RAPORT PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUI - arpmag.anpm.roarpmag.anpm.ro/upload/46348_dgrs...

RAPORT PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUI

privind

LUCRĂRI DE COSTRUIRE ŞI ORGANIZARE DE ŞANTIER PENTRU CONSTRUIREINSTALAŢIE DGRS NOU [ INSTALAŢII NOI DE STRIPARE APĂ ACIDĂ (SWSU),RECUPERARE SULF (SRU) ŞI TRATARE GAZ REZIDUAL (TGT) ] ŞI UTILITĂŢI

(CAROURILE 90-91, 63) ÎN INCINTA RAFINĂRIEI PETROBRAZI

BENEFICIAR: S.C. OMV PETROM S.A. PETROBRAZI REFINERY

STRADA TRANDAFIRILOR NR.65 BRAZI 107080JUDEŢUL PRAHOVA

ELABORATOR:Expert evaluator de mediu,ing. Ana Pascu

2011

RAPORT PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUIINSTLATII NOI DE STRIPARE APA ACIDĂ (SWS), RECUPERARE SULF (SRU) ŞI TRATARE GAZ REZIDUAL (TGT)

Rev Raport SI DGRS .EXPERT EVALUATOR MEDIU ing. ANA PASCU 2011

2

CUPRINS

I Date generale................................................................................................................5

I.1 Informaţii despre titularul proiectului .......................................................................6

I.2 Informaţii despre proiectant......................................................................................6

I.3 Autorul raportului privind impactul asupra mediului .................................................6

I.4 Denumirea proiectului ..............................................................................................6

1.4.1. Amplasament.......................................................................................................7

1.4.2. Drumul de acces..................................................................................................7

I.5 Descrierea proiectului ..............................................................................................8

I.5.1. Scop şi necesitate ................................................................................................8

I.5.2. Utilitatea publică şi modul de încadrare în planul de urbanism............................8

1.5.3. Elemente privind capacitatea instalaţiei ..............................................................9

I.5.4. Lista de echipamente .........................................................................................13

I.6. Descrierea lucrărilor ..............................................................................................16

I.6.1. Lucrări de amenajare teritoriu ............................................................................16

I.6.2. Lucrări de construcţii beton şi metalice ..............................................................17

I.6.3. Lucrări de montaj şi legături conducte................................................................17

I.6.4. Lucrări de instalaţii electrice de forţă, iluminat, legare la pământ ......................17

I.6.5. Lucrări de automatizare......................................................................................18

I.6.7. Lucrări P.S.I........................................................................................................19

I.6.8. Lucrări de apă şi canalizare ...............................................................................19

1.6.9. Durata etapei de funcţionare .............................................................................20

I.6.10. Informaţii privind producţia ...............................................................................21

1.6.11. Informaţii despre poluanţii fizici şi biologici. ....................................................26

I.7. Localizarea geografică şi administrativă a amplasamentelor pentru

alternativele la proiect .................................................................................................29

I.8. Informaţii despre documentele / reglementările existente privind

planificarea / amenajarea teritorială în zona amplasamentului proiectului..................29

I.9. Informaţii despre modalităţile propuse pentru conectarea la infrastructura

existentă ......................................................................................................................30

2. Procese tehnologice..................................................................................................36

2.1Tehnologia utiilizată ..............................................................................................36



3

2.2 Descrierea fluxului tehnologic ...............................................................................36

2.2.1. Instalaţia de Stripare ape uzate........................................................................37

2.2.2. Instalaţia de Recuperare sulf............................................................................39

2.2.3. Staţia de tratare apă pentru obţinerea de abur .................................................42

2.2.4. Instalaţia de Tratare Gaze Reziduale................................................................42

2.2.5. Secţia de regenerare amine ..............................................................................44

2.2.6. Secţia de incinerare...........................................................................................45

3. Deşeuri ......................................................................................................................46

4. Impactul potenţial asupra componentelor mediului şi măsuri de reducere a acestuia48

4.1 Apa ........................................................................................................................48

4.1.1. Alimentarea cu apă ...........................................................................................52

4.1.2. Necesarul şi cerinţa de apă...............................................................................52

Tabelul 4.1.1 ...............................................................................................................54

4.1.3. Managementul apelor uzate..............................................................................54

4.1.3.1.Prognozarea impactului ..........................................................................54

Tabelul 4.1.2. .............................................................................................................55

4.1.3.2. Măsuri de diminuare a impactului ..........................................................56

4.2 Aerul ......................................................................................................................58

4.2.1. Date generale....................................................................................................58

4.2.2. Surse şi poluanţi generaţi ..................................................................................60

4.2.3. Prognozarea impactului.....................................................................................61

4.2.4. Măsuri de diminuare a impactului......................................................................68

4.3 Solul ......................................................................................................................69

4.3.1 Date generale.....................................................................................................69

4.3.2 Surse de poluare a solurilor ...............................................................................73

4.3.3. Prognozarea impactului.....................................................................................73


4.4 Geologia subsolului...............................................................................................76

4.4.1. Impactul prognozat............................................................................................78


4.5. Biodiversitatea......................................................................................................80





4

4.6 Peisajul..................................................................................................................80



4.7 Mediul social şi economic......................................................................................81

5. Analiza alternativelor .................................................................................................82

6. Monitorizarea.............................................................................................................82

7. Situaţii de risc ............................................................................................................84

7.1. Analiza factorilor de risc .......................................................................................93

7.2. Cauze generatoare...............................................................................................94

7.3. Scăpări de produse ..............................................................................................95

8. Rezumat fără caracter tehnic ....................................................................................98

9. Organizarea de şantier şi activităţile pe care le implică proiectul în această fază ..101

10. Comparaţie cu BAT ...............................................................................................104

11. Concluzii şi recomandări .......................................................................................105

11. Piese scrise ...........................................................................................................107

12. Piese desenate......................................................................................................108

RAPORT PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUIINSTALAŢIILE DE STRIPARE APA ACIDA, RECUPERARE SULF, TRATARE GAZE REZIDUALE, RAFINARIA

BRAZI


5

I DATE GENERALEPrezenta documentaţie s-a elaborat în conformitate cu:

· Ordonanţa de urgenţă nr. 195 din 22.12.2005, privind protecţia mediului,

aprobată prin Legea nr. 265/29.06.2006, modificată şi completată cu OUG

164/2008.

