Методика расчета выбросов парниковых газов на

Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения
«Казахский научно-исследовательский институт экологии и климата»
Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан
Методика расчета выбросов парниковых газов на
нефтеперерабатывающих заводах.
Астана, 2012
Оглавление
1. Источники выбросов парниковых газов ........................................................................................ 3
2. Расчетные формулы ........................................................................................................................ 5
2.1 Расчет выбросов от сжигания топлива ............................................................................................ 5
2.2 Расчет выбросов от промышленных процессов.............................................................................. 9
2.2.1. Технологические выбросы CO2 от работы установки замедленного коксования (УЗК) .......... 9
2.2.2 Технологические выбросы CO2 от работы установки прокалки кокса (УПНК)....................... 11
2.2.3. Технологические выбросы CO2 в результате непрерывной регенерации катализатора на
установке каталитического риформинга (крекинга) .......................................................................... 12
2.2.4. Технологические выбросы CO2 от установки по производству серы (УПС) .......................... 14
2.2.5. Технологические выбросы CO2 от установки производства водорода .................................... 15
2.3. Расчет суммарных выбросов ПГ предприятия............................................................................. 16
3. Сбор и хранение данных на производственной площадке для мониторинга выбросов ПГ ...... 17
ПРИЛОЖЕНИЕ 1................................................................................................................................. 25
2
1. Источникивыбросовпарниковыхгазов
Источниками выбросов парниковых газов нефтеперерабатывающего завода являются:
1) Выбросы СО2 от сжигания топлив для обеспечения производственных нужд предприятия в
тепловой и электрической энергии;
2) Выбросы СО2 от промышленных процессов каталитических риформинга и крекинга,
висбкрекинга, всех видов коксования, производства водорода и производства серы.
3) Выбросы СО2, СН4 и N2O от утечек через топливную сеть завода, неплотности
оборудования, соединений, сброса сточных вод на поля фильтрации, прокалки кокса и т.п.,
транспортные выбросы.
Как свидетельствует мировая практика, выбросы выбросы СО2–экв. от утечек (№ 3) на
нефтеперерабатывающих заводах минимальны и находятся в диапазоне 0,25 % - 1,5 %. Таким
образом, в дальнейшем, выбросы СО2–экв. от утечек могут не рассматриваться в общем балансе
выбросов ПГ предприятия, так как попадают под категорию “de minims”
1
. Данные об уровне
утечек могут формироваться путем апроксимации исторических данных об утечках 2010-2012
годов согласно паспортов инвентаризации.
Выбросы
ПГ
от
производственных
процессов
в
паспортах
инвентаризации
ПГ
нефтеперерабатывающих заводов РК за 2010-2012 гг. не учитывались, однако они составляют
значительный вклад в общий баланс выбросов ПГ НПЗ. Оператор установки должны включить
этот источник выбросов ПГ в план мониторинга. Выбросы ПГ от производственных процессов
включают в себя:
По
-
выбросы СО2 от установок каталитического риформинга;
-
выбросы СО2 от установок висбкрекинга;
-
выбросы СО2 от установок каталитического крекинга;
-
выбросы СО2 от установок замедленного жидкого коксования (УЗК);
-
выбросы СО2 от установок прокалки кокса (УПНК);
-
выбросы СО2 от установок производства водорода (УПОВ);
-
выбросы СО2 от установок производства серы (УПС).
суммарному оцененному уровню
выбросов предприятия,
составляющему по
историческим данным более 500,000 т СО2-экв./год, нефтеперерабатывающие заводы РК
классифицируются как установки категории С в соответствии с Модельным нормативным актом
«Правила по мониторингу и отчетности о выбросах парниковых газов Республики Казахстан».
1
В соответствие с Модельным нормативным актом «Правила по мониторингу и отчетности о выбросах парниковых газов Республики Казахстан»
3
Для установок категории С применяются следующие уровни качества данных:
1) для мониторинга данных деятельности (расход топлива, промышленного сырья,
катализатора на установке риформинга и т.п.) применяется наивысший уровень 4 со значением
неопределенности 1,5 % и использованием подхода прямых измерений;
2)
для
мониторинга
данных
по
качеству
топлива
(теплотворные
способности,
компонентный состав) используется уровень 2а/2b, предусматривающий и регламентирующий
прямые/косвенные измерения указанных параметров и/или национальные данные;
3) для мониторинга данных , не включённых в пункты 1 и 2, а также определения
коэффициента выбросов используется уровень 2а/2b, предусматривающий и регламентирующий
прямые/косвенные измерения и/или использование данных по умолчанию.
