik odzysku (absorpcji, adsorpcji na weglu), lub technik destrukcyjnych (spalania, biofiltracji).

Emisje LZO z systemów zrzutu scieków mozna zmniejszyc zakladajac plywajace pokrywy na kanalach i w oczyszczalniach scieków, umieszczajac na powierzchni basenów oczyszczalni material izolacyjny, taki jak np. zbieracze piany z wlókna szklanego lub wyposazajac system w kolumny odpedowe, zwiekszajac równoczesnie wydajnosc oczyszczania.

Koszty tych opcji moga sie róznic, zaleznie od korzysci finansowych z obnizenia strat weglowodorów.

Znaczna czesc emisji LZO w rafineriach pochodzi ze zbiorników magazynowych ropy naftowej i produktów pochodnych.

Zbiorniki ze stalym dachem do skladowania lotnych substancji organicznych (np. benzyny) w rafineriach ropy naftowej, centralach dystrybucyjnych i terminalach, mozna wyposazyc w wewnetrzne pokrywy plywajace. W odniesieniu do sredniej przepustowosci produktu, instalacja ich moze zmniejszyc emisje LZO az do 95%.

Oprócz tego, w przypadku skladowania benzyny, zaleca sie stosowanie ukladów równowazacych cisnienie par i odzyskujacych produkt z par. Po ich zamontowaniu, mozna osiagnac 99-procentowe ogólne obnizenie wychwytywanej emisji.

Bardzo proste, lecz skuteczne srodki ograniczania emisji ze zbiorników to: pokrywanie ich scian farbami odbijajacymi promieniowanie sloneczne oraz usprawnienie procedur eksploatacyjnych, np. unikanie zbednego otwierania, czeste kontrole itp.

Czas zwrotu inwestycji w przypadku instalacji pokryw plywajacych wynosi przewaznie rok lub dwa lata, dzieki ilosci odzyskanego produktu.

Do magazynowania cieczy o sredniej lotnosci i ropy naftowej nalezy uzywac zbiorników z pokrywami plywajacymi, wyposazonymi we wtórne uszczelnienia, np. z uszczelkami dwu obreczowymi. Mozliwe jest tu zmniejszenie emisji o 95%.

Sposoby obnizania emisji LZO dla poszczególnych zródel w rafineriach ropy naftowej wraz z osiaganymi wartosciami wskazników emisji przedstawiono w tabeli 5.1.1.

30

Zródla emisji LZO w rafineriach ropy naftowej, wybrane metody jej obnizania oraz osiagalne wskazniki emisji .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tabela 5.1.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Osiagalny

 

Zródlo emisji

 

 

Metoda obnizenia emisji

 

wskaznik

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

emisji LZO

Rózne typy rafinerii ropy

 

-

Scisla kontrola

emisji

niezorganizowanych

20 -60 g/Mg

naftowej, w tym procesy:

 

 

(monitoring pólroczny lub kwartalny, naprawy

surowca

-

destylacji prózniowej

 

 

i wymiana czesci) oraz podlaczenie systemów

 

- koksowania

 

 

odpowietrzania

do systemów zamknietych

 

-

krakowania termicznego

 

 

i zamkniete obiegi pobierania próbek

 

 

-

krakowanie katalityczne

 

- Kontrola systemu gromadzenia i oczyszczania

 

 

plynów

 

 

scieków

 

 

 

 

 

-

inne rodzaje krakowania

 

- Spalanie plomieniowe emisji nie skraplajacych

 

 

katalitycznego

 

 

sie z ukladów wydmuchowych i kolektorów

 

-

reforming katalityczny

 

 

gazowych

 

 

 

 

 

-

hydrokraking katalityczny

 

-

Niszczenie

(spalanie,

biofiltracja)

lub

 

-

hydrorafinacja katalitycz.

 

 

regeneracja (adsorpcja na weglu, absorpcja)

 

-

produkcja smarów

 

 

innych ulegajacych

skropleniu emisji

 

-

produkcja bitumin

 

 

odlotowych.

 

 

 

 

 

 

Przechowywanie i operowanie produktami naftowymi w rafineriach ropy naftowej

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Zbiornik z dachem stalym

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Niskie cisnienie par

 

 

Przejscie na zbiorniki z wewnetrzna pokrywa

 

1 - 3 g/Mg

 

(0<VP< 10 kPa)

 

 

plywajaca

 

 

 

 

przepustowosci

 

 

 

 

 

Przejscie na zbiorniki z wewnetrzna pokrywa

 

10 - 40 g/Mg

 

Wysokie cisnienie par

 

 

plywajaca

 

 

 

 

przepustowosci

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(VP> 10 kPa)

 

 

Zrównowazenie i odzysk par

 

150 - 160 g/Mg

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

przepustowosci

 

 

 

 

 

Zbiornik z dachem plywajacym

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Usprawnienie

procedur

eksploatacyjnych,

 

 

Niskie cisnienie par

 

usprawnienie

uszczelnien

podstawowych

i

0,5 - 2 g/Mg

 

(0<VP<10 kPa)

 

dodatkowych, kontrola szczelnosci pokrywy,

przepustowosci

 

 

 

pokrycie zewnetrznych powierzchni farba o jasnym

 

 

 

 

odcieniu

 

 

 

 

 

 

 

 

Usprawnienie procedur eksploatacyjnych,

 

 

 

Wysokie cisnienie par

 

usprawnienie uszczelnien podstawowych i

 

5 - 25 g/Mg

 

(VP>10 kPa)

 

dodatkowych, kontrola szczelnosci pokrywy,

 

przepustowosci

 

 

 

pokrycie zewnetrznych powierzchni farba o jasnym

 

 

 

 

odcieniu

 

 

 

 

 

 

Zbiornik z wewnetrzna pokrywa plywajaca

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Niskie cisnienie par

 

Usprawnienie procedur eksploatacyjnych,

 

 

 

 

usprawnienie uszczelnien podstawowych i

 

1 - 3 g/Mg

 

(0<VP<10 kPa)

 

dodatkowych, kontrola szczelnosci pokrywy,

 

przepustowosci

 

 

 

pokrycie zewnetrznych powierzchni farba o jasnym

 

 

 

 

odcieniu

 

 

 

 

 

 

 

 

Usprawnienie procedur eksploatacyjnych,

 

 

 

Wysokie cisnienie par

 

usprawnienie uszczelnien podstawowych i

 

10 - 40 g/Mg

31

(VP>10 kPa)

dodatkowych, kontrola szczelnosci pokrywy,

przepustowosci

 

pokrycie zewnetrznych powierzchni farba o jasnym

 

 

odcieniu

 

Uwaga: VP - cisnienie parcjalne pary nasyconej w warunkach magazynowania

Koszty inwestycyjne i eksploatacyjne ograniczenia emisji weglowodorów.

W tabeli 5.1.2. przedstawiono koszty inwestycyjne i eksploatacyjne wybranych kombinacji metod pierwotnych i wtórnych ograniczenia emisji, które mozna stosowac w rafineriach ropy naftowej. Dane te opieraja sie o oceny wykonane w istniejacych zakladach.

Nalezy pamietac, ze poszczególne liczby silnie zaleza od czynników takich jak wydajnosc zakladu, skutecznosc usuwania zanieczyszczen, stezenia poczatkowe LZO w oczyszczanym gazie, rodzaj technologii oraz wyborze alternatywy pomiedzy zastosowaniem nowych instalacji lub modernizacja instalacji istniejacych.

Podane przyklady sa charakterystyczne dla poszczególnych parametrów, takich jak liczba godzin eksploatacyjnych w roku, natezenie przeplywu gazu odlotowego i stezenie zawartych w nim substancji zanieczyszczajacych, wydajnosc instalacji odniesienia, stosowane rozpuszczalniki itp. Dane te maja jedynie charakter ilustracyjny i nie nalezy ich traktowac jako wartosci do ogólnego stosowania.

Koszty inwestycyjne i eksploatacyjne metod ograniczania emisji weglowodorów w rafineriach

 

 

 

ropy naftowej.

 

 

Tabela 5.1.2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Charakterystyka

 

 

 

 

 

Koszty

Koszty

Obnizenie

instalacji

Metoda obnizania emisji

inwestycyjne

eksploatacyjne

przeplywu masy

odniesienia

 

 

 

 

 

[EURO]

[EURO/rok]

[Mg/LZO/rok]

 

Przerób produktów naftowych

 

 

Rafineria typu 3

Monitoring

kwartalny,

 

naprawa,

 

 

 

przepustowosc:

wymiana i przebudowa ukladów

0

60.000

1.100

5.000.000 Mg

dekompresyjnych

na

uklady

 

 

 

surowca/rok;

zamknie-

te,

zastosowanie

 

 

 

 

ukladów poboru próbek w obiegu

 

 

 

czas eksploatacyjny:

zamknietym

 

 

 

 

 

 

 

8000 h/rok

Calkowicie

zamkniety

uklad

 

 

 

 

gromadzenia

i

oczyszczania

10.000

3.000

180

 

scieków

 

 

 

 

 

 

 

 

Spalanie plomieniowe emisji nie

 

 

 

 

kondensujacych

z

 

ukladów

1.300.000

3.000.000

9.600

 

wydmuchowych

i

 

ukladów

 

 

 

 

gromadzenia gazów

 

 

 

 

 

 

Odzysk innych, kondensujacych

 

 

 

 

substancji

lotnych

(absorpcja,

700.000

60.000

500

 

adsorpcja na weglu)

 

 

 

 

 

Przechowywanie i przemieszczanie produktów naftowych w rafinerii

Zbiornik z dachem

Usprawnienie

 

 

procedur

 

 

 

stalym

eksploatacyjnych

oraz

pokrycie z

25.000

0

50

srednica: 40 m.;

zewnatrz farba o jasnym odcieniu

 

 

 

wysokie cisnienie par:

Przejscie na zbiornik z wewne-

 

 

 

VP >10 kPa;

trzna pokrywa plywajaca

 

200.000

0

4.100

czas eksploat.:

 

 

 

 

 

 

 

 

8000h/rok

Zrównowazenie i odzysk par

400.000

50.000

3.700

 

 

 

 

 

 

 

 

 

32

Zbiornik z dachem

Usprawnienie

 

procedur

 

 

 

plywajacym; srednica

eksploatacyjnych,

usprawnienie

 

 

 

40m;

uszczelnien

pierwotnych

i

80.000

0

17.000

wysokie cisnienie par:

wtórnych, kontrola szczelnosci

 

 

 

VP >10 kPa; czas

pokrywy, pokrycie z zewnatrz

 

 

 

eksploat.: 8000h/rok

farba o jasnym odcieniu

 

 

 

 

Uwaga: VP = cisnienie parcjalne pary nasyconej w warunkach magazynowania

33

5.2.Emisja tlenków azotu

Istnieje kilka wariantów zapobiegania lub ograniczenia emisji NOx pochodzacych ze zródel stacjonarnych. Rozróznia sie generalnie metody pierwotne, wtórne (w tym dotyczace przebiegu danego procesu lub „konca rury”) i metody strukturalne. Moga one byc stosowane w przypadku zarówno nowych, jak i istniejacych instalacji. Nizej przedstawiono opis dostepnych metod, które mozna stosowac indywidualnie, lub w polaczeniu z innymi metodami:

•Bardziej skuteczne techniki kontroli emisji NOx;

•Gospodarka energetyczna (bardziej racjonalne i oszczedne wykorzystanie energii);

•Odpowiednie projektowanie kotlów;

•Zastosowanie udoskonalonych technik spalania;

•Modyfikacja spalania (srodki pierwotne);

•Nowe koncepcje technik spalania;

•Oczyszczania gazów odlotowych (srodki wtórne);

•Utrzymanie urzadzen w nalezytym stanie (np. ich odpowiednia konserwacja, skuteczna kontrola).

A.Metody strukturalne

Uzycie czystych paliw i racjonalne wykorzystywanie energii powoduje obnizenie emisji NOx. Zazwyczaj uzycie niektórych paliw zalezy w danym kraju od posiadanych surowców energetycznych. Tak wiec zastosowanie paliw zapewniajacych obnizenie emisji NOx jest zazwyczaj mozliwe tylko w ograniczonym stopniu. Mimo, iz przejscie na inne rodzaje paliw niesie w sobie znaczny potencjal obnizenia emisji NOx osiagniecie tego potencjalu zalezy od specyficznych dla danego kraju warunków.

W celu osiagniecia najbardziej skutecznego obnizenia NOx nalezy rozpatrzyc oprócz metod nalezacych do gospodarki energetycznej takze pewna kombinacje opcji technicznych (zmiana paliwa, zastosowanie innych technologii spalania, modyfikacje procesów spalania i technologii procesowych, oczyszczanie gazów odlotowych).

B.Metody pierwotne

Modyfikacje procesu spalania i technologii procesowych stosuje sie w celu zmniejszenia tworzenia sie NOx w czasie spalania. Obejmuja one kontrole ilosci powietrza doprowadzanego do strefy spalania, kontrole temperatury plomienia i stosunku ilosci powietrza do ilosci paliwa itp. Niektóre z tych opcji sa typowe dla modernizacji, inne zas dla nowych instalacji, lecz nowe rozwiazania mozna równiez stosowac w przypadku modernizacji. Skutecznosc i mozliwosc zastosowania moze jednak podlegac pewnym ograniczeniom. Ponizej podano sposoby, które sa szeroko stosowane zarówno pojedynczo, jak i w kombinacjach kilku jednoczesnie:

•Spalanie ze zmniejszonym nadmiarem powietrza;

•Zmniejszenie wstepnego podgrzewania powietrza;

•Wylaczenie z eksploatacji niektórych palników;

•Stosowanie palników obnizajacych NOx;

•Recyrkulacja gazów odlotowych;

•Spalanie z doprowadzaniem dodatkowego powietrza nad strefe spalania;

•Obnizenie lub wtórne spalanie NOx w piecu;

•Wtrysk wody i/lub pary albo spalanie chudej mieszanki i/lub ze wstepnym zmieszaniem.

Technika obnizenia ilosci NOx

przez spalanie

wtórne jest obecnie dobrze rozwinieta

i mozna ja stosowac w przypadku

wszystkich paliw.

Z dostepnych informacji wynika, ze

34

stosowane metody, indywidualnie, czy w kombinacji z innymi metodami pierwotnymi, moze zapewnic obnizenie emisji NOx o 70 do 80%.

Emisje NOx mozna takze obnizyc stosujac technologie powodujace obnizenie emisji NOx z samej swej natury, takie jak spalanie w zlozu fluidalnym. Technika ta ma zastosowanie w przypadku bardzo wielu róznych paliw (wegiel, biomasa, pozostalosci itp.). Dzieki stosunkowo niskiej temperaturze spalania (okolo 850oC) i stopniowaniu ilosci doprowadzanego powietrza, technika ta pozwala uzyskac niskie emisje NOx i mozna ja stosowac ogólnie bez metod wtórnych. Innym sposobem obnizenia emisji NOx jest spalanie z doprowadzeniem tlenu do strefy spalania; jednakze dotychczasowe wykorzystanie tej techniki ogranicza sie do sektora produkcji szkla. Obecnie w rozwiazaniach projektowych kotlów i palników uwzglednia sie juz podstawowe modyfikacje procesu spalania. Na przyklad, nowoczesne rozwiazania palników uwzgledniaja zastosowanie urzadzen do spalania z doprowadzeniem dodatkowego powietrza nad strefe spalania. Najnowsza generacja palników obnizajacych NOx obejmuje zarówno stopniowanie ilosci doprowadzonego powietrza, jak i stopniowanie ilosci doprowadzonego paliwa ( wtórne spalanie na poziomie palnika).

W przeciwienstwie do wiekszosci procesów spalania, zastosowanie modyfikacji spalania w procesach przemyslowych, w których wystepuje spalanie, podlega róznym ograniczeniom zaleznym od samego procesu. Na przyklad, w piecach do wypalania klinkieru cementowego lub w piecach do wytopu szkla, w celu zapewnienia wymaganej jakosci wyrobu potrzebne sa okreslone wysokie temperatury i równomierny rozklad temperatur. Stosowanymi, typowymi modyfikacjami procesu spalania sa stopniowe spalanie z uzyciem palników obnizajacych emisje NOx recyrkulacja gazów odlotowych i optymalizacja procesu (np. wstepna kalcynacja w piecach cementowych).

C.Metody wtórne

Najbardziej dojrzalym i najszerzej stosowanym procesem oczyszczania gazów odlotowych, charakteryzujacym sie wysoka wydajnoscia usuwania (w niektórych sektorach i w pewnych przypadkach moze ona osiagac nawet do 95%) i duza dostepnoscia, jest proces selektywnej redukcji katalitycznej (selective catalytic reduction - SCR). W procesie SCR, jako czynnik redukcyjny wykorzystuje sie zazwyczaj amoniak lub mocznik, lecz najczesciej korzysta sie z bezwodnego amoniaku przechowywanego pod wysokim cisnieniem. W Europie, z powodzeniem eksploatuje sie obecnie wiele instalacji SCR, wykorzystujacych te addytywy, zwlaszcza w zastosowaniu do kotlów. Zastosowanie SCR w zakladach opalanych gazem moze obnizyc emisje NOx do bardzo niskich poziomów. Stosuje sie ja w instalacjach opalanych gazem, ropa i weglem. Czasy zycia katalizatora sa znacznie dluzsze niz pierwotnie projektowano i osiagaja od 6 do 10 lat w przypadku instalacji opalanych weglem i od 8 do 12 lat w przypadku instalacji opalanych gazem i ropa, przy czym wartosci nizsze uzyskuje sie w ukladach o duzej zawartosci pylów, zas wartosci wyzsze w ukladach gazu wydmuchowego. Metoda SCR znajduje takze zastosowanie w mniejszych instalacjach spalajacych.

Przyjela sie ona jako technologia obnizania zawartosci NOx przy spalaniu w kotlach i w niektórych procesach przemyslowych, takich jak:

•Zaklady produkcji kwasu azotowego;

•Huty szkla;

•Cementownie (zastosowanie SCR wypróbowano na skale pilotowej; obecnie budowany jest zaklad w skali przemyslowej);

•Piece rafineryjne;

•Spalanie niebezpiecznych odpadów (zazwyczaj w piecach obrotowych);

•Spalanie odpadów komunalnych (zazwyczaj w piecach rusztowych);

•Spalanie odpadów ze szpitali i z innych obiektów specjalnych - w jednostkach komunalnych i przemyslowych (piece obrotowe, zaklady pirolizy, spalanie fluidalne odpadów przemyslowych, takich jak osady, odrzuty i pozostalosci poprodukcyjne), a takze w stosunkowo niewielkich jednostkach (<10 MWt).

35

Proces selektywnej nie katalitycznej redukcji (selective non-catalytic reduction -SNCR) stosuje sie w przypadku malych i srednich urzadzen o sredniej zawartosci NOx w doprowadzanym gazie. Proces SNCR zastosowano w wielu róznych urzadzeniach do spalania i w piecach (przy produkcji szkla i cementu), jak równiez w spalarniach odpadów. Proces SNCR pozwala ogólnie obnizyc zawartosc NOx o 30 do 70%. W polaczeniu z recyrkulacja gazów odlotowych jest to atrakcyjna i niezawodna technologia, umozliwiajaca umiarkowane usuwanie NOx (50 - 80%), zwlaszcza w mniejszych zakladach spalajacych i procesach przemyslowych.