· Ordinul MMP nr 135/2010 privind aprobarea Metodologiei de aplicare a

evaluării impactului asupra mediului pentru proiecte publice şi private

· OUG 152/2005 privind prevenirea şi controlul integrat al poluării, cu

completările şi modificarile ulterioare prin Legea 205/2010 şi OUG 40/2010.

· Ordinul MAPM 863/2002 privind aprobarea ghidurilor metodologice

aplicabile etapelor procedurii-cadru de evaluare a impactului asupra mediului;

· HG 804/2007 privind controlul asupra pericolelor de accident major în

care sunt implicate substanţe periculoase, modificată şi abrogată parţial prin HG

79/2009;

· Legea 27/2007 privind aprobarea OUG 61/2006 pentru modificarea şi

completarea OUG 78/2000 privind regimul deşeurilor;

· HG 352/2005 privind modificarea şi completarea HG 188/2002 pentru

aprobarea unor norme privind condiţiile de descărcare în mediul acvatic a apelor

uzate (NTPA-001 şi NTPA-002);

· Ordinul 756/1997 privind aprobarea Reglementării referitoare la

evaluarea poluării mediului;

· Ordinul 592/2002 pentru aprobarea Normativului privind stabilirea

valorilor limita, a valorilor de prag şi a criteriilor şi metodelor de evaluare a

dioxidului de sulf, dioxidului de azot şi oxizilor de azot, pulberilor în suspensie

(PM10 si PM2,5), plumbului, benzenului, monoxidului de carbon şi ozonului în aerul

înconjurător;

· Ordinul 1268 Ministerul Mediului şi Dezvoltarii Durabile din 14 octombrie

2008 (Ordinul 1268/2008) pentru aprobarea încadrării localitaţilor din cadrul

Regiunii 3 şi Regiunii 8 în liste, potrivit prevederilor Ordinului ministrului apelor şi

protecţiei mediului nr. 745/2002 privind stabilirea aglomerărilor şi clasificarea


BRAZI


6

aglomerarilor şi zonelor pentru evaluarea calităţii aerului în Romania

· EMEP/EEA air pollutant emission inventory quide book, 2009, updated

Iune 2010 (CORINAIR)

· BAT (Best Available Techniques) şi BREF (Reference Document on Best

Available Techniques pentru rafinării

I.1 INFORMAŢII DESPRE TITULARUL PROIECTULUI

S.C. OMV PETROM S.A.

Rafinăria PETROBRAZI

Strada Trandafirilor nr. 65

Comuna Brazi, satul Brazii de sus

Judeţul Prahova

I.2 INFORMAŢII DESPRE PROIECTANT

PETRODESIGN S.A

Strada Caderea Bastiliei nr. 56 – 58

Bucureşti sector 1

Pe baza licenţei elaborate de firma Le Gaz Integrale, Franţa

I.3 AUTORUL RAPORTULUI PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUI

PFA ing. Pascu Ana

Expert Evaluator de mediu

Poz.28 din Registrul National al Elaboratorilor de Studii de Protecţia

Mediului

tel: 0244-592657; 0722-814513

e-mail: [email protected]

I.4 DENUMIREA PROIECTULUI

Lucrări de construire şi organizare de şAntier pentru construire instalaţie

DGRS nou (instalaţii noi de stripare apă acidă SWSU, Recuperare sulf SRU şi

Tratare gaz rezidual TGT) şi utilităţi (carourile 90-91, 63) în incinta rafinăriei

Petrobrazi.

mailto:[email protected]


BRAZI


7

1.4.1. AMPLASAMENT

Obiectivul de investiţii, care face obiectul prezentei documentaţii, este

amplasat în incinta rafinăriei PETROBRAZI, în conformitate cu planul de încadrare

în zonă, anexat, având următoarele vecinătăţi :

· la nord – drumul 15C

· la est – drumul A

· la vest – drumul 1

· la sud – instalaţia Cocsare

Terenul aparţine PETROM SA membru OMV Group Sucursala

PETROBRAZI conform Certificatului de atestare a dreptului de proprietate asupra

terenului, seria M03 – nr.3293/19.XI.96 emis de Ministerul Industriilor.

Destinatia terenului : zona unitati industriale

Profilul de activitate: industria chimică şi petrochimică, respectiv

prelucrarea ţiţeiului şi petrochimie.

Terenul in suprafata de 25.290,54 mp din totalul de 3.706.017 mp este

situat pe platforma industrială Petrobrazi în UTR nr.9, are acces din drumuri de

incintă şi posibilităţi de racordare la reţelele existente de apă, canalizare, energie

electrică, telefonie, gaze naturale etc. Regimul de înălţime al instalaţiei este de 50

m (coşul evacuare a gazelor arse de la incinerator).

Terenul nu se afla in zona cu interdictii de construire

1.4.2. DRUMUL DE ACCES

Accesul pe platforma instalaţiei se va asigura din drumurile adiacente

interne (drumul 15C, drumul A şi drumul 1) care au lăţimi corespunzătoare

circulaţiei din ambele sensuri.

Accesul maşinilor de intervenţie până la Instalaţia DGRS nou se va face pe

drumurile din incinta rafinăriei, care sunt în sistem inelar şi de lăţimi

corespunzătoare.