Далее описываются все формулы, необходимые для расчета выбросов парниковых газов от
деятельности предприятия.
4
2. Расчетныеформулы
2.1 Расчетвыбросовотсжиганиятоплива
Для расчета выбросов от сжигания топлива применяются формулы (1), (2), (3), (3а) и (3б).
Общие суммарные годовые выбросы парниковых газов от сжигания топлива (Источник
№ 1) на НПЗ для года y рассчитываются по формуле:
ECOMB , y = å FCi , y × NCVi , y × EFi , y × OFi , y ,
(1)
i
где:
E COMB , y – суммарные годовые выбросы от сжигания всех видов топлива в рамках завода в
году у, т СО2-экв;
FCi , y – суммарное годовое потребление топлива типа і в году у, т (IDP №№ 1-6);
NCVi , y – теплотворная способность топлива типа і в году у, ГДж/т (IDP №№ 7, 9, 10, 12);
EFi , y – коэффициент выбросов топлива типа і в году у, кг СО2/ГДж (IDP № 13);
OFi , y =1 – коэффициент окисления топлива типа і в году у.
Определение низшей теплотворной способности газообразного топлива
Для газообразного типа топлива (нефтяной газ (он же сухой газ)), значение NCVi , y
определяется по компонентному (углеводородному) составу этих газов, определяемого
измерениями в соответствие с Таблицей 1 и графиком аналитического отбора проб (Приложение
1) следующим образом:
NCVi , y = å NCVi ,k × Vk (%) × r k ,
(2)
k
где:
NCVi , k – теплотворная способность чистого компонента k в газообразном топливе типа i,
ГДж/1000 м3 (определяется по литературным данным, например, МГЭИК 2006);
Vk (%) – объемная доля чистого компонента k в газообразном топливе типа i, %
(определяется лабораторными анализами компонентного состава топлива типа i) (IDP №№
8, 11);
5
r k – плотность чистого компонента k в газообразном топливе типа i , кг/м3 (определяется
по литературным данным, например, МГЭИК 2006).
Коэффициент выбросов для газообразного топлива, рассчитывается исходя из
компонентного состава этого топлива следующим образом:
EFi , y
æ å Vk (%) × MWk
ç k
ç
dk
ç
è
=
mk
ö
÷
÷ × 44 × n × OFi , y
÷
ø
,
(3)
где:
MWk
– молярная плотность компонента k, приведенная к молярному объему газа V,
(кг/кмоль)/(м3/кмоль);
d k – средневзвешенная плотность газообразного топлива i (смеси), состоящего из k компонентов,
(кг/кмоль)/(м3/кмоль);
n – количество атомов углерода в компоненте k;
m k – молярный вес компонента k, кг/кг·моль;
44 – молекулярная масса двуокиси углерода, кг/кг·моль.
Молярная плотность компонента k, приведенная к молярному объему газа V определяется
по следующей формуле:
MWk =
mk
,
V
(3а)
где:
V – объем 1 моля газа при нормальных условиях, кг/кмоль.
Средневзвешенная плотность газообразного топлива i (смеси), состоящего из k
компонентов определяется по следующей формуле:
d k = åV (%) × MWk .
(3б)
k
В случае невозможности определения коэффициента выбросов парниковых газов по
формуле (3), применяется значение по умолчанию в порядке снижения приоритетности, начиная с
Национальной инвентаризации до данных МГЭИК 2006.
6
Для каждого потока топлива в формулу (1) подставляются значения расхода, теплотворной
способности и коэффициента выбросов каждого типа топлива і (см. Таблицу 1.1) и затем
суммируются по типу топлива для получения общего количества выбросов СО2. Ниже
представлена примерная схема движения энергоносителей по предприятию с детализацией до
установок вырабатывающих и потребляющих энергоносители, типов энергоносителей, типов
установок, на которых сжигаются энергоносители.
7
Принципиальная схема движения энергоносителей внутри предприятия, использующихся для производства тепла и электрической энергии
(на примере одного из НПЗ РК).
8
2.2 Расчетвыбросовотпромышленныхпроцессов
Для расчета выбросов от промышленных процессов применяются формулы (4) – (9).