Innymi technologiami oczyszczania gazów odlotowych sa procesy lacznego usuwania NOx i SO2. Jedna z takich opcji jest proces polegajacy na zastosowaniu wegla aktywnego, który jednak stosuje sie tylko w niewielu przypadkach, gdyz jest kosztowny i prowadzi do ograniczonej redukcji NOx (okolo 60%). Owa technologia SNOX, zapewniajaca usuwanie zarówno tlenków siarki, jak i tlenków azotu, daje pewne korzysci w przypadku zasilania procesu materialami o wysokiej zawartosci siarki.

Metody ograniczenia emisji NOx z kotlów energetycznych.

 

 

 

Tabela 5.2.1

 

 

 

Osiagalne

 

Zródlo emisji

Metody ograniczenia

 

stezenie NO2

 

 

 

 

(mg/Nm3)

 

Male kotly 1 - 10 MWt

i srednie kotly 10 - 50 MWt

 

 

Kociol; paliwo: lekki olej opalowy

PM

 

150 - 300

 

Kociol; paliwo: ciezki olej opalowy

PM

 

300 - 600

 

Kociol; paliwo: gaz ziemny

PM

 

50 - 150

 

Kociol przemyslowy; paliwo:

PM

 

100 - 300

 

gaz generatorowy

 

 

 

 

Duze kotly > 50 MWt

 

 

Kociol; paliwo: ciezki olej opalowy

PM (bez spalania wtórnego)

250 - 500

 

 

PM (ze spalaniem wtórnym)

< 200

 

Kociol; paliwo: gaz ziemny

PM i SCR

60 - 150

 

 

PM

50 - 200

 

Uwaga: PM - metody pierwotne

 

 

 

 

Metody ograniczenia emisji NOx z procesów rafineryjnych.

Najbardziej istotnymi zródlami emisji NOx w rafineriach ropy naftowej sa piece technologiczne, stosowane do podgrzewania ropy naftowej i produktów ropopochodnych. Znaczna czesc paliwa uzywanego w piecach w toku procesu produkcyjnego stanowi gaz rafineryjny. Do duzej róznorodnosci zwiazków skladajacych sie na gaz rafineryjny przyczyniaja sie rózne procesy, w wyniku czego emisje NOx sa zmienne. Innymi paliwami stosowanymi w rafineriach ropy naftowej sa gaz ziemny, koks naftowy, ciezki olej opalowy lub inne pozostalosci z destylacji atmosferycznej i destylacji prózniowej, termicznego i katalitycznego krakingu.

W tabeli 5.2..2. przedstawiono wybór dostepnych metod obnizania emisji i odnosne stezenia NO2 w gazach odlotowych osiagalne dla typowych zródel emisji.

36

Zródla emisji i wybrane metody ograniczenia emisji NOx z pieców procesowych w rafineriach ropy naftowej.

 

 

 

Tabela 5.2.2.

 

Zródlo emisji

Metody

Osiagalne stezenie NO2

 

 

ograniczenia

(mg/Nm3)

 

Piec

technologiczny

 

 

 

Paliwo: koks ponaftowy

Srodki pierwotne (PM)

< 200

 

Piec

technologiczny

 

 

 

Paliwo: ciezki olej opalowy

PM

250 - 600

 

Piec

technologiczny

 

 

 

Paliwo: gaz ziemny

PM

50 - 200

 

Piec

technologiczny

 

 

 

Paliwo: gaz generatorowy

PM

100 - 300

 

FCC

 

SCR

100 - 200

 

Wyjasnienia:

Paliwa stale: 6% nadmiar O2; paliwa plynne: 3% nadmiar O2; paliwa gazowe: 3% nadmiar O2. Podane wartosci dotycza róznych stezen surowego gazu.

FCC - katalityczny kraking fluidalny SCR - selektywna katalityczna redukcja

Koszty inwestycyjne i eksploatacyjne metod ograniczania emisji NOx.

 

 

 

 

Tabela 5.2.3.

Charakterystyka

 

Koszty

Koszty

Obnizenie

instalacji

Metoda obnizania emisji

inwestycyjne

eksploatacyj

przeplywu

odniesienia

 

[EURO]

ne

masy

 

 

 

[EURO/rok]

[Mg NOx/rok]

1

2

3

4

5

Przemysl; Kociol;

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

Paliwo: gaz ziemny,

zawartosc NOx w gazach

2.800.000

170.000

140

Moc 160 MWt

odlotowych

 

 

 

Czas ekspl: 6.000 h/rok

 

 

 

 

Przemysl; Kociol;

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

Paliwo: gaz

zawartosc NOx w gazach

1.500.000

240.000

830

generatorowy

odlotowych i SCR

 

 

 

Moc 160 MWt;

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

Czas eksploatacyjny:

zawartosc NOx w gazach

3.400.000

560.000

1.040

6.000 h/rok

odlotowych i SCR

 

 

 

 

Recyrkulacja gazów

 

 

 

 

odlotowych i SCR

1.300.000

210.000

780

 

Recyrkulacja gazów

 

 

 

 

odlotowych i SCR

3.200.000

530.000

1.030

 

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

 

zawartosc NOx w gazach

2.000.000

310.000

920

 

odlotowych i recyrkulacja

 

 

 

 

gazów odlotowych i SCR

 

 

 

 

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

 

zawartosc NOx w gazach

3.850.000

630.000

1.070

 

odlotowych i recyrkulacja

 

 

 

 

gazów odlotowych i SCR

 

 

 

37

c.d. Tabeli nr 5.2.3

1

Ogrzewnictwo komercyjne i instytucjonalne Kociol; Paliwo: olej ciezki; Moc 5 MWt Czas eksploatacyjny: 2.000 h/rok

2

3

4

5

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

zawartosc NOx w gazach

245.000

13.000

3,1

odlotowych

 

 

 

Doprowadzenie powietrza

 

 

 

nad strefe spalania

51.000

2.500

0,75

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

zawartosc NOx w gazach

295.000

15.700

3,6

odlotowych i doprowadzenie

 

 

 

powietrza nad strefe spalania

 

 

 

Palnik zapewniajacy niska

 

 

 

zawartosc NOx w gazach

295.000

16.500

4,5

odlotowych i recyrkulacja

 

 

 

gazów odlotowych

 

 

 

5.3 Emisja dwutlenku siarki

 

 

Z danych zbiorczych Europejskiej Komisji Gospodarczej ONZ za

rok 1990

wynika,

ze okolo 88% ogólnych emisji siarki pochodzi z procesów spalania

(20% ze

spalania

przemyslowego), 5% z procesów produkcyjnych i 7% z rafinerii ropy naftowej.

 

 

W wielu krajach, najwiekszy indywidualny udzial w emisjach siarki ma sektor elektroenergetyczny. W niektórych krajach, sektor przemyslowy (w tym rafinerie) jest równiez istotnym emitentem SO2.

Mimo, iz emisje z rafinerii w Europie sa relatywnie male, ich wplyw na emisje siarki z innych zródel pozostaje duzy z powodu zawartosci siarki w produktach ropy naftowej. Z zasady, w produktach pozostaje 60% siarki zawartej w rudach, 30% odzyskuje sie jako czysta siarke, a 10% zawiera sie w emisjach z kominów rafinerii. Zasadniczo rafinerie maja nastepujace mozliwosci ograniczenia emisji SO2:

zwiekszenie zuzycia gazu (LPG, gaz ziemny itp.) obnizenie zawartosci siarki w stosowanych paliwach stosowanie niskosiarkowych surowców

stosowanie technik „konca rury”.

5.3.1 Metody technologiczne ograniczenia emisji SO2.

5.3.1.1Zmiana rodzaju paliwa.

Emisje SO2 powstajace w trakcie spalania wiaza sie bezposrednio z zawartoscia siarki w stosowanym paliwie. Zamiana paliwa (np. przejscie z wegla o wysokiej zawartosci siarki na wegiel o niskiej zawartosci siarki i/lub na paliwa ciekle, lub z wegla na gaz) prowadzi do obnizenia emisji siarki, lecz moga tu istniec pewne ograniczenia, takie jak dostepnosc paliw niskosiarkowych i mozliwosc adaptacji istniejacych systemów opalania do róznych rodzajów paliw. Aktualnie, w wielu krajach Europy, niektóre zaklady opalane weglem lub ropa przechodza na opalanie gazem. Ulatwienie zamiany paliwa niosa w sobie zaklady z systemem dwupaliwowym.

5.3.1.2Oczyszczanie paliw.

Nowoczesnym procesem technologicznym jest oczyszczanie gazu ziemnego, szeroko stosowane z przyczyn eksploatacyjnych. Nowoczesna jest takze technologia oczyszczania gazu

38

procesowego (kwasnego gazu rafineryjnego, gazu koksowniczego). Podobnie nowoczesna jest technologia odsiarczania paliw cieklych (frakcji lekkich i srednich).

Technicznie mozliwe jest równiez odsiarczanie frakcji ciezkich, lecz nalezy tu miec na uwadze wlasnosci surowej ropy naftowej. Odsiarczanie tzw. pozostalosci atmosferycznej (czyli osadów dennych z jednostek destylacji ropy naftowej ) nie jest stosowane powszechnie; preferuje sie zazwyczaj przeróbke ropy o niskiej zawartosci siarki.

Technologie hydrokrakowania i pelnego przerobu ropy naftowej sa juz dojrzale i lacza w sobie wysoki stopien retencji siarki z duza wydajnoscia produktów lekkich.

Liczba rafinerii pelnego przerobu stale rosnie. Takie rafinerie zazwyczaj odzyskuja 80 do 90% zawartosci siarki z ropy i przerabiaja wszystkie pozostalosci na produkty lekkie lub na inne produkty chodliwe na rynku. Ten rodzaj rafinerii zuzywa wiecej energii i wymaga wiekszych inwestycji. Ponizej podano przyklady tego typu inwestycji w Rafinerii Plock i Rafinerii Gdanskiej.

W Rafinerii Plockiej we wrzesniu 1999 roku zostala uruchomiona instalacja Hydroodsiarczania Gudronu (HOG) o zdolnosci przerobowej 1,8 mln t/rok. Instalacja zostala wybudowana w oparciu o licencyjna technologie H-Oil firmy Hydrocarbon Research Inc.

Instalacja przerabia pozostalosci prózniowe z destylacji ropy naftowej, które dotychczas byly bezposrednio spalane w elektrocieplowni, w celu zaspokojenia wlasnych potrzeb energetycznych kombinatu, wzglednie stanowily komponent olejów opalowych (tzw. pozostalosciowych), produkowanych na zbyt lub surowiec do produkcji asfaltów.

Koniecznosc odsiarczania gudronu wynika z potrzeb ochrony srodowiska, które przekladaja sie na nowe, znacznie zaostrzone uwarunkowania legislacyjne odnosnie dopuszczalnej emisji SO2 do atmosfery przy spalaniu paliw.

Proces H-Oil umozliwia uzyskanie z surowca (zawierajacego 2-3% siarki) oleju opalowego dla elektrocieplowni, o zawartosci S 0,6 - 0,95% mas., pozbawionego ponadto wiekszej czesci zanieczyszczen metalicznych, w tym bardzo szkodliwego wanadu. Proces ten daje takze w efekcie poglebienie przerobu ropy, umozliwiajac uzyskanie w rafinerii zwiekszonej ilosci lekkich produktów paliwowych (gazów plynnych, benzyny i oleju napedowego).

Instalacja HOG w Rafinerii Plock jest pierwsza w Polsce instalacja hydroodsiarczania pozostalosci ropnych, a zarazem dziewiata instalacja wybudowana w swiecie wedlug technologii H-Oil (z wykorzystaniem w reaktorach tzw. wrzacego zloza katalizatora rafinujacego).

Rafineria Gdanska wybudowala kompleks przerobu prózniowych destylatów ropy, w sklad którego wchodzi instalacja hydrokrakingu wraz z instalacja produkcji i odzysku wodoru i odzysku siarki. Budowa kompleksu zostala zakonczona w 2000 roku. Efektem jest zwiekszenie udzialu tzw. bialych produktów przerobu ropy oraz obnizenie zawartosci siarki w produkowanych paliwach oraz olejach opalowych komponowanych na potrzeby wlasnej elektrocieplowni.

5.3.1.3Zaawansowane technologie spalania.

Do technologii spalania, o podwyzszonej sprawnosci termicznej i obnizonej emisji siarki zalicza sie: spalanie w zlozu fluidalnym (FBC), a takze zintegrowany kombinowany cykl gazowy (IGCC), oraz kombinowany cykl turbin gazowych (CCGT).

Stacjonarne turbiny spalinowe mozna wlaczyc do systemów opalania w istniejacych elektrowniach konwencjonalnych. Moze to dac zwiekszenie sprawnosci calkowitej o 5 do 7%, prowadzac m.in. do znacznego obnizenia emisji SO2. Jednakze, beda wówczas niezbedne powazne zmiany w ukladzie paleniska.

Spalanie w zlozu fluidalnym jest technologia spalania wegla kamiennego i brunatnego, która moze uzywac równiez innych paliw stalych, jak koks ponaftowy oraz paliwa gorszej jakosci, takie jak odpady, torf i drewno. Emisje mozna dalej obnizyc droga zintegrowanego spalania w tym ukladzie, w wyniku dodania wapna lub kamienia wapiennego do materialu zloza. Technika ta moze

39

osiagac wartosci dopuszczalne 200 mg/m3 lub 1,7 g/kWhel, przy weglu o zawartosci 1% siarki. Problemy moze nastreczac wykorzystanie i/lub usuniecie produktów ubocznych z tego procesu i beda tu potrzebne dalsze aranzacje techniczne.

Na proces IGCC sklada sie zgazowanie ciezkich olejów i wytworzenie energii elektrycznej w kombinowanym obiegu turbiny gazowej i parowej. Olej zostaje zgazowany w komorze spalania turbiny gazowej. Kontrole emisji siarki osiaga sie poprzez zastosowanie urzadzen do oczyszczania gazu, umieszczonych w linii technologicznej za turbina gazowa. Obecnie moc zainstalowana wynosi okolo 1.000 MWel (w5 zakladach).

Sa eksploatowane elektrownie oparte na kombinowanym cyklu turbin gazowych zasilanym gazem ziemnym jako paliwem, uzyskujace sprawnosc enegetyczna okolo 48%, zas planuje sie CCGT o sprawnosci energetycznej netto do 56%.

5.3.2 Modyfikacje procesowe i modyfikacje dotyczace spalania.

Nie istnieja modyfikacje procesu spalania, które bylyby porównywalne z metodami stosowanymi do NOx , gdyz w trakcie spalania, siarka zwiazana organicznie i nieorganicznie zostaje utleniona niemal calkowicie. Pewien procent siarki, zalezny od wlasciwosci paliwa i rodzaju technologii spalania, zostaje zatrzymany w popiolach. Zawartosc siarki zatrzymanej w popiolach mozna regulowac przez dodatek sorbentów (np. wapna, czy kamienia wapiennego) oraz warunkami spalania (np. temperatura).

W niniejszym opracowaniu jako modyfikacje procesowe, polegajace na podawaniu czynnika do wnetrza jednostki spalajacej, traktuje sie procesy z suchymi addytywami dla kotlów konwencjonalnych.

5.3.3 Procesy odsiarczania gazów odlotowych (FGD).

Celem tych procesów jest usuniecie juz wytworzonych tlenków siarki, a traktuje sie je jako metody wtórne. Wszystkie nowoczesne technologie oczyszczania gazów odlotowych opieraja sie na chemicznych procesach usuwania siarki metoda mokra, sucha lub pólsucha oraz katalityczna.

W celu zrealizowania najbardziej wydajnego programu obnizania emisji siarki, oprócz srodków zwiazanych z gospodarka energetyczna, nalezy rozwazyc kombinacje róznych metod technologicznych prezentowanych w niniejszym punkcie.

W pewnych przypadkach, metody obnizajace emisje siarki moga takze obnizac emisje CO2, NOx i innych substancji zanieczyszczajacych. Procesy oczyszczania gazów odlotowych stosowane w elektrowniach, elektrocieplowniach i cieplowniach: oczyszczanie mokre metoda wapniowa (LWS), sucha absorpcje rozpylowa (SDA), metode Wellmana Lorda (WL), metode amoniakalna (AS), oraz kombinowane procesy usuwania SO2/NOx (usuwanie metoda wegla aktywnego i kombinowane usuwanie katalityczne SO2/NOx).

Udzial LWS w wielkiej energetyce wynosi 90% zainstalowanej mocy FGD. W tym procesie mozna uzyskac wydajnosci usuwania siarki powyzej 95%. Równoczesnie, wytwarzane sa znaczne ilosci gipsu jako produktu ubocznego posiadajacego wartosc uzytkowa. Dostepnosc tego procesu przekracza 99% i jest wyzsza niz w przypadku innych procesów.

40

5.3.4 Koszt instalacji ograniczenia emisji SO2.

Stopien odsiarczania

90 – 95%

mokra metoda wapniakowa

 

 

50 – 70%

wtrysk suchego addytywu

Koszt inwestycyjny dla jednostki wielkosci 75 – 300 MWt

75

– 180 EURO/kWt

dla metody mokrej

35

– 55 EURO/kWt

dla metody suchej

Roczny koszt eksploatacji jest zblizony do kosztu inwestycji.

Instalacja mokrego odsiarczania – przeplyw spalin -

200.000 – 650.000 Nm3/h

koszt inwestycji -

6

– 12 mln £

koszt eksploatacji -

1

– 2,5 mln £/rok

Ceny oparte na danych z 1998r. obejmuja: urzadzenia, licencje, fundamenty, konstrukcje i montaz. W szczególnych warunkach lokalnych ceny moga wzrosnac nawet o 50%.

41

6.Najlepsze dostepne techniki (BAT) dla rafinerii ropy naftowej.

6.1Najlepsze dostepne techniki dla rafinerii jako calosci (BAT ogólny).

Rafineria sklada sie z pewnej liczby pojedynczych procesów jednostkowych. W ten sposób pojedyncze procesy wbudowane w zintegrowana rafinerie moga wywierac znaczny wplyw na emisje. Rafineria zlozona z wzajemnie polaczonych i dobrze skojarzonych procesów moze miec stosunkowo niski poziom emisji zanieczyszczen.

Przy okresleniu BAT musi byc uwzgledniony wplyw na srodowisko zarówno pojedynczych procesów, jak i rafinerii jako calosci.

W niniejszym punkcie przedstawiono techniki dotyczace rafinerii jako calosci. Wskazano w nim odpowiednie dla Rafinerii ropy naftowej i gazu ziemnego najlepsze dostepne techniki zarzadzania ochrona srodowiska oraz ograniczania emisji do powietrza, emisji do wód i wytwarzania odpadów stalych. Dane zawarte w tym punkcie wskazuja, ze najpowazniejszym czynnikiem dla ochrony srodowiska w rafineriach jest emisja do powietrza.