BRAZI


8

I.5 DESCRIEREA PROIECTULUI

I.5.1. SCOP ŞI NECESITATE

Scopul construirii instalaţiilor de RS şi TGT decurge din necesitatea

prelucrării gazelor acide provenite din instalaţiile din rafinărie (Desulfurare gaze cu

MEA şi DEA, Stripare ape uzate), cu un randament de recuperare a sulfului de min.

99,9% şi obţinerea de sulf lichid, precum şi din cerinţele impuse de legislaţia în

vigoare privind reducerea emisiilor de gaze cu hidrogen sulfurat.

Scopul construirii instalaţiei de Stripare ape uzate are ca scop îndepărtarea

hidrogenului sulfurat, cianurilor şi amoniacului din apele acide, rezultate din

operaţiile de stripare cu abur, răcire şi spălare a gazelor obţinute din instalaţiile în

care au loc procese termo-catalitice din rafinărie.

Apele uzate concentrate în H2S şi NH3, nu pot fi preluate ca atare de către

Staţia de Epurare, deoarece constituie un pericol pentru microorganismele utilizate

în treapta biologică, care se degradează în mare parte, perturbând funcţionarea

Instalaţiei Finale de Epurare şi în consecinţă calitatea fluxurilor de apă epurată

evacuată în emisar.

Noua Instalaţie DGRS va înlocui instalaţia DGRS existentă, care

funcţionează de peste 20 de ani.

Instalatia de desulfurare a gazelor reziduale se constituie de fapt ca o

instalaţie pentru protecţia mediului, deoarece gazele reziduale cu conţinut de sulf

rezultate de la instalaţia Claus sunt tratate în vederea reducerii conţinutului de sulf

până la o valoare permisă de legislaţia în vigoare.

I.5.2. UTILITATEA PUBLICĂ ŞI MODUL DE ÎNCADRARE ÎN PLANUL DE URBANISM

Instalatia de desulfurare gaze si recuperare a sulfului va avea un impact

economic pozitiv concretizat in:

- creşterea randamentului de recuperare a sulfului din gazele acide

provenite de la instalaţiile existente în rafinărie(185 A şi 185 B) de DGRS,

- recuperarea sulfului din gazele rezultate de la instalaţia la stripare a

apelor de proces uzate,

- scaderea continuţului de SO2 din gazele reziduale rezultate în procesul


BRAZI


9

de recuperare a sulfului (până la 500 mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2).

Modul de încadrare în planurile de urbanism şi de amenajare a teritoriului

pentru obiectivul propus este reglementat prin certificatul de urbanism nr.

16/10.02.2011, emis de către Primăria comunei Brazi.

Actuala folosinţă a terenului pe care vor fi amplasate instalaţiile menţionate

este curţi-construcţii, iar destinaţia stabilită prin PUG-ul localităţii este pentru zona

unităţi industriale.

Pin realizarea investiţiei destinaţia terenului pe care se vor amplasa

instalaţiiile nu se schimbă.

1.5.3. ELEMENTE PRIVIND CAPACITATEA INSTALAŢIEI

Ø Materii prime

· Gaze reziduale provenite de la Instalatiile de tratare amine existente

· Gaze acide (continut amoniac si hidrogen sulfurat) provenite de la striparea

apelor uzate

Ø Materii auxiliare

· Catalizatorul de hidrogenare/hidroliza pe bază de Co/Mo, tip TG 107S,

cca.8 tone

· Catalizator pentru reacţiile Claus pe bază de TiO2, tip CRS31, cca.5 tone

· MDEA (metil-dietanol-amina: CH3N-(CH2CH2OH), consum: 3000 kg/an

· Amoniac: consum 730 kg/an

· Agent antispumant: consum 10 kg/an

Instalaţia va avea un regim de funcţionare continuu, 24 ore/zi, de 8400

ore/an, 350 zile/an, cu personal de operare în cinci schimburi, vor fi doi

operatori/schimb, unul în camera de comandă şi un operator de teren.

INSTALATIA DE STRIPARE APĂ ACIDĂ (SWS) va procesa 65 m3/h (546000 m3/an) apă

uzată, provenind de la următoarele instalaţii:FCC, Cocsare, Hidrofinare benzină,

Hidrofinare Petrol, Hidrofinare Motorină, Cracare termică (daca va fi cazul) şi

instalaţie Tratare Gaz Rezidual.

Caracteristicile estimate ale apei acide uzate (materie primă) şi ale apei


BRAZI


10

stripate (produs finit) sunt următoarele:

IntrareApă acidă

IesireApa stripată

H2S mg/l max.8000 (3000 ÷ 4000 mg/l) max.10NH3 mg/l max.5000 max. 15Fenoli mg/l max.1200 -Cianuri, CN- mg/l max. 10 mg/l 0.01 ÷ 0.1 mg/l

In coloana de stripare, sunt eliminaţi amoniacul, hidrogenul sulfurat şi

cianurile din apa acidă ( maxim 10 mg/l H2S, maxim 15 mg/l NH3 şi maxim 0.1 mg/l

cianuri în apa stripată).

Aportul de căldură se realizează cu ajutorul unui reboiler cu abur de joasă

presiune

Apa stripată este răcită şi trimisă pentru refolosire la alte procese din

rafinărie.

Gazul acid produs este trimis la instalaţia de recuperare sulf (SRU).

INSTALATIA DE RECUPERARE SULF (SRU) va procesa gazele acide provenite de la

instalaţia de stripare apa acidă ( SWS) şi de la instalaţiile de desulfurare gaze

existente în rafinarie (185 A şi 185 B) cu obţinere de sulf elementar.

Sulful lichid este colectat şi degazat la mai putin de 10 ppm H2S înainte de

a fi solidificat şi trimis la depozitare.

