Курсовая работа
«Утилизация отработанных нефтепродуктов»
Введение
Основными источниками загрязненийнефтью и нефтепродуктами являются добывающие предприятия, системы перекачки итранспортировки, нефтяные терминалы и нефтебазы, хранилища нефтепродуктов,железнодорожный транспорт, речные и морские нефтеналивные танкеры, автозаправочныекомплексы 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-хгодов, превратились из средства предотвращения нефтезагрязнений в постояннодействующий источник таких загрязнений [1].
Предотвращение загрязнения природной средынефтью и продуктами ее переработки – одна из сложных и многоплановых проблемохраны 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 другихрегионах страны, до настоящего времени нет системы предупреждения и ликвидациипоследствий чрезвычайных ситуаций, связанных с аварийными разливами нефти инефтепродуктов, также нет системы сбора, переработки и утилизациинефтесодержаших отходов, которая отвечала бы современным стандартам итребованиям охраны окружающей среды. Эта проблема требует незамедлительногорешения, так как накопление нефтесодержащих отходов влияет не только на экологическоесостояние природной среды, но и на санитарное благополучие жителей области [2].
Забота российских природопользователей оприродоохранной деятельности часто рассматривается как роскошь,непозволительная при нынешнем состоянии экономики. Однако с деловых позицийтолько прямые выгоды от проведения экологических природоохранных мероприятий ифункционирования системы экологического управления предприятием связаны с расширениемрынка сбыта продукции, отсутствием дополнительных расходов, снижением издержекпроизводства, экономией основных фондов, повышением потенциала в полученииинвестиций.
Руководство предприятия или организациидолжно быть озабочено ответственностью за нанесенный экологический ущерб исоответственно 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. Однакостоит лишь взглянуть на расчет стоимости продукции предприятия-природопользователя,как становится ясно, что экологическая природоохранная компонента заложена врасчет цены.
Более того, защита природоохранных интересовпросто невозможна в автономном режиме, вне сферы производственных отношений,без определения разумных форм взаимного сочетания экологических и экономическихинтересов, при которых сохранение качества окружающей природной среды и ееобъектов – цель единственная и конечная [2].
Создание и реализация в Московской областикомплексной системы сбора, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов,включающей предупреждение и ликвидацию последствий аварийных разливов нефти инефтепродуктов, является одним из необходимых элементов обеспечения природной итехногенной безопасности региона.
Во многих регионах страны создаласьчрезвычайная обстановка с хранением, переработкой и утилизацией нефтеотходов,отходов СОЖ. лаков, красок, гудронов и др. отходов. Так, например, в Курскойобласти ежегодно образуется более 12 тыс. т нефтемаслоотходов, из которыхиспользуется на местные нужды или утилизируется только 1400 т. Более 10 тыс. твывозится 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 такжеликвидации очагов загрязнения [7].
1. Очистка средств хранения и транспортировкинефтепродуктов от нефтянных загрязнений
Задачисоздания пунктов утилизации нефтеотходов
Своевременная и эффективная очистка средствхранения и транспортировки нефтепродуктов от нефтяных загрязнений являетсяобязательным условием, обеспечивающим их надежность и качество топлива. Вбольшинстве случаев для удаления этих загрязнений используют воду температурой70 – 90 °С или пар. Достаточно часто для ускорения процесса отмываемкостей и трубопроводов применяют различные моющие вещества, в том числе каустик,гидроксид натрия, поверхностно-активные вещества (ПАВ) типа ОП‑7 или сульфоксид‑61и др.
Высокая стоимость, малая производительность,большие расходы энергии, воды и пара, необходимость наличия очистных сооруженийбольшого 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 загрязненияхи отходах.
После завершения процесса отмыва условнойемкости технологическая вода, состоящая из отмытого нефтепродукта, растворамоющих веществ и нефтешламов, в лучшем случае в пруды – отстойники хранилищ, вхудшем – в городскую сливную канализацию, речку, озеро, лес… Следствие – уменьшениеплощадей хозяйственных угодий, снижение плодородия почв, ухудшение здоровьянаселения, нарастание экологической угрозы.
Этих недостатков можно избежать в случаеприменения принципиально новых технологий отмыва загрязненных нефтепродуктамиповерхностей.
В результате многолетних исследованийроссийскими учеными холдинговой компании «Чистый Мир» была разработанатехнология, позволяющая отделять углеводородные соединения нефтепродуктов отразного рода материалов. Принцип ее действия основан на создании расклинивающегоэффекта, в результате которого нефтяные загрязнения отрываются от поверхности ипереходят в раствор. Высокая деэмульгирующая способность моющего средстваобеспечивает при этом легкое разделение раствора и нефтепродукта безобразования эмульсии.
Техническое моющее средство (ТМС) «БОК» имеет несколько модификаций,специально разработанных для разных типов загрязнений и поверхностей, так какочевидно, что отмыв светлых нефтепродуктов отличен от отмыва мазута, а процессобезжиривания металлических поверхностей принципиально отличается от очисткипочв и грунтов от нефтепродуктов. Особенно сложной задачей является очисткапрудов-отстойников и шламонакопителей от застарелых нефтешламов, в связи с тем,что основными ингредиентами шламов являются асфальто-смолисто-парафиновыеотложения, обладающие высокими значениями вязкости и температуры размягчения[1].
Грунты принципиально отличаются по составу,и такие показатели, как рН среды (водородный показатель), плотность, наличиегумуса (органический фактор), существенно влияют на выбор типа ТМС «БОК» итехнологии отмыва. Например, промывка водой грунта не будет эффективна там, гдеотмечено высокое содержание глины или ила из-за трудности отделения загрязнителяот небольших частиц и низкой скорости седиментации.
При использовании в исследованияхфизико-химических и технологических методов были разработаны оптимальныесоставы ТМС и технологии отмыва загрязнений при соблюдении экономическойбезопасности процессов. ТМС «БОК» используется в виде водных растворов срабочей концентрацией 2 – 4% по массе, не содержит щелочей и фосфатов, имеет 4-йкласс опасности по ГОСТ 12.1.007–76.
