Утилизация нефтяных отходов нефтеперерабатывающих заводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

БУХАРСКИЙ ИНЖИНЕРНО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание академической степени магистра

«Утилизация нефтяных отходов нефтеперерабатывающих заводов»

5А321401 - «Химические и нефтегазохимические технологии»

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ КАК ИСТОЧНИК ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

1.1 Характеристика технологии производств НПЗ как источника загрязнения водных ресурсов

1.2 Производственные сточные воды и их характеристик

1.3 Физико-химический состав производственных сточных вод и методы его определения

ГЛАВА II. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СТОЧНЫХ ВОД НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

ГЛАВА III. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРИРОДНЫХ ВОДОЕМОВ НЕФТЬЮ И ЕЕ ПРОДУКТАМИ И ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРА-ЩЕНИЮ ЭТОГО ЯВЛЕНИЯ

3.1 Загрязнение природных водоемов производственными сточными водами

3.2 Основные мероприятия по предотвращению загрязнений природных водоемов нефтью и ее продуктами

3.3 Мероприятия по устранению в технологических процессах потери нефти, нефтепродуктов

ГЛАВА IV. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ИЗ НИХ ЦЕННЫХ ВЕЩЕСТВ

4.1 Извлечение ценных веществ из производственных сточных вод НПЗ

4.2 Утилизация щелочных отходов нефтепереработки от очистки топлив

ЗАКЛЮЧЕНИЕ (ВЫВОДЫ)

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Одной из важных проблем, стоящей перед Республикой, как отметил Президент И.А.Каримов в своей книге «Мировой финансово-экономический кризис, пути и меры по его преодолению в условиях Узбекистана» [1], одним из факторов улучшения благосостояния населения, является бережное и экономное использование имеющихся природных ресурсов, а также экологически целесообразное природопользование.

В условиях интенсивной индустриализации различных отраслей экономики познание всех возможностей для целенаправленного решения этой проблемы и рационального использования огромных природных богатств в интересах человека основная роль отводится совершенствованию технологии различных производств, особенно нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и максимальному сокращению нефтяных отходов и их утилизации.

В ряду веществ, загрязняющую природную среду нефть и нефтепродукты являются одним из распространенных и опасных.

Решение остро стоящей перед мировым сообществом проблемы нефтяного загрязнения окружающей среды и рационального природопользования, утилизация отходов производств газо- и нефтеперерабатывающей промышленности с целью получения ценных для народного хозяйства продуктов является актуальной, чему и посвящена данная магистерская диссертация.

Цель исследования - утилизация производственных отходов нефтеперерабатывающих заводов с получением ценных продуктов для различных отраслей экономики.

Задачи исследования: на основе литературных и собственных экспериментальных данных физико-химической характеристики производ-ственных сточных вод НПЗ обосновать и сделать выбор направления по решению поставленной цели:

- показать влияние производственных нефтяных отходов, а также сточных вод нефтепереработки на загрязнение окружающей среды, особенно природных водоемов;

- основные мероприятия по устранению в технологических процессах потери нефти и нефтепродуктов;

- подбор условий и разработка методов извлечения ценных продуктов из нефтяных отходов НПЗ;

- утилизация щелочных отходов НПЗ от очистки топлив.

Методы исследования. Использован комплекс современных и классических методов исследования нефтяного сырья, нефтепродуктов, нефтяных отходов нефтеперерабатывающих заводов, включая ГОСТы на исходные и отработанные нефтепродукты.

Научная новизна. Охарактеризованы всеми физико-химическими методами нефтяные отходы нефтепереработки, производственные сточные воды НПЗ и установлено их влияние на окружающую среду.

На основе теоретических основ и проведенных экспериментальных работ сделан подбор условий и разработаны методы извлечения ценных компонентов из нефтяных отходов нефтепереработки и конкретизировано направление решения таких вопросов.

Практическая значимость результатов исследования. Отработаны основные параметры утилизации щелочных отходов нефтепереработки от очистки нефтяных топлив, осуществленных извлечением различными растворителями. Определены физико-химические характеристики выделенных кислородсодержащих соединений, в частности, фенолов. Подобраны условия их анализа хроматографическим путем и показаны пути их рационального использования.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, четырех глав: первая глава - литературный обзор по теме диссертации и три главы экспериментальной работы, обсуждения полученных результатов и списка использованной литературы.

Работа изложена на 76 страницах компьютерного текста, включает 7 рисунков и 8 таблиц. Список использованной литературы состоит из 62 наименований отечественной и зарубежной литературы.

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ КАК ИСТОЧНИК ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Объем и качество потребляемой в технологическом процессе воды и состав отводимых в открытые водоемы сточных вод зависят от технологии производства [2-5], вида выпускаемой продукции, уровня технического оснащения предприятия и внутри- и внезаводских очистных сооружений и установок. Особенностью предприятий нефтеперерабатывающей промышленности является то, что сточные воды образуются, как правило, не от изолированных производственных процессов или агрегатов, а являются совокупностью потоков, собираемых от предприятия в целом [6,7]. В связи с этим эффективными являются технологические мероприятия, существенно изменяющие не только качественный состав сточных вод, но и их объем. Так, заменив при обезвоживании нефти анионоактивные ПАВ на неионогенные, в несколько десятков раз снизили концентрацию нефти в сточных водах после установок электрообессоливания; в результате повторного использования воды II ступени обессоливания нефти в I ступени сократили на 4-6% объем сточных вод второй системы промышленной канализации. Организацией раздельных канализационных систем (разделение сетей) удалось возвратить в систему оборонного водоснабжения до 97-98% воды [8,9].

Из перспективных технологических мероприятий, внедряемых на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) в настоящее время и закладываемых в проекты строительства новых и реконструкции старых предприятий, следует в первую очередь назвать освоение агрегатов большой мощности [9] и использование в оборотных системах биохимически очищенных сточных вод. Внедрение новых технологических решений сопровождается высоким экономическим эффектом за счет лучшего использования сырьевых ресурсов, большого выхода продукции, расширения ее ассортимента и т. д. [10]. В ряде случаев это одновременно решает и проблему охраны окружающей среды [10-12].