Capacitatea instalaţiei RS de recuperare sulf este de 35 t/zi (12250 t/an)

sulf lichid.

Procesul de recuperare sulf constă în conversia termică şi catalitică a H2S

din gazele acide din instalaţiile menţionate în sulf.

Procesul de Recuperare sulf se realizează în trei etape succesive:

1 – o etapă termică care are loc în soba Claus 183B002

2 – două etape catalitice care au loc în reactoarele 183D001 şi 183D002.

După fiecare etapă, vaporii de sulf condensează în cazanul recuperator

(după conversia termică) şi în două condensatoare amplasate după fiecare reactor.

Sulful lichid curge gravitaţional prin închizătoare hidraulice în cuva de sulf lichid.

Scopul conversiei termice este de a asigura disocierea H2S la temperatură


BRAZI


11

ridicată, cu formare de vapori de sulf, în vederea obţinerii unui raport optim

H2S/SO2 =2/1, necesar asigurării de condiţii optime pentru procesul de recuperare

a sulfului din gaze.

În această treaptă se asigură si descompunerea NH3 la N2 şi O2.

Acest proces se realizează prin arderea cu aer a cca. 1/3 din hidrogenului

sulfurat din gazele de alimentare în arzătorul sobei Claus.

În arzător au loc următoarele reacţii:

H2S + 3/2O2 = SO2 + H2O

La temperatura de ardere de cca. 14000C, o parte din H2S este descompus

termic după reacţia:

H2S → H2 + ½ S2 (vapori)

H2S + 1/2O2 = 1/2S2 (v) + H2O

S2 = 1/3S6 =1/4S8

Reacţia termică are loc cu deficit de aer pentru a asigura transformarea

parţială a H2S în SO2.

Practic în soba Claus randamentul de formare a sulfului este de 50-70%,

restul de până la 96-97% se realizează în treapta catalitică şi 99,9% după tratarea

gazelor reziduale dela RS in TGT.

Conversia catalitică are loc pe catalizator de oxid de titan pe suport de

alumină şi silice, pe baza următoarelor reacţii:

2H2S + SO2 = 3/8S8 + 2 H2O

S2 = 1/3S6 =1/4S8 (fază vapori)

Reacţiile sunt exoterme, fiind favorizate de temperaturi mai reduse.

Efluentul din ultimul condensator, conţinând urme de H2S şi SO2, este tratat

în instalaţia TGT

INSTALAŢIA DE TRATARE GAZE REZIDUALE (TGT) este o instalaţie integrată în

Instalaţia de Recuperare Sulf şi nu există o limită a bateriei care să separe cele

două instalaţii.

Toate componentele cu sulf prezente în gazul rezidual sunt transformate în

H2S şi reciclate în Instalaţia de Recuperare Sulf.

Gazul care se separă în răcitorul final de sulf este transmis la un reactor de


BRAZI


12

hidrogenare cu catalizator de Co-Mo, unde orice urmă de sulf remanent este

hidrogenat la H2S.

Gazul intră apoi într-un sistem de absorbţie/regenerare cu metil dietanol

amină (MDEA); gazul bogat în H2S este reciclat în alimentarea instalaţiilor Claus, în

timp ce gazele impure sunt arse într-un incinerator.

In instalaţiile Claus, aburul de joasă şi înaltă presiune obţinut este utilizat în

proces sau trimis în colector.

Toate instalaţiile vor fi amplasate într-o singură zonă fără drumuri

interioare.

După ce gazul rezidual este tratat în Instalaţia de Tratare Gaze Reziduale,

eficienţa globală de recuperare a sulfului va ajunge la 99.9 %.

Catalizatorii ce se folosesc în instalaţie sunt livraţi de către firma “Axens

IPF Group Technologies” şi anume:

§ catalizator pe bază de TiO2 VHP (Very Hight Performance) tip CRS 31

§ catalizator pe bază de oxizi de Co-Mo TG107S

Se anexează Fişele Tehnice.

Specificaţia sulfului ce se va obţine în instalaţie:

· Puritate minimă de 99.9% (wt)

· Culoare – galben deschis

· Punctul de fierbere între 116 – 119 ºC

· Cenuşă % masă: 0.07

· Substanţe Organice 0.03%

· Mai puţin de 10 ppm H2S


BRAZI


13

I.5.4. LISTA DE ECHIPAMENTE

Instalaţia de tratare ape uzate (SWS – Sour Water Stripper Unit) va

conţine vase orizontale, coloane, schimbătoare de căldură, pompe, compresoare,

conform schemei de proces (process flow diagram SWS Unit), H10-F500 nr.003

anexate şi anume:

Ø vase orizontale

- 181F001 – vas de reflux;

- 181F002 – vas de scurgere de 2m3;

Ø 181D001 – coloană de stripare,

Ø schimbătoare de căldură

- 181E001 – refierbător termosifon;

- 181E002 – răcitor cu aer;

- 181E003 – schimbător de căldură în plăci, apă uzată/apă

tratată;

- 181E004 – răcitor apă tratată;

Ø pompe

- 181GG001 A/B – pompe de reflux centrifugale, activă şi de

rezervă

- 181GG002 A/B – pompe fund coloană, activă şi de rezervă

Instalaţia de Recuperare sulf (SR – Sulphur Recovry Unit) va fi dotată

cu utilaje noi, special dimensionate pentru acest proces, conform schemelor de

proces H10-F500 nr.004, H10-F501nr.006 şi H10-F502nr.008, anexate, şi anume:

Ø vase orizontale:

§ reactor 1 – 183 D001

§ reactor 2 – 183 D002

§ reactor de hidrogenare – 183 D003;

§ 183F101– cuvă degazare de 20m3, bicompartimentată, 3m

adâncime;

