ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021)

Таблица

3.489 - Отходы, образующиеся при эксплуатации систем слива и

налива сырья и товарных продуктов, присадок, реагентов

Удельное значение, кг/т продукции (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки трубопроводов и

емкостей от нефти и

0,00015

405,76

135,16

0,37

нефтепродуктов

Таблица 3.490 - Выбросы загрязняющих веществ от станций автоматического

смешения бензинов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,000040

0,52

0,084

0,0050

(исключая метан)

Углеводороды

0,000069

0,29

0,078

0,0506

предельные C6-C10

Этенилбензол

0,000000081

0,00016

0,000063

0,000030

(стирол)

Неорганизованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0014

0,00805

0,00508

0,0044

(исключая метан)

Углеводороды

0,0011

0,0053

0,0029

0,0026

предельные C6-C10

Этенилбензол

0,0000017

0,0000021

0,0000019

(стирол)

Таблица

3.491 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

станций автоматического смешения бензинов

Наименование

Удельное значение

энергетического

Ед. изм.

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

ресурса

значение

кВт·ч/т

Потребление

продукции

0,25

1,16

0,63

0,57

электроэнергии

(год)

470

Таблица

3.492

- Отходы, образующиеся при эксплуатации станций

автоматического смешения бензинов

Удельное значение, кг/т продукции (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов

0,000021

0,0064

0,0023

0,00075

от нефти и нефтепродуктов

Таблица

3.493 - Выбросы загрязняющих веществ от установок перекачки и

отгрузки углеводородных газов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,0011

0,0034

0,0022

0,0021

Азота оксид

0,00018

0,00056

0,00036

0,00035

Углерода оксид

0,036

0,22

0,12

0,11

Неорганизованные источники выбросов

Сероводород

0,00036

0,00052

0,00042

0,00038

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0024

0,0035

0,0028

0,0026

(исключая метан)

Таблица

3.494 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок перекачки и отгрузки углеводородных газов

Наименование

Удельное значение

энергетического

Ед. изм.

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

ресурса

значение

Охлаждающая

м³/т продукции

1,65

2,89

2,17

1,99

вода

(год)

Гкал/т

Потребление

продукции

0,020

0,029

0,025

0,026

пара

(год)

кВт·ч/т

Потребление

продукции

2,70

3,94

3,40

3,46

электроэнергии

(год)

471

Таблица 3.495 - Отходы, образующиеся при эксплуатации установок перекачки

и отгрузки углеводородных газов

Удельное значение, кг/т продукции (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Силикагель отработанный при

осушке воздуха и газов, не

0,014

0,036

0,026

0,029

загрязненный опасными

веществами

Таблица 3.496 - Выбросы загрязняющих веществ от объектов приема, хранения

и отпуска реагентов и присадок

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0037

0,029

0,013

0,0093

(исключая метан)

Углеводороды

0,0085

0,0403

0,022

0,019

предельные C6-C10

Неорганизованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,00033

0,0082

0,0037

0,0031

(исключая метан)

Углеводороды

0,00041

0,0101

0,0046

0,0039

предельные C6-C10

Таблица 3.497 - Отходы, образующиеся при эксплуатации объектов приема,

хранения и отпуска реагентов и присадок

Удельное значение, кг/т продукции (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроодов от нефти и

0,84

8,30

4,98

5,80

нефтепродуктов

472

Таблица

3.498 - Выбросы загрязняющих веществ от установок герметичных

систем налива нефтепродуктов с улавливанием паров углеводородов адсорбцией

и абсорбцией

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,016

0,18

0,085

0,062

Азота оксид

0,0026

0,029

0,014

0,010

Серы диоксид

0,0050

0,16

0,068

0,038

Углеводороды

0,018

0,14

0,062

0,038

предельные C1-C5

(исключая метан)

Углеводороды

0,0017

0,090

0,034

0,016

предельные C6-C10

Углерода оксид

0,0014

0,049

0,023

0,017

Таблица 3.499 - Выбросы загрязняющих веществ от участка сжиженных газов

товарно-сырьевой базы, включая продуктовый парк, авто и ж/д налив товарных

сжиженных газов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Метан

0,000024

0,000031

0,000027

Метилмеркаптан,

0,000017

0,000021

0,000019

этилмеркаптан

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0088

0,011

0,0099

(исключая метан)

Неорганизованные источники выбросов

Метилмеркаптан,

0,00000046

0,00000061

0,00000052

0,00000051

этилмеркаптан

Сероводород

0,000014

0,000019

0,000016

0,000015

Углеводороды

предельные C1-C5

0,016

0,021

0,018

0,017

(исключая метан)

Углеводороды

0,000059

0,000078

0,000066

0,000065

предельные C6-C10

473

Таблица

3.500 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

участка сжиженных газов товарно-сырьевой базы, включая продуктовый парк, авто

и ж/д налив товарных сжиженных газов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Потребление

кВт·ч/т

3,014

3,86

3,66

3,78

электроэнергии

продукции (год)

Гкал/т

Потребление пара

0,066

0,081

0,072

продукции (год)

Таблица

3.501

- Выбросы загрязняющих веществ от наливных эстакад

сжиженных газов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,0092

0,024

0,014

0,012

Азота оксид

0,0015

0,0039

0,0022

0,0019

Серы диоксид

0,0011

0,0032

0,0017

0,0014

Углерода оксид

0,0081

0,021

0,012

0,011

Таблица

3.502 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

наливных эстакад сжиженных газов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Гкал/т продукции

Потребление пара

0,0021

0,0026

0,0023

0,0022

(год)

Потребление

кВт·ч/т продукции

0,27

0,33

0,29

0,28

электроэнергии

(год)

м³/т продукции

Свежая вода

0,0015

0,0019

0,0016

(год)

474

Таблица 3.503 - Выбросы загрязняющих веществ от установок наливных эстакад

светлых нефтепродуктов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,0092

0,024

0,014

0,012

Азота оксид

0,0015

0,0039

0,0022

0,0019

Серы диоксид

0,0011

0,0032

0,0017

0,0014

Углеводороды

предельные C1-C5

0,00013

0,0011

0,00044

0,00014

(исключая метан)

Углеводороды

0,000040

0,00020

0,000090

0,000044

предельные C6-C10

Углерода оксид

0,0081

0,021

0,012

0,011

Таблица

3.504 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок наливных эстакад светлых нефтепродуктов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Гкал/т

Потребление пара

0,0023

0,0026

0,0024

0,0023

продукции (год)

Потребление

кВт·ч/т

0,025

0,029

0,027

0,026

электроэнергии

продукции (год)

м³/т продукции

Свежая вода

0,00028

0,00032

0,00030

0,00029

(год)

475

3.34 Комплексные (комбинированные) установки переработки

нефти

Таблица 3.505 - Выбросы загрязняющих веществ от комплексов глубокой переработки

нефтяного сырья (мазута), включающие секции висбрекинга, гидрокрекинга, получения

водорода, очистки нефтезаводских газов и товарно-сырьевой парк

Наименование

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,58

0,91

0,69

0,63

Азота оксид

0,24

0,53

0,31

0,26

Серы диоксид

0,72

3,04

1,22

0,84

Углеводороды

предельные C1-C5

0,000089

0,00012

0,000107

(исключая метан)

Углерода оксид

0,0079

0,11

0,068

0,066

Неорганизованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,015

0,021

0,018

(исключая метан)

Углеводороды

0,010

0,014

0,012

предельные C6-C10

Таблица 3.506 - Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации комплексов

глубокой переработки нефтяного сырья (мазута), включающие секции висбрекинга,

гидрокрекинга, получения водорода, очистки нефтезаводских газов и товарно-сырьевой

парк

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Антивспе-

кг/т переработан-

0,00045

0,0017

0,00073

0,00047

ниватель

ного сырья (год)

Диметил-

кг/т переработан-

0,0038

0,020

0,012

дисульфид

ного сырья (год)

кг/т переработан-

Диспергатор

0,0059

0,0073

0,0066

0,0067

ного сырья (год)

Гидроксид

кг/т переработан-

0,0025

0,011

0,0063

0,005

натрия

ного сырья (год)

Ингибитор

кг/т переработан-

коксообра-

0,011

0,019

0,013

0,012

ного сырья (год)

зования

476

Окончание таблицы 3.506

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Ингибитор

кг/т переработан-

0,0012

0,0015

0,0013

0,0012

коррозии

ного сырья (год)

кг/т переработан-

Морфолин

0,0069

0,011

0,0097

0,011

ного сырья (год)

кг/т переработан-

Нейтрализатор

0,00071

0,00098

0,00093

0,00097

ного сырья (год)

Полисульфид

кг/т переработан-

0,0050

0,0893

0,0204

0,0069

амония

ного сырья (год)

Серная

кг/т переработан-

0,0025

0,0043

0,0035

0,0036

кислота

ного сырья (год)

Тринатрий-

кг/т переработан-

0,0012

0,0018

0,0016

фосфат

ного сырья (год)

Таблица

3.507

- Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

комплексов глубокой переработки нефтяного сырья (мазута), включающие секции

висбрекинга, гидрокрекинга, получения водорода, очистки нефтезаводских газов и

товарно-сырьевой парк

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т переработан-

Оборотная вода

21,39

24,91

23,07

23,47

ного сырья (год)

Гкал/т

Потребление

переработанного

0,47

0,58

0,52

0,53

пара

сырья (год)

т.у.т./т

Потребление

переработанного

0,10

0,13

0,11

топлива (всего)

сырья (год)

Потребление

т.у.т./т

топлива

переработанного

0,095

0,13

0,11

0,10

(газового)

сырья (год)

Потребление

т.у.т./т

топлива

переработанного

0,00065

(жидкого)

сырья (год)

кВт·ч/т

Потребление

переработанного

70,62

77,15

72,32

71,74

электроэнергии

сырья (год)

м³/т переработан-

Оборотная вода

21,39

24,91

23,07

23,47

ного сырья (год)

477

Таблица

3.508

- Отходы, образующиеся при эксплуатации комплексов глубокой

переработки нефтяного сырья (мазута), включающие секции висбрекинга, гидрокрекинга,

получения водорода, очистки нефтезаводских газов и товарно-сырьевой парк

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

0,0021

0,0067

0,0041

нефтепродуктов

Таблица

3.509

- Выбросы загрязняющих веществ от комбинированных

установок, включающих предгидроочистку бензинов, каталитический риформинг,

изомеризацию, фракционирование сырья и продукции изомеризации, осушку и

очистку нефтезаводских газов, товарно-сырьевой парк

Наименование

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,58

0,91

0,69

0,63

Азота оксид

0,24

0,53

0,31

0,26

Серы диоксид

0,72

3,04

1,22

0,84

Углеводороды

предельные C1-C5

0,000089

0,00012

0,00011

(исключая метан)

Углерода оксид

0,0079

0,11

0,068

0,066

Неорганизованные источники выбросов

Бензол

0,011

0,016

0,013

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0068

0,0098

0,0081

0,0078

(исключая метан)

