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