Принципиальная особенность «БОК» –сбалансированность состава, обеспечивающая хорошую смачивающую и максимальнуюэмульгирующую способность рабочих растворов, что позволяет удерживатьзагрязнитель в растворе с образованием электрически заряженных агрегированныхмолекул.
Композиции «БОК» содержат в своем составеполиэлектролиты, предотвращающие процесс ресорбции, ингибиторы коррозии идругие вспомогательные вещества. Для некоторых технологий предусмотренбеспенный процесс отмыва.
Технологический процесс отмыва, происходящийв непрерывном режиме, обеспечивает образование трех фаз: верхнего слоянефтепродуктов, водного слоя и нижнего слоя (отмытый грунт, механическиепримеси).
Степень очистки поверхностей отзагрязнителей зависит от температуры моющего раствора, а также от способа(погружной, струйный и др.) и времени отмыва. Степень очистки (моющуюспособность) определяли по формуле:
К = (Р1 – Р2) / (Р1– Р0)´100
где Р0– начальная масса образцадо отмыва, г; Р1 – масса образца с загрязнителем, г; Р2 –масса образца после отмыва. г.
При повышении, температуры раствора иувеличении времени деэмульгирования повышается степень очистки поверхности иснижается количество воды в верхнем слое отмытого нефтепродукта.
Технология отмыва нефтепродуктов сиспользованием ТМС «БОК» рентабельна благодаря утилизации выделенногонефтепродукта. Отмытые нефтешламы, грунты, механические примеси могут бытьпереработаны в строительные материалы. Остаточное содержание нефтепродуктов втвердых продуктах после отмыва не превышает 2 г/кг, что позволяет использоватьих в грунтах для озеленения промышленных площадок.
Особое внимание уделяется технологииутилизации отработанного раствора. Допустимые концентрации загрязняющих веществв сточных водах (рН = 6,5 ¸ 9)перед сбросом в канализацию приведены ниже.
Для экспериментов использовали моющийраствор после отмыва почвы с мазутом. Нейтрализацию проводили путем добавленияв моющий раствор флокулянтов при нормальной температуре и перемешивании. Оптимальнымфлокулянтом 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 канализациюпри разбавлении его водой примерно в 2 раза.
Таблица 1Загрязнитель 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) восновном нетоксичный карбонат кальция (мел), который получается по реакции:
Na2CO3 + СаСl2 ® 2 NaCl + CaCO3.
В связи с этим можно рекомендоватьиспользовать осадок в композициях строительных материалов [8], а также какосветляющий пигмент в дорожных покрытиях.
Моющее средство не вступает в химическуюреакцию с нефтепродуктами, обладает антикоррозионными свойствами, можетмногократно использоваться в оборотном цикле, обладает малой степенью токсичности.Водный раствор, пригодный к многократному использованию, отмытый нефтепродукт,отвечающий соответствующим стандартам, и твердый осадок, не требующийдополнительной промывки, – три отдельных компонента, образующихся послеприменения данной технологии [1].
Практика показала высокую эффективностьтехнологии отмыва железнодорожных цистерн, колесных пар. различных деталей ввагоноремонтных депо и т.д.
Применение технологии дает возможность внесколько раз сократить продолжительность работ, уменьшить расход пара иэлектроэнергии. 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 фильтрациизамазученной воды. Содержание нефти в 1 л воды после прохожденияфильтрующей установки снижается с 500 до 0,2 мг и менее. Фильтр кассетного типаобъемом 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 несколькораз ниже себестоимости ныне применяемых технологий.
2.Утилизация нефтесодержащих отходов
Сложность эффективной утилизации нефтешламов заключаетсяв том, что химический состав нефтешламов предельно сложен. Кроме того, далеконе все их фракции можно сжечь или переработать. В иефтешламах присутствуютнефть, вода нефтяные эмульсии, асфальтены, гудроны, ионы металлов, различныемеханические примеси и даже радиоактивные элементы [1].
Очистка сточных вод промышленных предприятийнесомненно, является важным аспектом с точки зрения охраны окружающей среды ирационального использования природных ресурсов. Однако сопутствующий очисткепроцесс шламообразования тоже требует внимания. Как правило, шламы остаютсяневостребованными, поэтому изыскание путей их утилизации является актуальнойзадачей [3].
Сейчас только на территории Российской Федерации внефтяных амбарах различных нефтеперерабатывающих предприятий накоплены сотни миллионовтонн токсичных нефтешламов. Из-за отсутствия современной эффективной технологииутилизации нефтешламов возникла реальная угроза крупномасштабного загрязненияпочв, подземных вод, рек и морей. Кроме того, становится вполне реальнойопасность остановки нефтеперерабатывающих предприятий из-за переполнениянефтяных амбаров нефтешламами.
Нефтешламы состоят из трех ярко выраженныхфракций: водной, нефтяной и твердой. Кроме того, они существенно различаются посвоему составу и свойствам в зависимости от качества и состава исходной сыройнефти.
Для переработки нефтешламов используютбиотехнологии, химиотехнологии, акустические, термические и чисто огневыетехнологии, а также комбинированные технологии.
Общим недостатком всех перечисленныхтехнологий утилизации и переработки нефтешламов является их низкаяпроизводительность и высокие материальные, энергетические и финансовые затраты.Кроме того, они не позволяют осуществить полную переработку и угилизациюнефтешламов и не обеспечивают экологическую безопасность для окружающей среды.2.1 Утилизация нефтесодержащих отходов на ОАО «ВЗТУ» и ООО «Лукойл-ВНП»
Были исследованы нефтесодержащие шламы двуххимических предприятий Волгоградской области: ОАО «Волгоградский заводтехнического 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 сооруженияпоступает после зачистки и пропарки цистерн для сырья, промывки оборудования.Также поступают ливневые стоки с территории завода. По составу загрязнителейдонные отложения отстойника – это, в основном, используемое на предприятиисырье, а именно: зеленое масло, термогазойль, экстракты газойлейкаталитического крекинга, продукты коксохимических производств, антраценовоемасло.
