Курсовая работа
«Утилизация отработанных нефтепродуктов»
Введение
Основными источниками загрязнений нефтью и нефтепродуктами являются добывающие предприятия, системы перекачки и транспортировки, нефтяные терминалы и нефтебазы, хранилища нефтепродуктов, железнодорожный транспорт, речные и морские нефтеналивные танкеры, автозаправочные комплексы и станции. Объемы отходов нефтепродуктов и нефтезагрязнений, скопившиеся на отдельных объектах, составляют десятки и сотни тысяч кубометров. Значительное число хранилищ нефтешламов и отходов, построенных с начала 50-х годов, превратились из средства предотвращения нефтезагрязнений в постоянно действующий источник таких загрязнений [1].
Предотвращение загрязнения природной среды нефтью и продуктами ее переработки – одна из сложных и многоплановых проблем охраны природной среды. Ни один другой загрязнитель, как бы опасен он ни был, не может сравниться с нефтью по широте распространения, числу источников загрязнения, величине нагрузок на все компоненты природной среды [6].
В Московской области, как и в других регионах страны, до настоящего времени нет системы предупреждения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций, связанных с аварийными разливами нефти и нефтепродуктов, также нет системы сбора, переработки и утилизации нефтесодержаших отходов, которая отвечала бы современным стандартам и требованиям охраны окружающей среды. Эта проблема требует незамедлительного решения, так как накопление нефтесодержащих отходов влияет не только на экологическое состояние природной среды, но и на санитарное благополучие жителей области [2].
Забота российских природопользователей о природоохранной деятельности часто рассматривается как роскошь, непозволительная при нынешнем состоянии экономики. Однако с деловых позиций только прямые выгоды от проведения экологических природоохранных мероприятий и функционирования системы экологического управления предприятием связаны с расширением рынка сбыта продукции, отсутствием дополнительных расходов, снижением издержек производства, экономией основных фондов, повышением потенциала в получении инвестиций.
Руководство предприятия или организации должно быть озабочено ответственностью за нанесенный экологический ущерб и соответственно дальнейшими расходами на ликвидацию последствий этого ущерба. Приводимый многими руководителями в девяностые годы довод «нет денег», к сожалению, еще иногда оказывает магическое действие на некоторых должностных лиц. Однако стоит лишь взглянуть на расчет стоимости продукции предприятия-природопользователя, как становится ясно, что экологическая природоохранная компонента заложена в расчет цены.
Более того, защита природоохранных интересов просто невозможна в автономном режиме, вне сферы производственных отношений, без определения разумных форм взаимного сочетания экологических и экономических интересов, при которых сохранение качества окружающей природной среды и ее объектов – цель единственная и конечная [2].
Создание и реализация в Московской области комплексной системы сбора, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов, включающей предупреждение и ликвидацию последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, является одним из необходимых элементов обеспечения природной и техногенной безопасности региона.
Во многих регионах страны создалась чрезвычайная обстановка с хранением, переработкой и утилизацией нефтеотходов, отходов СОЖ. лаков, красок, гудронов и др. отходов. Так, например, в Курской области ежегодно образуется более 12 тыс. т нефтемаслоотходов, из которых используется на местные нужды или утилизируется только 1400 т. Более 10 тыс. т вывозится в места организованного хранения, в т.ч. на территории предприятий. Во многих регионах страны отсутствуют специализированные предприятия по приему, переработке и утилизации нефтеотходов и отработанных нефтепродуктов, а также ликвидации очагов загрязнения [7].
1. Очистка средств хранения и транспортировки нефтепродуктов от нефтянных загрязнений
Задачи создания пунктов утилизации нефтеотходов
Своевременная и эффективная очистка средств хранения и транспортировки нефтепродуктов от нефтяных загрязнений является обязательным условием, обеспечивающим их надежность и качество топлива. В большинстве случаев для удаления этих загрязнений используют воду температурой 70 – 90 °С или пар. Достаточно часто для ускорения процесса отмыва емкостей и трубопроводов применяют различные моющие вещества, в том числе каустик, гидроксид натрия, поверхностно-активные вещества (ПАВ) типа ОП‑7 или сульфоксид‑61 и др.
Высокая стоимость, малая производительность, большие расходы энергии, воды и пара, необходимость наличия очистных сооружений большого объема или дорогостоящего оборудования для отделения нефтепродуктов – известные недостатки традиционного способа очистки. При этом от 3 до 7% добытого, перевезенного и сохраненного нефтепродукта теряется безвозвратно в загрязнениях и отходах.
После завершения процесса отмыва условной емкости технологическая вода, состоящая из отмытого нефтепродукта, раствора моющих веществ и нефтешламов, в лучшем случае в пруды – отстойники хранилищ, в худшем – в городскую сливную канализацию, речку, озеро, лес… Следствие – уменьшение площадей хозяйственных угодий, снижение плодородия почв, ухудшение здоровья населения, нарастание экологической угрозы.
Этих недостатков можно избежать в случае применения принципиально новых технологий отмыва загрязненных нефтепродуктами поверхностей.
В результате многолетних исследований российскими учеными холдинговой компании «Чистый Мир» была разработана технология, позволяющая отделять углеводородные соединения нефтепродуктов от разного рода материалов. Принцип ее действия основан на создании расклинивающего эффекта, в результате которого нефтяные загрязнения отрываются от поверхности и переходят в раствор. Высокая деэмульгирующая способность моющего средства обеспечивает при этом легкое разделение раствора и нефтепродукта без образования эмульсии.
Техническое моющее средство (ТМС) «БОК» имеет несколько модификаций, специально разработанных для разных типов загрязнений и поверхностей, так как очевидно, что отмыв светлых нефтепродуктов отличен от отмыва мазута, а процесс обезжиривания металлических поверхностей принципиально отличается от очистки почв и грунтов от нефтепродуктов. Особенно сложной задачей является очистка прудов-отстойников и шламонакопителей от застарелых нефтешламов, в связи с тем, что основными ингредиентами шламов являются асфальто-смолисто-парафиновые отложения, обладающие высокими значениями вязкости и температуры размягчения [1].
Грунты принципиально отличаются по составу, и такие показатели, как рН среды (водородный показатель), плотность, наличие гумуса (органический фактор), существенно влияют на выбор типа ТМС «БОК» и технологии отмыва. Например, промывка водой грунта не будет эффективна там, где отмечено высокое содержание глины или ила из-за трудности отделения загрязнителя от небольших частиц и низкой скорости седиментации.
При использовании в исследованиях физико-химических и технологических методов были разработаны оптимальные составы ТМС и технологии отмыва загрязнений при соблюдении экономической безопасности процессов. ТМС «БОК» используется в виде водных растворов с рабочей концентрацией 2 – 4% по массе, не содержит щелочей и фосфатов, имеет 4-й класс опасности по ГОСТ 12.1.007–76.
Принципиальная особенность «БОК» – сбалансированность состава, обеспечивающая хорошую смачивающую и максимальную эмульгирующую способность рабочих растворов, что позволяет удерживать загрязнитель в растворе с образованием электрически заряженных агрегированных молекул.