1.1 Характеристика технологии производств НПЗ как источника загрязнения водных ресурсов

Современные НПЗ делятся на: топливные и топливно-масляные, топливные и топливно-масляные с нефтехимическим производством [13]. Технология переработки нефти и имеющиеся в ней различия в зависимости от профиля производства, глубины переработки нефти и ассортимента конечных продуктов определяют и отходы заводов [14,15]. Основные технологические процессы переработки нефти включают: подготовку нефти, ее обезвоживание и обессолившие; атмосферную и вакуумную перегонку; деструктивную переработку (крекинг, гидрогенизацию, изомеризацию); очистку светлых продуктов; получение и очистку масел [16].

Расход воды для производственных целей и объем сточных вод возрастает с глубиной переработки нефти. Содержание же различных загрязняющих веществ в сточных водах определяется качеством перерабатываемой нефти, технологией ее переработки и качеством конечных продуктов производства. Наибольший расход воды отмечается на стадии подготовки нефти, в процессе ее обезвоживания и обессоливания.

Электрообессоливание и обезвоживание нефти. Нефти, поступающие с нефтепромыслов, содержат до 2% воды и до 0,5% солей. Однако для переработки пригодна нефть, в которой не более 0,0005% солей и 0,1% воды. Поэтому иефть, поступающая на НПЗ, вначале подвергается обезвоживанию и обессоливанию на специальных электрообессоливающих установках ЭЛОУ [17,18]. В сырую нефть добавляют воду, затем разделяют образовавшуюся эмульсию в две ступени: первая - термическое отстаивание при 75-80°С; вторая - разрушение эмульсий и обезвоживание в электродегидротаторах. Для разрушения стойкой эмульсии в процессе обезвоживания и обессоливания нефти используют деэмульгаторы: ОП-7, ОП-10, диссольван, ОЖК и др.

Вода, отделившаяся на установках ЭЛОУ, отводится в специальную сеть канализации. В ней содержатся соли, нефть, сернистые соединения и другие вещества, находящиеся в сырой нефти в виде примесей.

Атмосферная и вакуумная переработка нефти. Первичным технологическим процессом переработки нефти является прямая перегонка на атмосферно-вакуумных трубчатках (АВТ) с получением светлых дистиллятов и масляных фракций. Нефть после ЭЛОУ проходит теплообменники, затем подогревается в печи атмосферной части установки АВТ и подается в атмосферную ректификационную колонну, где происходит разделение нефти с получением легких продуктов. Светлые продукты атмосферной колонны - бензин, керосин и дизельное топливо - охлаждаются, конденсируются в теплообменниках и конденсаторах. Остаток нефтепродуктов с низа атмосферной колонны поступает через трубчатую печь вакуумной части в вакуумную колонну, где в результате перегонки в вакууме получаются масляные дистилляты и кубовый остаток. При первичной перегонке нефти имеет место разложение сернистых соединений. Часть из них переходит в светлые дистилляты, загрязняя последние, а часть - в газы и остаток нефтепродуктов [19].

Вакуум в барометрических конденсаторах смешения вакуумных колонн АВТ создается за счет непосредственного соприкосновения воды с парами нефтепродуктов и газами. В результате отработанная вода загрязняется парами нефтепродуктов и сероводородом. В настоящее время на небольшом числе установок АВТ во избежание образования загрязненных сточных вод барометрические конденсаторы смешения заменяют на конденсаторы поверхностного типа, где соприкосновения воды с нефтепродуктами нет.

При прямой перегонке нефти образуются продукты двух типов: дистиллятные (бензин, керосин, лигроины, дизельное топливо, соляровые масла) и остаточные (мазуты, гудроны, газойль). Мазуты частично используются как топливо.

Из-за агрессивности сернистых соединений к технологическому оборудованию из металла их присутствие в товарных нефтепродуктах не допускается. Очищают нефтепродукты от соединений серы промывкой водным раствором щелочи (едкий натр). При этом из нефтепродуктов в щелочной раствор переходят сероводород, меркаптаны и другие сернистые соединения, а также фенолы. После многократного использования щелочной раствор, содержащий большое количество сернистых соединений, а также другие загрязняющие вещества, сбрасывается в специальную сеть - сеть сернисто-щелочной канализации.

Таким образом, на стадии атмосферно-вакуумной переработки нефти образуются сточные воды двух видов: сернисто-щелочные при очистке нефтепродуктов от сернистых соединений и сточные воды после барометрических конденсаторов смешения. И в тех, и в других содержатся нефть, нефтепродукты и соединения серы.

Деструктивная переработка нефти. При глубокой переработке нефти остатки прямой перегонки подвергаются крекингу и пиролизу [19]. Известны различные виды крекинга: каталитический крекинг, протекающий в присутствии катализаторов (хлористый (алюминий, алюмосиликаты); гидрогенизационный крекинг в атмосфере водорода (гидрогенизация), где в качестве сорбента используется глина; дегидрогенизационный крекинг, сопровождающийся массивным выделением водорода; окислительный крекинг в атмосфере кислорода или воздуха. Основное развитие на современных НПЗ получает гидрогенизанионный крекинг.

На установках каталитического крекинга продукты прямой перегонки нефти после АВТ подвергаются прямому расщеплению молекул тяжелых углеводородов с целью получения высокооктановых бензинов и индивидуальных ароматических углеводородов. Процесс ведется при высоких температурах и давлениях. Очистка жидких продуктов проводится также щелочью. Охлаждение и конденсация готовых продуктов ведется с помощью воды в поверхностных конденсаторах и холодильниках. Вода при этом нагревается до 70-80°С. Загрязнение нефтепродуктами охлаждающей воды возможно лишь при неисправности и негерметичности аппаратов.

При глубокой переработке нефти с применением процессов крекинга образуются: газообразные углеводороды с высоким содержанием нейтральных углеводородов, которые направляются в качестве сырья на нефтехимические производства НПЗ для последующего синтеза в спирты, гликоли, производные гликолей и пр.; жидкие дистилляты -- крекинг-бензин, ароматические углеводороды (например, бензол, толуол); из жидких продуктов, получаемых при пиролизе нефти, на нефтехимических предприятиях получают ряд других соединений (изопрен, сырье для синтетического волокна и др.); твердые продукты разложения - неперегоняющийся остаток (кокс).

Кроме воды, используемой для охлаждения готовых продуктов при их конденсации, в канализацию сбрасывается и вода из водоотделителей. Последняя образуется главным образом в результате конденсации водяного пара, поступающего в аппараты установки, так называемые технологические конденсаты. Из-за непосредственного контакта с нефтепродуктами в технологическом конденсате могут содержаться значительные концентрации углеводородов, а при переработке сернистых и высокосернистых нефтей также сульфиды аммония и фенолы.