До пуска очистных сооружений нового типа наООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» нефтесодержащие отходы, образующиеся при первичнойпереработке нефти, обезвоживании, зачистке емкостей, промывке оборудования,контактной очистке остаточных и дистилляторных масел, после установоккоксования вывозились на пруды – шламонакопители. На сегодняшний день образоваласьмноготонная масса экологически небезопасного шлама – смолооб-разного веществачерного цвета, содержание воды в котором колеблется в пределах 30 – 45%.
Углеводородный состав образцов шламовисследовали хромато-масс
спектроскопическим методом на приборе«Вариан МАТ‑111» при ионизирующем напряжении 70 В и силе тока эмиссиикатода 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 изпарафиновых углеводородов C5-C58. Было определено, чтошламы этих предприятий имеют эффективную удельную активность естественныхрадионуклидов менее 370 Бк/кг, следовательно, в соответствии с Нормамирадиационной безопасности относятся к I классу, т.е. являются радиационнобезопасными.
Проделана экспериментальная работа поиспользованию исследуемых шламов в качестве добавки (1–3%) в противопригарнуюсмесь для литейных форм и стержней. Полупроизводственные испытания проводилисьна ОАО «Волгоградский тракторный завод».
При заливке металла и прогреве литейнойформы или стержня происходит возгонка ароматических углеводородов (температуракипения 245–300 °С),содержащихся в углеродсодержащем шламе ОАО «ВЗТУ». При контакте с залитымметаллом ароматические углеводороды разлагаются, на поверхности отливки и наповерхностях песчинок в контактной зоне формы появляется плотная углеродистаяпленка. Эта пленка предохраняет поверхность металла от окисления газамиатмосферы формы и предотвращает взаимодействие кварцевого песка с металлом иобразующимися на его поверхности оксидами.
Испытанная смесь обеспечивает наличиепригара на поверхности пробы 5–10% прочность после тепловой сушки 1.2–1,7 МПа.При использовании смеси без добавки шлама вся поверхность пробы покрываетсяпригаром.
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 литейнойформы или стержня происходит окисление парафиновых углеводородов шлама свыделением СО, оседающего в литейной форме восстановительную атмосферу ипрепятствующего окислению заливаемого в форму металла. Неокисленный металл несмачивает кварцевый песок литейной формы или стержня и не проникает междучастицами кварцевого песка. Кроме того, в восстановительной атмосфере не могутобразовываться оксиды железа и железистый силикат фаялит 2FeO´SiO2, имеющий температуру плавления1205 °С и припаивающий зерна кварцевого песка к поверхности отливки,образуя пригар. В результате исследований было установлено, что нефтесодержащиеотходы ОАО «ВЗТУ» и ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» являются малоопасными (IV класс)и радиационно безопасными, поэтому их можно использовать в литейномпроизводстве в качестве добавки в противопригарную смесь для литейных форм и истержней [3].2.2 Утилизациянефтешламов
Суть электроогневойтехнологиисжигания любых веществ состоит в создании практически идеальных условий горенияпламени сжигаемых любых токсичных отходов, в связи с чем, значительнооблегчается задача окончательной очистки отходящих газов. Электрическое полевзаимодействует (на атомарно-молекулярном уровне) с радикалами любыхуглеводородных веществ и одновременно воздействует на любые углеводородныецепочки, в частности на бенз(а) пирен, таким образом, что они расщепляются наводород. сгораемый в пламени, и углерод, который быстро доокисляетсявэлектрическом поле до безвредного углекислого газа.
Вначале необходимо откачать и переработать вполезные товарные продукты большую часть сырой нефти, отстоявшейся наповерхности нефтяных амбаров. Причем термическую ректификацию этой нефтицелесообразно производить прямо в нефтяном амбаре с нефтешламами илинепосредственно около него.
Затем необходимо откачать и обработать вцентрифугах последующие слои нефтешламов, относительно маловязкие водонефтяныелегкие эмульсии, превращая их в эффективное топливо для теплоэнергетики.
Далее необходимо последовательно илипараллельно откачивать слой воды, которая присутствует во всех нефтяныхамбарах.
Фракции нефтешламов, которые невозможносразу откачивать из амбаров, необходимо размягчить прямо в амбарах, используядля этого теплоту, полученную от сжигания части нефтешламов. Для этогоцелесообразно часть сырой нефти оставлять в этих нефтешламовых амбарах исжигать ее на поверхности амбаров для выработки теплоты.
В процессе теплового разжижения густых,твердых фракций нефтешламов появляется возможность частичной перекачки их изамбаров и расфасовки в энергетические капсулы и брикеты из наиболее твердыхсмолистых фракций нефтешламов для последующего использования в качестветоплива. Изготовление таких горючих капсул и брикетов из густых и твердых, наиболееэнергоемких фракций нефтешламов весьма перспективно и выгодно. Брикетынеобходимо подсушивать, используя теплоту от сжигания части более легкихфракций нефтешламовых эмульсий, а потом упаковывать и складировать.
Такие энергетические капсулы некоторых фракций нефтешламов можноиспользовать 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 электрифицированныхтопках котельных установок (Пат. 2079786 РФ). Этот способ интенсификациигорения позволяет использовать в качестве топлива любые горючие отходы.Эффективность использования котлов повышается за счет формирования тепловогопотока от факела по вектору электрическогополя прямо на котел [1].
В основе электроогневой технологии лежиткаталитическое воздействие электрического поля на процесс горения любых веществи газов. В результате применения данной технологии можно утилизировать отходы,мусор и нефтешламы. Преимущества разработанной на основе этой технологииустановки: экономичность в эксплуатации (расход топлива и электроэнергии сниженв несколько раз), дешевизна при производстве, высокая степень очистки отходящихгазов. При сжигании нефтепродуктов, включая нефтешламы, резко снижаетсяколичество всех токсичных компонентов в отходящих газах на 70 – 80%первоначальной их концентрации. И что наиболее важно, в процессеэлектроогневого горения активно разрушаются любые отходы, включая нефтешламы. Впламени 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 утилизироватьпрактически все токсичные компоненты отходов, в т. ч. и нефтешламы.