Углеводороды

0,041

0,059

0,049

0,047

предельные C6-C10

478

Таблица

3.510

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

комбинированных установок, включающих предгидроочистку бензинов,

каталитический риформинг, изомеризацию, фракционирование сырья и продукции

изомеризации, осушку и очистку нефтезаводских газов, товарно-сырьевой парк

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Водород

кг/т переработанного

0,0060

хлористый

сырья (год)

Диметил-

кг/т переработанного

0,00036

0,013

0,0031

0,00052

дисульфид

сырья (год)

Гидроксид

кг/т переработанного

0,21

0,25

0,24

0,25

натрия

сырья (год)

Ингибитор

кг/т переработанного

0,00081

0,0014

0,0011

0,00095

коррозии

сырья (год)

Метилди-

кг/т переработанного

0,00058

0,0011

0,00090

0,0010

этаноламин

сырья (год)

кг/т переработанного

Перхлорэтилен

0,18

0,197

0,19

0,191

сырья (год)

Серная

кг/т переработанного

0,015

0,064

0,047

0,057

кислота

сырья (год)

Тринатрий-

кг/т переработанного

0,00012

0,0025

0,0011

0,00021

фосфат

сырья (год)

Таблица

3.511 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

комбинированных установок, включающих предгидроочистку бензинов,

каталитический риформинг, изомеризацию, фракционирование сырья и продукции

изомеризации, осушку и очистку нефтезаводских газов, товарно-сырьевой парк

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Гкал/т

Потребление

переработанного

0,15

пара

сырья (год)

т.у.т./т

Потребление

переработанного

0,12

0,14

0,12

топлива (всего)

сырья (год)

Потребление

т.у.т./т

топлива

переработанного

0,12

0,14

0,13

0,12

(газового)

сырья (год)

479

Окончание таблицы 3.511

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

кВт·ч/т

Потребление

переработанного

79,28

87,064

81,99

81,10

электроэнергии

сырья (год)

м³/т

Оборотная вода

переработанного

17,61

19,72

18,50

18,74

сырья (год)

Таблица 3.512 - Отходы, образующиеся при эксплуатации комбинированных

установок, включающих предгидроочистку бензинов, каталитический риформинг,

изомеризацию, фракционирование сырья и продукции изомеризации, осушку и

очистку нефтезаводских газов, товарно-сырьевой парк

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

0,0022

0,0029

0,0025

нефтепродуктов

480

3.36 Другие процессы

Таблица 3.513 - Выбросы загрязняющих веществ от установок приготовления

парафинов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Углеводороды

0,00036

0,00042

0,00039

0,00040

предельные C12-C19

Минеральное масло

0,0023

0,0026

0,0025

Таблица

3.514 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок приготовления парафинов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т продукции

Оборотная вода

0,35

0,52

0,42

0,40

(год)

Гкал/т продукции

Потребление пара

0,075

0,090

0,084

0,085

(год)

Потребление

кВт·ч/т продукции

0,86

2,07

1,48

1,46

электроэнергии

(год)

м³/т продукции

Свежая вода

0,0011

0,0065

0,0037

0,0036

(год)

Теплофикационная

м³/т продукции

0,051

0,063

0,056

вода

(год)

Таблица

3.515

- Отходы, образующиеся при эксплуатации установок

приготовления парафинов

Удельное значение, кг/т продукции (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

0,064

0,12

0,077

0,069

нефтепродуктов

481

Таблица 3.516 - Выбросы загрязняющих веществ от установок перколяционной

очистки твердых парафинов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Углеводороды

0,000089

0,00012

0,00011

предельные C12-C19

Минеральное масло

0,00012

0,00016

0,00014

Таблица

3.517

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок перколяционной очистки твердых парафинов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Адсорбенты

т/т продукции (год)

0,0047

0,0089

0,0074

0,0078

Таблица

3.518 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок перколяционной очистки твердых парафинов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т продукции

Оборотная вода

1,07

4,36

3,47

3,94

(год)

Гкал/т продукции

Потребление пара

1,47

3,30

2,72

2,86

(год)

Потребление

кВт·ч/т

4,57

42,53

29,41

37,00

электроэнергии

продукции (год)

м³/т продукции

Свежая вода

0,017

0,035

0,029

0,031

(год)

Теплофикационная

м³/т продукции

0,60

1,16

0,86

0,84

вода

(год)

482

Таблица

3.519

- Отходы, образующиеся при эксплуатации установок

перколяционной очистки твердых парафинов

Удельное значение, кг/т продукции (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

1,60

4,03

2,63

2,57

нефтепродуктов

Таблица 3.520 - Выбросы загрязняющих веществ для установок получения и

отгрузки аминов

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,0011

0,0034

0,0022

0,0021

Азота оксид

0,00018

0,00056

0,00036

0,00035

Метан

0,0022

0,0030

0,0025

Сероводород

0,0012

0,0017

0,0014

Углерод (Сажа)

0,0012

Углерода оксид

0,036

0,22

0,12

0,11

Таблица

3.521

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок получения и отгрузки аминов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Аммиак жидкий

т/т продукции (год)

0,42

0,46

0,44

технический вал

Биоцид

т/т продукции (год)

0,000060

0,00084

0,00045

0,00029

Ингибитор-

дисперсант

т/т продукции (год)

0,000069

0,00029

0,00016

0,00011

солеотложений

и коррозии

Катализатор

т/т продукции (год)

0,000099

0,00011

0,00010

Гидроксид

т/т продукции (год)

0,0048

0,0072

0,0062

0,0065

натрия

483

Таблица

3.522 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок получения и отгрузки аминов

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т продукции

Оборотная вода

18,30

60,91

37, 12

31, 11

(год)

Охлаждающая

м³/т продукции

13,45

26,47

18,96

17,40

вода

(год)

Гкал/т

Потребление пара

7,87

11,62

9,95

10,54

продукции (год)

Потребление

т.у.т./т

0,32

0,52

0,42

0,43

топлива (газового)

продукции (год)

Потребление

кВт·ч/т

475,23

688,30

562,89

529,21

электроэнергии

продукции (год)

Таблица

3.523

- Выбросы загрязняющих веществ от установок получения

алкилбензолсульфокислоты, включающих следующие стадии: фракционирование

парафинов, получение олефинов, алкилирование бензола олефинами,

сульфирование алкилбензола, нейтрализация алкилбензолсульфокислоты

Наименование

Удельное значение, кг/т продукции (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,043

0,057

0,048

0,045

Азота оксид

0,018

0,041

0,024

0,018

Метан

0,0015

0,013

0,0103

0,012

Метилбензол

0,00018

0,00024

0,00020

0,00018

(толуол)

Серы диоксид

0,011

0,024

0,018

0,017

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0030

0,0041

0,0033

0,0031

(исключая метан)

Углеводороды

0,00086

0,0012

0,00095

0,00089

предельные C6-C10

Углерода оксид

0,00011

0,019

0,0080

0,0070

Неорганизованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,23

0,31

0,25

0,24

(исключая метан)

Углеводороды

0,24

0,33

0,27

0,25

предельные C6-C10

484

Таблица

3.524

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок

получения алкилбензолсульфокислоты, включающих следующие

стадии: фракционирование парафинов, получение олефинов, алкилирование

бензола

олефинами,

сульфирование

алкилбензола,

нейтрализация

алкилбензолсульфокислоты

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Водород

кг/т продукции (год)

0,29

фтористый

Гидроокись калия

кг/т продукции (год)

0,013

0,108

0,073

0,094

Диметилдисульфид

кг/т продукции (год)

0,0021

0,0079

0,0043

0,0029

Гидроксид натрия

кг/т продукции (год)

2,26

2,96

2,68

2,80

Известь гашенная

кг/т продукции (год)

0,053

0,21

0,13

0,109

Ингибитор

кг/т продукции (год)

0,0017

0,00193

0,0019

коррозии

Поглотитель

кг/т продукции (год)

0,00072

0,00096

0,00085

0,00086

кислорода

Теплоноситель

кг/т продукции (год)

0,046

0,108

0,091

0,10

Таблица

3.525 - Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

установок получения алкилбензолсульфокислоты, включающих следующие

стадии: фракционирование парафинов, получение олефинов, алкилирование

бензола

олефинами,

сульфирование

алкилбензола,

нейтрализация

алкилбензолсульфокислоты

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т продукции

Оборотная вода

118,69

162,41

131,35

127,91

(год)

Гкал/т продукции

Потребление пара

0,55

0,62

0,57

0,56

(год)

Потребление

т.у.т./т продукции

0,34

0,36

0,35

0,36

топлива (всего)

(год)

Потребление

т.у.т./т продукции

0,14

0,29

0,19

0,17

топлива (газового)

(год)

Потребление

т.у.т./т продукции

0,059

0,23

0,16

0,18

топлива (жидкого)

(год)

Потребление

кВт·ч/т продукции

259,39

352,71

293,91

281,34

электроэнергии

(год)

485

Раздел 4 Определение наилучших доступных технологий

В Российской Федерации критерии определения технологии в качестве

наилучшей доступной технологии установлены статьей 28.1 Федерального закона

от 10 января 2002 года № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды». Применение

наилучших доступных технологий направлено на комплексное предотвращение

или минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. Сочетанием

критериев достижения целей охраны окружающей среды для определения НДТ

являются:

а) наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в

расчете на единицу времени или объем производимой продукции (товара),

выполняемой работы, оказываемой услуги либо другие предусмотренные

международными договорами Российской Федерации показатели;

б) экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации;

в) применение ресурсо- и энергосберегающих методов;

г)

период ее внедрения;

д) промышленное внедрение этой технологии на двух и более объектах,

оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

Статья 28.1 Федерального закона также устанавливает следующее:

а) порядок определения технологии в качестве НДТ устанавливается

Правительством Российской Федерации;

б) определение технологических процессов, оборудования, технических

способов, методов в качестве НДТ для конкретной области применения,

утверждение методических рекомендаций по определению технологии в качестве

наилучшей

доступной

технологии

осуществляются

уполномоченным

Правительством Российской Федерации федеральным органом исполнительной

власти, который создает технические рабочие группы, включающие экспертов

заинтересованных

федеральных

органов

исполнительной

власти,

государственных научных организаций, коммерческих и некоммерческих

организаций, в том числе государственных корпораций.

Порядок определения технологии в качестве наилучшей доступной

технологии определен Постановлением Правительства Российской Федерации от

23 декабря 2014 г. № 1458, которым утверждены Правила определения технологии

в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и

опубликования информационно-технических справочников по наилучшим

доступным технологиям.

Методические рекомендации по определению технологии в качестве

наилучшей доступной технологии, в которых уточнены критериев для всех

элементов производства, в соответствии с которыми они соответствуют понятию

НДТ, утверждены приказом Министерства промышленности и торговли Российской

Федерации от 23 августа 2019 г. № 3134.

487

В качестве источников информации о применяемых на практике технологиях,

относящихся к НДТ, были использованы сведения, полученные в результате

анкетирования предприятий отрасли, результаты научно-исследовательских

работ, публикаций, а также информация, полученная в ходе консультаций с

профильными экспертами.

Основные технологические процессы и технические решения описаны в

разделе 2. При разработке справочника была проанализирована информация о

разнообразных технологических процессах, реализованных на российских

предприятиях.