Композиции «БОК» содержат в своем составе полиэлектролиты, предотвращающие процесс ресорбции, ингибиторы коррозии и другие вспомогательные вещества. Для некоторых технологий предусмотрен беспенный процесс отмыва.
Технологический процесс отмыва, происходящий в непрерывном режиме, обеспечивает образование трех фаз: верхнего слоя нефтепродуктов, водного слоя и нижнего слоя (отмытый грунт, механические примеси).
Степень очистки поверхностей от загрязнителей зависит от температуры моющего раствора, а также от способа (погружной, струйный и др.) и времени отмыва. Степень очистки (моющую способность) определяли по формуле:
К = (Р1
– Р2
) / (Р1
– Р0
)´100
где Р0
– начальная масса образца до отмыва, г; Р1
– масса образца с загрязнителем, г; Р2
– масса образца после отмыва. г.
При повышении, температуры раствора и увеличении времени деэмульгирования повышается степень очистки поверхности и снижается количество воды в верхнем слое отмытого нефтепродукта.
Технология отмыва нефтепродуктов с использованием ТМС «БОК» рентабельна благодаря утилизации выделенного нефтепродукта. Отмытые нефтешламы, грунты, механические примеси могут быть переработаны в строительные материалы. Остаточное содержание нефтепродуктов в твердых продуктах после отмыва не превышает 2 г/кг, что позволяет использовать их в грунтах для озеленения промышленных площадок.
Особое внимание уделяется технологии утилизации отработанного раствора. Допустимые концентрации загрязняющих веществ в сточных водах (рН = 6,5 ¸ 9) перед сбросом в канализацию приведены ниже.
Для экспериментов использовали моющий раствор после отмыва почвы с мазутом. Нейтрализацию проводили путем добавления в моющий раствор флокулянтов при нормальной температуре и перемешивании. Оптимальным флокулянтом для растворов ТМС «БОК» является кальций хлористый СаСl2
.
Результаты нейтрализации при загрузке на 1 кг раствора 40 г. СаСl2
приведены в табл. 1.
Таким образом, после нейтрализации раствор можно сбрасывать в канализацию при разбавлении его водой примерно в 2 раза.
Таблица 1
| Загрязнитель | Концентрация загрязнителя, мг/л | ||
| Раствор до нейтрализации (рН=10,85) | Раствор после нейтрализации (рН=7,2) | Осадок | |
Взвешенные Вещества |
2000 | 432 | 1568 |
| Хлориды | Отсутствуют | 21600 | 1420 |
| Сульфаты | * | 900 | Следы |
| Нефтепродукты | 172 | 5,0 | 172 |
| ПАВ | 1120 | 38 | 1082 |
Осадок содержит кроме частиц почвы (песка) в основном нетоксичный карбонат кальция (мел), который получается по реакции:
Na2
CO3
+ СаСl2
® 2 NaCl + CaCO3
.
В связи с этим можно рекомендовать использовать осадок в композициях строительных материалов [8], а также как осветляющий пигмент в дорожных покрытиях.
Моющее средство не вступает в химическую реакцию с нефтепродуктами, обладает антикоррозионными свойствами, может многократно использоваться в оборотном цикле, обладает малой степенью токсичности. Водный раствор, пригодный к многократному использованию, отмытый нефтепродукт, отвечающий соответствующим стандартам, и твердый осадок, не требующий дополнительной промывки, – три отдельных компонента, образующихся после применения данной технологии [1].
Практика показала высокую эффективность технологии отмыва железнодорожных цистерн, колесных пар. различных деталей в вагоноремонтных депо и т.д.
Применение технологии дает возможность в несколько раз сократить продолжительность работ, уменьшить расход пара и электроэнергии. При этом не требуется утилизации воды и других отходов, полученных в результате отмыва.
Особого внимания заслуживает технология очистки технической (подтоварной) воды. В настоящее время завершаются промышленные испытания установки фильтрации замазученной воды. Содержание нефти в 1 л воды после прохождения фильтрующей установки снижается с 500 до 0,2 мг и менее. Фильтр кассетного типа объемом до 1 м3
позволяет очистить от 3000 до
5000 м3
замазученной воды без замены фильтрующих элементов. При этом себестоимость очистки воды при использовании новой технологии в несколько раз ниже себестоимости ныне применяемых технологий.
2. Утилизация нефтесодержащих отходов
Сложность эффективной утилизации нефтешламов заключается в том, что химический состав нефтешламов предельно сложен. Кроме того, далеко не все их фракции можно сжечь или переработать. В иефтешламах присутствуют нефть, вода нефтяные эмульсии, асфальтены, гудроны, ионы металлов, различные механические примеси и даже радиоактивные элементы [1].
Очистка сточных вод промышленных предприятий несомненно, является важным аспектом с точки зрения охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов. Однако сопутствующий очистке процесс шламообразования тоже требует внимания. Как правило, шламы остаются невостребованными, поэтому изыскание путей их утилизации является актуальной задачей [3].
Сейчас только на территории Российской Федерации в нефтяных амбарах различных нефтеперерабатывающих предприятий накоплены сотни миллионов тонн токсичных нефтешламов. Из-за отсутствия современной эффективной технологии утилизации нефтешламов возникла реальная угроза крупномасштабного загрязнения почв, подземных вод, рек и морей. Кроме того, становится вполне реальной опасность остановки нефтеперерабатывающих предприятий из-за переполнения нефтяных амбаров нефтешламами.
Нефтешламы состоят из трех ярко выраженных фракций: водной, нефтяной и твердой. Кроме того, они существенно различаются по своему составу и свойствам в зависимости от качества и состава исходной сырой нефти.
Для переработки нефтешламов используют биотехнологии, химиотехнологии, акустические, термические и чисто огневые технологии, а также комбинированные технологии.
Общим недостатком всех перечисленных технологий утилизации и переработки нефтешламов является их низкая производительность и высокие материальные, энергетические и финансовые затраты. Кроме того, они не позволяют осуществить полную переработку и угилизацию нефтешламов и не обеспечивают экологическую безопасность для окружающей среды.
2.1 Утилизация нефтесодержащих отходов на ОАО «ВЗТУ» и ООО «Лукойл-ВНП»
Были исследованы нефтесодержащие шламы двух химических предприятий Волгоградской области: ОАО «Волгоградский завод технического углерода» ОАО «ВЗТУ») и ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» (ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП»).
За время работы очистных сооружений ОАО «ВЗТУ» первичный отстойник на 70% заполнился нефтесодержащими донными отложениями, представляющими собой черную, маслянистую, вязкую смесь с содержанием влаги 30 – 35%.
Сточная вода на очистные сооружения поступает после зачистки и пропарки цистерн для сырья, промывки оборудования. Также поступают ливневые стоки с территории завода. По составу загрязнителей донные отложения отстойника – это, в основном, используемое на предприятии сырье, а именно: зеленое масло, термогазойль, экстракты газойлей каталитического крекинга, продукты коксохимических производств, антраценовое масло.