При электроогневом послойном сжиганииостатков конкретных нефтешламов можно регулировать параметры активизирующегогорение электрического поля (напряженность, частоту высокого напряжения) взависимости от состава и количества нефтешламов для обеспечения оптимальной скоростигорения и достижения минимальной токсичности отходящих газов.
В ряде случаев для максимальнойинтенсификации процесса горения остатки нефтешламов сжигают в переменномэлектрическом поле определенной частоты, выбранной по критерию максимальногочистого их сжигания.
А в некоторых случаях процесс сжиганиянефтешламов необходимо проводить в постоянном электрическом поле с векторомнапряженности поля, ориентированным в направлении, перпендикулярном кповерхности нефтешламов, с предельно высокой напряженностью, выбранной взависимости от состава нефтешламов, по критерию максимальной интенсивностигорения при минимуме токсичности отходящих газов [1].
Для утилизации нефтяной и водонефтеэмульсионнойсоставляющих нефтешламов необходимо параллельно со сжиганием остатковнефтешламов осуществлять ректификацию собранной с поверхности нефтешламов нефтипутем использования тепловой энергии от сжигания остатков нефтешламов для получениябензина, керосина и т.д.
С помощью установки электроогневого сжиганиянефтешламов можно утилизировать их как непосредственно в амбаре, так и напроизводстве для обеспечения безотходной переработки нефти.
При безотходной технологии переработки нефтиутилизацию нефтешламов осуществляют в специальных электрифицированныхотходосжигающих печах, соединенных трубопроводами с ректификационнымиколоннами.
Устройство сжигания остатков нефтешламоввыполнено в виде специальной электрифицированной печи, в которой предусмотреноустройство подачи нефтешламов в зону горения и выгрузки золы, а также чаша длясжигания нефтешламов, над которой размещен электроизолированный электрод с
коронирующими иглами, причем этот электродприсоединен электрически к одному из выходов высоковольтного блока напряжения,второй выход которого присоединен к чаше со сжигаемыми нефтешламами.
Для проведения комплексной утилизациинефтешламов в нефтяных амбарах, необходимо использовать комбинированноеустройство с нефте-улавливающим приспособлением (рис. 1), состоящее изпогружного насоса, губчатого валика, отжимного устройства, сепарационнойемкости и ректификационной колонны, размещенной над печью сжигания остатковнефтешламов, а также содержащее само устройство электроогневого сжигания остатковнефтешламов.Мобильное устройство электроогневого сжиганиянефтешламов можно использовать как непосредственно в нефтяных амбарах, так и вместах разливов нефти на почве (рис. 2). Такое устройство размещается натранспортном средстве и имеет высоковольтный преобразователь напряжения, несколькоэлектроизолированных выдвижных электродов, размещаемых по периметру площадипредполагаемого сжигания нефтешламов (или амбара с нефтешламами). дваповерхностных электрода в виде тонких металлических теплостойких сетокрегулируемой площади, достаточной для покрытия части или всей площадиповерхности нефтяного загрязнения или амбара с остаткми нефтешламов.
Первый сетчатый электрод размещают с нулевойплавучестью на поверхности нефтешламов и прикрепляют металлическими тросами коснованиям электроизолированных штанг, а второй сетчатый электрод натягиваютповерх электроизолированных штанг. Сетчатые электроды соединяют с высоковольтнымпреобразователем напряжения [1].
Высоту электроизолированных электродов вмобильном устройстве выбирают из условия превышения высоты факела пламенисжигаемых отходов на величину расстояния, достаточную для устраненияэлектрического разряда высоковольтного преобразователя напряжения через пламясжигаемых остатков нефтешламов.
В установках установлены датчики уровнятоксичности отходящих газов, которые связаны с устройством управленияпараметрами высоковольтного преобразователя напряжения.
Комбинированная установка (см. рис. 1)электроогневого сжигания нефтешламов работает следующим образом. С помощьюнасосов подают по трубопроводам нефть и тяжелые фракции нефтешламов всоответствующие резервуары, причем нефть отфильтровывают от воды в ротационномсепараторе. Устройство ректификации нефти крепится на специальных опорах сизоляторами. Остатки нефтешламов поступают в устройство сжигания, при этомодновременно создают электрическое поле для управления пламенем. В процессереализации данного процесса подбирают напряженность поля по критерию оптимумаинтенсивности 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 трубопроводув нижнюю чашу с горящими нефтешламами [1].
Предложенная технология чистой интенсивнойпереработки и огневой утилизации нефтешламов позволяет на порядок удешевитьпроцесс утилизации нефтешламов, повысить производительность устройств приреализации данного процесса, а главное, сделать его экологически чистым. Онаможет быть применима для быстрой и эффективной очистки любых нефтяных пятен./>
3.Утилизация отходов машиностроительных иперерабатывающихпредприятий
Развитие техники тесно связано синтенсификацией переработки нефти, применением топлив и смазочных материалов. Врезультате накапливаются различные отходы, оказывающие негативное влияние наокружающую среду. К сожалению, сбору и рациональному использованию отработанныхмасел уделяется недостаточно внимания. Регенерациёй получают лишь 16% всегообъема масел.
В настоящее время на территориимашиностроительных и нефтеперерабатывающих предприятий г. Ярославля иЯрославской области находятся значительные запасы отработанных масел, нефте- имаслошламов.
Масла либо хранятся в маслонакопителях натерритории предприятий, либо используются в качестве добавок к котельномутопливу или его заменителей (90%) [4].3.1 Утилизация нефтеотходов
В процессе хранения отработанные масларасслаиваются. Верхний масляный слой – это трудноразделимая эмульсиянефтепродуктов с водой и механическими примесями (до 5%), средний слой – вода ввиде масляной эмульсии, нижний слой – донный осадок (шлам), состоящий изтвердой фазы (70%), пропитанной нефтепродуктами (до 10%) и водой (до 25%).Количество механических примесей с глубиной увеличивается.