Очистка нефтепродуктов. Для очистки нефтепродуктов применяют кислотную и щелочную очистку и промывку [20]. При кислотной очистке (периодической и непрерывной) легкие фракции нефти обрабатываются в специальных аппаратах с мешалками. Затем их нейтрализуют, промывают водой и подвергают щелочной обработке. В результате очистки получается много отходов - кислых гудронов, щелочных сточных вод, обезвреживание и утилизация которых затруднительны. Однако в настоящее время решение этой проблемы чрезвычайно важно для защиты окружающей среды от загрязнения.

Кроме общих методов очистки нефтепродуктов применяют специальные методы, например обессеривающие методы, из которых наиболее перспективным считают каталитической гидрогенизации, очистка с помощью селективных растворителей и др.

Повышение качества нефтепродуктов достигается и добавкой присадок. Используют присадки, снижающие склонность моторного топлива к самоокислению и смолообразованию (так называемые ингибиторы окисления моторного топлива, антиокислители). Ингибиторы моторного топлива разнообразны, их ассортимент изменяется и пополняется. Применяют присадки, повышающие антидетонационные свойства моторного топлива (антидето-наторы), среди которых наиболее высоким эффектом по своему действию обладают некоторые металлоорганические соединения (тетраэтилсвинец, соединения марганца).

Получение и очистка масел. Сырьем для производства масел служат масляные погоны, полученные с установок АВТ [21]. Для удаления из масляных фракций минеральных примесей (сернистые, азотистые, асфальто-смолистые вещества и другие нежелательные для масла компоненты) их подвергают очистке с помощью растворителей на специальных установках. К ним относятся установки: деасфальтизации масел пропаном, депарафинизации масел в среде ацетон - бензол - толуол, гидроочистки масел и контактной очистки отбеливающими глинами.

На установке деасфальтизации жидкий пропан растворяет асфальто-смолистые вещества, содержащиеся в масляных погонах АВТ. Эти вещества оседают в осадок и отделяются. На этой установке нефтепродукты могут попадать в канализацию через неплотности сальников насосов или в результате других неисправностей, при мытье полов.

На установках селективной очистки масел и деасфальтизата от смолистых веществ и других примесей фенолом загрязнение сточных вод возможно только за счет сброса в канализацию смывов с полов насосной станции, а также через иеплотности в аппаратуре.

На установке депарафинизации при нормальной работе технологического- оборудования загрязнения незначительны. Однако при авариях и пропусках через неплотности возможно попадание в канализацию нефтепродуктов с высокой температурой застывания (гач, петролатум), а также растворителей и др.

При правильной эксплуатации установок гидроочистки масел попадание нефтепродуктов в сточные воды исключено. Сброс в канализацию масляных компонентов возможен лишь при авариях и через неплотности соединений трубопроводов.

Значительное количество загрязнений поступает в сточные воды НПЗ из резервуарных парков и при ремонте оборудования.

Дополнительным источником загрязнения канализации нефтепродуктами и механическими примесями являются дождевые и талые воды, в которых содержание различных веществ может достигать следующих величин:

№	Различные вещества	Дождевые воды	Талые воды
1	Взвешенные вещества, мг/л	2000	4500
2	Эфироизвлекаемые соединения, в пересчете на нефтепродукты, мг/л	100	28
3	Плавающий мусор, м3 на 1000 га	0,2	0,3

Характеристика и состав сточных вод

Таким образом, производственные сточные воды на НПЗ образуются практически на всех технологических установках [22,23]. В зависимости от источников образования их подразделяют на следующие (табл. 1).

I. Нейтральные нефтесодержащие сточные воды. Они составляют основную часть воды первой системы промышленно-ливневой канализации. К ним относятся сточные воды, получающиеся при конденсации, охлаждении и водной промывке нефтепродуктов (кроме вод барометрических конденсаторов АВТ), после очистки аппаратуры, смыва полов производственных помещений, от охлаждения втулок сальников насосов, дренажные воды из лотков технологических аппаратов (кроме вод от узлов управления при сырьевых парках), фундаментальных приямков аппаратов и насосов, а также ливневые воды с площадок технологических установок. В этих водах присутствует преимущественно нефть в виде эмульсии. Ее концентрация достигает 5-8 г/л, а общее содержание солей 700-1500 мг/л. Сравнительно невысокое содержание солей позволяет использовать сточные воды после соответствующей очистки для пополнения систем оборотного водоснабжения.

II. Солесодержащие сточные воды (стоки ЭЛОУ) с высоким содержанием эмульгированной нефти и большой концентрацией растворенных солей (в основном хлористого натрия). Они поступают от электрообессоли- вающих установок и сырьевых парков. К ним также относятся дождевые воды с территории указанных объектов. Предельно допустимое содержание нефтепро-дуктов в них без учета аварийных сбросов не должно превышать 10 г/л. Исследования стоков с установок ЭЛОУ показывают, что содержание нефти в отдельных пробах может доходить до 30 г/л, что связано с негерметично- стью технологического оборудования и дефектами в эксплуатации. Содержание солей в водах этой группы зависит главным образом от качества нефтей, поступающих на завод [5, 6],

III. Сернисто-щелочные сточные воды получаются от защелачивания светлых нефтепродуктов и сжиженных газов. В процессе щелочной очистки из нефтепродуктов удаляются главным образам сероводород, меркаптан, фенолы и нафтеновые кислоты.

В соответствии с технологическими требованиями состав сернисто-щелочных сточных вод должен быть следующим: ХПК--до 85000 мг О₂/л, БПК_полн- до 75000 мг О₂/л, сульфиды (в пересчете на Н₂S) до 26000 мг/л, серы общей до 35000 мг/л, фенолы летучие до 5000 мг/л, нефтепродукты до 3000 мг/л, общая щелочноcть (в пересчете на NаОН) 10000 мг/л, рН - 14.