6.1.1 Zasada dobrej praktyki i Zarzadzanie ochrona srodowiska

Techniki te maja sluzyc ciaglemu udoskonalaniu stosowanych w rafinerii procedur ochrony srodowiska. Zaliczaja sie do nich:

1. Wdrozenie i wlasciwe stosowanie Systemu Zarzadzania Srodowiskiem (SZS), obejmujacego:

•Przygotowywanie i publikacje corocznego raportu o ochronie srodowiska . Raport taki

umozliwi

rozszerzenie zastosowania wysokoefektywnych ulepszen w innych zakladach

i bedzie

nosnikiem wymiany informacji (art. 16 Dyrektywy). Zewnetrzna weryfikacja

moze poprawic wiarygodnosc raportu.

•Przygotowanie rocznych planów usprawnien ochrony srodowiska. Plany takie zapewniaja ciagla poprawe metod ochrony.

•Zasady porównywania w sposób ciagly osiaganych efektów w zakresie sprawnosci

energetycznej , emisji do powietrza (SO2, NOx, VOC i pylów), zrzutów do wody i ilosci odpadów. Porównania sprawnosci energetycznej z praktycznymi wynikami osiaganymi w innych rafineriach powinny powodowac poprawe sprawnosci wewnetrznego systemu energetycznego.

•Roczny bilans masowy siarki na wejsciu w surowcach i wyjsciu poprzez emisje i produkty (wliczajac w to produkty nisko przetworzone i uboczne oraz ich dalsze zastosowanie i los)

2.Poprawianie stabilnosci pracy instalacji przez stosowanie zaawansowanych systemów sterowania i ograniczanie ilosci postojów, skutkiem czego nastepuje minimalizacja czasu podwyzszonej wartosci emisji (np. przy rozruchu i zatrzymaniu instalacji)

3.Stosowanie zasad dobrej praktyki przy operacjach obslugi i czyszczenia ,

4.Pobudzanie wrazliwosci na zagadnienia ochrony srodowiska na szkoleniach pracowników (programowane cwiczenia).

5. Stosowanie systemów monitorujacych co pozwala na odpowiednie sterowanie procesami i przez to wielkoscia emisji. W systemach monitoringu moze byc stosowane:

•Ciagly pomiar zanieczyszczen w strumieniach o duzej objetosci (masie) i przy wysokiej zmiennosci stezen,

•Okresowy pomiar zanieczyszczen lub oszacowanie ich przy uzyciu odpowiadajacego temu parametru w strumieniach o zmiennosci stezen,

•Regularne skalowanie aparatury pomiarowej

•Okresowa weryfikacja wyników pomiarów przez równoczesny pomiar porównawczy.

42

6.1.2 Ograniczanie emisji do powietrza.

Ogólnie w praktyce ograniczanie emisji do powietrza jest zazwyczaj dokonywane przez lacznie skutków kilku usprawnien wprowadzajacych wysoka jakosc dzialania procesu/operacji (np. zwiekszenie sprawnosci instalacji odzysku siarki, zastosowanie technik ograniczenia NOx) i w calej instalacji produkcyjnej (np. sprawnosc energetyczna, odpowiednia gospodarka paliwami, bilans siarki).

Do najlepszych dostepnych technik sluzacych zmniejszaniu emisji do powietrza zalicza sie :

•Poporawe sprawnosci energetycznej (ograniczenie wszystkich zanieczyszczen powietrza zwiazanych z procesami spalania) przez zwiekszenie integracji strumieni i odzysku energii w rafinerii oraz optymalizacje zuzycia energii w procesach produkcyjnych. Istnieja procedury porównan ilosciowych sprawnosci energetycznej pomiedzy urzadzeniami, które na postawie obliczonych lokalnych róznic w przebiegu procesów umozliwiaja wskazanie miejsc, gdzie celowe jest wprowadzenie usprawnien.

•Stosowanie jako podstawowego paliwa oczyszczonego gazu rafineryjnego, a jesli to konieczne pokrywanie reszty zapotrzebowania energetycznego rafinerii gazem naturalnym lub gazem cieklym LPG, albo tez olejem opalowym w polaczeniu ze stosowaniem technik oczyszczania spalin i unikania emisji.

•Ograniczanie emisji dwutlenku siarki przez:

-Okreslenie ilosciowe emisji siarki z róznych zródel rafinerii i okreslenie glównych emitorów. Jest to element bilansu siarki.

-Stosowanie najlepszych dostepnych technik ograniczania emisji SO2 w systemach energetycznych, krakingu i koksowania.

-Stosowanie wysoko skutecznych metod odzysku siarki

-Ograniczanie emisji SO2 ze stosunkowo malych zródel, gdy maja one znaczacy udzial w emisji ogólnej rafinerii, o ile jest to uzasadnione ekonomicznie (np. pochodnie, wydechy z urzadzen wytwarzania prózni, spaliny z pieców grzewczych)

Techniczna Grupa Robocza "Rafineri Ropy Naftowej i Gazu" nie dokonala okreslenia jednego zakresu emisji SO2 jako najlepszej dostepnej techniki, mimo ze wykonano szereg porównan. Proponowane w poszczególnych krajach europejskich wartosci emisji SO2 wynikajace z pelnego zastosowanie technik BAT sa bardzo zróznicowane (mg/Nm3 przy 3% O2):

Stezenie w gazach odlotowych

Wskaznik emisji

[mg/Nm3 przy 3% O2]

[ Mg SO2/ 106 Mg surowca ]

60 -200 (srednia dobowa)

50- 230 (srednia roczna)

proponowane przez 1 kraj

proponowane przez 1 kraj

 

 

100 - 600 (srednia miesieczna)

50 -210 (srednia roczna)

proponowane przez 2 kraje

proponowane przez 1 kraj jako w oparciu

 

o wartosc górnego kwartylu wielkosci emisji

 

w 40 istniejacych rafineriach europejskich

850 (srednia dobowa)

 

proponowane przez 1 kraj

 

800 - 1200 (srednia miesieczna)

 

proponowane przez dwa kraje

 

1000-1400 (srednia roczna)

 

propozycja przemyslu w oparciu o aktualne

 

43

osiagniecia rafinerii EU Dane przytoczone w powyzszej tabeli wskazuja na duze zróznicowanie zakresu oszacowan wartosci emisji referencyjnych dla BAT i ich wzajemna nieporównywalnosc z uwagi na rózne okresy usredniania wartosci pomiarowych.

•Ograniczanie emisji tlenków azotu przez:

-Okreslenie ilosciowe emisji NOx z róznych zródel w rafinerii i okreslenie glównych emitorów (np. z pieców i kotlów, turbin gazowych, regeneratorów instalacji krakingu katalitycznego).

-Stosowanie najlepszych dostepnych technik ograniczania emisji NOx w instalacjach energetycznych i krakingu.

Techniczna Grupa Robocza "Rafineri Ropy Naftowej i Gazu" nie dokonala okreslenia jednego zakresu emisji NOx jako najlepszej dostepnej techniki, mimo ze wykonano szereg porównan. Proponowane w poszczególnych krajach europejskich wartosci emisji NOx wynikajace z pelnego zastosowanie technik BAT sa bardzo zróznicowane:

Stezenie w gazach odlotowych

Wskaznik emisji

[mg/Nm3 przy 3% O2]

[ Mg NOx/ 106 Mg surowca ]

70-150 (srednia dobowa)

20-150 (srednia roczna)

proponowane przez 1 kraj

proponowane przez 1 kraj jako w oparciu o

 

wartosc górnego kwartylu wielkosci emisji

 

w 40 istniejacych rafineriach europejskich

100 - 200 (srednia miesieczna)

80-170 (srednia dobowa)

proponowane przez 1 kraj

proponowane przez 1 kraj na podstawie

 

danych z 40 istniejacych rafinerii

 

europejskich

150 (srednia miesieczna)

 

i 200 (srednia dobowa)

 

proponowane przez 1 kraj

 

250-450 (srednia miesieczna)

 

proponowane przez dwa kraje w oparciu o

 

dane z istniejacych rafinerii

 

200-500 (srednia roczna)

 

propozycja przemyslu w oparciu o aktualne

 

osiagniecia rafinerii EU

 

Powyzej przytoczone dane wskazuja na duze zróznicowanie zakresu oszacowan wartosci emisji referencyjnych dla BAT i ich wzajemna nieporównywalnosc z uwagi na rózne okresy usredniania wartosci pomiarowych.

•Ograniczanie emisji pylów poprzez:

-Okreslenie ilosciowe emisji pylów z róznych zródel w danej rafinerii (szczególnie pieców i kotlów, regeneratorów instalacji krakingu katalitycznego, instalacji koksowania) i okreslenie glównych emitorów .

-Minimalizacja emisji pylów z przeladunków materialów stalych (rozladunek i zaladunek katalizatorów, przeladunki koksu, transport szlamów) przez stosowanie zasad dobrej praktyki i technik odpylania gazów.

-Stosowanie najlepszych dostepnych technik ograniczania emisji pylów w instalacjach energetycznych, krakingu katalitycznego i koksowania.

44

Techniczna Grupa Robocza "Rafineri Ropy Naftowej i Gazu" uzyskala zbyt malo danych

oemisjach pylów by zaproponowac referencyjny poziom tej emisji jako BAT.

•Ograniczanie emisji lotnych zwiazków organicznych (LZO):

-Okreslenie ilosciowe emisji LZO z róznych zródel w danej rafinerii (szczególnie pieców

ikotlów, regeneratorów instalacji krakingu katalitycznego, instalacji koksowania) i okreslenie glównych emitorów.

-Wdrozenie do biezacej praktyki programu "Wykrywanie przecieków i ich usuwanie". W programie powinny zostac okreslone: rodzaje pomiarów, czestotliwosc ich wykonywania, rodzaje podlegajacych kontroli grup zwiazków chemicznych i elementów

instalacji, sposoby i czas wykonania naprawy przecieków od momentu wykrycia.

-Dobór i zastosowanie nisko-przeciekowych zaworów na instalacjach zawierajacych produkty o wysokim cisnieniu par, np. zaworów z grafitowym pakietem uszczelniajacym (szczególnie wazne dla zaworów probierczych),

-Stosowanie nisko-przeciekowych pomp (np. konstrukcji bezuszczelnieniowej, z podwójnym uszczelnieniem, z uszczelnieniem gazowym lub dobrym uszczelnieniem

mechanicznym) w instalacjach do przesylania produktów o wysokim cisnieniu par.

-Minimalizacja ilosci kolnierzy (latwiejsze do wprowadzenia na etapie projektowania), montowanie pierscieni uszczelniajacych na przeciekajacych kolnierzach, stosowanie na uszczelki materialów o wysokiej odpornosci cieplnej (takze ogniowej) co wazne jest w przypadku wymienników ciepla.

-Zaslepianie lub zatykanie otwartych konców zaworów odpowietrzajacych i odwadniajacych.

-Stosowanie podlaczen instalacyjnych zaworów o wysokiej potencjalnie emisji LZO do pochodni.

-Stosowanie zawrotów instalacyjnych z odpowietrzen sprezarek o wysokiej potencjalnie emisji LZO , a jezeli to niemozliwe (np. z uwagi na odleglosc odpowiednich elementów instalacji) kierowanie takich wycieków do pochodni.

-Stosowanie zamknietych ukladów (obiegów) do poboru prób.

-Minimalizacja spalania w pochodniach.

-Zakrywanie separatorów, zbiorników i kanalów doprowadzajacych w systemie oczyszczania scieków.

-Stosowanie technik BAT do ograniczania emisji LZO z magazynowania i przeladunków weglowodorów.

6.1.3 Ograniczanie zanieczyszczenia wód

Najlepsza dostepna technika (BAT) dla poprawy gospodarki wodnej w rafinerii jest :

•Wdrozenie do systematycznego stosowania Programu zarzadzania gospodarka wodna (czesc Systemu zarzadzania ochrona srodowiska) ukierunkowanego na ograniczenie:

•ilosci wody zuzywanej w rafinerii do wielkosci:

-

zuzycie wody swiezej

0,01 - 0,62

m3/Mg przerabianej ropy

-

zrzut wody procesowej (scieków )

0,09 - 0,53

m3/Mg przerabianej ropy

(górne wartosci powyzszych przedzialów odpowiadaja sredniej okreslonej na podstawie danych z 63 rafinerii europejskich).

Ograniczenie to mozna uzyskac w oparciu o:

- prace optymalizujace powiazania technologiczne strumieni wody procesowej,

45

-maksymalne jak tylko mozliwe powtórne uzywanie oczyszczonych strumieni wód odpadowych,

-rozwiazan ograniczajacych ilosc wytwarzanych wód odpadowych opracowanych dla poszczególnych jednostkowych procesów rafineryjnych

•Ograniczanie zanieczyszczenia wód poprzez:

-Rozdzielenie odpadowych wód na strumienie scieków zanieczyszczonych, niskozanieczyszczonych i niezanieczyszczonych oraz jesli to mozliwe z systemów odwodnien. Wymaga to integracji w jednym systemie strumieni zasilania woda, wód deszczowych, balastowych, sanitarnych, procesowych, kotlowych, chlodniczych, gruntowych poprzez gromadzenie i magazynowanie wód odpadowych oraz róznych (I, II, III stopnia) systemów oczyszczania scieków. Wiele z tych strumieni wody odprowadzane jest do pojedynczych oczyszczalni scieków, gdzie moga byc mieszane i nastepnie odpowiednio oczyszczone. W istniejacych instalacjach wprowadzenie segregacji moze byc bardzo kosztowne i moze wymagac znacznej powierzchni na lokalizacje.

-Oddzielanie w momencie powstawania zrzutów wód chlodniczych od strumienia scieków procesowych i nastepnie poddanie ich oczyszczaniu.

-Stosowanie zasad dobrej praktyki w prowadzeniu procesów i czynnosci obslugowych w istniejacych instalacjach .

-Zapobieganie rozlewom i likwidacja ich w sposób kontrolowany.

-Stosowanie technik do redukcji zanieczyszczenia scieków w kazdym z poszczególnych procesów i instalacji.

•Osiaganie nastepujacych parametrów w sciekach odprowadzanych z centralnej oczyszczalni scieków:

 

Parametr

Stezenie (mg/l)

Ladunek

 

 

(srednia miesieczna )2

zanieczyszczenia

 

 

 

( g/Mg ropy surowej lub

 

 

 

surowca zasilajacego)*

 

 

 

(srednia roczna)

Ogólna zawartosc weglowodorów

0,05 -1,5 1

0,01 – 0,751

BZT5

2-20

0,5 - 11

ChZT2

30-1253

3 - 70 3

Azot amonowy (jako N)

0,25 – 10 4

0,1 – 6

Azot ogólny

1,5 – 25 5

0,5 – 15 6

Zawiesina

2 – 50 7

1 - 25

Suma metali ciezkich (As, Cd, Co, Cr, Cu,

< 0,1 - 4

 

Hg, Ni, Pb, V,Zn)

 

 

*

Nizsze wartosci podanych w tabeli przedzialów zostaly zaproponowane przez Techniczna Grupe

 

Robocza. Wyzsze wartosci zostaly obliczone w oparciu przyjety wskaznik ilosci scieków 0,53

 

m3/Mg surowca (srednia z 63 rafinerii). Wskaznik ladunku zanieczyszczenia moze byc latwo

 

obliczony dla danej rafinerii w oparciu o wartosc stezenia i rzeczywisty wskaznik ilosci scieków.

1

Wystepuje tu brak porozumienia co do metod analitycznych oceny zawartosci weglowodorów.

 

Przedstawiciele przemyslu i 1 kraj czlonkowski uwaza, jako wyzsza wartosc przedzialu dla

 

istniejacych rafinerii z trójstopniowa centralna oczyszczalnia scieków jest reprezentatywna wielkosc

 

3 mg/l. Jeden kraj proponuje te wartosc na poziomie 5 mg/l w oparciu o biezace obserwacje danych

 

z posiadanych aktualnie rafinerii.

 

 

2

Jeden kraj wnosi, ze wartosc ta powinna byc srednia dobowa poniewaz taka wartosc moze byc

46

latwiej osiagnieta w dobrze zaprojektowanej i pracujacej centralnej oczyszczalni scieków. Przedstawiciele przemyslu wnosza , ze wartosc ta powinna byc srednia roczna poniewaz wszystkie ich dane oparte sa na srednich rocznych.

3Jeden kraj wnosi by wartosc górna przedzialu stezenia powinna wynosic 75 , a ladunku 45 poniewaz standardowy stopien biologiczny redukuje ChZT o 90-97%. W konsekwencji 75 jest latwe do osiagniecia w dobrze zaprojektowanym i pracujacym biobloku.

4Jeden kraj wnosi, ze górna wartosc przedzialu powinna wynosic 5. Poziom ten moze byc obnizony przez operacje strippingu i biologiczny stopien nitryfikacji/odazotowania.

5Przedstawiciele przemyslu uwazaja , ze w przypadkach gdzie azot nie jest zanieczyszczeniem istotnym, instalacja stopnia odazotowania nie powinien byc wprowadzana jako BAT, gdyz efekt srodowiskowy bylby bardzo niewielki. Dodatkowo wymaga to duzych nakladów inwestycyjnych i powodowalo by wysoka emisje CO2.

6Jeden kraj wnosi , ze górna wartosc przedzialu powinna wynosic 8. Wykazal on (na podstawie aktualnych danych) , ze wartosci ponizej 8 moga byc latwo osiagane przy zastosowaniu instalacji strippingu i biologicznego stopnia nitryfikacji/odazotowania.

7Jeden kraj wnosi, ze górna wartosc przedzialu powinna wynosic 30. Uzasadnienienie stanowi to, ze przy stosowaniu sedymentacji, flotacji , filtracji lub polaczenia tych technik mozna ograniczyc zawartosc zawiesiny o 60-99,99%.

•Wymagane stezenia koncowe w sciekach osiagane sa przez odpowiednie laczenie nastepujacych technik:

-trójstopniowa oczyszczalnia scieków, w której zastosowano proces grawitacyjnego

oddzielania zawiesin, zaawansowane procesy separacji fizyczne i

oczyszczanie

biologiczne,

 

-proces nitryfikacji/odazotowania,

-wlasciwy dobór wydajnosci centralnej oczyszczalni scieków zapewniajacy zabezpieczenie

biobloku przed

szokiem toksycznym

(nadmiernym

incydentalnie

ladunkiem

zanieczyszczen),

np. przez wprowadzenie zbiorników

buforowych,

wiekszych

reaktorów itp.

 

 

 

 

-stosowanie zasad dobrej praktyki w procesach produkcyjnych i czyszczenia instalacji dla zapobiegania zanieczyszczeniu wód odpadowych,

-laczenie scieków z oddzielnych procesów o porównywalnych cechach jakosciowych dla oczyszczania wstepnego (np. podczyszczanie przez stripping kwasnych wód z destylacji, krakingu katalitycznego, koksowania i innych zródel).

6.1.4Gospodarka odpadami stalymi.