Информация разделов 2 и 3 настоящего справочника положена в основу

экспертного анализа при выборе НДТ. Также принята во внимание международная

и отечественная практика отнесения систем экологического и энергетического

менеджмента к НДТ для различных видов деятельности, в том числе получившая

отражение в таких справочниках, как российский и европейский справочники по

энергоэффективности - ИТС 48-2017 «Повышение энергетической эффективности

при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности» и «Reference

Document on Best Available Techniques for Energy Efficiency» (2009).

При определении технологических процессов, технических способов,

методов в качестве наилучшей доступной технологии члены ТРГ 30 учитывали

требование выбора НДТ, наилучшим образом сочетающих критерии достижения

целей охраны окружающей среды, изложенное в ст. 28.1 Федерального закона от

10январпя 2002 года № 7 ФЗ «Об охране окружающей среды».

Критерий

- наименьший уровень негативного воздействия на

окружающую среду. Предполагает обеспечение комплексной защиты окружающей

среды, минимизацию воздействия на ее различные компоненты. Поэтому в

контексте настоящего справочника НДТ речь шла об идентификации спектра

решений, использование которых позволяет сократить эмиссии загрязняющих

веществ в атмосферный воздух и водные объекты, обеспечить функционирование

водооборотных циклов, оптимизировать обращение с отходами и снизить их

количество.

Критерий

- вопросы экономической эффективности внедрения и

эксплуатации технологии. Рассмотрены только в тех случаях, когда членам

ТРГ 30 удавалось получить надежные данные от предприятий, внедривших

конкретные технологические, технические или управленческие решения,

позволяющие достичь высокого уровня защиты окружающей среды и

ресурсоэффективности

производства.

Компании,

реализующие

виды

деятельности, отнесенные к области применения настоящего справочника НДТ,

публикуют сведения о затратах на природоохранные мероприятия и о результатах,

достигнутых в результате выполнения конкретных программ (в том числе

направленных на эколого-технологическую модернизацию производства).

Критерий

- применение ресурсо- и энергосберегающих методов.

Оценивали по таким показателям, как потребление энергии, сырья, воды и

вспомогательных веществ в расчете на единицу переработанного сырья или

488

произведенной продукции. При переработке нефти воздействие на окружающую

среду во многом обусловлено именно использованием энергии. В связи с этим

решения, направленные на повышение эффективности, и собственно

природоохранные решения (как первичные, «встроенные» в технологические

процессы, так и технику защиты окружающей среды) рассматривали как

равнозначные, считая, что критерии 1 и 3 являются приоритетными при выборе

НДТ для областей применения настоящего справочника НДТ.

В тех случаях, когда известны надежные данные о количественных

показателях по двум основным критериям отнесения технологических и

технических решений к НДТ (критерии 1 и 3), определяли интервалы значений,

соответствующих лучшей и наиболее широко распространенной практике

российских предприятий. В других случаях принимали во внимание оценки, данные

экспертами в соответствующих областях применения НДТ.

Критерий

- период внедрения НДТ. Оценивали также с учетом

необходимости проведения значительной реконструкции технологических

процессов и модернизации оборудования, возможности последовательного

улучшения показателей ресурсоэффективности и экологической результативности

путем внедрения технических усовершенствований и процедур в рамках систем

экологического и энергетического менеджмента.

Критерий 5 - факт промышленного внедрения технологии на двух и более

объектах, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду. В

области распространения данного справочника устанавливали по результатам

обработки анкет, поступивших от предприятий. Также учитывали позиции

экспертов, принимавших участие в разработке и обсуждении проекта настоящего

справочника НДТ.

Наилучшие доступные технологии и методы, а также, в необходимых

случаях, соответствующие им технологические показатели (значения концентрации

эмиссий) определялись технической рабочей группой применительно к основным и

вспомогательным процессам переработки нефти, описание которых приведено в

Разделе 2.

489

Раздел 5 Наилучшие доступные технологии

Настоящий раздел содержит перечень НДТ, применяемых в технологических

процессах переработки нефти. Выбор НДТ осуществлялся в соответствии с

критериями определения технологии (технологического процесса, метода, способа,

подхода и др.) в качестве наилучшей доступной технологии, изложенными в

разделе 4 настоящего Справочника.

Согласно п.1 ст. 28.1. Федерального закона от 10 января 2002 года № 7-ФЗ

«Об охране окружающей среды», применение наилучших доступных технологий

направлено на комплексное предотвращение и (или) минимизацию негативного

воздействия на окружающую среду. С учетом этого принципа были выявлены НДТ

для процессов переработки нефти, направленные на снижение негативного

воздействия на окружающую среду, и установлены для них технологические

показатели. Перечень маркерных веществ и технологические показатели для

выбросов загрязняющих веществ установок переработки нефти установлены на

основе следующих подходов:

При формировании перечня маркерных веществ учитывали те

вещества, на долю которых приходится суммарно не менее 85% от валового

значения выбросов загрязняющих веществ;

При определении технологических показателей учитывали как

организованные, так и неорганизованные источники выбросов установок

переработки нефти;

В случае отсутствия в соответствующих разделах справочника

маркерных веществ для комплексной (комбинированной) установки переработки

нефти, маркерные вещества для комплексной (комбинированной) установки

переработки нефти определяются как набор маркерных веществ, установленных

для отдельных установок, входящих в состав комбинированной (комплексной)

установки;

В случае отсутствия в соответствующих разделах справочника

технологических показателей для комплексной (комбинированной) установки

переработки

нефти

технологические

показатели

для

комплексной

(комбинированной) установки переработки нефти определяются как сумма

технологических показателей для выбросов загрязняющих веществ,

установленных для отдельных установок, входящих в состав комбинированной

(комплексной) установки;

Перечень маркерных веществ и технологические показатели для

загрязняющих веществ в сбросах нефтеперерабатывающих заводов после

очистных сооружений в зависимости от объекта отведения (отведение в

централизованные системы водоотведения или отведение в природные объекты)

установлены на основе следующих подходов:

При формировании перечня маркерных веществ учитывали те

загрязняющие вещества, на долю которых приходится суммарно не менее 85% от

валового значения сбросов загрязняющих веществ.

490

5.1 Общеприменимые наилучшие доступные технологии при

переработке нефти

НДТ 1. Система экологического менеджмента

Система экологического менеджмента является частью системы

менеджмента организации, которая направлена на предотвращения загрязнений,

связанных с производственно-хозяйственной деятельностью, защиту окружающей

среды и постоянное улучшение общей экологической результативности

предприятия.

Настоящая НДТ включает, в зависимости от конкретных условий, следующие

подходы и мероприятия:

- определение экологических приоритетов предприятия;

- разработку планов действий на основе: ответственности и компетентности

персонала, системности действий; обучения, информированности и участия

персонала в реализации мероприятий, связанных с внедрением принципов

экологического менеджмента;

- анализ достигнутых результатов на основе производственного

экологического контроля, внутреннего и (или) независимого внешнего аудита и

проведение корректирующих мероприятий с ведением соответствующего учета.

В состав дополнительных мероприятий, которые являются желательным, но

необязательным условием соответствия НДТ 1, входят:

- внедрение и соблюдение требований добровольных стандартов и систем,

признанных на международном уровне ISO 14001, ISO 18001, EMAS;

- регулярную подготовку и размещение в открытом доступе (возможно, при

внешней проверке) экологической декларации с описанием всех существенных

экологических аспектов деятельности предприятия, что позволяет сопоставлять

решение экологических задач и достижение экологических целей, как с

предшествующими годами, так и достижениями других предприятий отрасли.

НДТ 2. Система энергетического менеджмента

Воздействие предприятий, осуществляющих переработку нефти, на

окружающую среду в том числе обусловлено и высокой энергоемкостью

технологических

процессов,

следовательно,

система

энергетического

менеджмента может стать инструментом повышения энергоэффективности и

сокращения негативного воздействия на окружающую среду.

Настоящая НДТ включает, в зависимости от конкретных условий, следующие

подходы и мероприятия:

- формирование

анализ

выполнения

целевых

показателей

энергоэффективности (удельный расход электроэнергии, топлива, тепловые

потери и др.);

492

- формование и реализацию Программы повышения энергоэффективности;

- проведение

сертификационных

(ресертификационных)

аудитов

энергоменеджмента предприятия в соответствии с ISO

50001. Заключение

договоров с сертификационным органом;

- поиск и внедрение новых технологий энергосбережения;

- разработку проектов технического учета энергии;

- формирование энергетических целей и задач;

- проведение бенчмаркинга удельных расходов энергетических ресурсов и

внедрение лучших практик;

- проведение рейтинговой оценки предприятия;

- проведение

перекрестных

внутренних

аудитов

системы

энергоменеджмента;

- организацию и проведение обучающих семинаров для сотрудников

основных процессных управлений по требованиям системы энергетического

менеджмента;

- информационное

сопровождение

функционирования

системы

энергоменеджмента (подготовка плакатов, брошюр по энергоэффективности и др.);

- реализацию ИТ-проектов, информационно-аналитических систем по

направлению энергоменеджмента;

- разработку, утверждение и актуализацию нормативно-методологической

документации в части энергоменеджмента.

НДТ 3. Система менеджмента измерений

Эффективная система менеджмента измерений обеспечивает пригодность

измерительного оборудования и процессов измерений для их предполагаемого

использования и имеет большое значение для достижения целей в области

качества продукции и благодаря снижению вероятности появления недостоверных

результатов измерений. Цель системы менеджмента измерений состоит в

управлении измерительным оборудованием и процессами измерений,

позволяющем

контролировать

достоверность

результатов

измерений

характеристик, влияющих на качество продукции. Система менеджмента

измерений предусматривает проверку измерительного оборудования и

применение статистических методов управления процессом измерений.

Настоящая НДТ включает, в зависимости от конкретных условий, следующие

подходы и мероприятия:

- обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение

эффективности метрологического обеспечения производства;

493

- внедрение в практику современных методов и средств измерений,

направленное на повышение уровня эффективности производства, технического

уровня и качества продукции;

- организацию и проведение поверки/калибровки и ремонта средств

измерений, находящихся в эксплуатации;

- проведение метрологической экспертизы технических заданий, проектной,

конструкторской и технологической документации, проектов стандартов и других

нормативных документов;

- проведение работ по метрологическому обеспечению производства;

- участие в аттестации испытательных подразделений, в подготовке к

аттестации производств и систем качества;

- осуществление метрологического надзора за состоянием и применением

средств измерений, аттестованными методиками выполнения измерений,

эталонами, применяемыми для поверки средств измерений, за соблюдением

метрологических норм и правил, нормативных документов по обеспечению

единства измерений на предприятии;

- формирование и ведение информационных ресурсов в области

обеспечения единства измерений;

- установление целей, задач и методов организации метрологической

деятельности;

- организацию обучения и повышения квалификации специалистов

метрологических служб.