Однако состав этой категории сточных вод может значительно отличаться от установленных нормативов (см. табл. 1). Периодичность сброса отработанных щелочей в сернисто-щелочную канализацию на различных заводах колеблется от 2 до 45 дней в зависимости от типа технологических установок и их мощности, принятого режима переработки нефти, качества получаемого исходного сырья, схемы защелачивания, гидравлической нагрузки на щелочные отстойники и ряда других факторов. Средне-суточный сброс этих вод (без учета промывных вод) колеблется от 0,0009 до 0,0019 м³ на 1т перерабатываемой нефти.

IV. Кислые сточные воды от цеха регенерации серной кислоты образуются в результате неплотностей соединений в аппаратуре, потерь кислоты из-за коррозии аппаратуры и содержат в своем составе до 1 г/л серной кислоты.

V. Сероводородсодержащие сточные воды поступают в основном от барометрических конденсаторов смещения. При замене барометрических конденсаторов смешения на поверхностные объем их сокращается в 40-50 раз.

Кроме барометрических вод, сероводород содержится и в так называемых технологических конденсатах установок АВТ, каталитического крекинга, замедленного коксования, гидроочистки и гидрокрекинга, но в этих сточных водах, кроме сероводорода, присутствуют фенолы и аммиак.

При объединении НПЗ и нефтехимических производств появляются сточные воды, загрязненные продуктами нефтехимического синтеза. Состав их обусловлен видом получаемой продукции. Так, сточные воды производств БВК из жидких нефтяных парафинов имеют БПКполн. до 1000 мг О₂/л, ХПК-2200 мг О₂/л, рН 4,8--5,6 [24].

Из других источников образования сточных вод следует отметить сточные воды от этилосмесительных установок и эстакад по наливу этилированных бензинов, в которых содержатся до 10 мг/л нефтепродуктов, а также кислые сточные воды от цехов синтетических жирных кислот [25,26].

Таким образом, в сточные воды НПЗ попадает большое количество органических веществ, из которых наиболее значимы конечные и промежуточные продукты перегонки нефти, нефть, нафтеновые кислоты и их соли, деамульгаторы, смолы, фенолы, бензол, толуол. В сточных водах содержится также песок, частицы глины, кислоты и их соли, щелочи.

Приведенные данные показывают, что содержание отдельных соединений в сточных водах колеблется в широких пределах, например, содержание фенолов и нефти в сернисто-щелочных сточных водах. Наиболее опасными для биологических очистных сооружений и водоемов являются сульфиды и сульфогидраты, присутствие которых в воде водоемов хозяйственно-питьевого, рыбохозяйственного и культурно-бытового водопользовании не допускается.

Нефть и нефтепродукты в производственных сточных водах содержатся в растворенном, коллоидном и эмульгированном состояниях. Большинство растворенных в воде органических веществ как правило, определяются суммарно

Таблица 1 Характеристика сточных вод нефтеперерабатывающих заводов

№	Виды сточных вод	Концентрация веществ, мг/л	БПКполн. мг О2/л	ХПК, мг О2/л	рН
		фенол	взвешен- ные вещества	нефте- продукты	сульфиды	общая минерализа-ция
1	Нефтесодержащие нейтральные	-	100-300	1000-8000	-	700-1500	150-300	300-500	7,2-7,5
2	Солесодержащие (стоки ЭЛОУ)	10-20	300-800	1000-10000	30000-40000	30000-40000	800-1500	2000-5000	7,2-8,0
3	Сернисто-щелочные	6000-12000	300	8000-14000	30000-50000	-	65000-95000	100000-150000	13-14
4	Кислые	-	-	2500	-	-	-	-	2-4
5	Сероводородсодер-жащие	4-5	300-400	10000-15000	300-500	-	2500-3500	-	5-6
6	Стоки цеха СЖК	-	100-1500	100-500	-	-	4000-15000	9000-20000	2-4

Таблица 2 БПК_полн. и ХПК органических соединений (мг О₂ на 1 мг вещества)

Вещество	БПКполн.	ХПК	Вещество	БПКполн.	ХПК
Органические кислоты и их соли	Углеводороды
Адипинат натрия	1,02	1,272	Бензол	1,15	3,02
Акриловая	0,83	1,33	Бензин (крекинг)	0,11	3,54
Альгинат натрия	0,4-0,58	0,65-0,84	Мазут (кретинг-остаток)	0,33	3,3-3,65
Бензойная	1,61	1,965	Нефть
Валериановая	1,38	2,0	туймазинская	0,43	3,58-4,3
Гликолевая	0,453	0,631	балаханская	0,3	3,00-3,6
Дихлоруксусная	0,2	0,372	ишимбаевская	0,31	3,1-3,72
Канифолевое масло (раствор смоляных кислот, в основном абиетиновой кислоты)	1,2	2,2	Толуол	1,1	1,87
Масляная	1,4	1,78-1,82	Фенол и его соединения
Метакриловая	1,09	1,67	п- Гидрохинон	0,458	1,89
Монохлоруксусная	0,3	0,592	Крезолы	1,56	2,52
Муравьиная	0,276	0,35	о-Пирокатехин	1,465	1,89
Натриевая соль 2,4-дихлорфеноуксусной кислоты	0,75	1,05	м- Резорцин	1,495	1,89
Пальмитиновая	2,03	2,87	Трихлорфенолят меди	0,7	0,843
Пропионовая	1,132	1,51	п -Триоктилфенол	1,103	2,52-2,95
Стеариновая	1,79	2,94	Фенол	1,18	2,38
о- Сульфобензойная	0,118	1,11	Поверхностно-активные вещества
Терефталевая	1,15	1,44	Алкилсульфонат	0,738	1,968
2,4,5-трихлорфеноуксусная	0,17	0,97	ОП-10	0,67	2,12
Уксусная	0,86	1,065	Сульфанол НП-3	1,15	2,37
Формиат натрия	0,177	0,216	Сульфанол НП-1	0,064	2,057
Фталевая	1,0	1,44	Хлорный сульфанол	0,719	1,946
			Меркаптаны
			трет- Додецилмеркаптан	2,25	3,19

через биохимическое потребление кислорода или химическое (бихроматное) потребление кислорода пробой воды. Экспериментально установленные показатели биохимического (БПК) и химического (ХПК) потребления кислорода, для отдельных органических веществ приведены в табл. 2.

Общее количество сточных вод, образующихся на НПЗ, зависит от ряда факторов, важнейшим из которых является продувка систем оборотного водоснабжения.