До пуска очистных сооружений нового типа на ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» нефтесодержащие отходы, образующиеся при первичной переработке нефти, обезвоживании, зачистке емкостей, промывке оборудования, контактной очистке остаточных и дистилляторных масел, после установок коксования вывозились на пруды – шламонакопители. На сегодняшний день образовалась многотонная масса экологически небезопасного шлама – смолооб-разного вещества черного цвета, содержание воды в котором колеблется в пределах 30 – 45%.
Углеводородный состав образцов шламов исследовали хромато-масс
спектроскопическим методом на приборе «Вариан МАТ‑111» при ионизирующем напряжении 70 В и силе тока эмиссии катода 240 мкА. Спектральный анализ показал, что в состав шлама ОАО «ВЗТУ» входят различные производные антрацена, пирена, фенантрена, хинона, флоурена [3].
Шлам ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» состоит из парафиновых углеводородов C5
-C58
. Было определено, что шламы этих предприятий имеют эффективную удельную активность естественных радионуклидов менее 370 Бк/кг, следовательно, в соответствии с Нормами радиационной безопасности относятся к I классу, т.е. являются радиационно безопасными.
Проделана экспериментальная работа по использованию исследуемых шламов в качестве добавки (1–3%) в противопригарную смесь для литейных форм и стержней. Полупроизводственные испытания проводились на ОАО «Волгоградский тракторный завод».
При заливке металла и прогреве литейной формы или стержня происходит возгонка ароматических углеводородов (температура кипения 245–300 °С), содержащихся в углеродсодержащем шламе ОАО «ВЗТУ». При контакте с залитым металлом ароматические углеводороды разлагаются, на поверхности отливки и на поверхностях песчинок в контактной зоне формы появляется плотная углеродистая пленка. Эта пленка предохраняет поверхность металла от окисления газами атмосферы формы и предотвращает взаимодействие кварцевого песка с металлом и образующимися на его поверхности оксидами.
Испытанная смесь обеспечивает наличие пригара на поверхности пробы 5–10% прочность после тепловой сушки 1.2–1,7 МПа. При использовании смеси без добавки шлама вся поверхность пробы покрывается пригаром.
В процессе испытаний противопригарной смеси, содержащей шлам ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП», величина пригара составила 7–12%, прочность после тепловой сушки 1,2–1,8 МПа.
При заливке металла и прогреве литейной формы или стержня происходит окисление парафиновых углеводородов шлама с выделением СО, оседающего в литейной форме восстановительную атмосферу и препятствующего окислению заливаемого в форму металла. Неокисленный металл не смачивает кварцевый песок литейной формы или стержня и не проникает между частицами кварцевого песка. Кроме того, в восстановительной атмосфере не могут образовываться оксиды железа и железистый силикат фаялит 2FeO´SiO2
, имеющий температуру плавления 1205 °С и припаивающий зерна кварцевого песка к поверхности отливки, образуя пригар. В результате исследований было установлено, что нефтесодержащие отходы ОАО «ВЗТУ» и ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» являются малоопасными (IV класс) и радиационно безопасными, поэтому их можно использовать в литейном производстве в качестве добавки в противопригарную смесь для литейных форм и и стержней [3].
2.2 Утилизация нефтешламов
Суть электроогневойтехнологии сжигания любых веществ состоит в создании практически идеальных условий горения пламени сжигаемых любых токсичных отходов, в связи с чем, значительно облегчается задача окончательной очистки отходящих газов. Электрическое поле взаимодействует (на атомарно-молекулярном уровне) с радикалами любых углеводородных веществ и одновременно воздействует на любые углеводородные цепочки, в частности на бенз(а) пирен, таким образом, что они расщепляются на водород. сгораемый в пламени, и углерод, который быстро доокисляетсяв электрическом поле до безвредного углекислого газа.
Вначале необходимо откачать и переработать в полезные товарные продукты большую часть сырой нефти, отстоявшейся на поверхности нефтяных амбаров. Причем термическую ректификацию этой нефти целесообразно производить прямо в нефтяном амбаре с нефтешламами или непосредственно около него.
Затем необходимо откачать и обработать в центрифугах последующие слои нефтешламов, относительно маловязкие водонефтяные легкие эмульсии, превращая их в эффективное топливо для теплоэнергетики.
Далее необходимо последовательно или параллельно откачивать слой воды, которая присутствует во всех нефтяных амбарах.
Фракции нефтешламов, которые невозможно сразу откачивать из амбаров, необходимо размягчить прямо в амбарах, используя для этого теплоту, полученную от сжигания части нефтешламов. Для этого целесообразно часть сырой нефти оставлять в этих нефтешламовых амбарах и сжигать ее на поверхности амбаров для выработки теплоты.
В процессе теплового разжижения густых, твердых фракций нефтешламов появляется возможность частичной перекачки их из амбаров и расфасовки в энергетические капсулы и брикеты из наиболее твердых смолистых фракций нефтешламов для последующего использования в качестве топлива. Изготовление таких горючих капсул и брикетов из густых и твердых, наиболее энергоемких фракций нефтешламов весьма перспективно и выгодно. Брикеты необходимо подсушивать, используя теплоту от сжигания части более легких фракций нефтешламовых эмульсий, а потом упаковывать и складировать.
Такие энергетические капсулы некоторых фракций нефтешламов можно использовать в котельных и при выполнении энергозатратных огневых технологий, например, при получении асфальтов, цементов в качестве высококалорийного «чистого» топлива. В этом случае их можно с пользой сжигать в специальных электрифицированных топках котельных установок (Пат. 2079786 РФ). Этот способ интенсификации горения позволяет использовать в качестве топлива любые горючие отходы. Эффективность использования котлов повышается за счет формирования теплового потока от факела по вектору электрического поля прямо на котел [1].
В основе электроогневой технологии лежит каталитическое воздействие электрического поля на процесс горения любых веществ и газов. В результате применения данной технологии можно утилизировать отходы, мусор и нефтешламы. Преимущества разработанной на основе этой технологии установки: экономичность в эксплуатации (расход топлива и электроэнергии снижен в несколько раз), дешевизна при производстве, высокая степень очистки отходящих газов. При сжигании нефтепродуктов, включая нефтешламы, резко снижается количество всех токсичных компонентов в отходящих газах на 70 – 80% первоначальной их концентрации. И что наиболее важно, в процессе электроогневого горения активно разрушаются любые отходы, включая нефтешламы. В пламени исчезают практически все токсичные компоненты, не только такие простые, как СО, СН, NO, но и такие сложные канцерогенные вещества типа бенз(а) пирена.
Технология позволяет быстро утилизировать практически все токсичные компоненты отходов, в т. ч. и нефтешламы.
При электроогневом послойном сжигании остатков конкретных нефтешламов можно регулировать параметры активизирующего горение электрического поля (напряженность, частоту высокого напряжения) в зависимости от состава и количества нефтешламов для обеспечения оптимальной скорости горения и достижения минимальной токсичности отходящих газов.