НДТ 4. Регламентная работа в штатной ситуации и наличие плана действий

в нештатной или аварийной ситуации

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- установление договорных отношений между двумя или более

юридическими и (или) физическими лицами, эксплуатирующими отдельные

производственные объекты, находящиеся на территории одной технологической

(промышленной) площадки, с целью развития сотрудничества по вопросам охраны

окружающей среды и безопасности, организации труда и здоровья персонала;

- разработку, утверждение и актуализацию планов действий при

возникновении нештатной или аварийной ситуации как на уровне предприятия, так

и на всех производственных объектах или промышленных площадках предприятия;

- проведение практических учений, тренировок по локализации и ликвидации

нештатной или аварийной ситуации;

- анализ нештатной или аварийной ситуации, произошедших на предприятии,

а также на других подобных предприятиях с целью извлечения уроков и выработки

мер по предупреждению ЧС.

494

НДТ 5. Подготовка и обучение персонала

НДТ включает наличие у предприятия программы повышения квалификации

персонала (стажировок, переподготовки, аттестаций и т. п.), задействованного в

основных и вспомогательных технологических процессах по переработке нефти.

НДТ 6. Использование альтернативных источников энергии в энергетическом

балансе нефтеперерабатывающих предприятий.

НДТ распространяется на способы производства энергии из альтернативных

источников (солнечная энергия, энергия ветра, воды, геотермальных источников и

др.) на нефтеперерабатывающих предприятиях.

НДТ включает там, где это применимо, использование энергии, получаемой

из альтернативных источников (солнечная энергия, энергия ветра, воды,

геотермальных источников и др.) на основных и вспомогательных объектах

нефтепереработки.

5.2 Общеотраслевые наилучшие доступные технологии,

применимые при переработке нефти

Приведенные ниже общеотраслевые наилучшие доступные технологии

могут быть использованы при эксплуатации основных и вспомогательных

установок по переработке нефти в том случае, когда их применение технологически

и экономически обосновано и будет способствовать снижению негативного

воздействия на окружающую среду.

НДТ 7. Сокращение выбросов загрязняющих веществ от технологических

печей основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- сокращение потребления жидкого топлива на технологических установках

нефтеперерабатывающих заводов за счет использования природного газа;

- оптимизацию работы технологических печей на установках переработки

нефти с целью сокращения выбросов в атмосферу и повышения

энергоэффективности предприятия;

- применение горелочных устройств улучшенной конструкции, оснащение

технологических печей горелками с низким образованием оксидов азота.

НДТ 8. Сокращение выбросов пыли, образующейся при эксплуатации

основных и вспомогательных установок по переработки нефти

495

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- использование электрофильтров;

- использование рукавных фильтров;

- использование многоступенчатых циклонных сепараторов или вихревых

трубчатых сепараторов;

- использование центробежных промывателей и скрубберов Вентури;

- использование керамических или металлокерамических фильтров с

обратной промывкой.

НДТ

9. Сокращение выбросов оксидов азота, образующихся при

эксплуатации основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- снижение соотношения воздух/топливо при подаче в горелочное

устройство;

- ступенчатое сжигание топлива;

- рециркуляцию дымового газа;

- использование специальных горелок, обеспечивающих пониженное

образование оксидов азота;

- использование приемов доочистки: селективного каталитического и

некаталитического восстановления оксидов азота, низкотемпературного окисления

оксидов азота.

НДТ

10. Сокращение выбросов оксидов серы, образующихся при

эксплуатации основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- использование каталитических присадок;

- использование установок очистки отходящих газов (применение мокрых

скрубберов, регенеративной и нерегеративной очистки и др.);

- каталитическое окисление оксидов серы.

НДТ 11. Сокращение выбросов оксида углерода, образующихся при

эксплуатации основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- оптимизацию процесса горения;

496

- использование катализаторов с промоторами окисления оксида углерода;

- использование устройств дожига оксида углерода.

НДТ 12. Применение комплексного подхода к сокращению выбросов

загрязняющих веществ, образующихся при эксплуатации основных и

вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующий подход:

- использование комбинированных технологий очистки газов от смеси

оксидов серы и азота, включающей стадии удаления пыли, каталитического

окисления оксидов серы и восстановления оксидов азота.

НДТ

13. Сокращение выбросов сероводорода, образующегося при

эксплуатации основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы:

- использование технологий аминовой очистки и доочистки отходящих газов

с блоком регенерации амина;

- переработк сероводорода в товарную продукцию (серу, серную кислоту).

НДТ

14. Сокращение выбросов углеводородов, образующихся при

эксплуатации основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- применение систем улавливания и рекуперации паров углеводородов с

использованием технологий абсорбции, адсорбции, мембраной сепарации,

двухступенчатой низкотемпературной конденсацией;

- термическое и каталитическое окисление летучих органических

соединений;

- использование насосов и агрегатов с двойными торцевыми уплотнениями;

- применение для компрессоров на линиях всасывания и нагнетания

отсекающих устройств с дистанционным управлением, а также использование

сепараторов на всасывающих линиях компрессоров;

- возможность сброса содержимого аппаратов в закрытые дренажные

емкости для предотвращения попадания технологических сред в окружающую

среду при аварийных остановках технологических установок;

- улавливание выбросов газовых сред от предохранительных клапанов и

направление их в факельные системы или для выработки вторичной энергии

497

НДТ 15. Снижение потребления тепловой энергии при эксплуатации

основных и вспомогательных установок по переработке нефти

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- интеграцию тепловых потоков - позволяет оптимизировать потребление

тепла, необходимого для различных процессов, за счет обмена теплом между

потоками;

- использование устройств рекуперации энергии, например, котлов-

утилизаторов, турбодетандерных агрегатов и др.;

- сокращение потребления пара за счет контроля клапанов дренажной

системы.

НДТ 16. Обращение со сточными водами

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- применение комбинированной обработки потоков технологической и

охлаждающей воды путем внедрения процессов сегрегации с целью эффективной

очистки получаемых менее и более концентрируемых сточных вод;

- оптимизацию процесса отделения твердых частиц и нефтепродуктов перед

подачей сточных вод на очистные сооружения;

- очистку и повторное использование в технологических процессах

переработки нефти сточных вод с целью сокращения забора свежей воды;

- локальную очистку образующихся сточных вод;

- использование нескольких канализационно-насосных станций меньшей

мощности вместо одной станции с большей мощностью.

НДТ 17. Обращение с нефтешламами

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- предварительную очистку нефтешлама с целью осушения и/или

обезмасливания с помощью центробежных декантеров или паровых сушилок для

снижения общего объема шлама;

- повторное использование шлама на технологических установках в случае,

если шлам соответствует необходимым требованиям;

- использование биотехнологической утилизации шламов

498

5.3 Наилучшие доступные технологии, применимые для

конкретных установок по переработке нефти

Приведенные ниже НДТ могут быть использованы при эксплуатации

конкретных установок по переработке нефти в том случае, когда их применение

технологически и экономически обосновано и будет способствовать снижению

негативного воздействия на окружающую среду.

При эксплуатации технологических установок, для которых приведены НДТ в

данном разделе, также могут быть применены общеприменимые и

общеотраслевые НДТ, представленные в 5.2 и 5.3.

В случае если для конкретных установок не приведены НДТ, то следует

руководствоваться

общеприменимыми

общеотраслевыми

НДТ,

представленными в 5.2 и 5.3.

НДТ 18. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации электрообессоливающих установок для обессоливания и

обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- сокращение потребления промывочной воды на установках ЭЛОУ за счет

применения современных высокоэффективных деэмульгаторов, системы

многоступенчатого обессоливания и дополнительной стадии сепарации;

- установку регуляторов уровня поверхности раздела фаз для обеспечения

нормальной эксплуатации установки ЭЛОУ и снижения количества нефти,

попадающей в сточные воды;

- повторное использование воды (технологических водных конденсатов) для

обессоливания с целью снижения нагрузки на очистные сооружения и уменьшения

объемов потребляемой воды.

НДТ 19. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок атмосферной, атмосферно-вакуумной и вакуумной

перегонки нефти и нефтепродуктов

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- очистку сточных вод установок атмосферной, атомосферно-вакуумной и

вакуумной перегонки нефти и нефтепродуктов в отпарных и окислительных

колоннах;

- использование сточных вод, образующихся в конденсаторах вакуумных

колонн установок атмосферно-вакуумной и вакуумной перегонки нефти и

нефтепродуктов, на установке ЭЛОУ;

499

- использование жидкостно-кольцевых вакуумных насосов, поверхностных

конденсаторов,

вихревых

эжекторов

замкнутых

конденсационно-

вакуумсоздающих систем на установках атмосферно-вакуумной и вакуумной

перегонки нефти и нефтепродуктов с целью сокращения образования сточных вод;

- утилизацию неконденсируемых дымовых газов и паров вакуумных

эжекторов установок атмосферно-вакуумной и вакуумной перегонки нефти и

нефтепродуктов за счет их направления на установки очистки кислых газов;

- повышение энергоэффективности установок атмосферной, атмосферно-

вакуумной и вакуумной перегонки нефти и нефтепродуктов путем оптимизации

схемы управления, теплообмена и рекуперации тепла, использования метода

дробной перегонки с применением двух отбензинивающих колонн,

газогенераторной

установки

(при

необходимости)

пластинчатых

теплообменников.

НДТ 20. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок получения технического углерода

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- улавливание, охлаждение и утилизацию продуктов процесса производства

технического углерода;

- получение технического углерода под избыточным давлением в

герметичном оборудовании;

- сжигание отходящих газов в процессе получения технического углерода в

паровых котлах;

- использование коагулянтов и флокулянтов при очистке сточных вод,

образующихся на установках по производству технического углерода.

НДТ 21. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок коксования.

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- сбор и утилизацию коксовой мелочи на установках коксования;

- использование замкнутой арретирующей системы продувки для сброса

давления с коксового барабана на установках коксования;

- рекуперацию коксового газа отдувки и использование его в качестве

топливного газа.

НДТ 22. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок каталитического крекинга

500

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- комплексный подход к оптимизации процесса регенерации катализатора

процесса каталитического крекинга: снижение избытка кислорода в дымовых газах

регенерации, снижение температуры в слое катализатора при регенерации,

перераспределение подачи воздуха на установках с неполным сжиганием кокса на

стадию дожига оксида углерода в выносном котле;

- применение промоторов восстановления оксидов азота оксидом углерода в

процессе регенерации катализатора процесса каталитического крекинга,

работающих в режиме полного дожига;

- удаление оксидов азота из дымовых газов процесса регенерации

катализатора процесса каталитического крекинга путем селективного

некаталитического восстановления оксидов азота;

- удаление оксидов азота из дымовых газов регенерации в процессе

каталитического крекинга путем низкотемпературного каталитического окисления

озоном с последующим поглощением образующегося оксида водой;

- сокращение выбросов оксидов серы в процессе регенерации катализаторов

каталитического крекинга путем использования промоторов связывания

(специальных добавок к основному катализатору);

- сокращение выбросов оксидов серы в процессе регенерации катализаторов

каталитического крекинга за счет мокрой очистки (промывки) дымовых газов

регенерации щелочными растворами в высокоэффективных контактных

устройствах;

- сокращение выбросов оксида углерода в процессе регенерации

катализаторов каталитического крекинга с полным дожигом за счет использования

промоторов дожига;

- сокращение выбросов оксида углерода в процессе регенерации

катализаторов каталитического крекинга с неполным дожигом за счет полного

окисление оксида углерода в отдельном аппарате при температуре 850-1100 °С;

- использование катализаторов процесса каталитического крекинга с

максимальной стойкостью к истиранию;

- применение дополнительных ступеней выносных сепарационных

устройств, включающих в себя батареи высокоэффективных циклонов для

отделения катализаторной пыли от дымовых газов при регенерации катализатора

в процессе каталитического крекинга;

- применение электрофильтров, для отделения катализаторной пыли от

дымовых газов регенерации в процессе каталитического крекинга;

- применение фильтров с керамическими или металлическими

фильтрующими элементами для отделения катализаторной пыли от дымовых

газов регенерации в процессе каталитического крекинга.