1.2 Производственные сточные воды и их характеристика

На предприятиях нефтяной промышленности производственные сточные воды образуются при различных производственных процессах: добыче (на нефтепромыслах), переработке (на нефтеперерабатывающих заводах), транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов (на нефтебазах). К производственным сточным водам относятся также пластовые воды нефтяных месторождений, извлекаемые из недр вместе с нефтью. К ним же следует отнести балластную и промывочную воды из нефтеналивных судов и барж, воду от обработки нефтяных цистерн на промывочно-пропарочных станциях железнодорожного транспорта, а также сточную воду перекачивающих станций магистральных нефтепроводов и продуктопроводов [27].

Дождевые и снеговые воды, стекающие с территории промышленных предприятий, являются также одним из видов сточных вод.

Хозяйственно-фекальные, или бытовые, воды от санитарных приборов административных и хозяйственных зданий и бытовых помещений производственных зданий, а также от мытья полов этих зданий и помещений составляют самостоятельный вид сточных вод, к ним относятся и воды душевых.

В зависимости от происхождения сточные воды разделяются на три основных вида: производственные, атмосферные и бытовые. Все эти воды должны поступать в канализацию. Поступление их в канализацию допускается только через колодцы, имеющие гидравлические затворы.

Нельзя спускать в канализацию отходы производства, не являющиеся сточными водами, например кислый гудрон, нефтяную грязь, шлам и др. Кислый гудрон создает кислую реакцию среды, в результате чего происходят коррозия материалов и оборудования канализационных сооружений и выход их из строя; основная причина недопустимости спуска его в канализацию заключается в том, что канализационные сооружения не предназначены для приема отходов подобного рода и спуск их в канализацию нарушает ее работу и приводит к чрезмерному загрязнению водоемов. Кислый гудрон следует отводить по отдельному трубопроводу в специальный пруд кислого гудрона с последующим использованием его [28].

Нефтяная грязь, получаемая при очистке сырьевых резервуаров, часто спускается в производственно-ливневую канализацию, ухудшает работу очистных сооружений канализации и по существу переходит при этом из одной емкости (сырьевых резервуаров) в другую (песколовки и нефтеловушки). Нефтеловушки перестают работать как очистные сооружения, что неизбежно приводит к загрязнению водоемов. Кроме того, нефтяная грязь способствует образованию эмульсии в сточной воде.

Чтобы избежать этого, необходимо производить очистку сырьевых резервуаров и удаление грязи из них другими способами. Наиболее рациональным является самостоятельный гидротранспорт нефтяной грязи из сырьевых и других, технологических резервуаров в накопители. Отстоявшаяся вода из накопителей возвращается в канализационную сеть перед нефтеловушками. Это мероприятие позволяет значительно улучшить работу очистных сооружений канализации.

Количество осадка, накапливающегося в сырьевых резервуарах в период между очистками (один раз в год), составляет от 300 до 600 м³ в каждом резервуаре емкостью 5000 т. Такое значительное количество осадка получается за счет большого содержания механических примесей (до 0,4%) в нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы с нефтепромыслов в результате недостаточно полной предварительной обработки нефти на нефтепромыслах.

Наиболее правильным является полное удаление механических примесей из нефти, а также обезвоживание и обессоливание ее непосредственно на нефтепромыслах или на площадках головных насосных станций магистральных нефтепроводов.

Не допускается сброс в канализацию также и шлама от химводоочистки; он должен отводиться самостоятельно в шламонакопители.

1.3 Физико-химический состав производственных сточных вод и методы его определения

Физико-химический состав производственных сточных вод предприятий нефтяной промышленности очень разнообразен и зависит от природы содержащихся в них загрязнений. Загрязнении сточных вод делятся на минеральные, органические и бактериальные.

К минеральным загрязнениям относятся песок, глинистые частицы, растворы минеральных солей и кислот, минеральные масла, а также многие другие вещества, поступающие в сточные воды при предварительной подготовке нефти к переработке и в процессе переработки. Количественный состав минеральных загрязнений определяется концентрацией их в единице объема сточных вод и выражается в мг/л или г/м³.

Органические загрязнения также очень разнообразны, из них нефть является основным загрязнителем производственных сточных вод. Повышенное содержание органических веществ в сточных водах получается также при попадании в них продуктов переработки нефтяных газов (например, синтетических спиртов и др.) или реагентов (например, фенола и др.), участвующих в технологическом процессе переработки нефти и газа [29].

Органические загрязнения сточных вод характеризуются биохимическим потреблением кислорода (БПК). Биохимическим потреблением кислорода сточной водой называется, количество кислорода, выраженное в миллиграммах, требуемое для полного окисления всех находящихся в 1 л сточной воды органических веществ в аэробных условиях в результате происходящих в воде биологических процессов.

Часто прибегают к приемам, условно характеризующим суммарное содержание органических веществ в воде. Одним из таких приемов, получившим широкое распространение, является определение окисляемости воды, т. е. суммарного содержания в воде веществ, способных окисляться в данных условиях. В качестве окислителя используют обычно марганцевокислый калий (пер-манганат), окисление проводят по различным методикам на холоду или с подогревом [30].

На холоду окисляются в основном только легко окисляющиеся соединения, такие, например, как Fe⁺⁺, Mn⁺⁺, NO₂^-, H₂S, HS^-; с подогревом, кроме этих соединений, окисляются также содержащиеся в воде органические вещества [31].

При оценке результатов определения окисляемости нужно учитывать возможное влияние Fe⁺⁺, Mn^++, С1^- и других легко окисляющихся неорганических соединений. Результаты определения окисляемости выражают числом миллиграммов мар-ганцевокислого калия на 1 л. Окисляемость выражают также в миллиграммах кислорода на 1 л воды; эту величину получают путем условного пересчета по расходу перманганата.

Окисляемость воды является лишь условной характеристикой содержания в воде органических веществ, она может служить для сравнения различных вод, но не указывает ни состава органических веществ, ни действительного их содержания в воде.

По физическому состоянию [32] загрязнения сточных вод делятся на: 1) нерастворимые, находящиеся в виде крупной взвеси, с частицами размером больше десятых долей миллиметра, в виде суспензии, эмульсии и пены; размеры частиц этих примесей составляют от десятых долей миллиметра до 0,1 мк; 2) коллоидные, содержащие частицы размером от 0,1 до 0,001 мк; 3) растворенные -- молекулярно-дисперсные частицы (менее 0,001 мк), которые уже не образуют новой фазы; в этом случае система становится однофазной - истинным раствором.