Были исследованы маслоотходы несколькихцехов ОАО «Автодизель» г. Ярославля (цехов корпусных деталей, коробокперемены передач, вспомогательных). Отобранные пробы подвергались расслаиваниюв течение суток.
Верхний слой направлялся на регенерацию сцелью дальнейшего использования для приготовления смазочно-охлаждающийжидкостей типа «Аквол» [9].
Средний слой – сточная вода – очищался досоответствия предельно допустимым сбросам.
Нижний слой – отход, который до сих пор неутилизировался. При исследовании его химического состава было установлено, чтонизкая токсичность свидетельствует о незначительном содержании ионов тяжелыхметаллов, %: 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 нефтешламыЯрославской перевалочной нефтебазы, нефтешламы длительного хранения и текущейвыработки установки «Альфа-Лаваль» (ОАО «Слазнефть-Ярославльнефтеоргсинтез»им. Д.И. Менделеева), (табл. 2).
Установлено, что исследованные нефтешламысодержат органические (18,6 – 28,6%) и неорганические (51,3 – 76,8%) вещества.
Основным компонентом неорганической части являютсяоксиды железа. Хотя их содержание невелико, но после прокаливания притемпературе 600 °С эта часть приобретает магнитные свойства. Наличиебольшого количества веществ, нерастворимых в концентрированной соляной кислоте,очевидно, обусловлено присутствием в минеральной части алюмосиликатов.
Содержание органических веществ,определенное прокаливанием и экстракцией хлороформом, различно [5]. Это можнообъяснить тем, что в неорганической части присутствует кристаллизационная вода,которая удаляется при температуре 600 °С.
По составу минеральной части нефтешламы (каки маслошламы) близки к компонентам шихты для производства керамзита, а пофракционному составу органической части – к соляровым дистиллятам. Этопозволяет предположить, что исследуемые масло- и нефтешламы можно использоватьв качестве вспучивающей добавки при производстве керамзита
Таблица 2Вещества 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. Вспучиваниегранул проводилось в двуступенчатом режиме, интервал термоподотовки 250–280 °С, температурный интервал вспучиванияобразцов 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 маслошламыможно использовать в качестве вспучивающей добавки при производстве керамзита(объемная насыпная плотность 420–600 кг/м3), показатели прочностикоторого соответствуют ГОСТ 9757–80.
В ЯГТУ разработана технология утилизациинефтеотходов с установки «Альфа – Лаваль». Была предпринята попытка заменитьнаполнитель и мягчитель в рецептуре резиновых смесей для амортизаторов наоснове каучуков СКИ -3 и СКД этими отходами.
Наилучшие результаты получили при замене 5массовых частей технического углерода П‑324 на 5 массовых частей отхода.Пластичность смеси практически не изменилась, а прочность при растяжении иотносительное удлинение увеличились. Замена 10 массовых частей техническогоуглерода П‑324 и 5 массовых частей вазелинового масла на 10 массовыхчастей отхода позволила несколько увеличить пластичность и прочность прирастяжении, а также относительное удлинение при разрыве по сравнению сконтрольной пробой.
Производственные испытания опытной резины, полученной с использованиемотхода с установки «Альфа – Лаваль» на заводе РТИ, показали, что еехарактеристики соответствуют характеристикам серийной резины, т.е. требованиямнормативной документации.3.2 Утилизация кислых гудронов
Другим крупнотоннажным отходом нефтехимии являютсякислые 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 малуюстабильность топлив при хранении, нестабильность цвета и ухудшают некоторыеэксплуатационные свойства.
Кислые гудроны представляют собой смолообразныевысоковязкие массы различной степени подвижности, содержащие разнообразныеорганические соединения, свободную серную кислоту и воду. Несмотря на сокращениеприменения серной кислоты для очистки масел и парафинов и прекращение ееиспользования для очистки керосинов и бензинов, количество сернокислотныхотходов весьма значительно. Только в заводских прудах-накопителях ОАО «Славнефть-Ярославльнефтеоргсинтезим. 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 внем протекают реакции сульфирования, полимеризации, поликонденсации и др.Кислые гудроны в прудах-накопителях по своему химическому составу значительноотличаются от кислых гудронов текущей выработки. Кроме того, вследствиевымывания кислоты атмосферными и грунтовыми водами кислотное число гудрона впруду-накопителе значительно ниже, чем свежего.
В процессе хранения из-за воздействияатмосферных осадков (снег, дождь) содержимое прудов-накопителей разделяется натри слоя:
• верхний – кислое масло (легкая маслянаячасть кислого нефтепродукта);
• средний – кислая вода, состоящая изатмосферных осадков и серной кислоты;
• нижний – донный кислый гудрон впастообразном состоянии и концентрированная серная кислота.
Физико-химические характеристики слоевразличны и определяются глубиной отбора проб (табл. 3).
В ЯГТУ разработан способ получения дорожногобитума на основе верхнего слоя прудового кислого гудрона. Для гудрона глубинныхслоев пока не предложено практически целесообразной технологии.
Из табл. 4 видно, что в нижних слоях происходитнекоторое осмо-ление продукта, в маслах появляются более высокомолекулярныесоединения.
Таблица 3. Физико-химические характеристики кислогогудронаХарактеристика 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 мотличаются от гудронов верхнего слоя, поэтому была, проверена возможностьпереработки глубинных гудронов по технологии, разработанной для кислых гудроновверхних слоев.
Технологический процесс переработки этихкислых гудронов включает следующие стадии.
1. Нейтрализация. Онапроисходит в результате взаимодействия кислых продуктов (свободная сернаякислота, сульфокислота, асфальтогенные кислоты) с гидроксидом кальция по обычномумеханизму с получением сульфата кальция и воды в качестве конечных продуктов.Температура реакционной массы возрастает до 80 °С при атмосферном давлениии перемешивании.
Нейтрализация глубинных проб кислых гудроновпроисходит аналогично нейтрализации кислых гудронов верхних слоев, при этомполная нейтрализация происходит медленней (обычно за 3 ч вместо 1,5–2 ч).Следует отметить, что при проведении нейтрализации глубинных кислых гудроновнаблюдается более интенсивное пенообразование, процесс сопровождается болеезначительным выделением теплоты. Все это вызывает необходимость веденияпроцесса с применением пеногасителей, позволяющих уменьшить или даже полностьюисключить пенообразование. Подобные различия обусловлены более высокойкислотностью глубинных проб.