§ 183 F 201 – vas de degazare


BRAZI


14

Ø vase verticale:

§ 183 F 001 – vas separator de gaz acid

§ 183 F 002 – vas purjă apă demi pentru generare abur

Ø soba Claus + incinerator:

§ 183 B 001* – arzător sobă Claus

§ 183 B 002 – soba Claus

§ 183 B 101* – arzător incinerator

§ 183 B 102 – incinerator

§ 183 C 101 – coş evacuare gaze arse Ǿint.=1000 mm, H=50 m

*) cu sistem de ignifugare şi detecţie de flacără

Ø schimbătoare de căldură:

§ 183 E 001 – cazan generator de abur

§ 183 E 002 – condensator 1

§ 183 E 003 – condensator 2

§ 183 B 003 – preâncălzitor

§ 183 B 004 – încălzitor (electric) pentru reactorul de hidrogenare

Ø pompe, ejectoare:

§ 183GG001 A/B– pompe pentru condens din gaze acide;

§ 183 GG101 A/B – pompe verticale pentru degazare groapă sulf

(câte una pe fiecare compatiment)

§ 183GG 201 A/B – pompe apă tratată pentru abur

§ 183 GG 002 A/B – suflantă cu aer la soba Claus;

§ 183 GG 102 A/B – suflantă cu aer la incinerator

§ 183 GG 103 – ejector

Ø diverse:

§ 183 F 003/004/005 – închizător hidraulic, 5 m adâncime, cu

jachetă de abur

§ 183X001 – sistem injecţie amoniac;

§ 183X201 – scaner Venger oxigen;


BRAZI


15

§ 183X202 – agent condiţionare apă demi pentru abur

Instalaţia de Tratare gaze reziduale (TGT – Tail Gas Treatment) va fi

dotată cu utilaje noi, special dimensionate pentru acest proces, conform

schemelor de proces anexate H10-F500 nr.007, H10-F501 nr.007, astfel

Ø vase orizontale:

§ 188 F 101 – vas de reflux orizontal;

§ 188 F 102 – vas colectare scurgeri amine montat subteran;

Ø coloane:

§ 188 D 001 – coloană de spălare, Ǿint.=1300 mm, H=13550mm;

§ 188 D 002 – coloană contactor amine, Ǿint.=1050 mm,

H=13050mm;

§ 188D101– coloana regenerare DMEA bogată, Ǿint

1900/750mm, H=22000mm

Ø schimbătoare de căldură:

§ 188 E 001 – răcitor reflux recirculat;

§ 188 E 103 – schimbător de căldură amine sărace/amine

bogate;

§ 188 E 104 – răcitor amine sărace;

§ 188 E 101 – refierbător;

§ 188 E 102 – răcitor cu aer reflux

Ø pompe:

§ 188 GG 001 A/B – pompe condensat;

§ 188 GG 101 A/B – pompe amine bogate;

§ 188 GG 102 A/B – pompe reflux regenerator;

§ 188 GG 103 A/B – pompe amine sărace;

§ 188 GG 104 – pompă amine uzate, scurgeri

Ø diverse:

§ 188 F 001 A/B – filtre condensat;

§ 188 F 103 A/B – filtru amină săracă;

§ 188 x 001 – duze spray apă, 4 m3/h;


BRAZI


16

§ 188 x 002 – sistem injecţie amoniac;

§ 188 x 101 – pachet injecţie antispumant.

Toate instalatiile vor fi amplasate în aceiaşi zonă fără drumuri interioare.

I.6. DESCRIEREA LUCRĂRILOR

Perioada de execuţie a lucrărilor va fi de cca. 12 luni, care se poate prelungi

funcţie de condiţiile concrete şi de condiţiile atmosferice.

Programul de execuţie şi recepţie a lucrărilor va fi prezentat de antreprenorul

lucrării. Acest program este în funcţie de volumul de lucrări prezentat de proiectant

şi de nivelul de dotare şi puterea de mobilizare a antreprenorului.

Proiectarea de detaliu pentru Instalaţiile SWS, SRU şi TGT se realizează pe

baza tehnologiei furnizate de firma Le Gas Integrale Franţa.

Proiectul instalaţiilor SWS, RS şi TGT prevede efectuarea de:

¨ Lucrări de amenajare teritoriu

¨ Lucrări de construcţii beton

¨ Lucrări de montaj şi legături conducte

¨ Lucrări electrice de forţă, iluminat şi legare la pământ

¨ Lucrări de automatizare

¨ Lucrări PSI

¨ Lucrări de apă şi canalizare

Instalaţia DGRS va fi amplasată în aer liber, pe o platformă betonată.

I.6.1. LUCRĂRI DE AMENAJARE TERITORIU

Lucrările de amenajare, nivelare teren, drumuri şi pavaje constau în:

- amenajarea corespunzătoare şi aducerea amplasamentului existent la

cote de nivel compatibile cu cele ale terenului din imediata vecinătate

(drumuri, platforme).

- lucrări de consolidare, terasamente (umpluturi cu pământ, săpături,

compactarea umpluturilor);.

- suprafaţa platformei instalaţiei va fi prevăzută cu pavaje carosabile,

necarosabile şi îmbrăcăminte din beton ciment, realizată cu rosturi

etanşate cu mastic (celochit) rezistent la acţiunea produselor petroliere.


BRAZI


17

I.6.2. LUCRĂRI DE CONSTRUCŢII BETON ŞI METALICE

În cadrul lucrărilor de construcţii se realizează:

- fundaţii pentru echipamente, utilaje statice şi dinamice;

- fundaţii pentru structurile metalice;

- construcţii metalice de acces şi deservire a echipamentelor (podeţe,

scări,);

- estacade pentru conducte tehnologice şi de utilităţi.