Najlepsza dostepna technika (BAT) dla poprawy gospodarki odpadami stalymi w rafinerii jest :

• Wdrozenie „ Programu gospodarki odpadami stalymi” (jako czesci Systemu zarzadzania ochrona srodowiska) zawierajacego nastepujace elementy:

-Coroczne zestawienie rodzajów i ilosci wytworzonych odpadów,

-Wdrozenie programu ograniczania i pomiaru ilosci powstajacych odpadów zawierajacego recykling i odzysk

47

-Prowadzenie instalacji centralnej oczyszczalni scieków przy maksymalnym spelnianiu wymagan jakosciowych scieków, ale przy minimalizacji ilosci wytwarzanych szlamów,

-Wprowadzenie dobrego systemu organizacyjnego operacji czyszczenia instalacji i porzadkowych ,

-Stosowanie technik okreslonych w BREF dotyczacych odpadów.

•Minimalizacja rozlewów olejów i likwidowanie mozliwosci ich powstawania jako przeciwdzialanie zanieczyszczaniu gleby:

-wdrozenie "Programu likwidacji wycieków z instalacji rurociagowych i zbiorników". Pro gram ten powinien uwzgledniac przeglady biezace i okresowe, monitoring korozji, montaz detektorów przecieków, stosowanie podwójnych scianek aparatów itp.

-wysoko zaawansowana analize ryzyka mozliwosci powstania przecieków z wykazem miejsc gdzie przecieki sa wysoce prawdopodobne (elementy do rozpatrzenia to produkty w zbiornikach/rurociagach, dlugosc czasu uzytkowania wyposazenia, rodzaj gleby i wód gruntowych). Wytypowanie miejsc, gdzie najbardziej sa potrzebne szczelne tace i geomebrany. Opracowanie wielopoziomowego planu jest pierwszym krokiem koniecznym do opracowania programu dzialan.

-dobór nowych instalacji z minimalna iloscia rurociagów podziemnych. W instalacjach istniejacych zawierajacych rurociagi podziemne nalezy oszacowac ryzyko w sposób wskazany powyzej.

•Stosowanie technik ograniczenia powstawania odpadów stalych w kazdym poszczególnym procesie/instalacji.

6.2Najlepsza dostepna technika (BAT) dla poszczególnych procesów produkcyjnych.

6.2.1 Proces alkilacji.

Najlepsza dostepna technika dla procesu alkilacji obejmuje:

•Alkilacja HF.

Poniewaz w procesie uzywany jest fluorowodór, moze on stanowic zagrozenie dla obslugi

iw okolicy instalacji. Jako BAT zalecane jest ograniczenie emisji:

-do powietrza ponizej poziomu 1 mg/m3 (w skruberach)

-w zrzutach do wody do poziomu 20-40 ppm F (wytracanie AlF3 lub CaF2). Nie zostal okreslony zalecany poziom zawartosci fluoru w odpadach powstajacych przystosowaniu tej techniki.

•Alkilacja kwasem siarkowym.

Jako BAT zaleca sie minimalizacje ilosci i regeneracje odpadowych roztworów kwasu siarkowego. Regeneracja moze wymagac magazynowania i transportu odpadowego H2SO4. Odpadowe strumienie wody wytwarzane w tych procesach powinny byc neutralizowane przed odprowadzeniem do Centralnej oczyszczalni scieków.

6.2.2Produkcja olejów bazowych.

(uwaga: BAT dla Wezla destylacji prózniowej i Wezla hydrokrakingu zostal okreslony w nastepnych punktach - Destylacja wstepna i Procesy z zastosowaniem wodoru)

Najlepsza dostepna technika dla procesu wytwarzania olejów bazowych to:

48

•Stosowanie trójstopniowego ukladu wyparnego przy odzysku rozpuszczalnika z procesów odasfaltowania, ekstrakcji i odwoskowania. W niektórych instalacjach, przejscie z ukladu dwustopniowego odparowania na trójstopniowy nie jest mozliwe z przyczyn technicznych (zwiekszona temperatura i cisnienie). System odparowania potrójnego jest stosowany zwykle dla surowców nie powodujacych zagrozen (np. wosków).

•Stosowanie N-metylo pirolidyny (NMP) jako rozpuszczalnika do ekstrakcji aromatów. W niektórych przypadkach zamiana furfurolu na NMP moze byc niekorzystna dla srodowiska lub

ze wzgledów technicznych,

szczególnie przy produkcji olejów bazowych o niskiej temperaturze

wrzenia (np. destylatów

olei transformatorowych). Wprowadzenie takiej zmiany jest

zazwyczaj bardzo kosztowne poniewaz wymaga innych ilosci rozpuszczalnika, zmiany temperatury i cisnienia . Przedstawiciele przemyslu uwazaja, ze oba rozpuszczalniki furfurol i NMP sa równocenne oraz brak jest wystarczajacych powodów dla jednoznacznego wyboru tylko jednego z nich.

•Stosowanie procesu uwodornienia do oczyszczania strumieni olejów bazowych i obróbki wykanczajacej wosków. W niektórych przypadkach moze byc uzasadnione stosowanie oczyszczania glinokrzemianami, ze wzgledu na niemozliwosc osiagniecia odpowiedniej jakosci produktu poprzez proces uwodornienia. Powstaja jednak wtedy odpady stale.

•Przeanalizowanie mozliwosci wprowadzenia wspólnego obiegu czynnika grzewczego dla wszystkich instalacji odzysku rozpuszczalnika. Zastosowanie jednego obiegu goracego oleju pozwala na ograniczenie liczby pieców grzewczych. Ulatwia to z kolei wprowadzenie oczyszczania spalin z tych pieców, co jest zalecane w przypadku stosowania oleju opalowego.

•Stosowanie technik zapobiegania emisji lotnych zwiazków organicznych (LZO) z aparatów i urzadzen zawierajacych rozpuszczalniki (np. przy magazynowaniu). Prowadzenie biezacych analiz porównawczych zuzycia rozpuszczalników.

•Stosowanie najlepszej dostepnej techniki dla instalacji odzysku siarki.

•Prowadzenie przegladów mozliwosci strppingu wód odpadowych z wezla ekstrakcji aromatów, przed ich zawrotem do powtórnego wykorzystania.

•Uwzglednienie wplywu stosowanych rozpuszczalników przy projektowaniu i eksploatacji Centralnej oczyszczalni scieków.

• Wdrozenie programu pomiarów prewencyjnych przecieków dla instalacji i urzadzen zawierajacych rozpuszczalniki dla zapobiegania zanieczyszczeniu gleby i wód gruntowych. Stosowanie rozpuszczalników roztwarzajacych sie wodzie.

6.2.3 Materialy bitumiczne.

Najlepsza dostepna technika dla produkcji materialów bitumicznych obejmuje:

• Ograniczenie emisji aerozoli i LZO (powinno byc uwzglednione jako czesc programu unikania emisji odorów):

-Odzysk cieklych skladników aerozoli z odpowietrzen operacji magazynowania i podczas zestawiania skladu bitumów (np. instalacja elektrofiltrów lub absorpcji olejowej). Technika

taka jest latwiejsza do wprowadzenia gdy operacje te sa prowadzone w ukladach odpowiednio zamknietych.

-Dopalanie w temperaturze powyzej 800 oC w paleniskach pieców procesowych. Przeprowadzenie tego w istniejacych systemach dopalania innych gazów moze byc trudne technicznie.

49

•Wdrozenie programu pomiarów prewencyjnych przecieków (jako czesc programu zarzadzania gospodarka odpadami) dla zapobiegania powstawaniu odpadów.

•Stosowanie najlepszej dostepnej techniki dla instalacji odzysku siarki.

•Stosowanie nastepujacych technik dla procesu oksydacji asfaltu:

-Oczyszczanie gazów pooksydacyjnych (np. usuwanie aerozoli olejów, pylów, LZO)- czesc programu ograniczenia emisji odorów. Jezeli jest stosowany skruber wodny, roztwór poabsorpcyjny wymaga oczyszczania przed zawróceniem go do powtórnego uzycia. Jezeli stosowane jest dopalanie gazów pooksydacyjnych, spaliny z dopalaczy moga byc skierowane do podgrzewaczy procesowych.

-Kierowanie zgromadzonych kondensatów wodnych do instalacji strippingu wód kwasnych (SWS). W niektórych przypadkach jakosc i ilosci powstajacych scieków moze wymagac SWS o bardzo duzych rozmiarach, co byloby nieuzasadnione ekonomicznie.

-Kierowanie kondensatów weglowodorów do rafineryjnego systemu odbioru rozlewów olejowych lub zastosowanie alternatywnej metody odzysku (np. odzysku szlamów).

6.2.4 Kraking katalityczny

Instalacja krakingu katalitycznego jest zazwyczaj czescia kompleksu produkcyjnego zawierajacego instalacje gazu rafineryjnego, instalacje mycia aminami gazów lekkich (C3/C4) i instalacje przetwarzania róznorodnych strumieni produktów. Najlepsze dostepne techniki dla tych zwiazanych z krakingiem instalacji okreslone zostaly oddzielnie (procesy separacji gazów, procesy stosujace wodór i oczyszczanie gazów odlotowych).

W niniejszym punkcie zostala okreslona najlepsze dostepna technika dla samego krakera (reaktor, regenerator, separatora frakcji, odbieralnik katalizatora, magazynowanie/zaladunek, sprezarka gazów mokrych, absorber i odbutanowanie).

Najlepsza dostepna technika dla tak zdefiniowanego procesu krakingu obejmuje:

•Stosowanie pieca/kotla niezupelnego utleniania CO w wezle regeneracji katalizatora. W piecu

takim i bez uzycia dodatkowych technik ograniczania emisji pomiary wykazuja poziom stezen CO w zakresie 50-100 mg/Nm3 i zwiazanej z procesem spalania emisji NOx 100-300 mg/Nm3. Dolne wartosci tych zakresów nie wystepuja równoczesnie dla obu substancji. Jeden kraj

czlonkowski wnosi , ze dla obnizenia CO do odpowiedniego poziomu stezenie NOx powinno wynosic 300-450 mg/Nm3. Przedstawiciele przemyslu uwazaja, ze ten zakres powinien wynosic 100-500 mg/Nm3.

•Monitoring i sterowanie stezeniem tlenu (zwykle ok. 2%) w instalacjach calkowitego spalania,

w wyniku czego wystepujace w spalinach stezenia zawieraja sie w granicach 50 - 100 mg CO/Nm3 i 300 -600 mg NOx/Nm3. Nie dotyczy to spalanie CO w kotlach po regeneracji katalizatora.

•Zmniejszenie zuzycia energii przez :

-Stosowanie odzysku energii (rozprezarek) w regeneratorach gazu. Technika ta moze nie miec uzasadnienia ekonomicznego ani ekologicznego w przypadku malych lub niskociscieniowych jednostek rozprezania.

-Stosowanie kotlów odzysknicowych na gazach spalinowych z krakerów katalitycznych.

50

•Ograniczanie emisji NOx do poziomu 40 -150 mg/Nm3 (dolna wartosc jest osiagalna przy zastosowaniu oczyszczania spalin metoda katalitycznej selektywnej redukcji NOx (SCR) i surowców niskosiarkowych) przez odpowiednie zastosowanie:

-zmian aparaturowych i parametrów eksploatacyjnych regeneratora katalizatora, szczególnie eliminujacych obszary wysokiej temperatur. Technika ta moze podwyzszyc poziom emisji CO i nie moze byc stosowana jezeli wymaga modernizacji calej instalacji regeneracji (nieoplacalnosc ekonomiczna).

-hydroodsiarczania wprowadzanych surowców jezeli jest to technicznie i ekonomicznie uzasadnione. Technika ta jest latwiejsza do wprowadzenia, gdy jest dostepny wodór oraz sa rezerwy w instalacjach oczyszczania gazu (mycia aminami i Clausa).

-ograniczenia emisji NOx w gazach spalinowych z regeneratora katalizatora metoda

selektywnej niekatalitycznej redukcji (SNCR), osiagana skutecznosc rzedu 60 -70 %

-ograniczenia emisji NOx w gazach spalinowych z regeneratora katalizatora metoda selektywnej katalitycznej redukcji (SCR), osiagana skutecznosc rzedu 85 -90 %. Wystepuje przy tym dodatkowa emisja NH3 2-3 mg/Nm3. Stezenie to zwieksza sie przy koncu okresu pracy katalizatora.

•Ograniczanie emisji pylów do 10 - 40 mg/Nm3. Obnizenie górnej wartosci tego przedzialu jest z reguly trudne ze wzgledu na niska niezawodnosc system pomiarów zapylenia spalin oraz

istnieja trudnosci techniczne modernizacji istniejacych elektrofiltrów. Z tych powodów stezenie 50 mg/Nm3 jest bardziej realnym poziomem zapylenia gazów i bardziej osiagalnym przez

odpowiednie zastosowanie nastepujacych technik:

-odpylanie w muticyklonach,

-odpylanie w elektrofiltrach lub skruberach po regeneratorach gazu. Skutecznosc zwiazana

z BAT jest rzedu 95-99%. Górna wartosc tego przedzialu jest nieosiagalna przy zastosowaniu skruberów.

-unikanie strat katalizatora do powietrza podczas zaladunków i rozladunków katalizatora

-hydroodsiarczanie wprowadzanych surowców jezeli jest to technicznie i ekonomicznie uzasadnione. Technika ta jest latwiejsza do wprowadzenia, gdy jest dostepny wodór oraz sa rezerwy w instalacjach oczyszczania gazu (mycia aminami i Clausa).

-dobór katalizatorów odpornych na scieranie dla zmniejszenia czestotliwosci wymian katalizatora i zwiazanej z tym emisji.

•Ograniczanie emisji SO2 do 10 -350 mg/Nm3 (dolna wartosc przedzialu jest osiagalna jedynie w przypadku stosowania niskosiarkowych surowców i instalacji desulfuryzacji (FDG) ) przez odpowiednie zastosowanie nastepujacych technik:

-Hydroodsiarczanie wprowadzanych surowców jezeli jest to technicznie i ekonomicznie uzasadnione. Technika ta jest latwiejsza do wprowadzenia, gdy jest dostepny wodór oraz sa rezerwy w instalacjach oczyszczania gazu (absorpcji aminowej i Claus'a).

-Odsiarczanie spalin z regeneratorów ze skutecznoscia 95 - 99 % szczególnie w przypadku, gdy nie jest stosowane hydroodsiarczanie wprowadzanych surowców.

•Ograniczanie zrzutów do wody przez :

51

- hydroodsiarczanie podawanych surowców jezeli jest to

technicznie i

ekonomicznie

uzasadnione. Technika ta jest latwiejsza do wprowadzenia,

gdy jest dostepny wodór oraz

sa rezerwy w instalacjach oczyszczania gazu (mycia aminami i Clausa).

 

-minimalizacja zuzycia wody przez zawracanie oczyszczonych strumieni scieków i stosowanie systemów kaskadowych, przy obserwacji zawartosci czynników korozji.

-powtórne uzycie wody w odsalaczach lub w ostatecznosci przesylanie do Centralnej oczyszczalni scieków

•Ograniczanie ilosci wytwarzanych odpadów przez:

-zmniejszanie niekontrolowanych strat katalizatora (do powietrza, z elektrofiltrów, ze zbiorników ) przez wlasciwa gospodarke wypracowanymi katalizatorami.

-dobór katalizatorów odpornych na scieranie dla zmniejszenia czestotliwosci wymian katalizatora. Moze to miec przeciwny wplyw na osiagi calej jednostki krakingu katalitycznego (FCCU).

6.2.5 Reforming katalityczny.

BAT dla instalacji reformingu katalitycznego obejmuje nastepujace techniki:

•odprowadzanie gazów powstajacych w wezle regeneracji katalizatora do skrubera. Roztwór poabsorpcyjny ze skrubera kierowany jest do Centralnej oczyszczalni scieków.

•optymalizacja ilosci chlorowanych aktywatorów w procesie regeneracji katalizatora (ma na celu minimalizacje emisji weglowodorów chlorowanych do powietrza).

6.2.6 Koksowanie.

Bat dla instalacji koksowania obejmuje nastepujace techniki:

•stosowanie kotlów odzysknicowych do rekuperacji ciepla wytwarzanego w procesie koksowania i kalcynacji

•alternatywne zastosowanie metody koksowania fluidalnego z gazyfikacja dla zwiekszenia produkcji paliw gazowych i zwiekszenia integracji cieplnej w rafinerii. Technika ta moze byc wzieta pod uwage, gdy wsród produktów rafinerii nie jest wymagany klasyczny koks rafineryjny.

•Zastosowanie koksowania jako alternatywy do unieszkodliwiania osadów i rozlewów olejowych inna metoda destrukcji

•Stosowanie procesu konwersji COS zawartego w gazie z procesu koksowania fluidalnego z gazyfikacja do H2S

•Odprowadzanie kwasnego gazu wytwarzanego w piecu koksowniczym do instalacji odzysku siarki,

•Ograniczanie emisji pylów (w tym metali ciezkich) poprzez:

-laczenie i recykling do procesu koksowania koksiku powstajacego w procesach rafineryjnych, w mozliwie duzym stopniu

-staranne prowadzenie procesów przeladunków i magazynowania koksu, zabudowa scian oslonowych przed wiatrem wokól skladowisk i zasobni surowego koksu naftowego

52

-hermetyzacje przenosników koksu z kierowaniem odciaganego powietrza do filtrów odpylajacych

-obudowy zamkniete powierzchni skladowych i odpylanie odciaganego z nich powietrza w filtrach workowych,

-odpylanie wystepujacych strumieni spalin zawierajacych czastki stale do stezenia 10- 50 mg/Nm3 przez stosowanie elektrofiltrów, cyklonów albo filtrów tkaninowych. Przedstawiciele przemyslu wnosza , ze elektrofiltry nie moga byc stosowane ze wzgledu na

wysoka przewodnosc elektryczna pylów koksu i w konsekwencji osiagane sa wyzsze stezenia wylotowe rzedu 100 mg/m3.

•Ograniczanie emisji SO2 w gazach z wypalania koksu do 25 - 300 mg/Nm3 przez stosowanie instalacji odsiarczania spalin o skutecznosci powyzej 90%. Przedstawiciele przemyslu wnosza,

ze osiagniecie takiej efektywnosci odsiarczania nie jest mozliwe z uwagi na bardzo duze stezenia wejsciowe SO2. Proponuja oni podniesienie górnej wartosci stezenia do 500 mg/Nm3.

•Ograniczenie emisji do wód przez:

- Stosowanie w procesach koksowania/kalcynacji jako wody do chlodzenia/gaszenia wód

z oczyszczalni scieków

-Stosowanie strippingu odpadowych strumieni wody wytwarzanych w procesach koksowania, przed skierowaniem ich do centralnej oczyszczalni scieków

•Ograniczanie ilosci wytwarzanych odpadów przez zwiekszenie oddzielania zaolejonych pylów ze scieków z gaszenia koksu, przed skierowaniem ich do Centralnej oczyszczalni scieków. Oddzielone szlamy moga byc zawrócone do procesu koksowania.

6.2.7Systemy chlodnicze.