2. Окисление кислородом воздуха.Окисление 1 кг нейтрализованного кислого гудрона после отгонки воды проводилосьпри подаче воздуха от компрессора через барботёр в количестве 2 л в минутупри температуре 190 – 200 °С втечение 2 – 4 ч.
Существенных отличий процессов окисленияглубинных проб и проб верхних слоев не выявлено. Следует отметить, чтоглубинные кислые гудроны (3 – 3.5 м) окисляются с большей скоростью, чтоможно объяснить большим содержанием в них высокомолекулярных сернистыхсоединений по сравнению с кислыми гудронами верхних слоев, Таким образом,процесс обработки кислых гудронов нижних слоев лишь незначительно отличается отпроцесса переработки гудронов верхних слоев. Изменяя время окисления, можно,получить битумы с характеристиками, соответствующими характеристикамстроительного и кровельного битумов (табл. 5). После оптимизациитехнологических параметров их можно использовать для производства мягкой кровлии гидроизоляционных материалов.
Битумы из кислых гудронов имеют следующийсостав, % 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 полициклическихароматических).
В связи с разнообразием нефте- и маслошламовобласти их применения не ограничиваются описанными ниже.
Таблица 5. Основные характеристики битумовХарактеристика 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 Переработкаи утилизация нефтемаслоотходов с применением оборудования «Инстеб»
Для обезвреживания и утилизации нефтепродуктовприменяется специальный сорбент, именуемый препаратом «Эконафт» (ТУ 2123–002–11085815–94)[10].
Препарат «Эконафт» предназначен для обезвреживанияи утилизации как жидких, так и пастообразных отходов и состоит из двухкомпонентов:
– 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 смешениякомпонентов на месте производства работ, а также может поставляться врасфасованном затареном виде в полиэтиленовых или крафтмешках.
Соотношение отходы – препарат определяется взависимости от содержания нефтепродуктов в отходах и колеблется в соотношении 1–1…2(по объему).
Сущность химического обезвреживания иутилизации нефтеотходов состоит в следующем: способ основан на свойствах окисиминеральных сорбентов (негашеная известь – СаО, магния – MgO и хрома – Сr2О3) при гашении увеличиватьудельную поверхность в 15–30 раз и тем самым превращаться в объемное вяжущеевещество с высокой абсорбционной способностью для высокомолекулярных веществ и,в частности, для углеводородов нефти. Процесс гашения сопровождается выделениембольшого количества тепла:
СаО + Н2О ® Са(ОН)2 + 1164 кДж/кг СаО
в результате чего и происходит резкоеувеличение удельной поверхности. Однако гашеная известь смачивается водой, чтоприводит к резкому сокращению или устранению ее абсорбционной способности. Дляпридания гидрофобизирующих свойств в процессе гашения вводят специальные вещества-модификаторы[9].
В состав препарата «Эконафт» введенмодификатор – полный эфир глицерина и высших жирных кислот – триглицерид. Присмешении с известью глицерид образует с поверхностью минерального сорбентапрочную химическую связь, что приводит к образованию нового соединения – триглицеридакальция и активации поверхности для последующего гидрофобного взаимодействия суглеводородами нефти (таблица 6). Процесс солеобразования протекает практическиполностью. Получаемые соли и придают гидрофобность и прочность гранул продуктуреакции препарата с углеводородами.
Таким образом, сущность химического способаобезвреживания нефтемаслоотходов заключается в том, что нефтемаслоотходыобрабатываются негашеной известью с добавкой модификатора путем перемешивания.При этом оксид щелочноземельного металла образует с водой гидроксид, в результатечего нефтепродукты равномерно им адсорбируются с получением сухого, стойкогопри хранении порошкообразного вещества, состоящего из мельчайших гранул,представляющих по химическому составу мельчайшие частицы обезвреженныхнефтемаслоотходов, заключенные в известковые оболочки – капсулы, которыеравномерно распределены в массе продукта.
Порошок минеральный «ПУН», в соответствии сТУ и рекомендациями РосдорНИИ, может применяться в качестве добавки илисоставной части в производстве следующих материалов и конструкций:
– асфальтобетонные смеси II–III маркипо ГОСТ 9128 для автомобильных дорог не выше II технической категории;
– конструктивные элементы автодорог:теплоизоляционные, гидропрерывающие и дополнительные слои земляного полотнаавтомобильных дорог по СН 25–74 т. 5 и СНиП 2.05.02. – 85. так же дляустройства площадок для стоянок техники и строительства внутриплощадных дорог,строительного материала для очистных сооружений, «поямочного» ремонта дорог, идр [9].
– Порошок минеральный «ПУН» также применяется для профилированияповерхности полигонов твердых бытовых отходов.
Производство работ по утилизации отходов (рис. 3)включает в себя три этапа работ:
А. Прием и размещение нефтеотходов икомпонентов препарата «Эконафт» в приемные емкости.
Б. Подача нефтеотходов и препарата«Эконафт» на смесительное оборудование.
В. Выгрузка порошка «ПУН», его складирование иотгрузка потребителю.
Доставляемые автотранспортом пастообразныенефтемаслоотходы, нефтешламы и загрязненные грунты перегружаются в хранилищенефтешлама В. Жидкие нефтеотходы загружаются в хранилище С. Негашенаяизвесть самосвалами перегружается в хранилище известив.