- platformă betonată pe care se vor monta utilajele;

- construcţii metalice de acces şi deservire a echipamentelor (podeţe,

scări);

Proiectul prevede construirea unei clădiri de 8,5 m x 11 m, cu pe un singur

nivel, compartimentată, în care vor fi:

- substaţia electrică, în care se află motoarele electrice (MCC), un UPS (cu

bateriile aferente) şi transformatorul.

- camera de comandă (DCS, ESD), care permite controlul local al unităţii.

I.6.3. LUCRĂRI DE MONTAJ ŞI LEGĂTURI CONDUCTE

- montaj utilaje/echipamente;

- legături de conducte pentru realizarea fluxului tehnologic şi asigurarea

cu utilităţi;

- racordarea conductelor de utilităţi la colectoarele rafinăriei;

interconectarea cu reţele existente din rafinărie.

I.6.4. LUCRĂRI DE INSTALAŢII ELECTRICE DE FORŢĂ, ILUMINAT, LEGARE LA

PĂMÂNT

a) - instalaţii electrice de forţă pentru alimentare pompe;

b) - instalaţii de iluminat normal şi de iluminat de siguranţă;

c) - trasee cabluri pentru asigurarea alimentării cu energie electrică

a: elementelor de automatizare, a motoarelor pentru pompe, suflante;

d) - instalaţii de legare la pământ şi protecţie împotriva electricităţii

statice.


BRAZI


18

Consumatorii electrici de forţă se vor alimenta din tablourile de distribuţie

existente în staţia de transformatoare din vecinătatea amplasamentului.

Protecţia la scurcircuit a cablurilor se fva ace cu întreruptoare automate.

Protecţia la suprasarcină a motoarelor electrice se va face cu relee

termice, reglate la curentul nominal al motorului.

Pornirea şi oprirea motoarelor se va face prin comandă cu butoane de

comandă locală în execuţie antiex.

Cablurile electrice, montate aerian, vor fi conductoare din cupru multifilar,

armate cu bandă de oţel şi izolate cu PVC rezistent la hidrocarburi şi cu întârziere

la propagarea flăcării.

Iluminatul exterior al platformei se va realiza cu lămpi fluorescente antiex.

De menţionat că toate echipamentele şi instalaţiile electrice situate în arii

cu pericol de explozie vor fi în construcţie antiexplozivă, corespunzătoare zonei în

care sunt amplasate, în conformitate cu planul de ”Clasificare arii cu pericol de

explozie”.

Protecţia împotriva electrocutărilor se va face prin legarea tablourilor

electrice, motoarelor, stâlpilor metalici de iluminat exterior, precum şi a tuturor

suporţilor aparatelor electrice la centura generală de legare la pământ a

instalaţiei.

Protecţia împotriva electricităţii statice a elementelor metalice care

vehiculează fluide combustibile se face prin legarea la pământ a conductelor,

coloanelor şi vaselor.

I.6.5. LUCRĂRI DE AUTOMATIZARE

e) - Sistem de Control Distribuit pentru conducerea şi urmărirea procesului

tehnologic cu posibilitatea de conectare la DCS al rafinăriei;

f) - Sistem de alarmare şi interblocare destinat blocării funcţionării instalaţiei

în condiţii de avarie şi alertării în caz de operare anormală, pentru

funcţionarea în condiţii de maximă siguranţă a instalaţiei;

g) - Sistem detecţie gaze compus din detectoare de gaze, amplasate în

punctele în care ar fi posibilă apariţia de pericol de aprindere: în zona

sobei Claus, a incineratorului, a vaselor separatoare de picături, vaselor

de alimentare, a reactoarelor


BRAZI


19

Detectoarele de gaz vor fi conectate la o centrală de monitorizare şi

avertizare, montată în camera de comandă. Detectoarele vor fi alimentate din

surse independente, comutarea pe sursa alternativă de curent realizându-se

automat. Sursa proprie de curent are o autonomie de funcţionare de 30 minute.

I.6.7. LUCRĂRI P.S.I- perdele de abur care se vor asigura cu prize de abur în instalaţie, la

depozitul de sulf, pe platformele instalaţiei;

- tunuri fixe de incendiu pentru apă;

- hidranţi de incendiu;

- dotări cu mijloace de primă intervenţie pentru asigurarea instalaţiei

conform normelor în vigoare;

- echipamente de primă intervenţie .

- stingătoare cu spumă chimică;

- stingătoare cu praf;

- stingătoare cu CO2(zăpadă carbonică cu halogen).

I.6.8. LUCRĂRI DE APĂ ŞI CANALIZARE

- legături conducte la utilajele consumatoare de apă recirculată şi apă

tratată;

- legarea utilajelor la canalizarea industrială;

Platforma instalaţiei DGRS va fi prevăzută cu reţea de canalizare

industrială (chimic impură), care va prelua scurgerile tehnologice de la utilaje şi

apele meteorice potenţial poluate cu produse petroliere de pe platforma instalaţiei.

Scurgerile accidentale de produse petroliere şi/sau de incendiu de pe

platforma betonată se colectează prin guri de scurgere şi dirijate printr-o reţea de

canalizare industrială nou proiectată la canalizarea industrială existentă a

rafinăriei.

Canalizarea industrială nou proiectată se va executa din conducte de oţel

montate îngropat cu pantă continuă şi cămine cu închidere hidraulică tip pipă cu

coloana hidrostatică de 0,25 m, pentru a împiedica propagarea focului, în caz

accidental.


BRAZI


20

Conductele de canalizare vor fi protejate anticoroziv cu izolaţie foarte întărită

conform STAS 7335/3-86.

Apa pluvială convenţional curată, de pe suprafeţele platformei unde nu

există posibilitatea contaminării cu produse petroliere va fi colectată prin guri de

scurgere şi dirijată printr-o reţea de canalizare nou proiectată în canalizarea

existentă a rafinăriei.