В ряде случаев для максимальной интенсификации процесса горения остатки нефтешламов сжигают в переменном электрическом поле определенной частоты, выбранной по критерию максимального чистого их сжигания.
А в некоторых случаях процесс сжигания нефтешламов необходимо проводить в постоянном электрическом поле с вектором напряженности поля, ориентированным в направлении, перпендикулярном к поверхности нефтешламов, с предельно высокой напряженностью, выбранной в зависимости от состава нефтешламов, по критерию максимальной интенсивности горения при минимуме токсичности отходящих газов [1].
Для утилизации нефтяной и водонефтеэмульсионной составляющих нефтешламов необходимо параллельно со сжиганием остатков нефтешламов осуществлять ректификацию собранной с поверхности нефтешламов нефти путем использования тепловой энергии от сжигания остатков нефтешламов для получения бензина, керосина и т.д.
С помощью установки электроогневого сжигания нефтешламов можно утилизировать их как непосредственно в амбаре, так и на производстве для обеспечения безотходной переработки нефти.
При безотходной технологии переработки нефти утилизацию нефтешламов осуществляют в специальных электрифицированных отходосжигающих печах, соединенных трубопроводами с ректификационными колоннами.
Устройство сжигания остатков нефтешламов выполнено в виде специальной электрифицированной печи, в которой предусмотрено устройство подачи нефтешламов в зону горения и выгрузки золы, а также чаша для сжигания нефтешламов, над которой размещен электроизолированный электрод с
коронирующими иглами, причем этот электрод присоединен электрически к одному из выходов высоковольтного блока напряжения, второй выход которого присоединен к чаше со сжигаемыми нефтешламами.
Для проведения комплексной утилизации нефтешламов в нефтяных амбарах, необходимо использовать комбинированное устройство с нефте-улавливающим приспособлением (рис. 1), состоящее из погружного насоса, губчатого валика, отжимного устройства, сепарационной емкости и ректификационной колонны, размещенной над печью сжигания остатков нефтешламов, а также содержащее само устройство электроогневого сжигания остатков нефтешламов.
Мобильное устройство электроогневого сжигания нефтешламов можно использовать как непосредственно в нефтяных амбарах, так и в местах разливов нефти на почве (рис. 2). Такое устройство размещается на транспортном средстве и имеет высоковольтный преобразователь напряжения, несколько электроизолированных выдвижных электродов, размещаемых по периметру площади предполагаемого сжигания нефтешламов (или амбара с нефтешламами). два поверхностных электрода в виде тонких металлических теплостойких сеток регулируемой площади, достаточной для покрытия части или всей площади поверхности нефтяного загрязнения или амбара с остаткми нефтешламов.
Первый сетчатый электрод размещают с нулевой плавучестью на поверхности нефтешламов и прикрепляют металлическими тросами к основаниям электроизолированных штанг, а второй сетчатый электрод натягивают поверх электроизолированных штанг. Сетчатые электроды соединяют с высоковольтным преобразователем напряжения [1].
Высоту электроизолированных электродов в мобильном устройстве выбирают из условия превышения высоты факела пламени сжигаемых отходов на величину расстояния, достаточную для устранения электрического разряда высоковольтного преобразователя напряжения через пламя сжигаемых остатков нефтешламов.
В установках установлены датчики уровня токсичности отходящих газов, которые связаны с устройством управления параметрами высоковольтного преобразователя напряжения.
Комбинированная установка (см. рис. 1) электроогневого сжигания нефтешламов работает следующим образом. С помощью насосов подают по трубопроводам нефть и тяжелые фракции нефтешламов в соответствующие резервуары, причем нефть отфильтровывают от воды в ротационном сепараторе. Устройство ректификации нефти крепится на специальных опорах с изоляторами. Остатки нефтешламов поступают в устройство сжигания, при этом одновременно создают электрическое поле для управления пламенем. В процессе реализации данного процесса подбирают напряженность поля по критерию оптимума интенсивности горения пламени и минимума токсичности отходящих газов. Полученную тепловую энергию используют для испарения и ректификации нефти.
Полезные фракции нефти (бензин, керосин) отводят из колонны по патрубкам. Остатки нефтешламов поступают по трубопроводу в нижнюю чашу с горящими нефтешламами [1].
Предложенная технология чистой интенсивной переработки и огневой утилизации нефтешламов позволяет на порядок удешевить процесс утилизации нефтешламов, повысить производительность устройств при реализации данного процесса, а главное, сделать его экологически чистым. Она может быть применима для быстрой и эффективной очистки любых нефтяных пятен.
3. Утилизация отходов машиностроительных и перерабатывающих предприятий
Развитие техники тесно связано с интенсификацией переработки нефти, применением топлив и смазочных материалов. В результате накапливаются различные отходы, оказывающие негативное влияние на окружающую среду. К сожалению, сбору и рациональному использованию отработанных масел уделяется недостаточно внимания. Регенерациёй получают лишь 16% всего объема масел.
В настоящее время на территории машиностроительных и нефтеперерабатывающих предприятий г. Ярославля и Ярославской области находятся значительные запасы отработанных масел, нефте- и маслошламов.
Масла либо хранятся в маслонакопителях на территории предприятий, либо используются в качестве добавок к котельному топливу или его заменителей (90%) [4].
3.1 Утилизация нефтеотходов
В процессе хранения отработанные масла расслаиваются. Верхний масляный слой – это трудноразделимая эмульсия нефтепродуктов с водой и механическими примесями (до 5%), средний слой – вода в виде масляной эмульсии, нижний слой – донный осадок (шлам), состоящий из твердой фазы (70%), пропитанной нефтепродуктами (до 10%) и водой (до 25%). Количество механических примесей с глубиной увеличивается.
Были исследованы маслоотходы нескольких цехов ОАО «Автодизель» г. Ярославля (цехов корпусных деталей, коробок перемены передач, вспомогательных). Отобранные пробы подвергались расслаиванию в течение суток.
Верхний слой направлялся на регенерацию с целью дальнейшего использования для приготовления смазочно-охлаждающий жидкостей типа «Аквол» [9].
Средний слой – сточная вода – очищался до соответствия предельно допустимым сбросам.
Нижний слой – отход, который до сих пор не утилизировался. При исследовании его химического состава было установлено, что низкая токсичность свидетельствует о незначительном содержании ионов тяжелых металлов, %: 27 – 44 железа; до 0,05 никеля; до 0,13 хрома; до 1 меди; 3 – 5 алюминия; до 20 кремния; 15 – 30 нефтепродуктов. Расчетный класс опасности (токсичности) – 3‑й или 4‑й в зависимости от типа шлама [5].
Также были исследованы нефтешламы Ярославской перевалочной нефтебазы, нефтешламы длительного хранения и текущей выработки установки «Альфа-Лаваль» (ОАО «Слазнефть-Ярославльнефтеоргсинтез» им. Д.И. Менделеева), (табл. 2).