Б. Подача нефтеотходов и препарата на смесительное оборудование
Негашеная известь из хранилища (емкости) Агрейфером подается в бункер-дозатор извести, откуда скиповым подъемникомзагружается в приемный бункер работающего смесителя и шнеком распределяется повсей длине смесителя. Пастообразные отходы из хранилища В грейфером загружаютсяв бункер-дозатор отходов, откуда скиповым подъемником загружаются в приемныйбункер работающего смесителя и перемешиваются с негашеной известью по всейдлине смесителя. Подача жидких отходов из хранилища С производитсянасосом-дозатором непосредственно в приемную емкость работающего смесителя иперемешиваются с негашеной известью по всей длине смесителя. Послеперемешивания нефтеотходов с препаратом по трубопроводу внутри смесителяподается вода для производства гашения извести. Во время активногоперемешивания (гашения извести) происходят процессы нейтрализации и грануляцииобезвреженных нефтеотходов с выделением большого количества тепла и парасогласно химическим реакциям, описанным выше. Процесс активного перемешиванияпроисходит в течение 15–20 минут (в зависимости от активности извести), и егоокончание определяется визуально по прекращению паровыделения.
В. Выгрузка продукта утилизации, егоскладирование и отгрузка потребителям
Готовый порошок «ПУН» через окно выгрузкисмесителя 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 имашиностроения широко применяют смазочно-охлаждающие жидкости (СОЖ) на водной иорганической основах, а также индустриальные масла.
При эксплуатации они теряют своифункциональные и эксплуатационные свойства и их необходимо утилизировать. Такиеотходы нефтепродуктов делятся на две группы.
Первую группу составляют отработанныеиндустриальные масла, которые можно регенерировать и очищать. Эту группу всоответствии с существующим способом регенерации и очистки составляют двеподгруппы жидкостей.
К первой подгруппе относятся отработанныемасла, используемые на ремонтно-эксплуатационные нужды: ИГП‑30, ИГП‑18;И‑40А, И‑20А, И‑8А, И-Л-С‑10; Антикорит 611/36; маслаиз грязевых баков-накопителей промстоков, масла из циркуляционных установокподачи СОЖ на основе импортных концентратов.
Ко второй подгруппе относятся отработанныемасла: И‑20А после полировки; нефтепродукты, собранные после разрушенияэмульсий; МР‑11 и МР‑11/1; МР‑11 ПАВЕКС; закалочные масла; РЖ‑8;масло И-Т-Д‑220.
Вторую группу составляют смеси отработанныхнефтепродуктов, которые необходимо перерабатывать на нефтеперерабатывающихпредприятиях. К таким нефтепродуктам относится керосин, бензин, топливодизельное, уайт-спирит [10].
На рис. 4 представлена балансовая схемаиспользования нефтепродуктов на крупном российском подшипниковом заводе. Какследует из приведенной схемы, денной схемы, часть нефтепродуктов(индустриальные масла) на регенерацию. Другая часть вместе со сточными водамипопадает на очистные сооружения, где выделяется в отдельную фазу и затемиспользуется вторично.
Отработанное масло собирают с грязевыхбаков-накопителей отработанных промсто-ков 1 маслосборным устройством 2 иперекачивают 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 избака-отстойника в грязевой бак-накопитель отработанных промстоков и сбрасываютна очистные сооружения промстоков для обезвреживания.
Нефтепродукты направляют в отстойники 4 и 5объемом 1,5 и 5 м; В эти же отстойники попадают отработанныемасла, собранные в цехах предприятия, из емкости для накопления отработанныхмасел 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 10раз. Подготовленные таким образом нефтепродукты пропускают через фильтр-пресс изатем сливают в емкость для сбора готовых нефтепродуктов 7 объемом 10 м3.
Регенерация отработанных индустриальныхмасел второй подгруппы осуществляется следующим образом.
В бак приготовления раствора коагулянтаобъемом 0,3м3 10 закачивают горячую воду температурой 80 °С и 90 кг сухого коагулянта (метасиликата натрия) и перемешивают сжатым воздухом до полного растворения коагулянта. Послетого как раствор коагулянта готов, в бак-реактор 12 закачивают из емкости 8отработанное масло. С помощью «глухого» пара масло нагревается до температуры85 – 90 °С, что контролируется термометром 9 при постоянном перемешиваниисжатым воздухом. При достижении заданной температуры воздушные и паровыезадвижки закрываются, обеспечивая циркуляцию масла в баке-реакторе с помощьюнасоса 13. Через 2 – 3 мин в бак-реактор подают 30 л растворакоагулянта. После этого насос выключают и перемешивают содержимое бака-реакторасжатым 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 избака-реактора.
Доочистку содержимого бака-реактора проводятна стенде СОГ‑913К 11. При этом температура масла в баке-реакторе должнабыть не ниже 60 °С. Доочистку проводят в течение 1 ч 15 мин.Доочищенные таким образом нефтепродукты нагревают в баке-реакторе дотемпературы 120 °С при постоянном перемешивании сжатым воздухом. Затемсодержимое бака-реактора перемешивают с 75–85 кг порошкообразного адсорбента(зикеевской земли). Для лучшего перемешивания перекачивают содержимое избака-реактора в бак-реактор с помощью насоса 13 в течение 30 мин.
Разделение масла и адсорбента осуществляют спомощью шнековой центрифуги ОГШ‑312К‑06 14. Чистое масло поступаетв промежуточную емкость 15, а промасленный осадок в передвижную емкость 16 ивыводится в шламонакопитель. Масло фильтруется на фильтрах тонкой очистки ФОСН‑6017 и собирается в емкость готовой продукции 18. Регенерированное по приведеннойтехнологии масло имеет темно-коричневый цвет, кинематическую вязкость при 40 °С15 – 35 мм:/с и температуру вспышки не ниже 160 °С. Содержание механических примесей вмасле не более 0,04%, кислотное число мг КОН на 1 г масла равно 1,0 – 1,5.
Нефтесодержащие отходы (нефтеотходы) вочистных сооружениях образуются в результате обезвреживания эмульсионных имаслосодержащих сточных вод и включают отработанные масла второй подгруппы,продукты химического взаимодействия органических веществ с кислотами, щелочамии растворами солей, кислоты, соли, основания и их растворы [5]. Подготовканефтеотходов к вторичному использованию включает следующие процессы: химическоеразрушение эмульсий нефтеотходов, концентрирования органических веществ наповерхности коагулянта, сбор и накопление адсорбента, химическое разрушениеадсорбента, термическое разрушение сложных эмульсий, экстрагированиеводо-маслорастворимых органических веществ водо-нерастворимыми маслами. Данныепроцессы осуществляются по принципу противотока и рециркуляции по параллельно-последовательнойсхеме при температуре 20 – 90 °С.