Общие суммарные годовые выбросы парниковых газов от промышленных процессов2
рассчитываются по формуле:
E PROCESS , y = å Ek = CO2 liquid ,coke + CO2 solid ,coke + CO 2 reform + CO2 sulphur + СО2 H 2 ,
(4)
k
где:
E PROCESS , y
= суммарные выбросы от промышленных процессов в году у, т СО2-экв.;
Ek
=выбросы от каждого промышленного процесса типа k в году у, т СО2-экв.;
k
=тип промышленного процесса: на установке замедленного коксования
(УЗК), установке прокалки нефтяного кокса (УПНК), Каталитического Риформинга или
Каталитического Крекинга, Установка по производству серы (УПС), Установка по производству и
очистке водорода (УПОВ);
CO2 liquid ,coke
= выбросы CO2 от установки замедленного коксования УЗК (т CO2/год);
CO2 solid ,coke
= выбросы CO2 от установки прокалки кокса УПНК (т CO2/год);
CO2 reform
= выбросы CO2 от установки каталитического риформинга (т CO2/год);
CO2 sulphur
= выбросы CO2 от установок по производству серы (т CO2/год);
СО2 H 2
= выбросы CO2 от установки производства водорода (УПОВ), (тСО2/год).
2.2.1. Технологическиевыбросы CO2 отработыустановки
замедленногококсования (УЗК)
2
Далее по тексту – технологические выбросы
9
Технологические выбросы
СО2 ( CO2 liquid ,coke )
Сырье – мазут и гудрон с
(CRi, CF)
УЗК
Выход сырого кокса –
сырье для УПНК (CRCinlet)
Жирный газ (летучий газ) УЗК на
аминовую очистку и сжигание
( FCVG , y , VRG (%) )
Необходимо рассчитывать технологические выбросы
замедленного коксования (УЗК), используя следующую формулу:
CO2 от
работы
установки
CO2 liquid ,coke = å (CRi - FCVG , y ) × CF × 3,664 ,
n
(5)
i =1
где:
CO2 liquid ,coke
= выбросы CO2 от установки замедленного коксования УЗК (т CO2/год);
n
CRi
CF
= количество часов работы на протяжении отчетного года;
= количество сырья, поступающего на установку УЗК, (т) (IDP № 14);
= коэффициент конверсии, эквивалентный углеродоемкости сырья, согласно
терминологии предприятия, называемый показателем «коксуемость сырья»,
поступающего на установку УЗК (т С/т сырья, %)3 (IDP № 14);
= соотношение молекулярной массы, двуокись углерода к углероду.
3,664
3
Предполагается, что при этом содержание кокса будет составлять 100% во избежание двойного счета (остаточные
выбросы от прокалки учитываются далее в формуле (7))
10
2.2.2 Технологическиевыбросы CO2 отработыустановки
прокалкикокса (УПНК)
Технологические выбросы
СО2 ( CO2 solid ,coke )
Сырье – вход сырого
кокса с УЗК (CRCinlet)
УПНК
Товарный продукт – выход
прокаленного кокса (CRCoutlet)
Летучий газ УПНК
Необходимо рассчитывать технологические выбросы CO2 от работы установки прокалки
кокса (УПНК), используя следующую формулу:
n
CO2 solid ,coke = å CRCi × CFC × 3,664 ,
(6)
i =1
где:
CO2 solid ,coke
n
CRСi
CFС
3,664
= выбросы CO2 от установки прокалки кокса УПНК (т CO2/год);
= количество часов работы на протяжении отчетного года;
= количество выгораемого кокса на УПНК, (т);
= фракция углерода в сырье и продуктах УПНК (по умолчанию принимается
94 %4 (IDP № 18));
= соотношение молекулярной массы, двуокись углерода к углероду;
Количество выгораемого кокса на УПНК определяется по формуле:
СRCi=CRCinlet–CRCoutlet ,
(6а)
где:
CRCinlet
= Количество сырья, поступающего на установку УПНК, т (IDP № 16);
CRCoutlet
= Количество продукта, отходящего с установки УПНК, т (IDP № 17);
11
2.2.3. Технологическиевыбросы CO2 врезультатенепрерывной
регенерациикатализаторанаустановкекаталитического
риформинга (крекинга)
Сухой газ ( FC RG , y , VRG (%) )
ВСГ
Сырье
КР
(КК)
Товарные продукты и/или катализат для
дальнейшей переработки
Сырье на каталитический риформинг
Блок каталитич. риформинга, где
происходит регенерация
катализатора (CCirc, CFspent, CFregen)
Продукты риформинга
Регенераторная смесь
Технологические выбросы СО2 от накопления и
последующего выгорания кокса на катализаторе в
результате регенерации ( CO2 reform )
Необходимо рассчитывать технологические выбросы CO2 в результате непрерывной
регенерации катализатора на установке каталитического риформинга (крекинга):
CO2 reform = (aCO 2 + bCO ) ×Vber ×
44
,
22.4 ×1000
(7)
где:
CO2 reform
CO2/год);
aCO 2
bCO
Vber
= выбросы CO2 от установки каталитического риформинга (крекинга) (т
= измеряемое содержание СО2 в сухих отходящих газах (об. %) (IDP № 29);
= измеряемое содержание СО в сухих отходящих газах (об. %) (IDP № 30);
= расчетный объем сухих отходящих газов (нм3).