Установлено, что исследованные нефтешламы содержат органические (18,6 – 28,6%) и неорганические (51,3 – 76,8%) вещества.
Основным компонентом неорган
Содержание органических веществ, определенное прокаливанием и экстракцией хлороформом, различно [5]. Это можно объяснить тем, что в неорганической части присутствует кристаллизационная вода, которая удаляется при температуре 600 °С.
По составу минеральной части нефтешламы (как и маслошламы) близки к компонентам шихты для производства керамзита, а по фракционному составу органической части – к соляровым дистиллятам. Это позволяет предположить, что исследуемые масло- и нефтешламы можно использовать в качестве вспучивающей добавки при производстве керамзита
Таблица 2
| Вещества | Нефтешламы | ||||
| с установки «Альфа-Лаваль» | нефтеперевалочной базы | ||||
длительного хранения |
текущей выработки |
||||
| вода | 14,4–10,6 | 22,5 | 10,0 | ||
| органические вещества: | |||||
| при прокаливании | 32,9–21,7 | 43,5 | 48,5 | ||
| при экстракции хлороформом | 16,0–12,6 | 18,4 | 28,6 | ||
| вещества, нерастворимые в HCl | 41,3–88,6 | 35,5 | 16,8 | ||
| ионы металлов*
|
|||||
| Feобщ
|
9,5–12,5 | 14,9 | 2,02 | ||
| Сu2+
|
0,02 | 0,03 | 0,008 | ||
| Ca2+
|
2,8–4,8 | 5,6 | 14,12 | ||
| Cr3+
|
0,019–0,033 | 0,03 | - | ||
| Zn2+
|
0,13–0,18 | 0,2 | - | ||
| *
– В сухом остатке |
|||||
Были проведены испытания смеси «глина-нефтешлам». Количество шлама составляло 1 – 6% по массе. Вспучивание гранул проводилось в двуступенчатом режиме, интервал термоподотовки 250–280 °С, температурный интервал вспучивания образцов 1130–1150 °С. В результате испытаний установлено, что полученный материал соответствует ТУ 21–1284739–12–90.
Проведенные на АО «Керамзит» производственные испытания показали, что указанные выше нефте- и маслошламы можно использовать в качестве вспучивающей добавки при производстве керамзита (объемная насыпная плотность 420–600 кг/м3
), показатели прочности которого соответствуют ГОСТ 9757–80.
В ЯГТУ разработана технология утилизации нефтеотходов с установки «Альфа – Лаваль». Была предпринята попытка заменить наполнитель и мягчитель в рецептуре резиновых смесей для амортизаторов на основе каучуков СКИ -3 и СКД этими отходами.
Наилучшие результаты получили при замене 5 массовых частей технического углерода П‑324 на 5 массовых частей отхода. Пластичность смеси практически не изменилась, а прочность при растяжении и относительное удлинение увеличились. Замена 10 массовых частей технического углерода П‑324 и 5 массовых частей вазелинового масла на 10 массовых частей отхода позволила несколько увеличить пластичность и прочность при растяжении, а также относительное удлинение при разрыве по сравнению с контрольной пробой.
Производственные испытания опытной резины, полученной с использованием отхода с установки «Альфа – Лаваль» на заводе РТИ, показали, что ее характеристики соответствуют характеристикам серийной резины, т.е. требованиям нормативной документации.
3.2 Утилизация кислых гудронов
Другим крупнотоннажным отходом нефтехимии являются кислые гудроны. Они образуются при очистке смазочных и медицинских масел, светлых нефтепродуктов, производстве флотореагентов и сульфонатных присадок. Очистку нефтепродуктов серной кислотой проводят с целью удаления непредельных, серо-, азотосодержащих и смолистых соединений, которые обусловливают малую стабильность топлив при хранении, нестабильность цвета и ухудшают некоторые эксплуатационные свойства.
Кислые гудроны представляют собой смолообразные высоковязкие массы различной степени подвижности, содержащие разнообразные органические соединения, свободную серную кислоту и воду. Несмотря на сокращение применения серной кислоты для очистки масел и парафинов и прекращение ее использования для очистки керосинов и бензинов, количество сернокислотных отходов весьма значительно. Только в заводских прудах-накопителях ОАО «Славнефть-Ярославльнефтеоргсинтез им. Д.И. Менделеева» хранится около;
500 тыс. т кислого гудрона [4].
Свежий кислый гудрон (текущей выработки), содержащий серную кислоту, очень нестабильный продукт. В процессе хранения в нем протекают реакции сульфирования, полимеризации, поликонденсации и др. Кислые гудроны в прудах-накопителях по своему химическому составу значительно отличаются от кислых гудронов текущей выработки. Кроме того, вследствие вымывания кислоты атмосферными и грунтовыми водами кислотное число гудрона в пруду-накопителе значительно ниже, чем свежего.
В процессе хранения из-за воздействия атмосферных осадков (снег, дождь) содержимое прудов-накопителей разделяется на три слоя:
• верхний – кислое масло (легкая масляная часть кислого нефтепродукта);
• средний – кислая вода, состоящая из атмосферных осадков и серной кислоты;
• нижний – донный кислый гудрон в пастообразном состоянии и концентрированная серная кислота.
Физико-химические характеристики слоев различны и определяются глубиной отбора проб (табл. 3).
В ЯГТУ разработан способ получения дорожного битума на основе верхнего слоя прудового кислого гудрона. Для гудрона глубинных слоев пока не предложено практически целесообразной технологии.
Из табл. 4 видно, что в нижних слоях происходит некоторое осмо-ление продукта, в маслах появляются более высокомолекулярные соединения.
Таблица 3. Физико-химические характеристики кислого гудрона
| Характеристика | Свежий гудрон | Гудрон из пруда-накопителя | |||
| Верхний слой | 0,5 м | 2,5 м | 3–3,5 м | ||
| Содержание веществ, % по массе: | |||||
| свободной серной кислоты | 40–52 | 0,016–0,036 | 0,22 | 3–7 | 3–3,5 |
| органической массы с минеральными маслами | 37,5–45 | 75–86,9 | 54 | 42 | 41–51,3 |
| минеральных масел | 12,8–15 | 64–76,3 | 45 | 20 | 20–26 |
| Воды | 8 | 11 | 40 | 28 | 18–20 |
| Смол | - | 9,4–14,8 | 9 | 22 | 21–25,5 |
| Золы | 0,076 | 0,6–1,26 | 0,47 | 5,9 | 7–10 |
водорастворимых соединений |
- | - | - | - | 1,6–6 |
| Плотность, г/см3
|
1,16–1,43 | 0,9–0,98 | 0,9–0,98 | 1–1,05 | 1,05–1,2 |
| Вязкость, В10/60, с | - | 5 | 8 | 20 | 32 |
По свойствам кислые гудроны на глубине 3 – 3.5 м отличаются от гудронов верхнего слоя, поэтому была, проверена возможность переработки глубинных гудронов по технологии, разработанной для кислых гудронов верхних слоев.