Для нагрева веществ используют теплотухимических реакций и «глухой» пар с температурой 185 °С и давлением 5 – 6атм.
Подготовка нефтеотходов очистных сооруженийосуществляется на установке циклического действия (рис. 6). Установкавключает три бака 3 – 5 общим объемом 35 м3, в которыхнагреваются нефтеотходы [5].
Собранные с помощью нефтеловушек нефтеотходысамотеком поступают в подземную емкость 1.
После отстаивания в подземной емкости 1 втечение 1 – 3 ч (в зависимости от степени наполнения наземной емкости)собранные нефтеотходы перекачиваются насосом в наземную емкость 2. Удалениеотстоявшейся воды и осадка из емкости 1 осуществляется насосом.
В емкости 2 нефтепродукты нагревают спомощью «глухого» пара в течение 40 мин. После удаления выделившихся поддействием тепла механических примесей и воды в секцию IVнефтеловушки нефтеотходы из наземной емкости 2 перекачиваются насосом в бак 4.
Бак 3 заполняется частично подготовленныминефтеотходами, выделенными при обезвреживании эмульсионных сточных вод имаслогрязи из емкостей-накопителей 13 и 14.
После отстаивания нефтеотходы в запасномбаке-реакторе попадают в карманы баков-реакторов 7–9 и оттуда перекачиваютсянасосом 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 вбак 4.
Воду и механические примеси перекачиваютнасосом в баки-реакторы 7–9.
В баке 4 осуществляется заключительный этапподготовки нефтеотходов, а также происходит экстрагирование водо-нерастворимыминефтепродуктами водо-маслорастворимых нефтеотходов из эмульсии и нерастворимыхмеханических примесей. Время экстрагирования составляет 1,5–2 часа.
Так как в бак 4 поступают нефтеотходы,нагретые до температуры
90 °С, «глухой пар» используется толькодля компенсации потерь теплоты в окружающую среду. Готовые нефтепродуктыудаляются самотеком через открытую задвижку в бак 5 до полного заполненияпоследнего. Бак 5 подогревают только в зимнее время для предотвращениязамерзания или загустевания нефтепродуктов.
Готовые нефтепродукты перекачиваются в бак-реактор6. Механические примеси и воду из бака-реактора удаляют в бак 3 с помощьюнасоса вместе с небольшим объемом нефтеотходов на рециркуляцию.
Подготовленные нефтеотходы удовлетворяюттехническим требованиям, перекачиваются насосом в емкости-накопители 10 – 12 иреализуются сторонним организациям.
Заключение
Очистка территорий от загрязненных нефтью инефтепродуктами почв и водных поверхностей в районах нефтедобычи и еетранспорта является исключительно серьезной экологической проблемой,актуальность которой не вызывает никаких сомнений. Так, например, только вреспублике Коми существует 358 озер, полностью загрязненных нефтью, атерритория ее разлива превышает площадь более чем в 450 кв. километров. Впоследнее время все большее внимание уделяется методам микробиологическойутилизации нефти с применением сорбентов, обладающих в отношении нее высокойсорбционной емкостью.
В соответствии с законами РоссийскойФедерации «Об охране окружающей природной среды», «О санитарно-эпидемиологическомблагополучии населения», «Об отходах производства и потребления». ПостановленияПравительства РФ №613 от 21.08.2000 г. «О неотложных мерах по предупреждениюи ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов», в целях защитынаселения и окружающей среды от их вредного воздействия предусмотренаразработка ряда мероприятий, направленных на поддерживание в состояниипостоянной готовности организаций к ликвидации последствий нефтезагрязнений.Поэтому особое место в принятых программах предотвращения загрязненияокружающей среды нефтяных компаний, предприятий ТЭК, железнодорожноготранспорта и предприятий различных видов промышленности и агроперерабатывающегокомплекса уделяется вопросам ликвидации последствий нефтяных загрязнений [2].Основными направлениями этих мероприятий являются:
• разработка и внедрение современныхтехнологий переработки и утилизации нефтемаслоотходов и использование продуктовутилизации в экономике регионов;
• создание специализированных предприятий попереработке, утилизации нефтемаслоотходов и ликвидации очагов загрязнения;
• ликвидация последствий загрязненияпочво-грунтов и подземных вод нефтемаслоотходами, восстановление и сохранениеустойчивой экологической обстановки на загрязненных территориях. Особоевнимание при этом должно уделяться ликвидации локальных загрязнений иутилизации нефтемаслоотходов, хранящихся на территории предприятий.
Комплексная система предполагает созданиесети специализированных стационарных полигонов (площадок) по перевалке,хранению и переработке нефтесодержащих отходов, а также системы учета объектов,образующих и накапливающих нефтесодержащие отходы.
Обоснование экономической целесообразностисоздания и реализации комплексной системы сбора, переработки и утилизациинефтесодержащих отходов выполнено в 2001 г. на основе анализа проведенныхрасчетов. В соответствии с указанными расчетами при вывозе нефтесодержащихотходов на полигон (площадку) предприятие-природопользователь должно возместитьстоимость приемки, переработки и утилизации отходов, которая составляет 3 – 5тыс. руб. за 1 м3 в зависимости от вида нефтепродукта.Например, стоимость переработки 100 м3 таких отходов составит300 – 500 тыс. руб., а в случае невывоза отходов или загрязненных в результатеаварийного разлива нефти и нефтепродуктов почв и грунтов размер возмещенияущерба только от загрязнения территорий несанкционированной свалкой, а такжерасходы на проведение полного объема работ по очистке и рекультивации загрязненныхпри этом земель составят около 36 млн. руб.
В экономическом плане реализация комплекснойсистемы сбора, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов позволяетсущественно уменьшить отчисления природопользователей за размещение отходов и затратына проведение работ по очистке и реабилитации загрязненных земель, снизитьрасходы 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