Суспензия или эмульсия [33], в виде которой находятся в сточных водах нерастворенные вещества, может быть грубодисперсной с частицами размером более 100 мк или тонкодисперсной с частицами размером от 100 до 0,1 мк. Внешний вид тонкой суспензии или эмульсии однороден, неоднородность их обнаруживается только под микроскопом.

Рис. 1. Капля сточной воды, содержащей 131 мг/л эмульгированных нефтепродуктов (увеличение в 1800 раз)

На рис. 1 показана микрофотография производственной сточной воды нефтеперерабатывающего завода, представляющей собой эмульсию нефти типа «масло в воде». Эмульгированная нефть в воде имеет частицы диаметром от 2 до 100 мк. Наибольшее количество нефтяных частиц имеют диаметр 25 - 60 мк. Количество этих частиц составляет около 70% от всей эмульгированной нефти в воде [34].

Мельчайшие частицы нефти не сливаются друг с другом и поэтому не отделяются от воды, что объясняется высокой дисперсностью этих частиц (2 - 10 мк) [35].

Характер загрязнений и концентрация коллоидных и растворенных веществ в производственных сточных водах, зависящие от рода производства и от получающихся продуктов, очень разнообразны, и поэтому дать их полную общую характеристику невозможно.

В каждом отдельном случае состав производственных сточных вод необходимо определять: а) на действующих предприятиях -- по результатам анализов среднесуточных проб сточных вод за продолжительный период времени; б) для вновь проектируемых предприятий -- по анализам аналогичных производств и по данным, полученным от технологов производства, о составе и количестве загрязнений, подлежащих спуску в канализацию. Обычно анализируют сточные воды действующих предприятий из общего стока - нефтепромысла, нефтебазы, промывочно-пропарочной станции и др. Если же есть основания считать, что на предприятии, как, например, на нефтеперерабатывающем заводе, образуются сточные воды различного состава (концентрированные растворы, содержащие вредные и токсические вещества, и т. д.) и очистка общего стока будет представлять собой очень сложную проблему, необходимо исследовать стоки отдельных цехов и установок. Это позволит выявить наиболее загрязненные сточные воды и решить вопрос о целесообразности устройства местных очистных сооружений и осуществлении мероприятий по использованию или отведению сточных вод этих цехов вместе или отдельно с другими сточными водами. Особенно необходимо выделять для самостоятельной обработки сточные воды, содержащие нефтяные эмульсии. После исследования стоков отдельных цехов производят анализ общего стока.

Анализ сточных вод включает следующие определения: температуру, цвет, запах, прозрачность, содержание нефти, осадка по объему и весу, химическое потребление кислорода (ХПК), биохимическое потребление кислорода (БПК), окисляемость, азот общий и аммонийных солей [36].

Химический состав воды характеризуется следующими показателями:

1. общим содержанием солей (сумма весов катионов и анионов);

2. содержанием катионов: кальция, магния, железа (закисное и окисное), марганца, натрия и калия;

3. содержанием аниона: бикарбонатного, карбонатного, сульфатного, хлоридного, гидросульфидного, сульфидного;

4. жесткостью общей, карбонатной и некарбонатной;

5. реакцией среды (рН);

6. растворенными газами: H₂S, СО₂ и др.;

7. содержанием J, Вг, В для минерализованных вод. Кроме того, в отдельных случаях применения атомной энергии для мирных целей необходимо измерять радиоактивность сточных вод научно-исследовательских лабораторий [37].

При исследовании состава производственных сточных вод очень важно устанавливать и такие показатели, как осаждаемость и всплываемость примесей, коагулируемость и фильтруемость сточных вод и их электропроводность, поверхностное натяжение, характеризующие свойства воды и обусловливающие выбор наиболее целесообразных методов очистки сточных вод [38,39].

В очищенных сточных водах определяют также БПК, содержание нитритов, нитратов и растворенного кислорода. Методика выполнения анализов изложена ГОСТ, по которым и должны устанавливаться показатели качества воды.

Температуру и запах воды определяют непосредственно на месте взятия пробы; при определении запаха следует указывать, при каком разведении он исчезает.

Содержание нефти или нефтепродуктов [40] в стоках обычно меняется, и поэтому определение истинного содержания их зависит от правильности отбора пробы, который должен быть автоматическим.

Нефть и нефтепродукты (всплывающие примеси) определяют по объему при отстаивании в течение 15, 30, 45, 60, 75, 90, 120 мин. и выражают в мл/л и затем пересчитывают в мг/л.

Прибор для определения объема всплывающей нефти (рис. 2) представляет собой цилиндрическую трубку, суживающуюся к обоим концам; верхний конец трубки закрыт притертой пробкой, нижний -- краном. Суживающиеся концы калиброваны от 1 до 10 мл. К нижнему концу припаян кран, через который выпускают воду, отделившуюся от отстоявшейся нефти. Емкость цилиндра рассчитана на 1 л воды.

Объем всплывшей нефти вычисляют по градуированной верхней узкой части цилиндра.

Количество нефтепродуктов в сточных водах может определяться также весовым, фотоэлектроколориметрическим и пикнометрическим методами.



Рис.2. Цилиндр для определения Рис.3. Экстрактор нефти по объему

Весовой метод [41]. Для извлечения нефти из водного слоя 500 мл исследуемой сточной воды наливают в литровую делительную воронку, прибавляют 20 мл растворителя (хлороформа, четырех-хлористого углерода, бензола и петролейного эфира), взбалтывают несколько раз и дают отстояться. Затем растворитель, содержащий нефть и нефтепродукты, сливают в колбу, а воду - в другую делительную воронку. Таким путем нефть извлекают из воды 4-5 раз, до тех пор пока добавляемый растворитель не станет бесцветным.

Для непрерывной экстракции сточной воды из основного потока забирают при помощи небольшой трубки некоторое ее количество и она подается в экстрактор, изображенный на рис. 3.