Технологический процесс переработки этих кислых гудронов включает следующие стадии.
1. Нейтрализация.
Она происходит в результате взаимодействия кислых продуктов (свободная серная кислота, сульфокислота, асфальтогенные кислоты) с гидроксидом кальция по обычному механизму с получением сульфата кальция и воды в качестве конечных продуктов. Температура реакционной массы возрастает до 80 °С при атмосферном давлении и перемешивании.
Нейтрализация глубинных проб кислых гудронов происходит аналогично нейтрализации кислых гудронов верхних слоев, при этом полная нейтрализация происходит медленней (обычно за 3 ч вместо 1,5–2 ч). Следует отметить, что при проведении нейтрализации глубинных кислых гудронов наблюдается более интенсивное пенообразование, процесс сопровождается более значительным выделением теплоты. Все это вызывает необходимость ведения процесса с применением пеногасителей, позволяющих уменьшить или даже полностью исключить пенообразование. Подобные различия обусловлены более высокой кислотностью глубинных проб.
2. Окисление кислородом воздуха.
Окисление 1 кг нейтрализованного кислого гудрона после отгонки воды проводилось при подаче воздуха от компрессора через барботёр в количестве 2 л в минуту при температуре 190 – 200 °С в течение 2 – 4 ч.
Существенных отличий процессов окисления глубинных проб и проб верхних слоев не выявлено. Следует отметить, что глубинные кислые гудроны (3 – 3.5 м) окисляются с большей скоростью, что можно объяснить большим содержанием в них высокомолекулярных сернистых соединений по сравнению с кислыми гудронами верхних слоев, Таким образом, процесс обработки кислых гудронов нижних слоев лишь незначительно отличается от процесса переработки гудронов верхних слоев. Изменяя время окисления, можно, получить битумы с характеристиками, соответствующими характеристикам строительного и кровельного битумов (табл. 5). После оптимизации технологических параметров их можно использовать для производства мягкой кровли и гидроизоляционных материалов.
Битумы из кислых гудронов имеют следующий состав, % по массе: 17 – 27 смол; 12 – 22 асфальтов; 56 – 60 масел (из них 46 – 52 парафинонафтеновых углеводородов; 1,6 – 4.8 моноциклических ароматических; 1,4 – 2,3 бициклических ароматических; 1,1 – 7,2 полициклических ароматических).
В связи с разнообразием нефте- и маслошламов области их применения не ограничиваются описанными ниже.
Таблица 5. Основные характеристики битумов
| Характеристика | Из кислых гудронов | Строительные ГОСТ 5617–76 |
Кровельные ГОСТ 9548–74 |
| Глубина проникновения иглы при температуре 25 °С, мм, не менее | 4,2–13,8 | 2,1–4,0 | 14–20 |
| Температура размягчения по кольцу и шару, °С | 72–85 | 70–90 | 40–90 |
3.3 Переработка и утилизация нефтемаслоотходов с применением оборудования «Инстеб»
Для обезвреживания и утилизации нефтепродуктов применяется специальный сорбент, именуемый препаратом «Эконафт» (ТУ 2123–002–11085815–94) [10].
Препарат «Эконафт» предназначен для обезвреживания и утилизации как жидких, так и пастообразных отходов и состоит из двух компонентов:
– негашеная известь по ГОСТ 9179–77 «Известь строительная». Содержание в составе препарата до 95%;
– «Модификатор», ТУ 2123–002–11085815–94. Содержание в составе препарата до 5%.
Препарат приготавливается путем смешения компонентов на месте производства работ, а также может поставляться в расфасованном затареном виде в полиэтиленовых или крафтмешках.
Соотношение отходы – препарат определяется в зависимости от содержания нефтепродуктов в отходах и колеблется в соотношении 1–1…2 (по объему).
Сущность химического обезвреживания и утилизации нефтеотходов состоит в следующем: способ основан на свойствах окиси минеральных сорбентов (негашеная известь – СаО, магния – MgO и хрома – Сr2
О3
) при гашении увеличивать удельную поверхность в 15–30 раз и тем самым превращаться в объемное вяжущее вещество с высокой абсорбционной способностью для высокомолекулярных веществ и, в частности, для углеводородов нефти. Процесс гашения сопровождается выделением большого количества тепла:
СаО + Н2
О ® Са(ОН)2
+ 1164 кДж/кг СаО
в результате чего и происходит резкое увеличение удельной поверхности. Однако гашеная известь смачивается водой, что приводит к резкому сокращению или устранению ее абсорбционной способности. Для придания гидрофобизирующих свойств в процессе гашения вводят специальные вещества-модификаторы [9].
В состав препарата «Эконафт» введен модификатор – полный эфир глицерина и высших жирных кислот – триглицерид. При смешении с известью глицерид образует с поверхностью минерального сорбента прочную химическую связь, что приводит к образованию нового соединения – триглицерида кальция и активации поверхности для последующего гидрофобного взаимодействия с углеводородами нефти (таблица 6). Процесс солеобразования протекает практически полностью. Получаемые соли и придают гидрофобность и прочность гранул продукту реакции препарата с углеводородами.
Таким образом, сущность химического способа обезвреживания нефтемаслоотходов заключается в том, что нефтемаслоотходы обрабатываются негашеной известью с добавкой модификатора путем перемешивания. При этом оксид щелочноземельного металла образует с водой гидроксид, в результате чего нефтепродукты равномерно им адсорбируются с получением сухого, стойкого при хранении порошкообразного вещества, состоящего из мельчайших гранул, представляющих по химическому составу мельчайшие частицы обезвреженных нефтемаслоотходов, заключенные в известковые оболочки – капсулы, которые равномерно распределены в массе продукта.
Порошок минеральный «ПУН», в соответствии с ТУ и рекомендациями РосдорНИИ, может применяться в качестве добавки или составной части в производстве следующих материалов и конструкций:
– асфальтобетонные смеси II–III марки по ГОСТ 9128 для автомобильных дорог не выше II технической категории;
– конструктивные элементы автодорог: теплоизоляционные, гидропрерывающие и дополнительные слои земляного полотна автомобильных дорог по СН 25–74 т. 5 и СНиП 2.05.02. – 85. так же для устройства площадок для стоянок техники и строительства внутриплощадных дорог, строительного материала для очистных сооружений, «поямочного» ремонта дорог, и др [9].
– Порошок минеральный «ПУН» также применяется для профилирования поверхности полигонов твердых бытовых отходов.
Производство работ по утилизации отходов (рис. 3) включает в себя три этапа работ:
А. Прием и размещение нефтеотходов и компонентов препарата «Эконафт» в приемные емкости.
Б. Подача нефтеотходов и препарата «Эконафт» на смесительное оборудование.
В. Выгрузка порошка «ПУН», его складирование и отгрузка потребителю.