BAT dla instalacji chlodzenia obejmuje nastepujace techniki:

•techniki wskazane w BREF dla systemów chodniczych

•ograniczanie zapotrzebowania na czynniki chlodzace w rafinerii przez stosowanie

zintegrowanych systemów chlodniczych i analiz optymalizacyjnych zapotrzebowania ciepla

•wziecie pod uwage podczas projektowania mozliwosci zastosowania chlodzenia powietrzem. Szerokie stosowanie tej techniki ograniczone jest powstajacym halasem, znacznym zapotrzebowaniem terenu na lokalizacje oraz warunki klimatyczne.

•likwidacja w sposób maksymalnie mozliwy wycieków oleju do wody chlodniczej (w systemach otwartych lub w obiegach cyrkulacyjnych)

•oddzielne oczyszczanie strumieni wody chlodzacej i wód procesowych.

6.2.8Proces odsalania

BAT dla instalacji odsalania obejmuje nastepujace techniki:

• stosowanie wielostopniowych odsalaczy w nowo projektowanych jednostkach produkcyjnych . Efektem jest zmniejszenie zuzycia wody i energii przy podwyzszeniu skutecznosci odsalania. Wymiana istniejacych odsalaczy jednostopniowych na wielostopniowe moze nie miec uzasadnienia ze wzgledu na zbyt maly efekt ekologiczny przy duzym koszcie realizacji.

53

•Stosowanie zasad dobrej praktyki dla optymalizacji prowadzenia procesu (minimalizacja korozji, utrzymywanie wysokiej skutecznosci odsalania co ma wplyw na zanieczyszczenie katalizatorów w dalszych procesach, wlasciwa jakosc scieków odprowadzanych z procesu)

•Stosowanie jako wody odsalajacej strumieni wody zawracanych z innych procesów rafinerii, w maksymalnie mozliwy sposób .

6.2.9System energetyczny

Techniki zalecane dla systemu energetycznego odnosza sie do wszystkich procesów, gdzie wytwarzana jest energia (zarówno cieplna jak i elektryczna). W konsekwencji powinny byc analizowane razem z technikami przeznaczonymi dla wszystkich poszczególnych procesów rafineryjnych, a takze z technikami dla rafinerii jako calosci.

BAT dla systemu energetycznego obejmuje nastepujace techniki:

• Wdrozenie "Programu zarzadzania energia " jako czesci "Systemu zarzadzania ochrona srodowiska". Celem jest zwiekszanie sprawnosci energetycznej rafinerii. W dobrym Programie zarzadzania energia powinny byc zawarte miedzy innymi nastepujace zagadnienia:

-Sprawozdania z osiaganej sprawnosci energetycznej rafinerii i program jej zwiekszania,

-Program zmniejszania zuzycia energii,

-Analiza danych z rankingów i porównan z innymi rafineriami w zakresie gospodarki energetycznej.

•Poprawa ogólnej sprawnosci energetycznej rafinerii:

•Stosowanie skutecznych energetycznie metod wytwarzania energii, takich jak wprowadzanie turbin gazowych, optymalizacja produkcji energii elektrycznej i ciepla w elektrocieplowni, wprowadzanie instalacji zintegrowanej gazyfikacji paliw (równoczesna produkcja pary, wodoru i energii elektrycznej), wprowadzanie wysokosprawnych energetycznie pieców procesowych

i kotlów (w tym wymiana istniejacych). Zastosowanie powinno byc poprzedzone analiza w aspekcie efektywnosci ekonomicznej mozliwosci realizacji, dlugosci czasu eksploatacji urzadzen, wartosci istniejacych emisji .

•Prowadzenie akcji doskonalenia procesów spalania,

•Optymalizacja zuzycia pary w procesach strippingu

•Zwiekszanie odzysku energii wewnatrz rafinerii,

•Stosowanie kotlów odzyskicowych dla zmniejszenia zuzycia paliw na produkcje pary

•Identyfikacja mozliwosci i wdrozenie kooperacji w zakresie gospodarki energetycznej z innymi podmiotami poza rafineria (energetyka komunalna, elektrownie zawodowe).

•Stosowanie jako podstawowego paliwa czystego gazu rafineryjnego i jesli to konieczne uzupelnianie go paliwami cieklymi (które wymagaja oczyszczania spalin) albo gazem naturalnym lub cieklym (LPG).

•Zwiekszanie udzialu odsiarczonych paliw w ogólnej ilosci paliw uzywanych do wytwarzania energii. Jest to realizowane przez:

-Maksymalizacje zuzycia gazu rafineryjnego o niskiej zawartosci H2S (20 - 150 mg/Nm3 - po absorpcji aminowej).

54

-Bilansowanie i sterowanie systemem gazu rafineryjnego (pomiedzy odbiorem gazu a utrzymaniem odpowiedniego cisnienia w systemie) oraz uzycie paliw bezsiarkowych (LPG i gaz ziemny)

-Spalanie gazu rafineryjnego tylko w warunkach rozruchu, zatrzymania, awarii lub z przyczyn bezpieczenstwa,

-Przetwarzanie ciezkich olejów stosowanych w rafinerii na paliwa niskosiarkowe.

•ograniczanie emisji CO przez stosowanie wysokosprawnych technik spalania

•organicznie emisji NOx

-zmniejszanie zuzycia paliw (na skutek zwiekszania sprawnosci energetycznej)

-wymiana istniejacych palników na palniki niskoemisyjne, podczas remontów glównych.

- w kotlach i piecach stosujacych gaz rafineryjny i paliwa ciekle przez odpowiednie stosowanie :

-Palników niskoemisyjnych

-Recyrkulacje czesci spalin do strefy spalania

-Technike dopalania

-Instalacji odazotowania spalin SCR/SNCR .

-W turbinach gazowych przez odpowiednie stosowanie

-Wtrysk rozcienczalników (wtrysk wody lub pary obniza temperature w strefie spalania i w konsekwencji obniza emisje NOx o 80-90%)

-Instalacje odazotowania spalin (SCR)

•Ograniczanie emisji pylów do 5 -20 mg/Nm3 przez odpowiednie stosowanie:

-Maksymalizacja stosowania paliw gazowych i cieklych o niskiej zawartosci popiolu

-Stosowanie do spalania paliw cieklych palników z rozpylaniem para (obnizenie zapylenia spalin o 60-80%)

-Stosowanie elektrofiltrów i filtrów tkaninowych odpylania spalin z pieców i kotlów opalanych ciezkimi paliwami cieklymi

•ograniczanie emisji dwutlenku siarki:

-z procesów spalania paliw (kotly, piece procesowe, turbiny gazowe)

-zwiekszanie udzialu paliw odsiarczonych w ogólnym zuzyciu paliw

-do 5 - 20 mg SO2//Nm3 przez stosowanie oczyszczonego gazu rafineryjnego (wymagany ciagly minitoring zawartosci H2S gazie rafineryjnym)

-do 50 -850 mg SO2/Nm3 w spalinach z wszystkich stosowanych paliw cieklych

-hydroodsiarczanie niezbednych ilosci paliw cieklych

-stosowanie instalacji odsiarczania spalin (technika ta jest bardziej kosztowna)

•ograniczanie zuzycia wody poprzez:

-uzywanie kondensatów pary grzewczej z procesów produkcyjnych do odpowietrzania wody zasilajacej kotlów. W przypadkach gdy skraplacze i zbiornik odpowietrzania sa znacznie oddalone od siebie ich polaczenie nie zawsze jest oplacalne.

55

-podgrzewanie wody zasilajacej kotlów przy pomocy ciepla odpadowego. Gdy zródla ciepla odpadowego sa bardzo odlegle od instalacji przygotowania wody kotlowej ich wykorzystanie jest zbyt kosztowne w stosunku do uzyskanego efektu ekologicznego.

6.2.10 Eteryfikacja.

BAT dla procesu eteryfikacji obejmuje nastepujace techniki:

•Integrowanie strumieni ciepla zarówno wewnatrz instalacji jak i z calym systemem cieplnym rafinerii

•Kontrolowanie odpadowych strumieni wody powstajacych w procesie i zbiornikach magazynowych , dla zabezpieczenia przed zatruciem zloza biologicznego w oczyszczalni scieków.

6.2.11Procesy separacji gazu rafineryjnego.

BAT dla procesów separacji gazu rafineryjnego obejmuje nastepujace techniki:

•Wykorzystanie strumienia zuzytego gazu z regeneracji sit molekularnych w wezle suszenia gazu LPG

•Zabezpieczanie przed uwalnianiem zwiazków odorotwórczych do srodowiska podczas magazynowania i przeladunków,

•Ograniczanie emisji niezorganizowanej lotnych zwiazków organicznych (LZO)

6.2.12Procesy z zastosowaniem wodoru.

BAT dla procesów , w których stosowany jest wodór obejmuje nastepujace techniki:

•Projektowanie jednostek hydrokrakingu (kraker i separator rozdzialu frakcyjnego) z wysoka integracja strumieni ciepla dla zmniejszenia zuzycia energii i z czterostopniowym systemem separatora frakcji. Stosowanie tych rozwiazan w instalacjach istniejacych (wymiana) jezeli to mozliwe.

•Stosowanie odzysku ciepla ze strumieni procesowych o wysokiej temperaturze w kotlach

odzysknicowych i odzysku energii ze strumieni o wysokim cisnieniu,

•Kierowanie gazów odlotowych zawierajacych H2S do systemu mycia aminowego gazu i nastepnie instalacji odzysku siarki,

•Kierowanie wód odpadowych zawierajacych H2S i zwiazki azotowe do odpowiednich oczyszczalni scieków,

•Wymiana katalizatorów zawiesinowych na stale zloze katalizatora o duzej zawartosci metali katalizujacych (przedluzenie czasu eksploatacji katalizatorów i uzyskanie wyzszego stopnia odsiarczania)

•Organizacja gospodarowania zuzytymi katalizatorami przez ich przekazanie do producenta (odzyskanie metali).

6.2.13Wytwarzanie wodoru.

56

BAT dla procesów produkcji wodoru obejmuje nastepujace techniki:

• Stosowanie technologii konwersji pary wodnej paliwem w fazie gazowej w nowych instalacjach, z zastosowaniem odzysku ciepla z gazów spalinowych i polaczen strumieni cieplnych pomiedzy absorberem rozpuszczalnikowym a metanatorem

•Odzysk wodoru z procesów gazyfikacji ciezkiego oleju i koksu jezeli technologia ta jest stosowana w rafinerii

•Stosowanie wysokiej integracji strumieni cieplnych w instalacji produkcji wodoru

•Stosowanie strumienia gazów inertnych odprowadzanego z wezla cisnieniowego adsorpcyjnego oczyszczania wodoru jako paliwa wewnatrz rafinerii.

6.2.14Izomeryzacja

BAT dla procesu izomeryzacji obejmuje nastepujace techniki:

•stosowanie technologii izomeryzacji katalizowanej aktywnymi chlorkami (Al i Pt) jezeli moze byc zagwarantowana odpowiednia jakosc i stopien zanieczyszczenia surowców do procesu, lub

•stosowanie innych typów katalizatorów (np. zeolity),

•optymalizacja zuzycia chlorowanych zwiazków organicznych uzywanych do podtrzymania aktywnosci katalizatorów chlorkowych.

6.2.15Polimeryzacja

BAT dla procesu polimeryzacji obejmuje nastepujace techniki:

•

•

optymalizacja zuzycia katalizatora (kwas fosforowy),

zagospodarowanie jak najwiekszej ilosci zuzytego kwasu fosforowego wewnatrz rafinerii (np. jako zródlo fosforu w bioblokach oczyszczalni scieków)

• przekazywanie niewykorzystanych ilosci zuzytego katalizatora do utylizacji firmom na zewnatrz rafinerii.

6.2.16 Destylacja ropy naftowej.

Destylacja jest podstawowym procesem rafineryjnym.

Prowadzenie tego procesu wymaga szeregu

dodatkowych operacji jednostkowych w jednym

kompleksie produkcyjnym.

Dlatego

przy

okreslaniu BAT dla destylacji nalezy wziac pod

uwage techniki

okreslone

w BAT

dla

prowadzonych równoczesnie procesów jednostkowych (odsalania,

oczyszczania

gazu

rafineryjnego, hydroodsiarczania i innych).

BAT dla procesu destylacji obejmuje nastepujace techniki:

• maksymalizacja integracji strumieni ciepla

57

-projektowanie wysoko zintegrowanych jednostek produkcyjnych (destylacja progresywna) zlozonych z destylacji atmosferycznej, destylacji prózniowej, instalacji benzyny lekkiej

iciezkiej oraz instalacji gazowej. Dobre polaczenie strumieni ciepla moze zmniejszyc zuzycie energii do 30%.

-zwiekszanie integracji strumieni cieplnych pomiedzy destylacja atmosferyczna i prózniowa,

atakze innymi procesami jednostkowymi w instalacjach istniejacych (wymaga analizy optymalizacyjnej mozliwych rozwiazan)

•stosowanie w maksymalnym stopniu pomp prózniowych (z pierscieniem cieczy) w miejsce

inzektorów parowych na kolumnach destylacji prózniowej. Zapobiega to powstawaniu znacznych ilosci zanieczyszczonych kondensatów wodnych.

•stosowanie zaawansowanych systemów sterowania dla optymalizacji stopnia wykorzystania energii cieplnej

•zawracanie do destylacji rozlewów procesowych z rafinerii jako alternatywy dla innych sposobów ich wykorzystania. Technika ta moze wywolac zaklócenia procesu odsalania i spowodowac zanieczyszczenie wymienników ciepla.

6.2.17. Obróbka koncowa produktów naftowych.

BAT dla instalacji koncowej obróbki produktów obejmuje nastepujace techniki:

•dla nowych instalacji proces uwadarniania, jezeli wymagane jest usuniecie olefin i zwiazków barwiacych z produktów,

•przeanalizowanie mozliwosci zastosowania procesu katalitycznego odwoskowania na etapie projektu nowej instalacji,

•wdrozenie odpowiedniego systemu gospodarowania roztworami sody kaustycznej w celu minimalizacji zuzycia sody kaustycznej i maksymalizacji recyklingu roztworów juz wykorzystanych. Mozna w tym celu wykorzystac nastepujace techniki:

-kaskadowy przeplyw strumienia wodorotlenku i regeneracja zuzytych roztworów przez stripping

-rozklad zuzytych roztworów w procesie odsalania (sposób ten moze zwiekszyc tworzenie sie koksu w nastepnych procesach np. przy visbreakingu) lub w spalarni odpadów, jezeli maja bardzo wysokie ChZT

•dopalanie powietrza odlotowego z procesu slodzenia ( jako jeden z punktów programu ograniczenia emisji odorów)

6.2.18Magazynowanie i przeladunki produktów rafineryjnych.

BAT dla instalacji magazynowania i przeladunków obejmuje nastepujace techniki:

•Techniki wskazane w specjalnym BREF dotyczacym magazynowania,

•Magazynowanie gazów i cieczy w zbiornikach pod cisnieniem równym cisnieniu parcjalnemu magazynowanego produktu,

•Stosowanie wysokoskutecznych uszczelnien w zbiornikach z dachami plywajacymi,

• Obwalowanie zbiorników na wszystkie chemikalia,

oddzielne obwalowania dla

poszczególnych substancji

 

•Stosowanie srodków ograniczania emisji przy czyszczeniu zbiorników,

58

•Stosowanie zasad dobrej praktyki i ochrony srodowiska,

•Mnimalizacja liczby zbiorników i ich objetosci przez odpowiednie stosowanie: ciaglych metod zestawiania mieszanek produktu (in-line blending), integracje jednostek produkcyjnych, ko- operacje z odbiorcami przemyslowymi. Technika ta jest duzo latwiejsza do wprowadzenia na etapie projektu nowego zakladu.

•Stosowanie tzw. wagi gazowej przy przeladunkach (odprowadzanie oparów z napelnianej objetosci do zbiornika opróznianego). Przykladem braku mozliwosci zastosowanie tej techniki sa zbiorniki z dachami plywajacymi.

•Stosowanie instalacji odzysku oparów ze zbiorników, cystern transportowych, zbiorników statków.

•Ograniczanie zanieczyszczenia gleby przez stosowanie: programu inspekcji i obslugi

uwzgledniajacego srodki dobrej praktyki,

podwójnych scian zbiorników,

pokryc

nieprzepuszczalnych, zasad dobrej praktyki (odwadnianie, pobory prób),

 

•Instalacja samouszczelniajacych polaczen wezy.

•Instalacja systemu barier i zamkniec dla zabezpieczenia przed uszkodzeniem wyposazenia spowodowanym przypadkowymi ruchem pojazdów (cystern drogowych i kolejowych) podczas operacji napelniania.

•Wprowadzenie procedur wykluczajacych prace nalewaka, gdy nie jest w pelni wprowadzony do zbiornika cysterny - dla unikania wylewów.

•Stosowanie oprzyrzadowania lub procedur zabezpieczajacych przed przelaniem zbiorników w czasie napelniania.

•Instalacja w zbiornikach alarmów nadmiernych poziomów, niezaleznych od normalnego systemu pomiarów stopnia napelnienia.

6.2.19Visbreaking.

BAT dla instalacji visbreakingu obejmuje nastepujace techniki:

•

•

•

•

Stosowanie glebokiej konwersji termicznej lub hydrovisbreakng, Slodzenie gazów po visbreakingu

Oczyszczanie gazów i odprowadzanej wody w przypadku obecnosci w nich zwiazków siarki

Ograniczanie postawania koksu. Ilosc wytwarzajacego sie w procesie koksu mozna zmniejszyc przez kontrolowanie zawartosci sodu we wprowadzanych surowcach lub dodatek addytywów, które zmniejszaja szybkosc formowania sie koksu.

6.2.20Oczyszczanie gazów odpadowych.

W niniejszym punkcie okreslone zostaly najlepsze dostepne techniki dla procesów zwiazanych z oczyszczaniem gazu rafineryjnego oraz unieszkodliwianiem gazów resztkowych (pochodnie).

Punkt ten nie dotyczy innych technik ograniczania emisji do powietrza. Sa one wskazane w punkcie okreslajacym najlepsze dostepne techniki dla rafinerii jako calosci (BAT ogólny) oraz w BAT dotyczacych poszczególnych procesów rafineryjnych. W ponizszej tabeli wskazano procesy, dla których techniki ograniczenia emisji zostaly okreslone w poprzednich punktach tego rozdzialu:

59

Substancja

Proces

CO

Kraking katalityczny, System energetyczny

CO2

System energetyczny

NOx

Cala rafineria, Kreking katalityczny, System energetyczny

Pyl

Cala rafineria, Kraking katalityczny, Reforming, Koksowanie, System

 

energetyczny

SOx

Cala rafineria, Kraking katalityczny, Koksowanie, System energetyczny,

 

Visbeaking

VOC

Cala rafineria, Produkty bitumiczne, Separacja gazów, Magazynowanie

Absorpcja H2S aminami

BAT dla instalacji odsiarczania gazu rafineryjnego w procesie absorpcji aminowej obejmuje nastepujace techniki:

•Stosowanie procesu z regeneracja roztworów cyrkulacyjnych amin

•Powtórne stosowanie odpadowych roztworów amin, gdziekolwiek to mozliwe

•Ograniczanie stezenia H2S w gazie rafineryjnym do poziomu 20 -150 mg/Nm3,

•Posiadanie wystarczajacych wydajnosci instalacyjnych pozwalajacych na nieprzerwane prowadzenie procesu w przypadku zaklócen (np. aparaty rezerwowe, absorbery awaryjne, system absorpcji wielostopniowej)

•Programowanie wielkosci produkcji lub posiadanie zbiorników magazynowych do kontrolowania ilosci odprowadzanych scieków w celu zabezpieczenia pracy biobloku na oczyszczalni scieków przed zaklóceniami.