Значение Vber рассчитывается исходя из напрямую измеряемых величин следующим образом:
Vber =
79,07
× Vair ,
100 - a CO 2 - bCO 2 - cO 2
(7.1)
где:
12
cO 2
= измеряемое содержание О2 в сухих отходящих газах (об. %) (IDP № 31);
Vair
= измеряемый объем сухого воздуха на выжигание кокса на катализаторе (нм3)
(IDP № 28).
В случае невозможности использования формул (7) и (7.1) ввиду технического отсутствия
данных, необходимо использовать следующую формулу для расчета выбросов блока установки
каталитического риформинга (стандартный подход, метод массового баланса):
n
CO2 reform = å СС irc × (CFspent - CFregen ) × 3,664 ,
(7а)
i =1
где:
CO2 reform
= выбросы CO2 от установки каталитического риформинга (т CO2/год);
CCirc
CFspent
CFregen
05);
n
3,664
= средняя скорость каталитической регенерации (т) (IDP № 19);
= весовая доля углерода на отработанном катализаторе (IDP № 20);
= весовая доля углерода на регенерированном катализаторе (по умолчанию =
= часы работы регенератора (часов/год);
= соотношения молекулярных масс, CO2 к углероду.
В случае технической невозможности применения стандартного подхода и определения
исходных данных для формулы (7а), для расчета выбросов ПГ от указанной установки
применяется так называемая «резервная методология» (в английской терминологии “fall-back
approach”). Подход заключается в косвенном измерении содержания СО2 в отходящем с установки
водородосодержащем газе (ВСГ) и сухом газе по известному компонентному составу этих газов.
Выбросы СО2 в таком случае рассчитываются по формуле:
CO2 reform = VCO2 (%) ×
MWCO 2
(FPRG + FPH 2, gas )reform ,
MVC
(7б)
где:
VCO2 (%)
= объемное содержание СО2 в отходящей с производства смеси сухого газа и
газа ВСГ, определяемый из анализа компонентного состава смеси сухого газа и ВСГ на
технологической установке(смотри строку 8. VRG (%) , Таблицы 3.1), (м3СО2/м3 смеси или
%);
FPRG
= количество сухого газа, отходящего с технологической установки, (т) IDP
№ 25;
FPH 2, gas
= количество водородосодержащего газа (ВСГ), отходящего с
технологической установки, (т) IDP № 26;
MWCO 2
= молекулярная масса CO2 (44 кг/кг·моль);
= коэффициент перевода молярного объема при нормальных условиях,
MVC
(нм3/кг-моль). = 8,3145 * [273,16 + нормальная температура в °C] /
[нормальное давление в кПа].
13
Таким образом предполагается, что все количество СО2 от технологического процесса
каталитического риформинга (крекинга) в результате регенерации каталитического материала
полностью содержится в отходящем газе в связи с относительным постоянством или
незначительным содержанием СО2 в товарных продуктах с указанной технологической установки.
Последнее требуется поддерживать на предприятии для обеспечения качества выходной товарной
продукции согласно стандартам качества. Следует учитывать, что указанная «резервная
методология» и формула (7б) не отвечает требованиям к уровню качества данных и может
применяться только в том случае, если применение стандартной методологии баланса углерода на
каталитическом материале невозможно технически.