Доставляемые автотранспортом пастообразные нефтемаслоотходы, нефтешламы и загрязненные грунты перегружаются в хранилище нефтешлама В. Жидкие нефтеотходы загружаются в хранилище С. Негашеная известь самосвалами перегружается в хранилище известив.
Б. Подача нефтеотходов и препарата на смесительное оборудование
Негашеная известь из хранилища (емкости) А грейфером подается в бункер-дозатор извести, откуда скиповым подъемником загружается в приемный бункер работающего смесителя и шнеком распределяется по всей длине смесителя. Пастообразные отходы из хранилища В грейфером загружаются в бункер-дозатор отходов, откуда скиповым подъемником загружаются в приемный бункер работающего смесителя и перемешиваются с негашеной известью по всей длине смесителя. Подача жидких отходов из хранилища С производится насосом-дозатором непосредственно в приемную емкость работающего смесителя и перемешиваются с негашеной известью по всей длине смесителя. После перемешивания нефтеотходов с препаратом по трубопроводу внутри смесителя подается вода для производства гашения извести. Во время активного перемешивания (гашения извести) происходят процессы нейтрализации и грануляции обезвреженных нефтеотходов с выделением большого количества тепла и пара согласно химическим реакциям, описанным выше. Процесс активного перемешивания происходит в течение 15–20 минут (в зависимости от активности извести), и его окончание определяется визуально по прекращению паровыделения.
В. Выгрузка продукта утилизации, его складирование и отгрузка потребителям
Готовый порошок «ПУН» через окно выгрузки смесителя выгружается на транспортер и подается в бункер-накопитель объемом 45 м3
, из которого перегружается в автосамосвалы и отправляется потребителю.
3.4 Регенерация отработанных индустриальных масел
На предприятих металлобработки и машиностроения широко применяют смазочно-охлаждающие жидкости (СОЖ) на водной и органической основах, а также индустриальные масла.
При эксплуатации они теряют свои функциональные и эксплуатационные свойства и их необходимо утилизировать. Такие отходы нефтепродуктов делятся на две группы.
Первую группу составляют отработанные индустриальные масла, которые можно регенерировать и очищать. Эту группу в соответствии с существующим способом регенерации и очистки составляют две подгруппы жидкостей.
К первой подгруппе относятся отработанные масла, используемые на ремонтно-эксплуатационные нужды: ИГП‑30, ИГП‑18; И‑40А, И‑20А, И‑8А, И-Л-С‑10; Антикорит 611/36; масла из грязевых баков-накопителей промстоков, масла из циркуляционных установок подачи СОЖ на основе импортных концентратов.
Ко второй подгруппе относятся отработанные масла: И‑20А после полировки; нефтепродукты, собранные после разрушения эмульсий; МР‑11 и МР‑11/1; МР‑11 ПАВЕКС; закалочные масла; РЖ‑8; масло И-Т-Д‑220.
Вторую группу составляют смеси отработанных нефтепродуктов, которые необходимо перерабатывать на нефтеперерабатывающих предприятиях. К таким нефтепродуктам относится керосин, бензин, топливо дизельное, уайт-спирит [10].
На рис. 4 представлена балансовая схема использования нефтепродуктов на крупном российском подшипниковом заводе. Как следует из приведенной схемы, денной схемы, часть нефтепродуктов (индустриальные масла) на регенерацию. Другая часть вместе со сточными водами попадает на очистные сооружения, где выделяется в отдельную фазу и затем используется вторично.
Отработанное масло собирают с грязевых баков-накопителей отработанных промсто-ков 1 маслосборным устройством 2 и перекачивают в бак-отстойник 3 объемом 12 м3
, где под действием «глухого» пара нагревают до температуры 90 °С и отстаивают в течение 30 мин. Отработанное масло под действием температуры разделяется на нефтепродукты (масла) и отстой (вода и механические примеси). Отстой откачивают из бака-отстойника в грязевой бак-накопитель отработанных промстоков и сбрасывают на очистные сооружения промстоков для обезвреживания.
Нефтепродукты направляют в отстойники 4 и 5 объемом 1,5 и 5 м;
В эти же отстойники попадают отработанные масла, собранные в цехах предприятия, из емкости для накопления отработанных масел 6. В отстойниках масла нагревают до температуры 90 =
С, перемешивают сжатым воздухом в течение 10 мин и отстаивают в течение 30 мин. Отстоявшуюся воду и шлам сливают в грязевой бак-накопитель. Цикл повторяется 10 раз. Подготовленные таким образом нефтепродукты пропускают через фильтр-пресс и затем сливают в емкость для сбора готовых нефтепродуктов 7 объемом 10 м3
.
Регенерация отработанных индустриальных масел второй подгруппы осуществляется следующим образом.
В бак приготовления раствора коагулянта объемом 0,3м3
10 закачивают горячую воду температурой 80 °С и 90 кг сухого коагулянта (метасиликата натрия) и перемешивают сжатым воздухом до полного растворения коагулянта. После того как раствор коагулянта готов, в бак-реактор 12 закачивают из емкости 8 отработанное масло. С помощью «глухого» пара масло нагревается до температуры 85 – 90 °С, что контролируется термометром 9 при постоянном перемешивании сжатым воздухом. При достижении заданной температуры воздушные и паровые задвижки закрываются, обеспечивая циркуляцию масла в баке-реакторе с помощью насоса 13. Через 2 – 3 мин в бак-реактор подают 30 л раствора коагулянта. После этого насос выключают и перемешивают содержимое бака-реактора сжатым воздухом в течение 30 мин. Затем подачу сжатого воздуха прекращают. Содержимое бака-реактора отстаивают в течение 6 ч при полном покое (доступа воздуха в бак-реактор быть не должно), Затем осадок сливают из бака-реактора.
Доочистку содержимого бака-реактора проводят на стенде СОГ‑913К 11. При этом температура масла в баке-реакторе должна быть не ниже 60 °С. Доочистку проводят в течение 1 ч 15 мин. Доочищенные таким образом нефтепродукты нагревают в баке-реакторе до температуры 120 °С при постоянном перемешивании сжатым воздухом. Затем содержимое бака-реактора перемешивают с 75–85 кг порошкообразного адсорбента (зикеевской земли). Для лучшего перемешивания перекачивают содержимое из бака-реактора в бак-реактор с помощью насоса 13 в течение 30 мин.
Разделение масла и адсорбента осуществляют с помощью шнековой центрифуги ОГШ‑312К‑06 14. Чистое масло поступает в промежуточную емкость 15, а промасленный осадок в передвижную емкость 16 и выводится в шламонакопитель. Масло фильтруется на фильтрах тонкой очистки ФОСН‑60 17 и собирается в емкость готовой продукции 18. Регенерированное по приведенной технологии масло имеет темно-коричневый цвет, кинематическую вязкость при 40 °С 15 – 35 мм:
/с и температуру вспышки не ниже 160 °С. Содержание механических примесей в масле не более 0,04%, кислотное число мг КОН на 1 г масла равно 1,0 – 1,5.