Instalacje odzysku siarki.

BAT dla instalacji odzysku siarki obejmuje nastepujace techniki:

•Stosowanie wielostopniowej jednostki odzysku siarki o skutecznosci odsiarczania 99,5-99,9 %.

Ostateczna wartosc stopnia odsiarczania, powinna byc przyjeta w oparciu o analize

efektywnosci

kosztowej inwestycji. Wskazany zakres skutecznosci

zapewnia w gazach

odlotowych

po dopaleniu stezenie SO2 rzedu 2000 - 400 mg/Nm3.

 

Jeden kraj czlonkowski UE wnosi, ze w przypadku jednostek wykazujacych stezenie powyzej 2000 mg SO2/Nm3 wymagane jest zastosowanie dodatkowej instalacji odsiarczania spalin.

Jeden kraj czlonkowski UE wnosi, ze okreslony jako BAT zakres stopnia odsiarczania dotyczy nowych instalacji. Uwaza on, ze dla instalacji istniejacych stopien odsiarczania powinien wynosic 98,5 - 99,5%

• Posiadanie instalacji odzysku o konfiguracji zapewniajacej oczyszczenie calej ilosci gazu rafineryjnego. Moze to zostac osiagniete przez zainstalowanie dwu równoleglych jednostek odsiarczania, kazda o wydajnosci odpowiedniej dla normalnych warunków eksploatacyjnych rafinerii, przy zalozeniu przerobu ropy o najwiekszej przewidywanej zawartosci siarki.

60

•Posiadanie instalacji odzysku siarki o wydajnosci odpowiedniej dla planowej obslugi procesów rafineryjnych na dwa lata, bez znaczacego zwiekszenia emisji siarki

•Osiaganie wskaznika wykorzystania instalacji co najmniej 96%, wliczajac w to okresy planowych remontów glównych

•Stosowanie nowoczesnych systemów sterowania i kontroli. Optymalizacja parametrów procesu

konwersji H2S do siarki na podstawie ciaglych pomiarów skladu gazów na wlocie i wylocie z instalacji.

•Stosowanie odpowiednich rozwiazan projektowych strefy spalania pieców i efektywnego systemu sterowania temperatura i stezeniem tlenu w piecu, gdzie odsiarczane sa gazy ze strippingu kwasnych scieków, poniewaz spalanie musi byc wówczas zaprojektowane i prowadzone dla warunków zupelnego rozkladu amoniaku. Pozostalosc amoniaku spowodowalaby mozliwosc zablokowania katalizatora solami amonowymi (weglany, siarczki). Dlatego zawartosc amoniaku w gazie musi byc wówczas monitorowana.

•Stosowanie w instalacjach, w których poziom emisji H2S jest relatywnie niski (< 2 Mg siarki/dobe), alternatywnych do metody H2S/SO2 metod odsiarczania gazu (np. chetatów Fe, ekstrakcja rozpuszczalnikowa, absorpcja w NaOH, adsorpcja na sitach molekularnych). Techniki te sa szczególnie odpowiednie dla zlokalizowanych oddzielnie rafinerii olejów smarowych, wytwórni materialów bitumicznych i niektórych instalacji gazu ziemnego.

Spalanie w pochodniach.

BAT dla procesu spalania w pochodniach obejmuje nastepujace techniki:

•Stosowanie pochodni jako systemu bezpieczenstwa (w czasie rozruchów, zatrzymania i jako techniki zabezpieczajacej ).

•Zapewnienie bezdymnej i niezawodnej pracy pochodni

•Minimalizacja spalania w pochodniach przez odpowiednie laczenie technik:

-Wprowadzanie do systemu paliw gazowych rafinerii

-Instalacja systemu odzysku gazu

-Stosowanie wysokiej integracji zaworów nadmiarowych

-Stosowanie wysokiej jakosci systemów sterowania procesami

•Ograniczanie odprowadzania gazów do pochodni przez stosowanie zasad dobrej praktyki i zarzadzania.

7.Wymagania prawne i standardy emisyjne w sektorze rafinerii ropy i gazu w Unii Europejskiej

7.1Konwencje miedzynarodowe dotyczace zanieczyszczenia srodowiska.

•Konwencja w sprawie transgranicznego zanieczyszczenia powietrza na dalekie odleglosci (Genewska 79r.) - Polska od 17.10.85r. - 3 stacje pomiarowe zgloszone do europejskiego monitoringu.

- Protokól w/s kontroli emisji tlenków azotu i ich transgranicznego

przemieszczania -

Polska podpisala w 1988r.

 

-Protokól w/s przemieszczania i ograniczania emisji dwutlenku siarki - Polska podpisala w 1994r.

61

- Protokól w/s kontroli emisji trwalych zwiazków organicznych - Polska podpisala w czerwcu 1998r.

-Protokól w/s kontroli emisji metali ciezkich - Polska podpisala w czerwcu 1998r.

•Konwencja w/s ochrony warstwy ozonowej (Wiedenska 85r.) - Polska od 11.10.90r. - uczestnictwo w badaniach

-Protokól Montrealski (87r.) - Polska od 90r., ograniczenie m.in. CCl4 pozwolenia eksportowe, zakaz stosowania halonów, aerozole - znak bezpieczenstwa PCBC

-Polska ratyfikowala Poprawki londynskie i kopenhaskie.

•Konwencja o kontroli transgranicznego przemieszczania i usuwania odpadów niebezpiecznych (Bazylejska 89r.) - Polska od 92r. - ograniczenia w eksporcie, ustalenie listy odpadów niebezpiecznych.

•Ramowa Konwencja Narodów Zjednoczonych w/s zmian klimatu (92r.) - Polska od 26.10.94r. - emisja gazów cieplarnianych w 2000r. na poziomie roku bazowego - Polska wypelnila swoje

zobowiazania - emisja CO2 spadla w 95r. o 30% w stosunku do emisji z 1988r. - roku bazowego dla Polski

-Protokól z Kioto - 1997r.- Polska od 15.07.98r. - redukcja koszyka gazów cieplarnianych w latach 2008-2012 o 6% w stosunku do roku bazowego (1988).

•Konwencja o ocenach oddzialywania na srodowisko w kontekscie transgranicznym (Konwencja z Espoo 1991r.) - Polska od 1997r.

•Konwencja w/s transgranicznych skutków awarii przemyslowych (Helsinki 1992r.) - Polska utworzyla Regionalny Osrodek Koordynacji EKG ONZ ds. szkolen i cwiczen.

24.06.1998r. Polska podpisala w Aarhus protokól w/s Metali Ciezkich obligujacy do ograniczania lacznej emisji do powietrza kadmu, olowiu i rteci. W przypadku metali ciezkich najwiecej obaw budzi mozliwosc przemieszczania sie w srodowisku kadmu, olowiu i rteci. Protokól zobowiazuje do wprowadzenia norm emisji metali ciezkich dla11 kategorii zródel stacjonarnych oraz ustalenia norm zawartosci olowiu (0,013 g/dm3) w benzynie handlowej oraz rteci w bateriach alkaliczno- manganowych. Polska musi rozwazyc eliminacje rteci, kadmu i olowiu z takich wyrobów wytwarzanych prze branze chemiczna jak: farby, lakiery czy amalgamaty dentystyczne - w tym ostatnim przypadku chodzi oczywiscie o rtec. Pierwiastek ten stosowany jest w duzych ilosciach podczas produkcji chloru metoda elektrolizy rteciowej. Pracujace w Polsce instalacje zostaly zmodernizowane w celu minimalizacji emisji Hg do srodowiska, jednakze moze sie to okazac niewystarczajace, gdyz elektroliza rteciowa ma byc w Europie Zachodniej zastapiona do 2005r. technologia membranowa lub przeponowa. Do tej samej grupy uregulowan naleza przepisy dotyczace np. ograniczenia uwalniania azbestu do powietrza, wody i gruntu zawarte w dyrektywie 87/217/EWG.

7.2Dyrektywy Unii Europejskiej dotyczace przemyslu chemicznego.

Transformacja zasad funkcjonowania przemyslu chemicznego, w procesach dostosowawczych do czlonkostwa w Unii Europejskiej przebiega i bedzie przebiegac w oparciu o Dyrektywy Unii i wczesniejsze dyrektywy EWG. Równiez pod pojeciem „przepisy prawa technicznego Unii Europejskiej” rozumie sie na ogól dyrektywy.

Dyrektywa Komisji 67/548/EWG z dnia 27 czerwca 1967 roku w sprawie ustaw i innych aktów normatywnych oraz decyzji administracyjnych dotyczacych klasyfikacji, pakowania i oznakowania chemikaliów obejmuje substancje chemiczne niebezpieczne dla szeroko pojetego srodowiska naturalnego. Dyrektywa ta, wielokrotnie uzupelniana zawiera bardzo rozbudowany katalog zwiazków chemicznych zaliczanych do grupy niebezpiecznych.

62

Jej zawartosc jest wykorzystywana przez szereg, majacych istotne znaczenie dla przemyslu chemicznego, dyrektyw Unii Europejskiej.

Dyrektywa 76/769/EWG z dnia 27 lipca 1976 r. w sprawie zblizenia ustaw i innych aktywów normatywnych oraz decyzji administracyjnych panstw czlonkowskich dotyczacych ograniczen sprzedazy i stosowania niektórych niebezpiecznych substancji i preparatów „pociagnela za soba” szereg regulacji szczególowych dotyczacych stosowania azbestu, PCB (polichlorowane bi-fenyle) i PCT (polichlorowane tri-fenyle), DDT, substancji niebezpiecznych w bateriach, akumulatorach i innych, a takze stala sie podstawa lub zostala wykorzystana w szeregu dalszych regulacji, jak na przyklad:

•Decyzja Komisji 85/71/EWG z dnia 21 grudnia 1984 roku w sprawie listy substancji chemicznych notyfikowanych zgodnie z dyrektywa Rady 67/548/EWG,

•Rozporzadzenie Rady EWG/428/89 z dnia 28 lutego 1989 roku dotyczace eksportu niektórych produktów chemicznych,

•Rozporzadzenie Rady EWG/1734/88 z dnia 16 czerwca 1988 roku dotyczace eksportu ze Wspólnoty i importu do wspólnoty niektórych niebezpiecznych srodków chemicznych,

•Dyrektywa 88/379/EWG z dnia 7 czerwca 1988 roku w sprawie zblizenia ustaw i innych aktów normatywnych oraz decyzji administracyjnych panstw czlonkowskich dotyczacych klasyfikacji i etykietowania niebezpiecznych preparatów,

•Dyrektywa 96/82/UE z dnia 9 grudnia 1996 roku w sprawie dzialania w przypadku zagrozenia powaznymi awariami przemyslowymi pociagajacymi za soba zagrozenia substancjami niebezpiecznymi przez niektóre rodzaje dzialalnosci przemyslowej,

•Dyrektywa Rady 94/55/UE z dnia 21 listopada 1994 roku dotyczaca zblizenia prawa krajów czlonkowskich w zakresie transportu drogowego substancji niebezpiecznych oraz Dyrektywa 96/49/UE z 23 lipca 1996 dotyczaca zblizenia prawa krajów czlonkowskich w zakresie kolejowego transportu substancji niebezpiecznych,

•Dyrektywa Rady 80/1107/EWG z 27 listopada 1980 roku w sprawie ryzyka zwiazanego z narazeniem pracowników na czynniki chemiczne, fizyczne i biologiczne na stanowiskach pracy,

•Dyrektywa Rady 87/18/EWG z dnia 18 grudnia 1986 roku w sprawie zblizenia ustaw i innych aktów normatywnych oraz decyzji administracyjnych dotyczacych stosowania zasad dobrej praktyki laboratoryjnej i ich adaptacji do badan substancji chemicznych,

•Dyrektywa Rady 91/689/EWG z dnia 12 grudnia 1991 roku w sprawie odpadów niebezpiecznych.

Pojecie substancje niebezpieczne jest przywolywane w okolo 250 wazniejszych dokumentach Unii Europejskiej, natomiast sama dyrektywa dotyczaca substancji niebezpiecznych w ponad 60 dokumentach urzedowych Unii.

Grupa dyrektyw dotyczaca substancji niebezpiecznych znajduje swoje odniesienie do trzech regulacji Unii Europejskiej majacych szczególne znaczenie dla przemyslu chemicznego. Naleza do nich, poza dyrektywa o odpadach, dyrektywy dotyczace: ograniczenia zanieczyszczen powietrza powodowanych przez zaklady przemyslowe, wielkich awarii przemyslowych i kompleksowego zarzadzania srodowiskiem, to znaczy Dyrektywy: 84/360/EWG z dnia 28 czerwca 1984 roku o zanieczyszczeniach powietrza, 96/82/UE z 14 stycznia 1997roku w sprawie wielkich awarii przemyslowych oraz 96/61/UE z 24 wrzesnia 1996 roku w sprawie zintegrowanego systemu kontroli zapobiegania zanieczyszczeniom srodowiska.

Trzy wymienione wyzej dyrektywy stanowia ciag rozwojowy postanowien dotyczacych przemyslu chemicznego i pracujacych w nim obiektów pomocniczych.

Dyrektywa 84/360/EWG niezwykle lapidarnie precyzowala zakres dotyczacy przemyslu chemicznego wymieniajac nastepujace kategorie zakladów objetych postanowieniami odpowiedniego artykulu:

63

•Rafinerie ropy naftowej,

•Elektrownie cieplne o mocy cieplnej wynoszacej wiecej niz 50 MW,

•Zaklady chemiczne produkujace olefiny, pochodne olefin, monomery i polimery,

•Zaklady chemiczne wytwarzajace inne organiczne pólprodukty,

•Zaklady produkujace podstawowe chemikalia nieorganiczne,

•Spalarnie odpadów w ogóle i odpadów niebezpiecznych.

Lista, branych przez dyrektywe pod uwage substancji zanieczyszczajacych obejmowala równiez stosunkowo skromna ilosc substancji chemicznych, to jest: dwutlenek siarki i inne zwiazki siarki, tlenki azotu i inne zwiazki azotu, tlenek wegla , zwiazki organiczne, w szczególnosci weglowodory (z wyjatkiem metanu), metale ciezkie i ich zwiazki, pyl azbestowy oraz pyl z wlókien mineralnych i szklanych, chlor i jego zwiazki oraz fluor i jego zwiazki.

Dyrektywa 96/61/UE z dnia 24 wrzesnia 1996 roku w sprawie zintegrowanego systemu kontroli i zapobieganiu zanieczyszczeniom srodowiska obejmuje bez porównania wiekszy zakres zagadnien dotyczacych przemyslu chemicznego niz dyrektywa 84/360/EWG.. Wprowadza ona niezwykle brzemienny w skutkach obowiazek stosowania, „ najlepszych dostepnych technik” Warunkom najlepszych dostepnych technik wytwarzania musza odpowiadac nowe obiekty produkcyjne wchodzace do eksploatacji po wejsciu w zycie dyrektywy 96/61/UE. Pozostale obiekty produkcyjne objete dyrektywa musza byc dostosowane do jej postanowien w ciagu osmiu nastepnych lat. Osiem lat od uruchomienia obiektu to zazwyczaj okres, po którym wiekszosc eksploatowanych w warunkach ekstremalnych obiektów przemyslu chemicznego wymaga kompleksowej modernizacji lub likwidacji i zastapienia nowymi obiektami produkcyjnymi o znacznie wyzszym poziomie techniki.

Pojecie „najlepsza dostepna technika” oznacza technike o najbardziej efektywnym i zaawansowanym stopniu rozwoju, stwarzajaca praktyczna mozliwosc uzyskania wymaganego poziomu emisji, a w przypadkach w których nie jest to mozliwe, zmniejszenie emisji i obciazenia srodowiska jako calosci, przy czym:

•pojecie „technika” obejmuje technologie i jej eksploatacje od uruchomienia do likwidacji danej produkcji,

•pojecie „dostepna technika” oznacza technike o rozwoju w takiej skali, która pozwala na jej zastosowanie w odpowiednim sektorze, na ekonomicznie i technicznie dostepnych warunkach,

•pojecie „najlepsza technika” oznacza technike najbardziej efektywna, dla osiagniecia generalnie wysokiego poziomu ochrony srodowiska jako calosci.

Aneks czwarty do tej dyrektywy, jako atrybuty „najlepszej dostepnej techniki” wymienia miedzy innymi: mala ilosc lub brak odpadów powstajacych w procesie produkcyjnym; stosowanie nisko toksycznych substancji; recykling wytwarzanych lub zuzywanych w procesie surowców i produktów; wykorzystywanie najnowszych osiagniec nauki i techniki; uwzglednianie problemów dotyczacych srodowiska, efektów i wielkosci emisji; niskie i efektywne zuzycie oraz wlasnosci surowców stosowanych w produkcji; efektywne wykorzystanie mediów energetycznych; redukcje do minimum obciazenia naturalnego srodowiska i ryzyka z tego tytulu; minimalizacje grozby awarii przemyslowych i ich skutków dla srodowiska.

Dyrektywa ta, w aneksie trzecim, scisle precyzuje substancje, które powinny byc brane pod uwage dla okreslenia limitów emisji dla poszczególnych obiektów i tak dla powietrza sa to: dwutlenek siarki i inne zwiazki siarki, tlenki azotu i inne zwiazki azotu, tlenek wegla, lotne zwiazki organiczne, metale i ich zwiazki, pyl, azbest (pyl zawieszony, wlókna), chlor i jego zwiazki, fluor i jego zwiazki, arsen i jego zwiazki, cyjanek, substancje i preparaty, co do których udowodniono, ze posiadaja wlasciwosci rakotwórcze i mutagenne lub wlasciwosci, które moga wplynac na rozmnazanie droga powietrzna oraz polichlorowane dwubenzodioksyny i polichlorowane dwubenzofurany;

64

dla wody: zwiazki chloroorganiczne i substancje mogace utworzyc takie zwiazki w srodowisku wodnym, zwiazki fosforoorganiczne, zwiazki cynoorganiczne, substancje i preparaty, co do których udowodniono, ze posiadaja wlasciwosci rakotwórcze i mutagenne lub wlasciwosci, które moga wplynac na rozmnazanie w lub poprzez srodowisko wodne, weglowodory trwale oraz trwale i bioakumulacyjne, toksyczne substancje organiczne, cyjanki, metale i ich zwiazki, biocydy i srodki ochrony roslin, materialy zawieszone, substancje, które przyczyniaja sie do eutrofizacji (zwlaszcza azotany i fosforany), substancje, które maja niepozadany wplyw na równowage tlenowa (oraz mozna je pomierzyc z wykorzystaniem parametrów takich jak BZT, CHZT.).