501

НДТ 23. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок алкилирования

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- применение мокрой очистки щелочным раствором неконденсирующегося

газа в процессе фтористоводородного алкилирования перед отводом на факел для

предотвращения выбросов фтористоводородной кислоты в воздух;

- нейтрализацию

сточных

вод,

образующихся

процессе

фтористоводородного алкилирования;

- сепарацию нерастворимых компонентов, образовавшихся на первом этапе

процесса фтористоводородного алкилирования;

- снижение расхода серной кислоты за счет регенерации отработанной

кислоты в процессе сернокислотного алкилирования;

- нейтрализацию сточных вод, образующихся в процессе сернокислотного

алкилирования.

НДТ 24. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок, на которых протекают процессы с участием водорода

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- осушку водородсодержащего газа и сырья в гидрогенизационных процессах

и процессах изомеризации;

- выбор современных катализаторов гидрогенизационных процессов,

позволяющих снизить температуру процессов;

- использование для процесса гидрокрекинга центробежных насосов с

торцевыми уплотнениями, оснащенных системами контроля подшипников по

температуре с сигнализацией предельных значений и блокировкой при

превышении этого параметра.

НДТ 25. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок при эксплуатации установок каталитического риформинга

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- использование катализаторов для процессов каталитической риформинга,

не требующих промотирования хлорсодержащими соединениями;

502

- очистку дымовых газов в процессе регенерации катализаторов

каталитического риформинга от хлорсодержащих соединений за счет непрерывной

рециркуляции газа регенерации через абсорбирующий слой поглотителя.

НДТ 26. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации установок экстракционной очистки

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- предотвращение и сокращение выбросов загрязняющих веществ за счет

использования многократной экстракции растворителями в процессах

деасфальтизации, селективной очистки масляного сырья и депарафинизации

рафината селективной очистки;

- предотвращение и сокращение выбросов загрязняющих веществ за счет

использования системы циркуляции горячего масла с фильтрацией через

масляный, газовый или электрический нагреватель в процессе деасфальтизации,

селективной очистки масляного сырья, депарафинизации рафината селективной

очистки и адсорбционной очистки базовых масел;

- использование менее токсичных и опасных растворителей в процессе

экстракционной очистки.

НДТ 27. Снижение негативного воздействия на окружающую среду при

эксплуатации котельных установок

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- периодическую

очистку

поверхности

нагрева

котельных

для

предотвращения уноса сажевых образований вместе с паром;

- осуществление контроля за качеством сырья котельных установок для

предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу с котельных установок;

- проведение мероприятий, направленных на исключение попадания

котельного топлива в системы бытовой и ливневой канализации, а также в

поверхностные водные объекты и почву.

НДТ 28. Снижение негативного воздействия на окружающую среду от

объектов товарно-сырьевого парка

Настоящая НДТ предусматривает, в зависимости от конкретных условий,

следующие подходы и мероприятия:

- использование резервуаров специальной конструкции с уменьшенным

объемом газового пространства и со специальными уплотнителями;

503

- применение системы управления и контроля за эксплуатацией

резервуаров, обнаружения утечек и переливов;

- пропарку и подготовку цистерн с использованием замкнутых

рециркуляционных систем и высокоэффективных моющих реагентов.

5.4 Технологические показатели для установок по переработке

нефти

В таблицах 5.1-5.85 приведены технологические показатели для основных и

вспомогательных установок, осуществляющих переработку нефти.

5.4.1 Электрообессоливающие установки для обессоливания и

обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

Технологические показатели для одно-, двух- и трехступенчатых

электрообессоливающих установок для обессоливания и обезвоживания нефти

приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Технологические показатели для одно-, двух- и трехступенчатых

установок ЭЛОУ

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

2,76

(исключая метан)

переработанного

Углеводороды предельные C6-C10

сырья (год)

0,36

5.4.2 Установки атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти,

газового конденсата, их смесей)

Технологические показатели для установок атмосферной перегонки

нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей), включающие:

- установки атмосферной перегонки нефти (газового конденсата) без

отбензинивающей колонны с применением предварительного испарителя нефти;

- установки атмосферной перегонки нефти (газового конденсата) без

отбензинивающей колонны;

- установки атмосферной перегонки нефти (газового конденсата) с

использованием отбензинивающей колонны;

- комплексные установки атмосферной перегонки нефти, включающей

резервуарный парк, двухступенчатую ЭЛОУ, блоки атмосферной и вторичной

перегонки,

представлены в таблице 5.2.

504

Таблица

5.2

- Технологические показатели для установок атмосферной

перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,32

Азота оксид

0,11

Серы диоксид

1,52

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,58

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,30

Углерода оксид

0,11

Метан

0,15

5.4.3 Установки вакуумной перегонки нефтяного сырья

Технологические показатели для установок вакуумной перегонки нефтяного

сырья (нефти, газового конденсата, их смесей), включающие:

- установки вакуумной перегонки мазута с получением вакуума в

гидроциркуляционных вакуум-создающих системах;

- установки вакуумной перегонки мазута с получением вакуума за счет

водяного пара,

представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Технологические показатели для установок вакуумной перегонки

нефтяного сырья

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,10

Азота оксид

0,03

Серы диоксид

0,48

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,35

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,12

Углерода оксид

0,05

Метан

0,84

5.4.4 Установки атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья

(нефти, газового конденсата, их смесей)

Технологические показатели для установок атмосферно-вакуумной

перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей), включающие:

- установки атмосферно-вакуумой перегонки нефти (газового конденсата);

- комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти (газового

конденсата) (ЭЛОУ-АВТ);

505

- комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти (газового

конденсата) с блоком вторичной перегонки дистиллятных фракций;

- комплексные установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти,

включающих резервуарный парк, двухступенчатую ЭЛОУ, блоки атмосферно-

вакуумной и вторичной перегонки,

представлены в таблице 5.4.

Таблица

5.4

- Технологические показатели для установок атмосферно-

вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,29

Азота оксид

0,09

Серы диоксид

1,06

кг/т

Метан

6,87

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

10,00

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

5,00

Углерода оксид

2,00

5.4.5 Установки вторичной перегонки дистиллятов

Технологические показатели для установок вторичной перегонки

дистиллятов, включающие:

- установки четкой ректификации бензинов;

- установки вторичной перегонки бензинов,

представлены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Технологические показатели для установок вторичной перегонки

дистиллятов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,15

Азота оксид

0,11

кг/т

Серы диоксид

0,26

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

0,14

(исключая метан)

Углерода оксид

0,13

506

5.4.6 Выделение, изомеризация и очистка ароматических

углеводородов

Технологические показатели для установок выделения и очистки

ароматических углеводородов, включающие:

- комплексные установки фракционирования сырья и продукции установок

каталитического риформинга с целью выделения и очистки ароматических

углеводородов;

- комплексные установки выделения и очистки ароматических

углеводородов (орто- и параксилолов), включающих блоки осушки и очистки

нефтезаводских газов и товарно-сырьевой парк;

- установки выделения бензолсодержащей фракции из продукта

каталитического риформинга;

- установки ректификации с получением сырья каталитического риформинга

для получения определенных ароматических углеводородов (бензол, ксилолы);

- установки выделения бензола и толуола посредством ректификации;

- установки экстракции сульфоланом бензол-толуольного экстракта из

смесевого сырья;

- установки каталитической изомеризации метаксилола и этилбензола;

- установки каталитического трансалкилирования и диспропорционирования

ароматических углеводородов;

- установки адсорбционного выделения смеси параксилолов,

представлены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Технологические показатели для установок выделения и очистки

ароматических углеводородов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,63

Азота оксид

0,10

Серы диоксид

0,76

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,73

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,47

Бензол

0,27

Углерода оксид

0,25

507

5.4.7 Установки термического крекинга, висбрекинга

Технологические показатели для установок печного висбрекинга, в том числе

и для установок печного висбрекинга с сокинг-камерой, представлены в таблице

5.7.

Таблица 5.7 - Технологические показатели для установок висбрекинга

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

4,65

Азота оксид

2,90

Метан

0,84

кг/т

Серы диоксид

2,76

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

0,60

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

0,82

Углерода оксид

3,21

Технологические показатели для установок получения технического

углерода (высокотемпературный термокрекинг тяжелого высокоароматического

сырья при низком давлении) и утилизационных котельных установок получения

технического углерода представлены в таблицах 5.8 и 5.9.

Таблица

5.8

- Технологические показатели для установок получения

технического

углерода

(высокотемпературный

термокрекинг

тяжелого

высокоароматического сырья при низком давлении)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,26

кг/т

Азота оксид

переработанного

0,14

Углерода оксид

сырья (год)

0,82

Таблица

5.9

- Технологические показатели для утилизационных котельных

установок получения технического углерода (высокотемпературный термокрекинг

тяжелого высокоароматического сырья при низком давлении)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

2,55

Азота оксид

1,42

кг/Гкал (год)

Серы диоксид

11,23

Углерода оксид

0,06

508

5.4.8 Установки коксования

Технологические показатели для установок замедленного коксования в

необогреваемых коксовых камерах и установок прокалки кокса представлены в

таблицах 5.10 и 5.11.

Таблица

5.10

- Технологические показатели для установок замедленного

коксования в необогреваемых коксовых камерах

Единица

Технологический показатель

Значение, не более

измерения

Азота диоксид

0,89

Азота оксид

0,14

Амилены (смесь изомеров)

2,44

кг/т

Серы диоксид

1,00

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

19,54

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

6,56

Углерода оксид

0,50

Таблица 5.11 - Технологические показатели для установок прокалки кокса

Единица

Технологический показатель

Значение, не более

измерения

Азота диоксид

2,54

Азота оксид

0,41

кг/т

Серы диоксид

4,80

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

0,67

(исключая метан)

Углерода оксид

54,87

5.4.9 Установки получения битума

Технологические показатели для установок выделения получения битума,

включающие:

- установки получения битумов в окислительных колоннах;

- установки получения битумов в трубчатых (циркуляционных) реакторах;

- установки получения битумов окислением в кубах;

- установки комплексных установок получения битума, включая

резервуарный парк, блок получение битумов в окислительных колоннах и налив

товарных продуктов,

представлены в таблице 5.12.