2.2.4. Технологическиевыбросы CO2 отустановкипо
производствусеры (УПС)
Сырье – кислый газ (Н2S)
с аминовой очистки УЗК
(FR, MF)
Технологические выбросы
СО2 ( CO2 sulphur )
УПС
Товарный продукт – выход
серы технической
Необходимо рассчитать технологические выбросы CO2 от установок по производству серы
(УПС) следующим образом:
CO2 sulphur =
FR × MWCO 2
× MF × 0,001 ,
MVC
(8)
где:
CO2 sulphur
= выбросы CO2 от установок по производству серы (т CO2/год)
FR
= расход кислого газа в УПС в условиях нормальной температуры и давления
(нм3/год). Если используется массовый расходомер, измерения потока
серосодержащего газа в т в год, и заменить “MWCO2/MVC” на “1” (IDP № 21)
= молекулярная масса CO2 (44 кг/кг·моль)
= коэффициент перевода молярного объема при таких же нормальных
условиях, как и для FR (нм3/кг-моль).
MWCO2
MVC
MF
0,001
= 8,3145 * [273,16 + нормальная температура в °C] / [нормальное давление в
кПа]
= молекулярная доля (%) в CO2 в серосодержащем газе основываясь на
измерениях или инженерных расчетах (по умолчанию MF = 20%
представляется как 0,206) (IDP № 22)
= коэффициент перевода кг в тонны.
14
2.2.5. Технологическиевыбросы CO2 отустановкипроизводства
водорода
Сырье – смесь газообразных
углеводородных продуктов
(ВСГ), очищенный СНГ
( HС feed , EF feed )
Технологические выбросы
СО2 ( СО2 H 2 )
УПОВ
Товарный продукт – выход водорода
Выход очищенного сухого газа
(после очистки ВСГ с ЛГ) в
топливную сеть для последующего
сжигания в печах и/или котлах ТЭЦ
Необходимо рассчитать технологические выбросы CO2 от производства водорода (УПОВ)
по следующей формуле:
СО2 H 2 = (HС feed - FPRGH 2, y ) × EF feed ,
(9)
где:
СО2 H 2
= выбросы от установки производства водорода (УПОВ), (тСО2/год);
HС feed
= количество углеводородного сырья, поступающего на установку (т/год)
(IDP № 23);
FPRGH 2, y
= количество сухого газа, отходящего с установки УПОВ на сжигание (т/год)
(IDP № 27);
EF feed
= коэффициент выбросов от углеводородного сырья с установки УПОВ
(т СО2/т сырья) (IDP № 24).
EF feed принимается консервативно равным 2,9 т СО2/т сырья7.
15
2.3. РасчетсуммарныхвыбросовПГпредприятия
Общие выбросы ПГ ETOTAL (от сжигания и от промышленных процессов) на
производственной площадке АНПЗ рассчитываются по следующей формуле:
ETOTAL = E COMB , y + E PROCESS , y
(10)
16
3. СборихранениеданныхнапроизводственнойплощадкедлямониторингавыбросовПГ
Адекватный, обоснованный и своевременный сбор, хранение, документирование, измерение, сведение и представление необходимых
для расчета выбросов ПГ данных является ключевой частью мониторинга. Ниже представлены требования к измерению, сбору, хранению и
сведению всех первичных данных, необходимых для расчета выбросов СО2. Указанные способы определения, регулярности замеров, формы
хранения и другие требования к контролю данных должны выполняться неукоснительно и своевременно, что будет являться составляющей
процедуры контроля качества предприятия.
Таблица 1.1 – Данные, которые подлежат измерению, сбору, хранению и сведению на производственной площадке для
мониторинга выбросов ПГ
IDР /
обозначение
Описание величины
Источник
первичных
данных
Размерность
1. FCOF , y
Потребление печного
топлива на сжигание
в технологических
печах по заводу
Показания
расходомеров на
линиях учета
расхода топлива
предприятия
т
2. FC RG , y
Потребление
нефтяного («сухого»)
газа на сжигание в
технологических
печах по заводу
Показания
расходомеров на
линиях учета
расхода топлива
предприятия
т
Измеряе
мая (m),
расчетн
ая (c),
оценочн
ая (e)
m
m
Регулярность
определения
В рамках
существу
ющей
практики
?