Dyrektywa w sprawie zintegrowanego systemu kontroli emisji, w aneksie drugim przytacza 15 bedacych w mocy dyrektyw, które powinny sluzyc do okreslenia wielkosci emisji nie objetych szczególowa lista dyrektywy 96/61/UE:

1.Dyrektywa 87/217/EWG w/s zapobiegania i redukcji zanieczyszczenia srodowiska przez azbest

2.Dyrektywa 82/176/EWG w/s wartosci granicznych i celów jakosciowych dla uwolnien rteci przez przemysl elektrolizy chloroalkalicznej

3.Dyrektywa 83/513/EWG w/s wartosci granicznych i celów jakosciowych dla uwolnien kadmu

4.Dyrektywa 84/156/EWG w/s wartosci granicznych i celów jakosciowych dla uwolnienrteci przez sektory inne niz przemysl elektrolizy chlorolalkalicznej,

5.Dyrektywa 84/491/EWG w/s wartosci granicznych i celów jakosciowych dla uwolnienhexachlorocyclohexanu

6.Dyrektywa 86/280/EWG w/s wartosci granicznych i celów jakosciowych dla uwolnienpewnych niebezpiecznych substancji, które zawiera Lista 1 Aneksu do Dyrektywy 76/464/EWG, zmienianej kolejno przez Dyrektywe 88/374/EWG i

90/415/EWG zmieniajace Aneks II do Dyrektywy 86/280/EWG

7.Dyrektywa 89/369/EWG w/s zapobiegania zanieczyszczeniu powietrza przez nowe zaklady spalania odpadów komunalnych

8.Dyrektywa 89/429/EWG w/s redukcji zanieczyszczenia powietrza przez istniejace zaklady spalania odpadów komunalnych

9.Dyrektywa 94/67/EWG w/s spalania odpadów niebezpiecznych

10.Dyrektywa 92/112/EWG w/s procedur harmonizacji programów dla redukcji i ostatecznie calkowitej eliminacji zanieczyszczenia spowodowanego przez odpady przemyslu dwutlenku tytanu

11.Dyrektywa 88/609/EWG w/s ograniczenia emisji pewnych substancji zanieczyszczajacych do powietrza z duzych spalarni zmieniona przez Dyrektywe 94/66/EC

12.Dyrektywa 76/464/EWG w/s zanieczyszczenia spowodowanego przez pewne niebezpieczne substancje uwalniane do srodowiska wodnego Wspólnoty

13.Dyrektywa 75/442/EWG o odpadach, zmieniona przez Dyrektywe 91/156/EWG

14.Dyrektywa 75/439/EWG w sprawie usuwania zuzytych olejów

15.Dyrektywa 91/689/EWG o odpadach niebezpiecznych.

Dyrektywa 96/61/UE bedzie czynnikiem wprowadzajacym intensywne procesy modernizacyjne przemyslu a w czesci przypadków czynnikiem prowadzacym do eliminacji (likwidacji) znacznej liczby przestarzalych obiektów produkcyjnych nie nadajacych sie do

65

modernizacji. Jesli uwzgledni sie fakt, ze obejmuje ona podstawowy zakres chemii surowcowej a chemia przetwórcza objeta jest postanowieniami innych dyrektyw UE to mozna powiedziec, ze caly przemysl chemiczny znajdzie sie pod presja wlasciwie nie tyle wymagan ochrony srodowiska i bezpieczenstwa, ile polityki przemyslowej Unii Europejskiej. Ma ona na celu bardzo szybka modernizacje przemyslu chemicznego. Przepisy dyrektywy 96/61/UE reguluja prace przemyslu w warunkach normalnych. Scisly zwiazek z nia ma dyrektywa mówiaca o sytuacjach nienormalnych, to znaczy o wielkich awariach przemyslowych, zagrazajacych uwolnieniem do srodowiska toksycznych substancji i zasadach postepowania w przypadkach zagrozen takimi awariami. Chodzi tu o dyrektywe 96/82/UE. Substancje i instalacje je wytwarzajace, o których jest mowa w dyrektywie, praktycznie w calosci dotycza przemyslu chemicznego, w wiekszosci zas chemii surowcowej.

Dyrektywa ta jest uzupelnieniem i zaostrzeniem czesci regulacji technicznych dyrektywy 96/61/UE ustalajacej zintegrowany system zapobiegania i kontroli zanieczyszczania srodowiska w odniesieniu do substancji szczególnie niebezpiecznych w przypadku powaznych awarii obiektów przemyslowych operujacych tymi substancjami.

7.3Dyrektywy UE dotyczace ochrony srodowiska w przemysle chemicznym.

Z punktu widzenia ochrony srodowiska, znaczenie dla przemyslu chemicznego maja dyrektywy zwiazane z:

⇒Wykorzystaniem i stosowaniem okreslonych substancji i preparatów chemicznych

(Dyrektywa 96/59/WS w/s usuwania PCB/PCT, 87/217/EWG w/s azbestu, 91/157/EWG w/s baterii i akumulatorów zawierajacych substancje niebezpieczne, 93/86/EWG + 98/101/WE j.w.,67/548/EWG dotyczacymi klasyfikacji, pakowania i oznakowania substancji niebezpiecznych, trwale substancje organiczne (persistent organic pollutants), 880/92/EW w/s oznakowania ekologicznego Eco-label.

⇒Jakoscia srodowiska - Dyrektywa 80/779/EWG w/s dopuszczalnych i zalecanych stezen SO2 i pylu, 802/884/EWG w/s stezenia olowiu, 85/203/EWG w/s stezenia NO2

99/30/EWG

w/s granicznych wartosci niektórych zanieczyszczen

w powietrzu,

92/72/EWG

w/s zanieczyszczenia powietrza ozonem, 96/62/WE

w/s oceny i

zarzadzania

jakoscia powietrza, 76/464/EWG w/s zanieczyszczenia

powodowanego

przez niektóre substancje odprowadzane do srodowiska - rtec, kadm, fluoro-, fosforo- cyno-organika, 80/778/EWG w/s jakosci wód pitnych (od 2003r. zastapiona 98/83/EC).

⇒Normami emisji - dyrektywa 84/360/EWG w/s

ograniczenia zanieczyszczen powietrza

z zakladów przemyslowych, 88/609/EWG

w/s ograniczenia emisji niektórych

zanieczyszczen z duzych obiektów energetycznego spalania paliw, 89/369/EWG w/s zapobiegania zanieczyszczeniu powietrza przez nowe zaklady spalania odpadów komunalnych, 76/464/EWG w/s zanieczyszczenia spowodowanego przez niektóre substancje odprowadzane do srodowiska wodnego (wraz z dyrektywami córkami).

⇒Kontrola bezpiecznego funkcjonowania instalacji - „dyrektywa Seveso” 82/501/EWG, 96/82/WE COMAH w/s kontrolowania zagrozenia powaznymi awariami z udzialem substancji niebezpiecznych, 96/62/WE w/s zintegrowanego zapobiegania i zmniejszania zanieczyszczen, 85/337/EWG w/s ocen oddzialywania na srodowisko ze zmianami 97/11/EWG.

⇒Dostepem ludnosci do informacji srodowiskowych - dyrektywa 90/313/EWG w/s swobodnego dostepu do informacji o srodowisku, 85/337/EWG w/s ocen oddzialywania na srodowisko ze zmianami 97/11/EWG.

66

7.4Dyrektywy Unii Europejskiej dotyczace sektora paliwowego.

Unia Europejska wydala szereg aktów prawnych bezposrednio badz tez posrednio dotyczacych sektora paliwowego. Akty te dotycza zarówno zagadnien z zakresu ochrony srodowiska, jak tez norm jakosciowych oraz poziomu minimalnych rezerw paliw.

Dostosowanie do przepisów unijnych w zakresie sektora naftowego, dotyczy przede wszystkim zakresu zwiazanego z bezpieczenstwem dostaw paliw (w tym podstawowy problem: utworzenie 90- dniowych zapasów paliw cieklych), liberalizacja handlu produktami naftowymi, przyjecia zasad unijnej polityki podatkowej, poprawy parametrów jakosciowych paliw silnikowych zwiazanych z ochrona srodowiska.

Wsród najwazniejszych aktów prawnych Unii Europejskiej dotyczacych sektora paliwowego nalezy wymienic nastepujace:

-Dyrektywa Rady Unii Europejskiej numer 94/55 z 21 listopada 1994 r., dotyczaca zblizenia przepisów prawnych panstw czlonkowskich w zakresie transportu drogowego artykulów niebezpiecznych;

-Dyrektywa Rady Ministrów numer 85/210 z 20 marca 1985 r., dotyczaca zblizenia przepisów prawnych panstw czlonkowskich w zakresie zawartosci olowiu w benzynie (zmieniona Dyrektywa 98/70 w sprawie jakosci paliw silnikowych);

-Dyrektywa Rady Ministrów numer 93/12 z 23 marca 1993 r., dotyczaca zawartosci siarki w niektórych paliwach cieklych (zmieniona Dyrektywa 98/70 w sprawie jakosci paliw silnikowych);

-Dyrektywa Parlamentu Europejskiego oraz Rady Unii Europejskiej numer 98/70/EC z 13 pazdziernika 1998 r., dotyczaca jakosci benzyny oraz oleju napedowego;

-Dyrektywa 72/238/EWG z dnia 24 lipca 1973 r., w sprawie srodków zmierzajacych do zlagodzenia zaklócen w dostawach ropy naftowej i produktów naftowych;

-Dyrektywa 68/414 z 20 grudnia 1968 r., zmieniona Dyrektywa 72/425 w sprawie nalozenia na kraje czlonkowskie obowiazku utrzymywania minimalnych zapasów ropy naftowej lub produktów naftowych, zaktualizowana w roku 1998 Dyrektywa 98/93 oraz Decyzja 68/416 w sprawie umów miedzyrzadowych, dotyczacych przechowywania rezerw;

-Dyrektywa Rady 97/11/EEC z dnia 3 marca 1997 r., w sprawie oceny oddzialywania inwestycji na srodowisko;

-Dyrektywa Rady i Parlamentu Europejskiego 94/63/EEC z dnia 20 grudnia 1994 r., w sprawie regulacji dotyczacych emisji lotnych zwiazków organicznych (LZO) z magazynów (terminali) paliw oraz emisji z procesów dystrybucji paliw od terminali do stacji paliw;

-Rozporzadzenie Rady 736/96 z 22 kwietnia 1996 r., w sprawie notyfikowania Komisji projektów inwestycyjnych waznych dla Wspólnoty w sektorach ropy naftowej, gazu i energii;

-Rozporzadzenie Komisji 2386/96 z 16 grudnia 1996 r., wdrazajace powyzsza Regulacje;

-Dyrektywa Rady 85/536 z dnia 5 grudnia 1985 r., w sprawie oszczednosci ropy naftowej poprzez stosowanie alternatywnych skladników w benzynie.

W roku 1998 Komisja Europejska wydala dwie nowe dyrektywy, które obowiazuja od roku 2000:

-Dyrektywe 98/70/EEC w sprawie jakosci paliw silnikowych. Dyrektywa wprowadza dwa etapy parametrów ekologicznych paliw: od roku 2000 i do roku 2005 oraz zakaz sprzedazy na terytorium UE paliw o parametrach nie odpowiadajacych okreslonym w Dyrektywie. Najwazniejsze ustalenia Dyrektywy 98/70 to: zakaz sprzedazy benzyn zawierajacych olów od

67

1 stycznia 2000 r., ograniczenie zawartosci siarki w olejach napedowych ponizej 0,035 %, ograniczenie zawartosci siarki i weglowodorów aromatycznych w benzynach;

-Dyrektywe 98/93/EEC w sprawie zapasów obowiazkowych paliw naftowych. Dyrektywa pozostawia obowiazek utrzymywania 90-dniowych zapasów paliw w trzech kategoriach: benzyny silnikowe, oleje napedowe oraz oleje opalowe, a takze wprowadza zaostrzenie srodków administracyjnych i kontrolnych poziomu zapasów.

Ponizsza tabela przedstawia glówne zmiany w zakresie wymagan jakosciowych, jakie zostaly juz przyjete w UE i jakie maja zostac wprowadzone w latach 2000 i 2005. Ostateczne decyzje w zakresie parametrów, jakie beda obowiazywaly poczawszy od 2005 r., zostana podjete w najblizszym czasie.

Wymagania dotyczace jakosci paliw w Unii Europejskiej i w Polsce .

 

 

 

 

 

 

Tabela 7.4.1.

Lp.

 

Unia Europejska

 

Polska

 

 

 

2000

2005

Obecnie

 

2000

 

1.

Benzyna

 

 

 

 

 

 

 

siarka, ppm -max

150

50

1000

 

500

 

 

benzen, obj. % -max

1

1

5

 

5

 

 

aromaty, obj. % -max

42

35

-

 

-

 

 

Olefiny, obj. % -max

18

**

-

 

-

 

 

RVP lato, kPa - max

60

**

70

 

70

 

 

preznosc par

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

Oleje napedowe

 

 

 

 

 

 

 

siarka, ppm -max

350

50

3000

 

500

 

 

liczba cetanowa -min

51

**

45

 

49

 

 

poliaromaty,wag %-max

11

**

-

 

-

 

 

gestosc, kg/dm3 max

0,845

**

0,870

 

0,860

 

 

destylacja, T95 max

360

**

-

 

370

 

 

 

 

 

 

 

 

 

**Jeszcze nie ustalone

7.5.Przepisy prawne ochrony srodowiska i standardy emisyjne dotyczace rafinerii ropy naftowej i gazu.

Rafinerie sa zródlem emisji zanieczyszczen do powietrza, wody oraz generuje odpady. Wiekszosc emitowanych zanieczyszczen ma charakter transgraniczny. Totez przepisy prawne i

68

polityka srodowiskowa w odniesieniu do rafinerii sa pod wplywem regulacji miedzynarodowych (dyrektywy Unii Europejskiej, konwencje miedzynarodowe).

Przepisy odnosza sie do jakosci produktów, emisji z rafinerii, a ostatnio do sprawozdawczosci srodowiskowej. Takze zagadnienie awarii jest ujete w raportach bezpieczenstwa zewnetrznego i w pozwoleniach na lokalizacje.

7.5.1. Przepisy miedzynarodowe.

Zestawienie glównych przepisów Unii Europejskiej odnoszacych sie do rafinerii podano w tabeli nr 7.5.1.1, zamieszonej ponizej.

Tab.7.5.1.1. Zasadnicze przepisy prawne Unii Europejskiej, odnoszace sie do rafinerii ropy i gazu

Nazwa przepisu

 

 

Przepis dotyczy

 

Dyrektywa 96/61/EC

Zintegrowane zapobieganie i ograniczenie zanieczyszczen

 

 

Dyrektywa 88/609/EEC i ostatnio

Limity emisji okreslonych zanieczyszczen do powietrza z

zmieniona przez Dyrektywe

duzych obiektów spalania energetycznego

 

2001/80/EC

 

 

 

 

 

 

 

 

Dyrektywa 75/442/EEC i zmieniona

Odpady

 

 

przez Dyrektywe 91/156/EEC

 

 

 

 

 

 

 

Dyrektywa 91/689/EEC

Odpady niebezpieczne

 

 

 

 

 

 

Dyrektywa Rady 84/360/EEC

O

zwalczaniu

zanieczyszczen powietrza

z instalacji

przemyslowych

 

 

 

 

 

 

 

 

O zblizeniu praw, przepisów i decyzji administracyjnych

Dyrektywa 67/548/EEC

odnosnie klasyfikacji, pakowania, oznakowania substancji

 

niebezpiecznych

 

 

 

 

 

Ustanowienie listy odpadów niebezpiecznych stosownie do

Decyzja Rady 94/904/EC

artykulu 1 (4) Dyrektywy Rady 91/689/EEC o odpadach

 

niebezpiecznych

 

 

 

 

 

O ograniczeniu emisji lotnych zwiazków organicznych z

Dyrektywa 94/63/EC

magazynowania benzyny i dystrybucji z terminali do stacji

 

obslugi

 

 

 

 

 

 

 

Dyrektywa 96/82/EC

O

ograniczeniu

ryzyka wiekszych awarii,

obejmujacych

substancje niebezpieczne

 

 

 

 

 

 

O limitach emisji lotnych zwiazków organicznych ze

Dyrektywa Rady 1989/13/EC

stosowania rozpuszczalników organicznych w okreslonych

 

dzialalnosciach i instalacjach

 

 

 

Rozporzadzenie Rady EEC Nr 1836/93

O udziale dobrowolnym firm sektora przemyslu w

programie ekozarzadzania.

 

 

 

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego

O zblizeniu praw w krajach czlonkowskich dotyczacych

69

i Rady 94/9/EC

urzadzen i systemów ochrony pracujacych w warunkach

 

wybuchowych

 

 

7.5.2.Przepisy odnoszace sie do emisji do powietrza.

Tab. 7.5.2.1 Dyrektywy odnoszace sie do emisji do powietrza

Przepis prawny

 

Dotyczacy

Dyrektywa

o narodowym

Dyrektywa wazna dla ograniczenia CO2, SO2, NOx i LZO

pulapie emisji

 

 

 

Protokól zanieczyszczen

Protokól wazny dla ograniczenia SO2, NOx i LZO

powietrza

 

 

 

 

(Geteborg 1 grudnia 1999)

 

 

Zapobieganie emisji lotnych

Podczas przeladunku cieczy pod cisnieniem atmosferycznym, pary

zwiazków

organicznych

ze zbiornika napelnianego sa emitowane do powietrza. Taka

podczas przeladunku cieczy

operacja przeladunku jest uwazana jako majaca wplyw na

 

 

 

srodowisko gdy sa emitowane lotne zwiazki organiczne.

 

 

 

Dyrektywa 94/63/EC Etap 1 opisuje metody ograniczenia emisji

 

 

 

oraz instalacje odzysku par lub systemy odzysku par aby zapobiec

 

 

 

emisji lotnych

zwiazków organicznych .

Dyrektywa

o

jakosci

Dyrektywa jakosci powietrza podaje graniczne wartosci emisyjne.

powietrza

 

 

Uzgodniono graniczne wartosci dla pylu .

Dyrektywa

o

wielkich

Nowe instalacje (te które rozpoczely prace od 1 lipca 1987) o mocy

instalacjach

energetycznego

indywidualnej

pieców wiekszej od 50MWt lub grupa pieców o

spalania paliw

 

lacznej mocy cieplnej wiekszej od 50 MWt, objete sa zakresem

2001/80/EC

 

 

dzialania Dyrektywy. i musza spelniac jej wymagania. Dyrektywa

 

 

 

nie obejmuje

wprost procesów rafineryjnych takich jak:

 

 

 

regeneratory fluidalnego krakingu katalitycznego, koksowanie,

 

 

 

turbiny gazowe.