Canalizarea pluvială se va executa din conducte de oţel montate îngropat cu

pantă continuă şi cămine de vizitare din beton.

Canalizarea nou proiectată va fi racordată la canalizarea industrială

existentă a rafinăriei care dirijează apele impurificate la Instalaţia de Epurare Ape

Reziduale a Rafinăriei

Condensul va fi recuperat integral şi dirijat în reţeaua de condens din

rafinărie.

1.6.9. DURATA ETAPEI DE FUNCŢIONARE

Lucrările de investiţie vor începe în anul 2011. Se preconizează ca

instalaţia să fie pusă în funcţiune la trimestru II 2013.

Durata de funcţionare a obiectivului depinde de politica beneficiarului


BRAZI


21

I.6.10. INFORMAŢII PRIVIND PRODUCŢIA

Instalaţia de stripare ape uzate va avea o capacitate de 65 m3 /an.

Instalaţia de Recuprare sulf va avea o capacitate de 35 t/zi sulf lichid.

Tabelul 1.1.

Informaţii privind producţia şi necesarul resurselor energetice

Produse obţinute (producţia) Resurse folosite în scopul asigurării resurselor energeticeDenumirea Cantitatea

anualăDenumirea Cantitatea anuală Furnizor

PăcurăGaze naturale*) 200 m3/h x 8400h/an =

1 680 000 m3/anGPLCărbuneCocs de furnalGaz de furnalBenzineEnergie electrică 210kwh x 8400 =

1764000 Kwh/an = 6350 GJ

Din reţeaua electricăa rafinăriei

Energie termicăMotorinăBiogaz

1.- Sulf

2.- Apăstripată

35 t/zi == 12250 t/an

65 m3/zi =546000 m3/an

Altele

*) se utilizează numai la pornire pentru intrarea în regim a sobei Claus şi la

oprire pentru arderea urmelor de hidrogen sulfurat de pe circuit, înainte de purjarea

cu abur şi deschiderea instalaţiei, precum şi în operarea normală pentru asigurarea

temperaturii optime de ardere în soba Claus şi la arzătorul incineratorului.


BRAZI


22

Tabelul 1.2

Informaţii despre materiile prime şi despre substanţele sau preparatele chimice

Clasificarea şi etichetarea substanţelor sau apreparatelor chimice

Denumirea materiei prime şi aproduselor obţinut

Cantitateaanualăvehiculată Categorie

periculoase/nepericuloase (P/N)

PericulozitateFraze de risc/ fraze desecuritate

Materii prime:- apa acidă din instalaţiileexistente

65t/h * 8400 =546000 t/an

- gaze acide de la instalaţiileexistente de desulfurare gaze

1843,8 kg/h =≈ 15 500t/an

- gaze acide de la instalaţia deStripare ape uzate

894 kg/h =7509,6 t/an

indexP

Carc. Cat.1, R45Muta:Cat.2, R46

R:45-46S: 53-45

TOTAL INTRĂRI 569009,6 t/an

Produse obţinute:- apă stripată 65 * 8400 =

546000 t/an- sulf 35t/zi * 350 zile

12250 t/anN Xi R 36/37/38

- gaze reziduale 70784 t/an

CARACTERISTICILE MATERIILOR PRIME ŞI PRODUSELOR FINITE:

INSTALAŢIA DE STRIPARE APE UZATE – SWS

Apă acidă (materie primă SWS):

- greutate moleculară ...................18,10

- densitate ....................................1013,72 kg/m3

- compoziţie:

componenţi kmol/hH2O 3560.920H2S 15.257NH3 14.694Fenol 0.829HCN 0.024

3592 kmol/hTotal65000 kg/h

Apa stripată (produs finit SWS):

- greutate moleculară ...................18,03


BRAZI


23

- densitate ....................................1006.51 kg/m3

- compoziţie:

componenţi kmol/hH2O 3553.9201H2S 0.01NH3 0.046Fenol 0.829HCN 0.0

3555 kmol/hTotal64100 kg/h

INSTALATIA SR+TGT

Intrări:

1.- Gaze acide de la instalaţiile de tratare cu amine existente 185A şi 185B

(la 183F001):

- greutate moleculară .....................36,58

- compoziţie:

componenţi Kmol/h % volC1 0.580 1.15CO2 16.380 32.50C2 0.302 0.60H2S 30.240 60.00H2O 2.243 4.45C3 0.378 0.75nC4 0.227 0.45nC5 0.050 0.10NH3 - -

50.4 kmol/h 100.00Total1843.8 kg/h

2.- Gaze acide de la instalaţia de Stripare ape acide

- greutate moleculară .....................24.32

- compoziţie:

componenţi Kmol/h % volCO2 -H2S 15.238 41.46H2O 6.865 18.68NH3 14.633 39.80C3 -C6+ 0.024 0.06

36.76 kmol/h 100.00Total894 kg/h


BRAZI


24

3.- Aer de combustie

- greutate moleculară .....................28.64

- compoziţie:

componenţi Kmol/h % volH2 - -Ar 1,606 0,9O2 36,023 20,2N2 134,291 75,6CO - -CO2 0,057 0,3H2S - -H2O 5,319 3,0C3 - -C6+ - -

177,3 kmol/h 100,0Total5077 kg/h

4.- Gaze naturale (la incinerator flux 12)


- compoziţie:

Componenţi Kmol/h % volC1 6,454 95,0CO -CO2 -C2 0,272 4,0H2S -C3 0,068 1,0nC4 - -nC5 - -C6+ - -

6,8 kmol/h 100,0Total114,7 kg/h

5. – Efluent la coşul incineratorului

Componenţi , Gaze deincinerator*)

Aer răcire şidiluţie

Efluent la coş,Kmol/h

Efluent la coş,% vol

Ar 2,852 4,113 6,964 0,89O2 9,822 92,230 102,052 13,06N2 245,894 343,826 589,720 75,47CO2 27,300 0,145 27,445 3,51SO2 0,038 - 0,038 0,005H2O 41,566 13,618 55,184 7,062


BRAZI


25

327,5 kmol/h 453,9 kmol/h 781,4 kmol/hTOTAL9269,9 kg/h 13000 kg/h 22269,9 kg/h

100,00

*) gazele arse se răcesc de la 7500C (la ieşirea din 183-B-102) la 3500C la

vârful coşului

Aşa cum s-a menţionat, instalaţia de Tratare Gaze Reziduale (TGT) este o

instalaţie integrată în Instalaţia de Recuperare Sulf şi nu există o limită a bateriei

care să separe cele două instalaţii.