Сточная вода по трубке 1 поступает в нижнюю часть экстракционной колонки 2, в которой энергично перемешивается с находящимся в ней хлороформом посредством ленточной спиральной мешалки 3, приводимой в действие небольшим электромотором 4 или воздушной турбинкой. Капельки воды поднимаются по колонке и в отстойнике 5 отделяются от хлороформа, образуя слой воды. Вал мешалки (в пределах отстойника) проходит в трубке 6 не передает воде вращательного движения. Отстоявшаяся от хлороформа сточная вода по трубке 7 удаляется из отстойника в сборную емкость. Нефть из сточной воды извлекается полностью. После дополнительного экстрагирования в сточной воде при помощи фотоэлектроколориметра не обнаруживаются даже следы нефти. Расход воды в экстракционной колонке не должен быть более 150-200 мл/час; если в сточной воде содержится небольшое количество нефти, то скорость может быть увеличена.

Сверху в экстракционную колонку непрерывно поступает и движется вниз хлороформ, навстречу ему поднимаются капельки сточной воды. Благодаря противотоку достигается полнота экстракции. Хлороформ, содержащий нефть, поступает в нижний отстойник 8, где он освобождается от капелек воды и по соединительной трубке 9 поступает в колбу 10, находящуюся в водяной бане, температура которой поддерживается постоянной при помощи терморегулятора.

В колбе 10 хлороформ при 65° отгоняется от нефти. Пары его по трубке 11 поступают в шариковый холодильник 12, где конденсируются. Хлороформ из холодильника по трубке 13 стекает в верхний отстойник 5 экстракционной колонки. Нефть остается в колбе 10. Объем циркулирующего хлороформа в несколько раз больше объема воды, поступающей в экстрактор. Перед включением экстрактора колбу 10, экстракционную колонку 2, нижний отстойник 8 и соединительную трубку 9 заполняют чистым хлороформом.

Содержание нефти в хлороформе определяют периодически в зависимости от содержания нефти в сточной воде, но не чаще чем через 6--12 час. После каждого определения экстрактор выключают и по охлаждении снимают колбу с хлороформом. Содержимое колбы переливают в мерный цилиндр, в который через кран 14 сливают также хлороформ из экстракционной колонки, нижнего отстойника и соединительной трубки. Воду, оставшуюся в экстракторе, сливают в сборную емкость сточной воды, прошедшей экстрактор. После этого колбу устанавливают на место и экстрактор снова включают.

В растворитель, содержащий нефть, добавляют около 5 г свежепрокаленного хлористого кальция и пробу оставляют на 12 час. Обезвоженную вытяжку фильтруют через обезжиренный фильтр во взвешенную колбу объемом 50 мл. Растворитель отгоняют. Нефть, оставшуюся в колбочке, подсушивают в эксикаторе и взвешивают.

Концентрацию нефти вычисляют по формуле

где а - вес колбы и нефти, оставшейся после отгонки хлороформа, в г; b - вес чистой колбы в г; W- объем содержащего нефть хлороформа в мл; V - объем содержащего нефть хлороформа, взятого для отгонки, в мл; q - количество экстрагированной сточной воды в л.

Точность определения весовым методом составляет ±5%. Его можно применять, когда содержание нефтепродуктов в исследуемой воде больше 100 мг/л. При меньшем содержании нефтепродуктов рекомендуется определять нефть и окрашенные (темные) нефтепродукты фотоэлектроколориметрически.

Фотоэлектроколориметрическое определение нефти и окрашенных нефтепродуктов в сточной воде [42] заключается в том, что нефть из сточной воды извлекают растворителем и фотоэлектроколори-метром измеряют оптическую плотность окрашенного нефтью раствора.

Устройство фотоэлектроколориметра основано на законах светопоглощения. На рис. 4 приведена схема фотоэлектроколориметра.

Фотоэлектроколориметр приводят в нулевое положение; для этого предварительно в обе кюветы прибора наливают растворитель, который в дальнейшем будет основой окрашенных растворов. Затем в правую кювету прибора наливают исследуемый раствор с нефтью, имеющий окраску. Так как в этом случае потоки света, проходящие через кюветы, будут неодинаковыми, то стрелка нулевого прибора (гальванометра) отклонится. Для приведения стрелки гальванометра в нулевое положение требуется увеличить световой поток; по его увеличению и можно измерить оптическую плотность раствора, содержащего нефть.

Рис.4. Принципиальная схема фотоэлектроколориметра ФЭК-М.

1- лампа осветлителя; 2₁, 2₂- конденсаторы; 3₁, 3₂ - теплозащитные стекла; 4₁, 4₂ - зеркала; 5₁, 5₂ - светофильтры; 6₁, 6₂- линзы; 7₁, 7₂- стеклянные кюветы4 8- нейтральные фотометрические клинья (первый для грубой, второй для точной настройки); 9- измерительная щелевая диафрагма; 10- отсчетная шкала; 11₁,11₂ - селеновые фотоэлементы; 12- гальванометр

Содержание нефти в сточной воде вычисляют по формулам, выражающим зависимость между оптической плотностью растворителя и концентрацией нефти в сточной воде. Для фотоэлектроколориметра ФЭК-М, растворителя хлороформа ж нефти данного нефтяного месторождения эта зависимость выражается следующими расчетными формулами, выведенными на основе обработки экспериментальных данных методом наименьших квадратов для кюветы с рабочей длиной 20 мм; для бавлинской нефти С = а (6,25 х D₂₀ -- 0,05) мг/л, для сталинградской нефти С = a (13,58 D₂₀ -0,21) мг/л и для сураханской нефти С=а (56,11 D₂₀ - 1,11) мг/л, где С - содержание нефти в сточной воде; а- объем растворителя, израсходованного на экстракцию нефти из пробы сточной воды объемом 100мл; D₂₀- оптическая плотность растворителя, содержащего нефть (индекс показывает рабочую длину кюветы).

При пользовании кюветами с рабочей длиной 20, 10 и 5 мм можно определять содержание нефти в сточной воде от 3--5 до 600 мг/л без разбавления экстракта. Для определения небольших количеств нефти, содержащейся в воде, следует пользоваться кюветами большей рабочей длины.

Пикнометрический метод [40] заключается в экстрагировании нефти и нефтепродуктов из сточной воды четыреххлористым углеродом. Этот метод основан на большой разнице плотностей четыреххлористого углерода и нефтепродуктов, которая пропорциональна концентрации нефтепродуктов и равна разности между весом равных объемов чистого четыреххлористого углерода и экстракта нефтепродуктов в этом же растворителе, определенных в строго установленных условиях.