 

 

 

Dyrektywa wymaga aby kraje czlonkowskie przedstawily programy

 

 

 

stopniowego obnizania emisji SO2 i NOx z wielkich pieców

 

 

 

energetycznych eksploatowanych przed 1987r.

7.5.3. Przepisy dotyczace emisji do wody.

Decyzja OSPARCOM 89/5 ustanawiajaca limity zrzutu oleju do wód.

7.5.4 Przepisy o bezpieczenstwie zewnetrznym.

Obecnie rafinerie sa zobowiazane do opracowania raportów bezpieczenstwa zewnetrznego na podstawie wytycznych Unii Europejskiej 82/501 (post-Seveso).

Wytyczne Seveso–1 byly wprowadzane w 1999 roku i obejmuja dalsze wymagania w zakresie sprawozdawczosci o bezpieczenstwie. Stosuja sie one do rafinerii jako calosci.

7.5.5. Graniczne wielkosci emisyjne w Unii Europejskiej.

70

 

Tab. 7.5.5.1

Substancja

 

 

SO2

Dyrektywa o wielkich piecach energetycznych ustala zawartosc siarki w

 

 

paliwach cieklych na poziomie 1700 mg/Nm3 jako ogólny limit (wg

 

 

koncepcji klosza) dla istniejacych pieców rafineryjnych. Dla innych

 

 

instalacji rafineryjnych limit emisji SO2 wynosi 1000 mg/Nm3 gazów

 

 

spalinowych. Proponowana rewizja Dyrektywy obejmuje propozycje

 

 

obnizenia emisji SO2 z nowych instalacji rafineryjnych do 450 mg/Nm3.

 

 

 

 

pyly

Dyrektywa o wielkich piecach energetycznych ustala granice dla calej

 

 

emisji pylu – 50 mg/Nm3.

 

 

 

 

7.5.6.Standardy emisyjne dotyczace rafinerii.

7.5.6.1.Austria

Tab. 7.5.6.1. Graniczne wielkosci emisyjne dla rafinerii w Austrii.

Srodowisko

Zanieczyszczenie

Graniczna wielkosc

Jednostka

Komentarz

 

 

emisyjna

miary

 

 

 

 

 

 

 

 

1

2

3

4

5

 

Gleba

Osady

-

 

Graniczne

wielkosci

 

 

 

 

odpowiednie

jak dla

 

 

 

 

skladowania

 

 

Odpady

-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Woda

Woda

0,6

m3/t

m3/t wprowadzonej ropy

 

 

 

 

do procesu

 

 

 

 

 

 

 

 

pH

6,5 – 8,5

 

 

 

 

Temperatura

30

°C

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Substancje

-

 

 

 

 

rozpuszczalne

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Zawiesina

30

mg/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ChZT

75

mg/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

BZT5

20

mg/l

 

 

 

Wegiel organiczny

5

mg/l

 

 

 

calkowity

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H2S

0,5

mg/l

Jako siarka

 

 

NH4+

5

mg/l

Jako azot

 

71

 

Olej

 

2,0/3,0

 

mg/l

2,0 od 2005 roku po

 

 

 

 

 

 

biologicznym

 

 

 

 

 

 

oczyszczaniu, obecnie

 

 

 

 

 

 

10mg/l

 

 

 

 

 

 

 

 

Fenol

 

0,2

 

mg/l

 

 

Metale

 

0,5/3,0/0,5/0,5/0,02/1,0

mg/l

Pb/Fe/Cu/Ni/Mg/V

 

SO3

 

2,0

 

mg/l

 

Powietrze

Wg

pozwolenia

 

 

Wszystkie

Claus,SNCR,SCR

 

rafinerii

 

 

wartosci

3%O2,gaz suchy

 

Schwechat

 

 

mg/Nm3

 

 

H2S

 

10

 

 

 

 

NH3

 

10

 

 

 

 

CO

 

1000 paliwo gazowe,

 

 

 

 

 

175 paliwo ciekle,

 

 

 

 

 

2000

kraking

 

 

 

 

 

katalityczny

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CO2

 

-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

c.d tab. 7.5.6.1.

1

 

2

 

3

4

5

 

 

SO2

 

1700

kraking

 

<50/50 – 300/>300 MW

 

 

 

katalityczny

 

1) 2) w 3%O gaz suchy

 

 

 

 

800 Elektrownia II

 

 

 

 

 

 

odsiarczanie nafty

 

 

 

 

 

 

hydrodsiarczanie

 

 

 

 

 

 

destylatów

 

 

 

 

 

 

prózniowych.

 

 

 

 

 

 

Instalacja odzysku siarki

 

 

 

 

 

 

Instalacja visbreakingu(4)

 

 

 

 

Lotne

zwiazki

-

 

 

 

 

 

organiczne

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

NOx

 

200–300 paliwo gazowe

 

Odpowiedno

do

 

 

 

100-150 Elektrownia I

 

wydajnosci cieplnej1)3) i

 

 

 

900 –

Elektrownia II

 

paliwa przy 3% O gaz

 

 

 

 

suchy

 

 

 

 

(spalanie

ciezkich

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

pozostalosci)

 

 

 

 

 

 

300 regeneratu krakingu

 

 

 

 

 

 

katalitycznego

 

 

 

 

 

 

fluidalnego

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

72

 

pyly

50/35

 

 

Dla

istniejacych

 

 

10 paliwa gazowe

 

/nowych instalacji/

 

 

110 Elektrownia II

 

> 5MWdla olejów

 

 

(spalanie

ciezkich

 

ciezkich

 

 

pozostalosci)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Metale ciezkie

Ni : 1

 

 

Dla

instalacji krakingu

 

 

Pt : 5

 

 

katalitycznego

 

 

V : 5

 

 

fluidalnego

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1)dla instalacji istniejacych

2)800 mg/Nm3 dla elektrowni rafineryjnej

3)900 mg/Nm3 dla elektrowni rafineryjnych

4)700 mg/Nm3 dla nowego kotla w elektrowni (ostatnio zainstalowanego)

73

6.5.6.2.Belgia

Tab. 7.5.6.2. Graniczne wielkosci emisyjne dla rafinerii w Belgii.

Srodowisk

Zanieczyszczenie

Graniczna wielkosc

Jednostka

 

Komentarz

o

 

 

emisyjna

 

miary

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

2

 

3

 

4

 

 

5

 

 

 

 

 

 

 

Gleba

 

Metody

zapobiegania

 

Bez szczególowych

 

 

zanieczyszczenia

gleby

 

przepisów dla rafinerii

 

 

ze

stosowania

i

 

 

 

 

 

 

 

magazynowania

 

 

 

 

 

 

 

 

chemikaliów.

 

 

 

 

 

 

 

 

Wymagania

 

 

 

 

 

 

 

 

konstrukcyjne

 

 

 

 

 

 

 

 

Okresowe badanie gleby

 

Rafinerie sa na liscie

 

 

 

 

 

 

dzialalnosci

 

 

 

 

 

 

 

 

powodujacych

ryzyko

 

 

 

 

 

 

zanieczyszczenia gleby

 

 

 

 

 

 

Halas

Poziomy imisji w

zaleznosci od rodzaju

 

Bez

szczególowych

 

obiektów / obszar przemyslowy 55 dB(A)

 

przepisów dla rafinerii

 

 

 

 

 

 

 

Odpady

 

Odpowiednie

 

 

Bez

szczególowych

 

 

unieszkodliwianie

i

 

przepisów dla rafinerii

 

 

usuwanie odpadów

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Raport

roczny

do

 

Lista

30

rodzajów

 

 

Agencji Odpadów

 

 

odpadów

z rafinerii,

 

 

 

 

 

 

które nalezy ujac w

 

 

 

 

 

 

raporcie

 

 

Woda

Woda

 

0,5

 

m3/t

m3/t

przerobu

ropy

 

 

 

 

 

 

naftowej

w

rafinerii

 

 

 

 

 

 

prostej (1)

 

 

 

 

 

06 – 1,2

 

m3/t

m3/t

przerobu

ropy

 

 

 

 

 

 

naftowej

w

rafinerii

 

 

 

 

 

 

kompleksowej (2)

 

pH

 

6,5 – 9,0

 

 

6,0 – 9,5 jezeli

 

 

 

 

 

 

 

w sciekach

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Temperatura

 

30

 

°C

45°C jezeli

 

 

 

 

 

 

 

 

w sciekach

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Substancje

 

60

 

mg/l

1000 mg/l jezeli

 

 

rozpuszczalne

 

 

 

 

w sciekach

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sedymentacje

 

0,5

 

ml/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Weglowodory

 

20

 

mg/l

CCl4- ekstr, w sciekach

 

 

 

 

 

 

500

mg/l

w

eterze

 

 

 

 

 

 

naftowym

 

 

 

 

 

 

 

 

ekstr..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Detergenty

 

3

 

mg/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Warstwa oleju

nie dostrzegalna

 

 

 

 

 

 

i tluszcz

 

 

 

 

 

 

 

 

74

 

BZT5

35

mg/l

Bez limitu w sciekach

 

Cr (VI)

0,05

mg Cr/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

c.d. tab. 7.5.6.2.

1

2

3

4

 

 

5

 

 

 

 

ChZT

200

mg/l

250

dla

 

rafinerii

 

 

 

 

kompleksowych

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fenol

0,5

mg/l

1

dla

 

rafinerii

 

 

 

 

kompleksowych

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Azot

10

mg N/l

Kjeldahl,

30

mgN/l

dla

 

 

 

 

rafinerii

kompleksowej,

 

 

 

 

bez limitu w sciekach

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Siarczki

1

mg S/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Wegiel organiczny

200

mg C/l

250

mgC/l dla

rafinerii

 

calkowity

 

 

kompleksowej,

 

bez

 

 

 

 

limitu w sciekach

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Cr

0,5

mg Cr/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P

2

mg P/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pb

0,05

mg Pb/l

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Powietrze

SO2

1300

mg/Nm3

Emisja calkowita typu

wartosci

 

 

 

„klosz” dla calego

dla 3% O2

 

 

 

paliwa

i

 

emisja

 

 

 

 

procesowa

lacznie

z

 

 

 

 

emisja

ze

 

spalania

 

 

 

 

odpadów.

 

 

(obecnie

 

 

 

 

graniczna

 

 

wielkosc

 

 

 

 

emisji

oraz

zakres

 

 

 

 

stosowania

 

 

w

 

 

 

 

nowelizacji)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1700

mg/Nm3

Nowe

 

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

 

olej

 

 

 

 

opalowy, 50 do 300

 

 

 

 

MWt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1700 - 400

mg/Nm3

Nowe

 

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

 

olej

 

 

 

 

opalowy, 300 do 500

 

 

 

 

MWt

 

 

 

 

 

 

400

mg/Nm3

Nowe

 

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

 

olej

 

 

 

 

opalowy =500 MWt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

35

mg/Nm3

Nowe

 

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

 

gaz

 

 

 

 

opalowy,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

NOx

450

mg/Nm3

Emisja typu „klosz” dla

 

 

 

 

calego paliwa i emisja

 

 

 

 

procesowa

oraz

ze

 

 

 

 

spalania

 

 

odpadów

 

 

 

 

(obecnie w nowelizacji)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

450

mg/Nm3

Nowe

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

olej

 

 

 

 

opalowy

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

350

mg/Nm3

Nowe

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

gaz

 

 

 

 

opalowy

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pyl

150

mg/Nm3

Emisja typu „klosz” dla

 

 

 

 

calego paliwa i emisja

 

 

 

 

procesowa

oraz

ze

 

 

 

 

spalania odpadów

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

c.d. tab. 7.5.6.2.

1

2

3

4

 

5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50

mg/Nm3

Nowe

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

olej

 

 

 

 

opalowy

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

mg/Nm3

Nowe

 

piece

 

 

 

 

energetyczne

 

gaz

 

 

 

 

opalowy

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50

mg/Nm3

Kraking

 

fluidalny

 

 

 

 

katalityczny

 

–

 

 

 

 

regeneracja

(przed

 

 

 

 

01.01.2005:

 

300

 

 

 

 

mg/Nm3)

 

 

 

 

CO

150

mg/Nm3

Emisja typu „klosz” dla

 

 

 

 

calego paliwa i emisja

 

 

 

 

procesowa

oraz

ze

 

 

 

 

spalania odpadów

 

 

 

 

 

 

 

Ni

2

mg/Nm3

Emisja typu „klosz” dla

 

 

 

 

calego paliwa i emisja

 

 

 

 

procesowa

oraz

ze

 

 

 

 

spalania odpadów

 

 

 

 

 

 

 

V

7

mg/Nm3

Emisja typu „klosz” dla

 

 

 

 

calego paliwa i emisja

 

 

 

 

procesowa

oraz

ze

 

 

 

 

spalania odpadów

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

H2S

10

mg/Nm3

 

 

 

 

 

Dioksyny

0,5

ngTQE/

Nowe

rafinerie

0,1

 

 

 

Nm3

ngTQE/Nm3

emisja

 

 

 

 

docelowa

 

 

 

 

 

2,5

ngTQE/

istniejace

rafinerie

0,4

 

 

 

Nm3

ngTQE/Nm3

emisja

 

 

 

 

docelowa

 

 

 

 

C

1% gazów odpadowych

 

Sprawnosc

spalania

 

 

 

 

gazów odpadowych

na

 

 

 

 

pochodni przy rozruchu

 

 

 

 

i ztrzymaniu

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Uwagi do tabeli:

 

 

 

 

 

 

76

1.Rafineria prosta: magazynowanie, mieszanie, destylacja atmosferyczna, destylacja prózniowa, odsalanie, katalityczne odsiarczanie, reforming i/lub produkcja kwasu siarkowego.

2.Rafineria kompleksowa: gdy wystepuje jedna lub wiecej instalacji: kraking katalityczny, hydrokraking, visbreaking, produkcja wodoru, koksowanie, alkilacja, produkcja asfaltu i bitumów, produkcja kwasu naftenowego, uszlachetnianie olejów bazowych, produkcja rozpuszczalników, izomeryzacja, polimeryzacja i inne procesy petrochemiczne.

77

7.5.6.3. Dania

Graniczna wielkosc emisyjna dla SO2 – 1000mg/Nm3 dla odpadowych paliw w rafinerii i maksymalna zawartosc siarki w olejach opalowych 1% S.

Graniczna wielkosc emisyjna dla SO2 – 35mg/Nm3 do 5mg/Nm3 dla paliw gazowych i gazu cieklego.

Graniczna wielkosc emisyjna dla NOx – 225mg/Nm3 dla paliw cieklych i gazowych.

7.5.6.4.Szwecja

Powietrze

Maksymalne stezenie SO2 z rafinerii (wg koncepcji klosza) dozwolone w roku 2000 wynosilo 800 mg/Nm3. Stosowanie paliw o zawartosci S powyzej 0,5% jest zabronione w calym kraju.

Odzysk siarki w tym i ze spalania gazów resztkowych na pochodni musi przekraczac 99%.

NOx i pyly musza byc ograniczone do granic wykonalnosci.

Calkowita emisja roczna dla rafinerii Scanraff w 2000 roku byla dozwolona na poziomie 2000t SO2/r i 1000t NOx/rok.

Stezenie pylów z krakingu katalitycznego nie moze przekraczac 75 mg/Nm3 (zdolnosc przerobowa rafinerii 10 mln ton ropy)

7.5.6.5.Wlochy

Maksymalne dozwolone stezenie SO2 z rafinerii (wg koncepcji klosza) w roku 2000 wynosilo 1700 mg/Nm3

7.5.6.6.Norwegia

W Norwegii nie stosuje sie standardów emisyjnych. Graniczne emisje ustala sie dla kazdego przypadku indywidualnie.

Norwegia ustanowila specjalne podatki dla zmniejszenia emisji CO2 i SO2. W 12 powiatach poludniowej i poludniowozachodniej Norwegii ciezki olej opalowy nie moze zawierac powyzej 1%S.

W pólnocnej czesci Norwegii dozwolone jest stosowanie ciezkich olejów o zawartosci do 2,5%S. Jednak z uwagi na podatek, olej ciezki o zaw. 2,5%S jest drozszy od oleju o 1%S i praktycznie nie jest stosowany.

7.5.6.7.Wielka Brytania

W Wielkiej Brytanii nie ma standardów emisyjnych dla rafinerii, ale wytyczne najlepszej dostepnej techniki podaja oczekiwane wielkosci emisji dla nowych instalacji. Istniejace instalacje maja

78

obowiazek osiagac standardy BATNEEC (najlepszej dostepnej techniki bez ponoszenia nadmiernych kosztów).

7.5.6.8.Irlandia

Tab. 7.5.6.8. Graniczne wielkosci emisyjne dla rafinerii w Irlandii

 

Substancja

Stezenie mg/m3

 

Rafinerie ropy

Rafinerie gazu

 

 

 

H2S

 

 

5

5

HF

 

 

5

-

 

 

 

 

 

Pyly

 

 

 

 

procesowe

 

100

 

z operacji materialowych

50

 

 

 

 

Lotne zwiazki organiczne

 

 

(jako

wegiel

calkowity

ograniczenie rocznej emisji

ograniczenie rocznej emisji

z wylaczeniem pylów)

 

 

NOx

 

 

ograniczenie rocznej emisji

350

SO2

 

 

 

 

ciekle paliwa rafineryjne

ograniczenie rocznej emisji

1700

odparowany LPG

5

 

inne paliwa gazowe

 

35

 

 

 

 

 

7.5.6.9.Francja

Powietrze

Maksymalne dozwolone stezenie SO2 w emisji z rafinerii okreslone metoda klosza od roku 2000 wynosi 1700 mg/Nm3.

Emisja do wody

W zaleznosci od kategorii rafinerii, strumienie masowe na tone wytwarzanego produktu sa ograniczane do nastepujacych wielkosci.

Tab.7.5.6.9. Graniczne wielkosci emisyjne dla rafinerii we Francji.

Kategoria rafinerii

 

 

 

Graniczny przeplyw

1

2

3

masowy

 

 

 

(srednia miesieczna)

 

 

 

Przeplyw wody [m3/t]

0,25

0,65

1

Zawiesina [g/t]

6

15

25

 

 

 

 

ChZT [g/t]

25

65

100

 

 

 

 

BZT5 [g/t]

6

15

25

Azot calkowity [g/t]

5

12,5

20

 

 

 

 

Weglowodory [g/t]

1,2

3

4

 

 

 

 

79

Fenole

 

0,06

0,15

0,25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

c.d. tabeli 7.5.6.9.

 

 

 

 

 

Kategoria rafinerii

 

 

 

 

Graniczny przeplyw

1

2

3

 

masowy

 

 

 

 

 

(srednia roczna)

 

 

 

 

Przeplyw wody [m3/t]

0,2

0,5

0,8

 

Zawiesina

[g/t]

5

12,5

20

 

 

 

 

 

 

 

ChZT

[g/t]

20

50

80

 

 

 

 

 

 

 

BZT5

[g/t]

5

12,5

20

 

Azot calkowity

[g/t]

4

10

16

 

 

 

 

 

 

 

Weglowodory

[g/t]

1

2,5

3

 

 

 

 

 

 

 

Fenole

[g/t]

0,05

0,125

0,2

 

 

 

 

 

 

 

80