509

Таблица 5.12 - Технологические показатели для установок получения битума

Единица

Технологический показатель

Значение, не более

измерения

Азота диоксид

2,54

Азота оксид

2,05

Серы диоксид

14,66

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

12,05

(исключая метан)

переработанного

Углеводороды предельные C6-C10

сырья (год)

1,19

Углеводороды предельные C12-C19

0,58

Углерода оксид

17,62

Метан

1,00

5.4.10 Установки каталитического риформинга

Технологические показатели для установок каталитического риформинга,

включающие:

- дожимные компрессорные установки в составе установок каталитического

риформинга;

- установки каталитического риформинга с движущимся слоем

регенерируемого катализатора (вертикальное расположение реакторов);

- установки каталитического риформинга со стационарным слоем

катализатора;

- комплексные установки каталитического риформинга, включающие блоки

предгидроочистки сырья и резервуарный парк;

- комплексные установки каталитического риформинга (бензольный

вариант),

представлены в таблице 5.13.

Таблица

5.13 - Технологические показатели для установок каталитического

риформинга

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

1,10

Азота оксид

0,26

Серы диоксид

2,86

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

0,60

(исключая метан)

переработанного

Углеводороды предельные C6-C10

сырья (год)

0,47

Углерода оксид

2,16

Бензол

0,27

Метан

0,19

510

5.4.11 Установки изомеризации легких углеводородных

фракций (С4-С6)

Технологические показатели для установок изомеризации легких

углеводородных фракций (С4-С6), включающие:

- установки низкотемпературной изомеризации на оксидных катализаторах с

сульфатированным оксидом циркония;

- установки низкотемпературной изомеризации на хлорированных

(фторированных) алюмоплатиновых катализаторах;

- установки

среднетемпературной

изомеризация

на

цеолитных

катализаторах,

представлены в таблице 5.14.

Таблица 5.14 - Технологические показатели для установок изомеризации легких

углеводородных фракций (С4-С6)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

5,83

Азота оксид

0,95

Серы диоксид

2,89

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

11,51

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

23,91

Углерода оксид

12,46

Метан

4,16

5.4.12 Установки каталитического крекинга

Технологические показатели для установок каталитического крекинга

представлены в таблицах 5.15 и 5.16.

Таблица

5.15 - Технологические показатели для установок каталитического

крекинга с движущимся слоем катализатора

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

1,04

Азота оксид

0,65

Серы диоксид

2,38

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

0,12

(исключая метан)

переработанного

Углеводороды предельные C6-C10

сырья (год)

0,05

Углерода оксид

2,01

Углеводороды предельные C12-C19

0,12

Метан

0,07

511

Таблица

5.16 - Технологические показатели для установок каталитического

крекинга с лифт-реактором

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,38

Азота оксид

0,24

Серы диоксид

1,04

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

16,97

(исключая метан)

переработанного

Углеводороды предельные C6-C10

сырья (год)

6,10

Углерода оксид

1,98

Углеводороды предельные C12-C19

5,03

Метан

6,87

5.4.13 Гидрогенизационные процессы (кроме гидрокрекинга)

Технологические показатели для процессов гидроочистки нефтепродуктов,

включающих следующие установки:

- гидрирования нефтепродуктов;

- гидроочистки тяжелых нефтяных фракций;

- гидрирования дистиллятов вторичного происхождения (бензиновых,

керосиновых и дизельных фракций);

- гидродоочистки бензина каталитического крекинга;

- гидродоочистки вакуумного газойля;

- гидродоочистки дизельного топлива;

- гидродоочистки керосина;

- гидродоочистки парафина/гачей;

- гидроочистки и каталитической депарафинизация остатка, включая

масляные фракции;

- гидроочистки депарафинированных масел;

- гидроочистки дизельных фракций, включающих резервуарный парк, блок

гидроочистки керосина и фракций дизельных топлив, блок очистки газов с помощью

МДЭА, блок регенерации амина;

- гидроочистки дизельных фракций, включающих резервуарный парк, блок

гидроочистки фракций дизельных топлив, блок очистки газов с помощью МЭА, блок

регенерации амина,

представлены в таблице 5.17.

512

Таблица

5.17

- Технологические показатели для процессов гидроочистки

нефтепродуктов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,58

Азота оксид

0,24

Метан

2,88

кг/т

Серы диоксид

2,93

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

9,66

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

10,00

Углерода оксид

4,28

Технологические показатели для процессов гидродепарафинизации

нефтепродуктов, включающих следующие установки:

- гидродепарафинизации дизельного топлива, фракций дизельных топлив;

- гидроизодепарафинизации

фракций

непревращенного

остатка

гидрокрекинга,

представлены в таблице 5.18.

Таблица

5.18

Технологические

показатели

для

установок

гидродепарафинизации и гидроизодепарафинизации нефтепродуктов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,09

Азота оксид

0,02

Серы диоксид

кг/т

1,87

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,03

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,03

Углерода оксид

0,19

Технологические показатели для установок защелачивания гидрогенизата

представлены в таблице 19.

513

Таблица

5.19

- Технологические показатели для установок защелачивания

гидрогенизата

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,28

Азота оксид

0,04

кг/т

Серы диоксид

0,51

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

1,71

сырья (год)

(исключая метан)

Углерода оксид

1,52

5.4.14 Установки гидрокрекинга

Технологические показатели для установок гидрокрекинга представлены в

таблицах 5.20-5.22.

Таблица

5.20

- Технологические показатели для установок глубокого

двухступенчатого гидрокрекинга вакуумных дистиллятов (давление более 10 МПа)

с рециркуляцией неконвертированного остатка

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,57

(исключая метан)

сырья (год)

Таблица

5.21

- Технологические показатели для установок глубокого

одноступенчатого гидрокрекинга вакуумных дистиллятов (давление более 10 МПа),

в том числе включающие установки получения водорода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,59

Азота оксид

0,10

Серы диоксид

16,46

кг/т

Углеводороды предельные C12-C19

0,28

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

0,04

сырья (год)

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

0,04

Углерода оксид

2,10

514

Таблица

5.22

- Технологические показатели для установок легкого

гидрокрекинга вакуумных дистиллятов (давление до 10 МПа)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,03

Азота оксид

0,01

кг/т

Серы диоксид

0,24

переработанного

Углерода оксид

0,07

сырья (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,01

(исключая метан)

5.4.15 Установки осушки нефтезаводских газов

Технологические показатели для установок осушки нефтезаводских газов

представлены в таблицах 5.23 и 5.24.

Таблица

5.23

- Технологические показатели для установок подготовки

обессеренного газа методом адсорбционной осушки для последующего

отбензинивания газа низкотемпературной сепарацией

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,0006

Азота оксид

0,006

Метан

0,004

кг/т

Серы диоксид

0,0003

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

0,0003

сырья (год)

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

0,000008

Углерода оксид

0,004

Таблица

5.24 - Технологические показатели для установок осушки газов с

использованием твердых поглотителей

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,39

Азота оксид

0,21

Серы диоксид

кг/т

3,64

Углерода оксид

переработанного

0,03

сырья (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,07

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

0,01

515

5.4.16 Установки очистки нефтезаводских газов

Технологические показатели для установок очистки нефтезаводских газов

представлены в таблицах 5.25-5.32.

Таблица

5.25

- Технологические показатели для установок очистки газов

(углекислый газ) с использованием твердых поглотителей

Единица

Технологический показатель

Значение, не более

измерения

Серы диоксид

13,32

Серная кислота

кг/т

0,08

Сероводород

переработанного

0,03

сырья (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,12

(исключая метан)

Таблица

5.26

- Технологические показатели для установок очистки

водородсодержащего газа с низким содержанием водорода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

кг/т

Углерода оксид

переработанного

53,42

сырья (год)

Таблица

5.27

- Технологические показатели для установок очистки

водородсодержащего газа с высоким содержание водорода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

0,37

(исключая метан)

переработанного

Углерода оксид

сырья (год)

0,05

Таблица

5.28 - Технологические показатели для установок очистки газов с

использованием метилдиэтаноламина

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

0,82

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

0,65

516

Таблица

5.29 - Технологические показатели для установок очистки газов с

использованием моноэтаноламина

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,66

Азота оксид

0,36

Серы диоксид

2,93

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

1,46

(исключая метан)

переработанного

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

1,64

Углерода оксид

0,88

Бензин (нефтяной, малосернистый в

3,77

пересчете на углерод)

Таблица

5.30

- Технологические показатели для установок очистки от

меркаптановой серы с помощью 10-15 % водного раствора щелочи в присутствии

катализатора окисления

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Бензин (нефтяной, малосернистый в

0,14

пересчете на углерод)

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,25

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,16

Таблица 5.31 - Технологические показатели для установок регенерации амина

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,03

Азота оксид

0,005

Серы диоксид

кг/т

0,008

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,004

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,001

Углерода оксид

0,03

517

Таблица 5.32 - Технологические показатели для установок аминовой очистка с

помощью диэтаноламина от кислых компонентов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Метан

0,000005

Спирт метиловый

кг/т

0,00007

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,000002

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,0000008

5.4.17 Установки фракционирования газов

Технологические показатели для установок фракционирования газов

представлены в таблицах 5.33-5.36.

Таблица 5.33 - Технологические показатели для установок отбензинивания газов

(извлечение целевых углеводородных компонентов из газов) низкотемпературной

сепарацией

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,10

(исключая метан)

сырья (год)

Таблица

5.34

- Технологические показатели для абсорбционно-

газофракционирующих установок (АГФУ)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,11

Азота оксид

0,02

кг/т

Серы диоксид

1,91

переработанного

Углерода оксид

0,12

сырья (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,39

(исключая метан)

518

Таблица

5.35

- Технологические показатели для газофракционирующих

установок (ГФУ)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

15,24

Азота оксид

14,14

Метан

кг/т

3,07

Серы диоксид

переработанного

6,68

сырья (год)

Углеводороды предельные C1-C5

21,47

(исключая метан)

Углерода оксид

80,16

Таблица

5.36 - Технологические показатели для установок фракционирования

газов, включающих буллитный парк, очистку газов с помощью МЭА,

экстракционную очистку сжиженных газов с помощью МАЭ, регенерацию амина,

газофракционирующую установка, очистку сжиженных газов с использованием

NaOH

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5 (исключая

переработанного

0,03

метан)

сырья (год)

5.4.18 Алкилирование

Технологические показатели для установок алкилирования представлены в

таблицах 5.37 и 5.38.

Таблица

5.37

- Технологические показатели для установок алкилирования

сернокислотного

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

1,09

Азота оксид

0,36

Бензин (нефтяной, малосернистый в

0,26

пересчете на углерод)

Серы диоксид

кг/т продукции (год)

2,58

Углеводороды предельные C1-C5

1,93

(исключая метан)

Углерода оксид

0,88

Метан

0,48

519

Таблица

5.38

- Технологические показатели для установок алкилирования

фтористоводородного

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,22

Азота оксид

0,11

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т продукции (год)

0,67

(исключая метан)

Углерода оксид

0,29

5.4.19. Установки производства оксигенатов

Технологические показатели для установок получения оксигенатов

представлены в таблицах 5.39 и 5.40.