Нефтесодержащие отходы (нефтеотходы) в очистных сооружениях образуются в результате обезвреживания эмульсионных и маслосодержащих сточных вод и включают отработанные масла второй подгруппы, продукты химического взаимодействия органических веществ с кислотами, щелочами и растворами солей, кислоты, соли, основания и их растворы [5]. Подготовка нефтеотходов к вторичному использованию включает следующие процессы: химическое разрушение эмульсий нефтеотходов, концентрирования органических веществ на поверхности коагулянта, сбор и накопление адсорбента, химическое разрушение адсорбента, термическое разрушение сложных эмульсий, экстрагирование водо-маслорастворимых органических веществ водо-нерастворимыми маслами. Данные процессы осуществляются по принципу противотока и рециркуляции по параллельно-последовательной схеме при температуре 20 – 90 °С.
Для нагрева веществ используют теплоту химических реакций и «глухой» пар с температурой 185 °С и давлением 5 – 6 атм.
Подготовка нефтеотходов очистных сооружений осуществляется на установке циклического действия (рис. 6). Установка включает три бака 3 – 5 общим объемом 35 м3
, в которых нагреваются нефтеотходы [5].
Собранные с помощью нефтеловушек нефтеотходы самотеком поступают в подземную емкость 1.
После отстаивания в подземной емкости 1 в течение 1 – 3 ч (в зависимости от степени наполнения наземной емкости) собранные нефтеотходы перекачиваются насосом в наземную емкость 2. Удаление отстоявшейся воды и осадка из емкости 1 осуществляется насосом.
В емкости 2 нефтепродукты нагревают с помощью «глухого» пара в течение 40 мин. После удаления выделившихся под действием тепла механических примесей и воды в секцию IV нефтеловушки нефтеотходы из наземной емкости 2 перекачиваются насосом в бак 4.
Бак 3 заполняется частично подготовленными нефтеотходами, выделенными при обезвреживании эмульсионных сточных вод и маслогрязи из емкостей-накопителей 13 и 14.
После отстаивания нефтеотходы в запасном баке-реакторе попадают в карманы баков-реакторов 7–9 и оттуда перекачиваются насосом в бак 3.
В баке 3 под действием «глухого пара» нефтеотходы нагреваются до температуры 90 °С. В результате нагревания и отстаивания они разделяются на верхний слой (всплывшие нефтепродукты) и нижний (вода и механические примеси).
Нефтепродукты из бака 3 попадают самотеком в бак 4.
Воду и механические примеси перекачивают насосом в баки-реакторы 7–9.
В баке 4 осуществляется заключительный этап подготовки нефтеотходов, а также происходит экстрагирование водо-нерастворимыми нефтепродуктами водо-маслорастворимых нефтеотходов из эмульсии и нерастворимых механических примесей. Время экстрагирования составляет 1,5–2 часа.
Так как в бак 4 поступают нефтеотходы, нагретые до температуры
90 °С, «глухой пар» используется только для компенсации потерь теплоты в окружающую среду. Готовые нефтепродукты удаляются самотеком через открытую задвижку в бак 5 до полного заполнения последнего. Бак 5 подогревают только в зимнее время для предотвращения замерзания или загустевания нефтепродуктов.
Готовые нефтепродукты перекачиваются в бак-реактор 6. Механические примеси и воду из бака-реактора удаляют в бак 3 с помощью насоса вместе с небольшим объемом нефтеотходов на рециркуляцию.
Подготовленные нефтеотходы удовлетворяют техническим требованиям, перекачиваются насосом в емкости-накопители 10 – 12 и реализуются сторонним организациям.
Заключение
Очистка территорий от загрязненных нефтью и нефтепродуктами почв и водных поверхностей в районах нефтедобычи и ее транспорта является исключительно серьезной экологической проблемой, актуальность которой не вызывает никаких сомнений. Так, например, только в республике Коми существует 358 озер, полностью загрязненных нефтью, а территория ее разлива превышает площадь более чем в 450 кв. километров. В последнее время все большее внимание уделяется методам микробиологической утилизации нефти с применением сорбентов, обладающих в отношении нее высокой сорбционной емкостью.
В соответствии с законами Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды», «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения», «Об отходах производства и потребления». Постановления Правительства РФ №613 от 21.08.2000 г. «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов», в целях защиты населения и окружающей среды от их вредного воздействия предусмотрена разработка ряда мероприятий, направленных на поддерживание в состоянии постоянной готовности организаций к ликвидации последствий нефтезагрязнений. Поэтому особое место в принятых программах предотвращения загрязнения окружающей среды нефтяных компаний, предприятий ТЭК, железнодорожного транспорта и предприятий различных видов промышленности и агроперерабатывающего комплекса уделяется вопросам ликвидации последствий нефтяных загрязнений [2]. Основными направлениями этих мероприятий являются:
• разработка и внедрение современных технологий переработки и утилизации нефтемаслоотходов и использование продуктов утилизации в экономике регионов;
• создание специализированных предприятий по переработке, утилизации нефтемаслоотходов и ликвидации очагов загрязнения;
• ликвидация последствий загрязнения почво-грунтов и подземных вод нефтемаслоотходами, восстановление и сохранение устойчивой экологической обстановки на загрязненных территориях. Особое внимание при этом должно уделяться ликвидации локальных загрязнений и утилизации нефтемаслоотходов, хранящихся на территории предприятий.
Комплексная система предполагает создание сети специализированных стационарных полигонов (площадок) по перевалке, хранению и переработке нефтесодержащих отходов, а также системы учета объектов, образующих и накапливающих нефтесодержащие отходы.
Обоснование экономической целесообразности создания и реализации комплексной системы сбора, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов выполнено в 2001 г. на основе анализа проведенных расчетов. В соответствии с указанными расчетами при вывозе нефтесодержащих отходов на полигон (площадку) предприятие-природопользователь должно возместить стоимость приемки, переработки и утилизации отходов, которая составляет 3 – 5 тыс. руб. за 1 м3
в зависимости от вида нефтепродукта. Например, стоимость переработки 100 м3
таких отходов составит 300 – 500 тыс. руб., а в случае невывоза отходов или загрязненных в результате аварийного разлива нефти и нефтепродуктов почв и грунтов размер возмещения ущерба только от загрязнения территорий несанкционированной свалкой, а также расходы на проведение полного объема работ по очистке и рекультивации загрязненных при этом земель составят около 36 млн. руб.
В экономическом плане реализация комплексной системы сбора, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов позволяет существенно уменьшить отчисления природопользователей за размещение отходов и затраты на проведение работ по очистке и реабилитации загрязненных земель, снизить расходы на транспортировку отходов.
Литература
1.Журнал «Экология и промышленность России». май, 2002, с. 7–9, 20–23
2.Журнал «Экология и промышленность России». март, 2003, с. 20–22
3.Журнал «Экология и промышленность России». июль, 2002, с. 17–18
4.Журнал «Экология и промышленность России». октябрь, 2001, с. 13–15
5.Журнал «Экология и промышленность России». февраль, 2002, с. 8–11