ДА/НЕТ
Способ
хранения
Беспрерывно на
установке,
сведение за смену
и сутки (суточный
отчет о движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Бумажный
(журналы
операторов) и
электронный
(суточный отчет
о движении
нефтепродуктов)
Беспрерывно на
установке,
сведение за смену
и сутки (суточный
отчет о движении
нефтепродуктов
ДА
Бумажный
(журналы
операторов) и
электронный
(суточный отчет
о движении
Комментарий
17
(технологический
отдел)
Показания
расходомера на
ГРПШ при
поступлении
природного газа на
заводскую
площадку
т
3. FC NG , y
Потребление
природного газа на
сжигание
в
технологических
печах по заводу
4. FC mazut , y
Потребление мазута
на сжигание в
технологических
печах по заводу
Показания
расходомеров на
линиях учета
расхода топлива
предприятия
т
5. FCVG , y
Потребление летучих
газов на сжигание в
технологических
печах по заводу
Показания
расходомеров на
линиях учета
расхода топлива
предприятия
т
6. FC FM , y
Потребление
вакуумного газойля
на сжигание в
технологических
печах по заводу
Показания
расходомеров на
линиях учета
расхода топлива
предприятия
т
7. NCVOF , y
Теплотворная
способность печного
топлива
Измерения на
калориметрической
бомбе ЦЗЛ
МДж/кг
m
m
m
m
m
нефтепродуктов)
Беспрерывно на
установке,
сведение за смену
и сутки (суточный
отчет о движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Бумажный
(журналы
операторов) и
электронный
(суточный отчет
о движении
нефтепродуктов)
Беспрерывно на
установке,
сведение за смену
и сутки (суточный
отчет о движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Бумажный
(журналы
операторов) и
электронный
(суточный отчет
о движении
нефтепродуктов)
Беспрерывно на
установке,
сведение за смену
и сутки (суточный
отчет о движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Бумажный
(журналы
операторов) и
электронный
(суточный отчет
о движении
нефтепродуктов)
Беспрерывно на
установке,
сведение за смену
и сутки (суточный
отчет о движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Бумажный
(журналы
операторов) и
электронный
(суточный отчет
о движении
нефтепродуктов)
Каждый раз при
заполнении
топливного
резервуара
ДА
Электронный
(автоматизирова
нная форма
АИС)
Процедура анализа и
отбора проб по ГОСТ21261-91. Отбор проб
осуществляется
18
оператором
8. V RG (%)
Компонентный
состав сухого газа8
Данные измерений
на хроматографе
ЦЗЛ
%
объемные
доли
компонентов
9. NCVNG , y
Теплотворная
способность
природного газа
Данные
сертификатов на
природный газ от
газоснабжающей
компании
МДж/м3
10.
Теплотворная
способность мазута
Измерения на
калориметрической
бомбе ЦЗЛ
МДж/кг
11. VVG (%)
Компонентный
состав летучих газов
См пп. 8 настоящей
Таблицы
%
объемные
доли
компонентов
12.
Теплотворная
способность
Измерения на
калориметрической
МДж/кг
NCVmazut , y
m
m
m
m
m
Ежедневно по
каждой установке,
вырабатывающей
сухой газ9.
НЕТ
Электронный
(автоматизирова
нная форма
АИС)
Процедура анализа
согласно ГОСТ 14920-79.
Отбор проб – согласно
внутренним процедурам
на местах операторов
установки по графику
аналитического отбора
(Приложение 1)
1 раз в месяц
ДА
Электронный
(автоматизирова
нная форма
АИС)
Определяется
измерениями внешней
аккредитованной
лабораторией
поставщика.
1 раз в 2 месяца
или 6 раз в год
(если топливо
сжигалось за этот
период)
ДА
См пп. 8
настоящей
Таблицы
НЕТ
Электронный
(автоматизирова
нная форма
АИС)
См пп. 8 настоящей
Таблицы
1 раз в 2 месяца
или 6 раз в год
НЕТ
Электронный
(автоматизирова
Процедура анализа и
отбора проб по ГОСТ-
Электронный
(автоматизирова
нная форма
АИС)
4
Под термином «сухой газ» в общем случае, если не указано обратное, понимается любой тип газообразного топлива, производимого напрямую в технологических
установках предприятия и используемого только в рамках производственной площадки для сжигания в технологических печах на этих и других установках, которые
получают сухой газ по топливной системе завода (включая котлы ТЭЦ) с целью обеспечения производственных нужд предприятия в тепловой и электрической энергии.