Таблица 5.39 - Технологические показатели для установок получения МТБЭ

(этерификация)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

2,61

Азота оксид

0,43

Метан

1,12

Серы диоксид

кг/т продукции (год)

2,19

Углеводороды предельные C1-C5

6,24

(исключая метан)

Углерода оксид

22,28

Таблица 5.40 - Технологические показатели для установок получения ТАМЭ

(этерификация)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,12

Азота оксид

0,02

Метан

0,02

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C1-C5

1,66

(исключая метан)

Углерода оксид

0,13

5.4.20 Установки переработки сероводорода

Технологические показатели для установок получения серы, включающие:

- установки производства серы гранулированной;

- установки производства серы комовой;

520

- установки получения серы жидкой;

- установки грануляции серы с комплексом хранения и отгрузки;

- установки грануляции серы;

- установки получения элементарной (газовой) серы методом Клауса и

очистка хвостовых газов методом Сульфрин;

- установки получения серы в составе комплексов глубокой переработки

нефти,

представлены в таблице 5.41. В состав указанных установок могут дополнительно

входить установки очистки нейтрализации и обезвреживания сульфидно-щелочных

сточных вод.

Таблица 5.41 - Технологические показатели для установок получения серы

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

18,68

Азота оксид

11,63

Метан

15,62

Серы диоксид

94,71

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C1-C5

3,60

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

2,50

Углерода оксид

45,00

Технологические показатели для установок получения серной кислоты,

включающие:

- установки производства серной кислоты контактным способом,

включающую переработку сернокислотных отходов (кислого гудрона) и резервуары

хранения товарной продукции;

- установки производства серной кислоты из влажных газов (процесс WSA)

- установки производства серной кислоты контактным способом,

представлены в таблице 5.42.

521

Таблица 5.42 - Технологические показатели для установок получения серной

кислоты

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

13,25

Азота оксид

7,32

Серы диоксид

45,00

Углеводороды предельные C1-C5

5,95

кг/т продукции (год)

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

2,03

Углерода оксид

7,98

Метан

15,62

5.4.21 Установки получения водорода

Технологические показатели для установок получения водорода,

включающие:

- установки производства водорода очищенного;

- установки короткоцикловой адсорбции водорода из водородсодержащего

газа;

- установки получения водорода паровой каталитической конверсией

углеводородов;

- установки производства водорода с блоком короткоцикловой адсорбции,

представлены в таблице 5.43.

Таблица 5.43 - Технологические показатели для установок получения водорода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

26,75

Азота оксид

11,63

Метан

15,62

Серы диоксид

кг/т продукции (год)

6,68

Углеводороды предельные C1-C5

11,17

(исключая метан)

Углерода оксид

21,55

5.4.22 Установки производства газов

Технологические показатели для установок производства газов,

включающие:

- установки компримирования азота методом глубокого холода;

- установки наполнения кислородных и азотных баллонов;

522

- установки производства азота и кислорода;

- установки производства воздуха сжатого, осушенного методом глубокого

холода,

представлены в таблице 5.44.

Таблица 5.44 - Технологические показатели для установок производства газов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Минеральное масло

кг/т продукции (год)

0,04

Технологические показатели для установок компримирования водорода

представлены в таблице 5.45.

Таблица 5.45 - Технологические показатели для установок компримирования

водорода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

0,37

(исключая метан)

переработанного

Углерода оксид

сырья (год)

0,07

Технологические показатели для установок производства жидкого диоксида

углерода представлены в таблице 5.46.

Таблица

5.46

- Технологические показатели для установок производства

двуокиси углерода (жидкой)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Взвешенные вещества

2,26

Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-,

кг/т продукции (год)

3,10

орто- и параизомеров)

Углерода оксид

1,56

Технологические показатели для установок получения инертного газа

сжиганием углеводородного газа с абсорбционной и адсорбционной очисткой от

воды и диоксида углерода представлены в таблице 5.47.

523

Таблица 5.47 - Технологические показатели для установок получения инертного

газа сжиганием углеводородного газа с абсорбционной и адсорбционной очисткой

от воды и диоксида углерода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

38,61

Азота оксид

22,58

Серы диоксид

224,37

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т продукции (год)

6,11

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

2,02

Углерода оксид

440,63

5.4.23 Установки деасфальтизации остатков растворителями

Технологические показатели для установок деасфальтизации остатков

растворителями, включающие:

- установки деасфальтизации бутаном;

- установки деасфальтизации пропаном,

представлены в таблице 5.48.

Таблица 5.48 - Технологические показатели для установок деасфальтизации

остатков растворителями

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,32

Азота оксид

0,05

Серы диоксид

кг/т

3,99

Углерода оксид

переработанного

0,23

сырья (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,51

(исключая метан)

Метан

1,00

5.4.24 Установки селективной очистка масляного сырья

растворителями

Технологические показатели для установок селективной очистки масляного

сырья растворителями, включающие:

- установки селективной очистки масляного сырья N-метилпирролидоном;

- установки селективной очистки масляного сырья фенолом,

представлены в таблице 5.49.

524

Таблица 5.49 - Технологические показатели для установок очистки масляного

сырья растворителями

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

3,64

Азота оксид

0,60

Метан

0,72

кг/т

Серы диоксид

2,44

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

1,80

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

1,39

Углерода оксид

0,96

5.4.25 Установки сольвентной депарафинизации

Технологические показатели для установок сольвентной депарафинизации,

включающие:

- установки низкотемпературной депарафинизации рафината селективной

очистки кетон-толуольным раствором;

- установки низкотемпературной депарафинизации кетон-толуольным

раствором;

- установки обезмасливания гача кетон-толуольным раствором для

получения парафина,

представлены в таблице 5.50.

Таблица

5.50

- Технологические показатели для установок сольвентной

депарафинизации

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

3,73

Азота оксид

0,61

Ацетон

0,64

Метилбензол (толуол)

2,42

кг/т

Серы диоксид

7,52

переработанного

Углеводороды предельные C1-C5

сырья (год)

2,79

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

2,62

Углеводороды предельные C12-C19

1,29

Углерода оксид

2,57

525

5.4.26 Установки адсорбционной очистки базовых масел

Технологические показатели для установок контактной доочистки базовых

масел представлены в таблице 5.51.

Таблица 5.51 - Технологические показатели для установок контактной доочистки

базовых масел

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Метилбензол (толуол)

1,07

Метилэтилкетон

0,54

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,07

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,22

Углеводороды предельные C12-C19

0,25

5.4.27 Производство базовых и товарных масел, пластичных смазок и

присадок

Технологические показатели для установок получения базовых и товарных

масел, пластичных смазок и присадок представлены в таблицах 5.52-5.58.

Таблица 5.52 - Технологические показатели для установок компаундирования

компонентов с присадками при смешении масел

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C12-C19

кг/т продукции (год)

0,94

Таблица

5.53

- Технологические показатели для комплексных установок

производства масел и парафинов с товарными парками

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,13

Азота оксид

0,07

Серы диоксид

1,37

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

0,51

(исключая метан)

перерабатываемого

Углеводороды предельные C6-C10

0,37

сырья (год)

Углеводороды предельные C12-C19

0,17

Углерода оксид

0,20

Метилбензол (толуол)

0,03

Метилэтилкетон

0,03

526

Таблица 5.54 - Технологические показатели для установок производства масел

и парафинов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

1,05

(исключая метан)

сырья (год)

Таблица

5.55

- Технологические показатели для установок производства

литиевых смазок

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т продукции (год)

0,32

(исключая метан)

Таблица 5.56 - Технологические показатели для установок по производству

канистр для смазочных материалов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

2,19

Азота оксид

кг/т продукции (год)

3,45

Углеводороды предельные C12-C19

0,51

Таблица 5.57- Технологические показатели для установок фасовки товарных

смазочных масел и пластичных смазок

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

кг/т

Углеводороды предельные C12-C19

переработанного

0,11

сырья (год)

Таблица 5.58 - Технологические показатели для установок многоступенчатого

сульфирования исходного масла серным ангидридом

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т продукции (год)

0,17

(исключая метан)

5.4.28 Энерго- и теплоснабжение нефтеперерабатывающего завода

Технологические показатели для объектов энерго- и теплоснабжения

нефтеперерабатывающего завода представлены в таблицах 5.59 и 5.60.

527

Таблица

5.59

- Технологические показатели для объектов теплоснабжения

(котельная) нефтеперерабатывающего завода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,63

Азота оксид

0,10

Серы диоксид

0,68

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

вырабатываемого

0,05

(исключая метан)

пара (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,01

Углерода оксид

0,18

Метан

0,24

Таблица

5.60

- Технологические показатели для систем топливоснабжения

нефтеперерабатывающего завода

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т топлива (год)

0,03

(исключая метан)

5.4.29 Системы охлаждения

Технологические

показатели

для

систем

охлаждения

нефтеперерабатывающего завода представлены в таблицах 5.61 и 5.62.

Таблица

5.61

- Технологические показатели для установок охлаждающих

устройств (градирни, башни, насосные камеры холодной и горячей воды,

нефтеотделители)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т охлаждаемой

0,19

(исключая метан)

воды (год)

Таблица

5.62

- Технологические показатели для установок систем очистки

охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Метан

0,01

Метилбензол (толуол)

кг/т очищенной

0,02

воды (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,03

(исключая метан)

528

5.4.30 Факельные установки

Технологические показатели для установок очистки выбросов (в том числе

факельные установки) представлены в таблицах 5.63-5.64.

Таблица 5.63 - Технологические показатели для факельных установок

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

Азота оксид

Метан

г/м³ сжигаемого

Сероводород

газа (год)

Серы диоксид

490

Углерода оксид

146

Таблица 5.64 - Технологические показатели для установок сжатия факельных

газов с возвратом в топливную сеть, включая охлаждение и сепарацию

углеводородов с направлением на переработку и частичное сжигание на факеле

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т возвращаемого

4,79

(исключая метан)

газа (год)

Углеводороды предельные C6-C10

1,42

5.4.31 Утилизация отходов

Технологические показатели для установок утилизации отходов

нефтеперерабатывающего завода приведены в таблицах 5.65-5.66.

Таблица 5.65 - Технологические показатели для установок утилизации отходов

термическим методом, в том числе сжиганием промышленных отходов

(термическая нейтрализация отходов аминового шлама, отработанного

активированного угля и др.)

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

4,58

Азота оксид

2,03

кг/т

Метан

переработанных

1,08

Серы диоксид

отходов (год)

121,64

Углерода оксид

31,73

529

Таблица

5.66

- Технологические показатели для участков по извлечению

нефтепродуктов из грунта

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т извлеченного

0,68

(исключая метан)

грунта (год)

5.4.32 Канализация и очистные сооружения

Технологические показатели для установок очистки сточных вод

нефтеперерабатывающего завода приведены в таблицах 5.67-5.70.