Вес нефтепродуктов в исследуемой пробе сточной воды в г равен объему четыреххлористого углерода, эквивалентному объему нефтепродуктов, извлеченных при экстракции из сточных вод. Плотность четыреххлористого углерода, насыщенного водой, д=1,59. При этом вес замещенного нефтепродуктами четыреххлористого углерода при экстракции пробы сточной воды равен 1,59 х : д.

Потеря в весе четыреххлористого углерода составит разницу между весом замещенного в растворе четыреххлористого углерода и весом извлеченных нефтепродуктов.

Для расчета результатов анализа пользуются следующей преобразованной формулой:



где х -- содержание нефтепродуктов в сточной воде в г; А -- вес чистого, насыщенного водой четыреххлористого углерода в определенном объеме в г; А₁ -- вес равного объема экстракта в г; д - плотность нефтепродукта.

Обычно содержание нефтепродуктов в сточных водах выражают в мг/л, а объем анализируемого образца воды V в мл, тогда расчетная формула примет вид:

Так как среднюю плотность нефтепродуктов в анализируемом стоке определяют ранее, то все известные величины принимаются за постоянную величину К и окончательная расчетная формула имеет следующий вид:

Достаточно точные результаты можно получить, если известна плотность нефтепродуктов в данном виде сточных вод.

Определение окисляемости. Часто применяемый для определения окисляемости (по Кубелю) перманганатный метод неточен, так как перманганат в этих условиях окисляет не все органические вещества и не полностью. Однако и этот условный метод, все же можно применять для получения сравнительных данных, при анализе сточных вод, содержащих легко окисляемые веще-ства.

Для более полной оценки содержания органических веществ в производственных сточных водах окисляемость определяют другими методами. Наиболее точно окисляемость определяется бихроматным методом. Органические вещества окисляют 0,4 н раствором бихромата калия в кислой среде.

Определение механических примесей. Механические примеси (грубодисперсные вещества) определяют в средней пробе воды чаще всего фильтрацией через мембранный фильтр [40].

Прибор для фильтрования представляет собой склянку емкостью 300-500 мл с отводной трубкой для отсасывания. Склянку закрывают каучуковой пробкой, имеющей сквозное отверстие и вверху неглубокую выемку диаметром 25 мм, куда плотно вставлена или пластинка из органического стекла с просверленными отверстиями, или бронзовая частая сетка. Над отверстием имеется стеклянный цилиндр без дна высотой 12-15 см, диаметром 30 мм, с небольшим раструбом вверху и небольшим утолщением нижнего края. Цилиндр прижимает к пробке фильтр; он укреплен при помощи пружинного замка из стальной проволоки.

Подготовленный фильтр, высушенный в течение 1 часа в сушильном шкафу при 60°, взвешенный на аналитических весах и помеченный карандашом, вкладывают в прибор и фильтруют через него 100-500 мл исследуемой воды (объем воды зависит от количества грубодисперсных веществ). Если фильтрат недостаточно прозрачен, его вторично пропускают через тот же фильтр. Необходимый вакуум в фильтровальном приборе достигается при помощи водоструйного или масляного насоса.

Приставший к стенкам прибора осадок смывают на фильтр порциями фильтрата. По окончании фильтрования фильтр с осадком подсушивают сначала на воздухе, а затем в сушильном шкафу при 60° в течение 1 часа, после чего взвешивают. Содержание грубодисперсных веществ рассчитывают по формуле

(2)

где х - содержание грубодисперсных веществ в мг/л; а - вес мембранного фильтра с осадком в мг; b - вес мембранного фильтра до опыта в мг; V - объем профильтрованной анализируемой воды в мл.

Содержание грубодисперсных веществ определяют по формуле

(3)

где х'- содержание грубодисперсных веществ в мг/л; с -- вес фарфорового тигля с веществом в мг; d-- вес пустого фарфорового тигля в мг; V -- объем профильтрованной анализируемой воды в мл.

Количество осадка определяют в коническом сосуде или цилиндре емкостью 1 л, нижняя часть которого градуирована. Объем осадка замеряют через 15, 30, 60, 90 и 120 мин.

Осадок состоит из нерастворимых веществ и характеризуется большой влажностью. Объем осадка в зависимости от его влажности можно определять по уравнению

(4)

где W₁ - объем осадка влажностью р % в л или мг; W₂ -- объем осадка влажностью р₂ % в л или м³.

В производственных сточных водах характер взвешенных веществ, а следовательно, и вид осадка могут быть самыми разнообразными.

Реакция сточных вод является очень важным показателем, характеризующим кислотность или щелочность этих вод.

Производственные сточные воды нефтеперерабатывающих заводов в зависимости от рода производства и характера технологического процесса отдельных цехов могут иметь различную реакцию -- от сильно выраженной кислой (рН < 4) до сильно щелочной (рН > 10).

Кислые воды корродируют материал сооружений. Сильнокислые сточные воды приходится предварительно нейтрализовать, после чего только они могут быть направлены на очистные сооружения или спущены в водоем.

При анализе также определяют содержание в сточных водах сульфатов, хлоридов, серо- водорода (свободного и связанного) и других характерных ингредиентов -- йода, брома, бора, а также ядовитых веществ (нафтеновых кислот, тетраэтилсвинца и др.).

ГЛАВА II. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СТОЧНЫХ ВОД НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

На территории нефтеперерабатывающих заводов, как и на нефтепромыслах, подлежат отведению производственные, атмосферные и бытовые сточные воды. Производственные сточные воды образуются в результате обезвоживания нефти, поступающей на переработку с содержанием воды до 2%, а иногда и более, за счет воды, использованной при переработке нефти и ее продуктов.

Нефтеперерабатывающие заводы относятся к промышленным предприятиям с очень высоким потреблением воды [43]. Современный нефтеперерабатывающий завод расходует сотни миллионов кубических метров воды в год.

Расход воды на переработку 1 т нефти при температурном перепаде подаваемой и отводимой воды 25° составляет в среднем при топливной схеме переработки нефти 30--40 м³, при топливно-масляно-парафиновой схеме переработки нефти 50--60 м³ и при комплексной переработке нефти и газа с изготовлением синтетических продуктов (нефтехимические заводы) 100--120 м³. Сюда не входит вода, потребляемая ТЭЦ завода, вместе же с ТЭЦ расход воды на нефтеперерабатывающих заводах увеличивается до 125 м³ на 1 m нефти.