В производственно-отчетной документации предприятия разного уровня можно встретить другие названия этого газа: жирный газ, водородсодержащий газ (ВСГ),
летучие газы УЗК, топливный газ, кислый газ и т.п. в зависимости от типа установки, на которой он производится. Все эти типы газов и их смеси следует считать сухим
газом в том случае, если они вырабатываются как побочный нетоварный продукт на установках предприятия и используются исключительно для целей получения
тепловой и электрической (на ТЭЦ) энергии для обеспечения производственных нужд предприятия.
9
Типы установок: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЛГ, УЗК, УПОВ, КУ ГБД бензин, КУ ГБД дизель
19
NCVFM , y
вакуумного газойля
бомбе ЦЗЛ
13. EFi , y
Коэффициенты
выбросов топлив
типа і на сжигание в
технологических
печах в году у.
Для газообразного
топлива – расчет
по известному
компонентному
составу топлива
(формула (3)). Для
жидкого топлива,
если невозможно
получить данные о
компонентном
составе, –
коэффициенты
МГЭИК 2006 по
умолчанию для
данного типа
топлива по
верхнему лимиту (с
соблюдением
принципа
консервативности).
14. CRi
Количество сырья,
поступающего на
установку УЗК
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
т
15. CF
Коксуемость
Измерения ЦЗЛ
%
16. CRCinlet
Количество сырья,
поступающего на
Измерения на
установке
(если топливо
сжигалось за этот
период)
т СО2/
ГДж
m, e
Для газообразного
топлива:
ежедневно,
сведение за год
нная форма
АИС)
НЕТ
Электронный
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Бумажный и
электронный
(автоматизирова
нная форма
АИС)
Ежедневно
ДА
Электронный
Беспрерывно на
установке,
ДА
Электронный
21261-91. Отбор проб
осуществляется
оператором
Для жидкого
топлива:
ежегодный
пересмотр данных
по умолчанию
МГЭИК 2006
т
m, e
m
m
20
установку УПНК
(показания
расходомеров)
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
17. CRCoutlet
Количество
продукта,
отходящего с
установки УПНК
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
т
18. CFС
Фракция углерода в
сырье УЗК
Значение по
умолчанию
%
19. CCirc
Средняя скорость
каталитической
реакции
Измерения или
инженерные
оценки на
предприятии
т/ч
20. CFspent
Весовая доля
углерода на
отработанном
катализаторе
Измерения или
инженерные
оценки на
предприятии
%
21. FR
Расход кислого газа в
УПС
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
т
22. MF
Молекулярная доля
(%) в CO2 в
Значение по
умолчанию
%
m
е
m, e
m, e
m
е
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Электронный
1 раз в год
НЕТ
Электронный
Беспрерывно/
сведение за день
НЕТ
Бумажный и
электронный
Ежедневно
НЕТ
Бумажный и
электронный
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Электронный
1 раз в год
НЕТ
Электронный
21
серосодержащем газе
основываясь на
измерениях или
инженерных расчетах
(по умолчанию MF =
20% представляется
как 0,20)
т
23. HС feed
Количество
углеводородного
сырья, поступающего
на УПОВ
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
24. EF feed
Коэффициент
выбросов от
углеводородного
сырья с установки
УПОВ
Значение
умолчанию
25. FPRG
Количество сухого
газа, отходящего с
установки
каталитического
риформинга
(крекинга)
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
т
26. FPH 2 , gas
Kоличество
водородосодержащег
о газа (ВСГ),
отходящего с
каталитического
риформинга
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
т
по
%
m
е
m
m
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(вахтовые
журналы
операторов и/или
форма Эксель
экономического
отдела)
ДА
Электронный
1 раз в год
НЕТ
Электронный
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Электронный
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
ДА
Электронный
22
(технологический
отдел)
27. FPRGH 2, y
Kоличество сухого
газа, отходящего с
УПОВ
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
т
28. Vair
Объем сухого
воздуха на сжигание
кокса на
катализаторе
Измерения на
установке
(показания
расходомеров)
нм3
29. aCO 2
Содержание СО2 в
сухих отходящих
газах
Компонентный
состав газов на
основании
хроматографического анализа ЦЗЛ
% (об.)
30. bCO
Содержание СО в
сухих отходящих
газах
Компонентный
состав газов на
основании
хроматографического анализа ЦЗЛ
% (об.)