Таблица

5.67

- Технологические показатели для установок нейтрализации

сточных вод с применением соляной кислоты и едкого натра

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,03

Азота оксид

0,03

кг/т очищаемых

Метан

0,004

сточных вод (год)

Серы диоксид

0,001

Углерода оксид

0,02

Таблица

5.68 - Технологические показатели для установок сжигания сточных

вод

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Аммиак

0,20

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т сжигаемых

0,43

(исключая метан)

сточных вод (год)

Углерода оксид

0,48

Таблица

5.69

- Технологические показатели для установок нейтрализации

сернисто-щелочных стоков

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Метан

0,02

Углеводороды предельные C1-C5

0,08

(исключая метан)

кг/т очищаемых

Углеводороды предельные C6-C10

сточных вод (год)

0,04

Сероводород

0,01

Аммиак

0,01

530

Таблица

5.70

- Технологические показатели для очистных сооружений

нефтеперерабатывающих предприятий

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Выбросы в атмосферный воздух

Углеводороды предельные С1-С5

(исключая метан)

7,54

Углеводороды предельные С6-С10

3,73

кг/м³ воды принятой

Аммиак

0,41

для очистки (год)

Углеводороды предельные С12-С19

0,19

Метилбензол (толуол)

0,18

Бензол

0,09

Сбросы загрязняющих веществ после очистных сооружений при отведении в

централизованные системы водоотведения

Сухой остаток

1885

Хлорид-анион (хлориды)

646

Сульфат-анион (сульфаты)

688

Нитрат-анион

мг/дм³

Взвешенные вещества

300

Аммоний-ион

Нефтепродукты (нефть)

ХПК

500

мг(О2)/дм³

БПКполн

210

Сбросы загрязняющих веществ после очистных сооружений при отведении в

природные объекты

Сухой остаток

1131

Хлорид-анион (хлориды)

181

Сульфат-анион (сульфаты)

238

Нитрат-анион

мг/дм³

Взвешенные вещества

Аммоний-ион

Нефтепродукты (нефть)

1,4

ХПК

мг(О2)/дм³

БПКполн

531

5.4.33 Товарно-сырьевой парк

Технологические показатели для объектов товарно-сырьевых парков

нефтеперерабатывающих заводов представлены в таблицах

5.71-5.76. При

расчете значений технологических показателей для объектов товарно-сырьевых

парков следует учитывать выбросы загрязняющих веществ не только от самих

резервуаров, но и от насосных и других вспомогательных объектов.

Таблица 5.71 - Технологические показатели для резервуаров хранения нефти и

нефтепродуктов

Единица

Технологический показатель

Значение, не более

измерения

Углеводороды предельные C1-C5

19,52

(исключая метан)

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C6-C10

14,69

Таблица 5.72 - Технологические показатели для объектов хранения, перекачки

и отгрузки углеводородных газов, в том числе и сжиженных

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

6,50

(исключая метан)

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C6-C10

3,22

Таблица 5.73 - Технологические показатели для систем слива и налива сырья и

товарных продуктов, присадок, реагентов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

0,65

(исключая метан)

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,50

Таблица 5.74 - Технологические показатели для герметичных систем налива

нефтепродуктов с улавливанием паров углеводородов адсорбцией и абсорбцией

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

0,14

(исключая метан)

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,09

532

Таблица

5.75 - Технологические показатели для объектов приема, хранения и

отпуска реагентов и присадок

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

0,39

(исключая метан)

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,62

Таблица

5.76

- Технологические показатели для установок приготовления

концентрата присадок и введение их, в чистом виде или в растворе, в бензин,

топливо для реактивных двигателей, дизельное топливо, СМТ, мазут топочный,

включая станции автоматического смешения бензинов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C1-C5

0,51

(исключая метан)

кг/т продукции (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,28

3.4.34 Комплексные (комбинированные) установки переработки нефти

Технологические показатели для некоторых комплексных установок глубокой

переработки нефти представлены в таблице 5.77-5.80.

Таблица

5.77

- Технологические показатели для комплексных установок

глубокой переработки нефти, включающие секции атмосферно-вакуумной

перегонки нефти (газового конденсата) с блоком вторичной перегонки

дистиллятных фракций, каталитического риформинга с движущимся слоем

регенерируемого катализатора (вертикальное расположение реакторов),

гидродоочистку дизельного топлива, газофракционирующую установку (ГФУ), блок

регенерации амина

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,05

Азота оксид

0,01

Серы диоксид

0,02

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

0,01

переработанного

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,01

Углерода оксид

0,04

Метан

0,01

533

Таблица

5.78

- Технологические показатели для комплексов глубокой

переработки нефтяного сырья (мазута), включающие секции висбрекинга,

гидрокрекинга, получения водорода, очистки нефтезаводских газов и товарно-

сырьевой парк

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,91

Азота оксид

0,53

Серы диоксид

кг/т

3,04

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,021

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,014

Углерода оксид

0,11

Таблица

5.79

- Технологические показатели для комплексных установок

глубокой переработки мазута, включающие вакуумную перегонку мазута, печной

висбрекинг гудрона, гидроочистку сырья для установки каталитического крекинга,

очистку углеводородных газов моноэтаноламином, каталитический крекинг,

абсорбцию, стабилизацию и фракционирование продуктов крекинга,

демеркаптанизацию

бутан-бутиленовой

фракции,

производство

метилтретбутилового эфира (МТБЭ), утилизацию тепла

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,20

Азота оксид

0,04

Метан

2,88

Серы диоксид

0,48

Углеводороды предельные C1-C5

кг/т

0,35

(исключая метан)

переработанного

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,24

Углерод оксид

0,10

Пыль неорганическая с содержанием

кремния менее 20, 20 - 70,

0,68

а также более 70 процентов

534

Таблица

5.80

- Технологические показатели для комплексных установок,

включающие

предгидроочистку

бензинов,

каталитический

риформинг,

изомеризацию, фракционирование сырья и продукции изомеризации, осушку и

очистку нефтезаводских газов, товарно-сырьевой парк

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,86

Азота оксид

0,50

Серы диоксид

2,89

кг/т

Углеводороды предельные C1-C5

переработанного

0,01

(исключая метан)

сырья (год)

Углеводороды предельные C6-C10

0,06

Углерода оксид

0,10

Бензол

0,02

Определение перечня маркерных веществ и технологических показателей

для комплексных (комбинированных) установок переработки нефти для которых не

приведена информация в настоящем справочнике производится на основании

следующих правил:

В случае отсутствия в соответствующих разделах справочника

маркерных веществ для комплексной (комбинированной) установки переработки

нефти, маркерные вещества для комплексной (комбинированной) установки

переработки нефти определяются как набор маркерных веществ, установленных

для отдельных установок, входящих в состав комбинированной (комплексной)

установки;

В случае отсутствия в соответствующих разделах справочника

технологических показателей для комплексной (комбинированной) установки

переработки

нефти,

технологические

показатели

для

комплексной

(комбинированной) установки переработки нефти определяются как сумма

технологических показателей для выбросов загрязняющих веществ,

установленных для отдельных установок, входящих в состав комбинированной

(комплексной) установок.

В таблицах 5.81 и 5.82 в качестве примера приведено определение перечня

маркерных веществ и технологических показателей для комбинированной

установки, состоящей из блока атмосферной перегонки углеводородного сырья и

блока каталитического риформинга.

535

Таблица 5.81 - Пример определения перечня маркерных веществ для комбинированной установки, состоящей из блоков атмосферной

перегонки углеводородного сырья и каталитического риформинга

Маркерные

Маркерные вещества

Установка 1

вещества для

Установка 2

вещества для

Комбинированная установка

для комбинированной

установки 1

установки 2

установки

Азота диоксид

Азота оксид

Установки

Серы диоксид

атмосферной

Углеводороды

Комбинированная установка,

Углеводороды

перегонки

предельные C1-C5

Установка

предельные C1-C5

состоящая из блоков

предельные C1-C5

нефтяного

(исключая метан)

каталитического

(исключая метан)

атмосферной перегонки

(исключая метан)

сырья (нефти,

Углеводороды

риформинга

Углеводороды

углеводородного сырья и

Углеводороды

газового

предельные C6-C10

каталитического риформинга

предельные C6-C10

конденсата, их

Углерода оксид

смесей)

Метан

Бензол

Таблица 5.82 - Пример определения технологических показателей для комбинированной установки, состоящей из блоков атмосферной

перегонки углеводородного сырья и каталитического риформинга

Наименование

Маркерные

Единица

Значение,

Единица

Значение,

Установка 1

загрязняющего

Установка 2

вещества для

измерения

не более

измерения

не более

вещества

установки 2

Азота диоксид

0,32

Азота диоксид

1,10

Азота оксид

0,11

Азота оксид

0,26

Серы диоксид

1,52

Серы диоксид

2,86

Установки

атмосферной

Углеводороды

кг/т

перегонки

предельные C1-C5

0,58

Установка

предельные C1-C5

0,60

переработанн

перерабо-

нефтяного сырья

(исключая метан)

каталитического

(исключая метан)

ого сырья

танного

(нефти, газового

Углеводороды

риформинга

Углеводороды

(год)

0,30

сырья (год)

0,47

конденсата, их

предельные C6-C10

смесей)

Углерода оксид

0,11

Углерода оксид

2,16

Метан

0,15

Метан

0,19

Бензол

0,27

Окончание таблицы 5.82

Наименование

Маркерные

Единица

Значение, не

Единица

Значение,

Установка 1

загрязняющего

Установка 2

вещества для

измерения

более

измерения

не более

вещества

установки 2

Наименование

Комбинированная

Единица

Значение, не

загрязняющего

установка

измерения

более

вещества

Азота диоксид

0,32+1,10=1,42

Комбинированная

Азота оксид

0,11+0,26=0,37

установка,

Серы диоксид

1,52+2,86=4,38

состоящая из

Углеводороды

блоков

кг/т

предельные C1-C5

0,58+0,60=1,18

атмосферной

переработанн

(исключая метан)

перегонки

ого сырья

Углеводороды

углеводородного

(год)

0,30+0,47=0,77

предельные C6-C10

сырья и

Углерода оксид

0,11+2,16=2,27

каталитического

риформинга

Метан

0,15+0,19=0,34

Бензол

0,27

5.4.35 Другие процессы

Таблица 5.83 - Технологические показатели для установок приготовления и

перколяционной очистки твердых парафинов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Углеводороды предельные C12-C19

0,0005

кг/т продукта (год)

Минеральное масло

0,003

Таблица 5.84 - Технологические показатели для установок получения и отгрузки

аминов

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,004

Азота оксид

0,0006

Метан

кг/т продукта (год)

0,003

Сероводород

0,002

Углерода оксид

0,22

Таблица

5.85

- Технологические показатели для установок получения

алкилбензолсульфокислоты, включающих следующие стадии: фракционирование

парафинов, получение олефинов, алкилирование бензола олефинами,

сульфирование алкилбензола, нейтрализация алкилбензолсульфокислоты

Технологический показатель

Единица измерения

Значение, не более

Азота диоксид

0,06

Азота оксид

0,04

Метан

0,02

Серы диоксид

0,03

кг/т продукта (год)

Углеводороды предельные C1-C5

0,31

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

0,33

Углерода оксид

0,02

539

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021) - часть 9