31. cO 2
Содержание О2 в
сухих отходящих
газах
Компонентный
состав газов на
основании
хроматографического анализа ЦЗЛ
% (об.)
m
m
m
Беспрерывно на
установке,
сведение за день
(суточный отчет о
движении
нефтепродуктов
(технологический
отдел)
ДА
Электронный
Каждый раз при
выжигании кокса
для очистки
катализатора
Каждый раз при
выжигании кокса
для очистки
катализатора
ДА
Электронный и
бумажный
ДА
Электронный и
бумажный
ДА
Электронный и
бумажный
ДА
Электронный и
бумажный
m
Каждый раз при
выжигании кокса
для очистки
катализатора
m
Каждый раз при
выжигании кокса
для очистки
катализатора
Таблица 3.2 – Перечень ГОСТов и стандартов, применяемых или относящихся косвенным образом к мониторингу выбросов СО2.
Маркировка
Наименование
Статус документа
Для определения какого параметра
(международный/
мониторинга применяется (IDР/
межгосударственный/
обозначение)
23
ГОСТ 14920-79
ГОСТ 14921-79
национальный/ стандарт
предприятия (внутризаводской)
Метод Межгосударственный
Газ
сухой.
определения
компонентного состава
Газы
углеводородные Межгосударственный
сжиженные. Метод отбора
проб
8. VRG (%)
Не применяется (используется на
предприятии для отбора проб с целью
анализа
углеводородного
состава
сжиженных газов, например СНГ)
7. NCVOF , y ,
Нефтепродукты.
Метод Межгосударственный
определения
высшей
10. NCVmazut , y
теплоты
сгорания
и
12. NCVFM , y
вычисление
низшей
теплоты сгорания
UOP-539-87
Анализ газов посредством Международно
признанный 8. VRG (%) ,
газовой хроматографии
стандарт поставщика
11. VVG (%)
Не применяется (используется на
ГОСТ 10679-76
Газы
углеводородные Межгосударственный
предприятии для определения
сжиженные.
Метод
углеводородного состава сжиженных
определения
газов, например СНГ).
углеводородного состава
ГОСТ 19932-74
Метод
определения Межгосударственный
15. CF
коксуемости
Методика для оценки неопределенностей
по Межгосударственный
РМГ 76-2004 (дата «Рекомендации
параметров измерения ЦЗЛ.
межгосударственной
введения
стандартизации
2006.09.01)
«Внутренний
контроль
качества
результатов
количественного
химического анализа»».
ГОСТ 21261-91
24
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
План-график аналитического отбора проб для определения компонентного состава «сухого» газа
Существующая система управления на заводе предусматривает круглосуточную работу операторов в 2 (две) смены на всех
технологических установках (в результате работы которых образовывается сухой газ), за исключением установки замедленного коксования
(УЗК). Работа операторов на указанной установке осуществляется в 3 (три) смены. Исходя из этого, составлено два варианта план-графика
отбора проб: для 3-х сменного рабочего дня (УЗК) и для 2-х сменного рабочего дня (ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЛГ, УПОВ, КУ ГБД бензин, КУ
ГБД дизель). Принцип построения плана-графика отбора проб для двух случаев идентичен и описан ниже.
Настоящий график разработан с целью систематизации и надлежащей организации работы операторов по отбору проб газообразного
топлива – сухого газа – на следующих технологических установках: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЛГ, УЗК, УПОВ, КУ ГБД бензин, КУ ГБД
дизель. Отборы проб производятся ежесуточно в соответствие с нижеприведённой табличной формой.
Ниже в графической интерпретации представлены примеры двух планов-графиков отбора проб (для 2-х и 3-х сменного режимов
работы). Закрашенные квадраты на пересечении дня недели и смены означают, что в этот день и в эту смену необходимо производить отбор
проб в соответствие с установленными на предприятии инструкциями.
25
План-график отбора проб для 2-х сменного режима работы (для установок: ЭЛОУ-АТ,
ЭЛОУ-АВТ, ЛГ, УПОВ, КУ ГБД бензин, КУ ГБД дизель)
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Январь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Февраль
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Март
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Апрель
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Май
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Июнь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Июль
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Август
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Сентябрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Октябрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Ноябрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Декабрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт
План-график отбора проб для 3-х сменного режима работы (для установки УЗК)
26
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Январь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Февраль
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Март
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Апрель
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Май
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Июнь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Июль
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Август
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Сентябрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Октябрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Ноябрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб
Месяц:
Число:
День:
Смена 1
Смена 2
Смена 3
Декабрь
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт ср чт пт сб вс пн вт
27