Toţi compuşii din gazul rezidual de la Recuperare Sulf sunt transformaţi în

H2S, care este reciclat în Instalaţia de Recuperare Sulf.

Produsul final obţinut din instalaţia RS-TGT este sulful.

Sulf, conform specificaţiei tehnice elaborată de către beneficiar, cod document

ST-37/2006COD STAS 9098/1-80

Caracteristici Condiţii limită admisibileAspect plăci de formă neregulatăSulf, % min.99,8Culoare galben strălucitorPunct de topire, 0C 116 ÷ 119Umiditate, % max.0,025Conţinut de cenuşă, % max.0,09Substanţe organice, % max.0,085Fier, % max.0,0005Aciditate lipsăArsen lipsăMangan lipsăCupru Lipsă

Gazele evacuate din incinerator (flux 46) sunt diluate şi răcite cu aer de la

7500C la 200C şi evacute la coş (fluxul 48) gaze arse cu Ǿint.=1000 mm, H=50 m .


- compoziţia gazelor reziduale evacuate din instalaţia TGT este:

Compoziţie Kmol % mol M Kg/h %-grH2 - - - - -Ar 6,964 0,90 40 278,56 1,25O2 102,052 13,06 32 3265,66 14,66N2 589,720 75,47 28 16512,16 74,20CO - - - - -CO2 27,445 3,51 44 1207,58 5,42H2S - - - - -COS - - - - -SO2 0,038 0,005 64 2,43 0,01H2O 55,184 7,06 18 993,31 4,46


BRAZI


26

S vap ca Sx - - -Total 781,403 100,00 22269,9 100,00

1.6.11. INFORMAŢII DESPRE POLUANŢII FIZICI ŞI BIOLOGICI.Activitatea care se va desfăşura pe amplasamentul propus nu va genera

radiaţii electromagnetice, radiaţii ionizante şi nici poluare biologică.

În etapa de organizare de şantier şi în perioada de construcţie şi

montaj a obiectivului propus, principalele surse de zgomot specifice vor fi

constituite de:

· funcţionarea utilajelor necesare executării lucrărilor de construcţie;

· traficul de incintă al vehiculelor pentru transportul materialelor şi a

deşeurilor rezultate;

· manevrarea materialelor pe platforma liberă.

Lucrările de organizare de şantier şi de construcţie se vor desfăşura pe

intervale de timp zilnice de 8 – 10 ore, în perioada de zi. Dat fiind că lucrările se

vor desfăşura în incinta platformei rafinăriei şi vor consta în principal din lucrări de

construcţii – montaj se apreciază că aportul acestora la nivelurile de zgomot

existente în zonă va fi redus şi nu va afecta receptorii sensibili din vecinătatea

platformei, reprezentată în principal de locuinţe.

Pentru reducerea nivelurilor de zgomot, executantul lucrărilor va lua o serie

de măsuri tehnice şi operaţionale şi anume:

· adaptarea graficului zilnic de desfăşurare a lucrărilor la necesităţile de

protejare a receptorilor sensibili din vecinătate;

· folosirea de utilaje cu capacităţi de producţie adaptate la volumele de

lucrări reduse necesar a fi realizate, astfel încât acestea să aibă asociate niveluri

moderate de zgomot;

· diminuarea la minimum a înălţimilor de descărcare a materialelor;

· oprirea motoarelor vehiculelor în timpul efectuării operaţiilor de

descărcare a materialelor.

Având în vedere durata limitată de funcţionare a echipamentelor în etapa

de organizare de şantier, amplasarea instalaţiei în incinta platformei rafinăriei,

măsurile pentru reducerea zgomotului şi atenuarea nivelurilor de zgomot ca urmare


BRAZI


27

a obstacolelor (clădirile şi instalaţiile rafinăriei) existente între zona de construcţie

şi receptorii sensibili (populaţia din vecinătate), se apreciază că impactul

zgomotului asupra receptorilor va fi redus.

Motoarele utilajelor angrenate în activitatea de construire constituie surse

provizorii de zgomot şi vibraţii de scurtă durată, care nu depăşesc nivelul de

zgomot prevăzut prin legislaţia în vigoare măsurat în zona rezidenţială.

În perioada de funcţionare sursele de zgomot (în număr de 26),

echipamentele dinamice prevăzute prin proiect: pompe, suflante, ventilatoare de

aer, ejectoare, asigură un nivel de protecţie acustică care nu va depăşi limita de 87

dB (A), în conformitate cu H.G. 493/2006, cu modificările şi completările ulterioare,

privind cerinţele minime de securitate şi sănătate referitoare la expunerea

lucrătorilor la riscurile generate de zgomot.

Informaţii despre poluanţii fizici şi biologici care afectează mediul, generaţi

de activitatea propusă

Tabelul 3.1

Tipulpoluării Sursa de poluare

Nr. s

urse

de po

luare

Polua

re m

axim

ă per

misă

(limita

max

imă a

dmisi

bilă

pentr

u om

şi me

diu)

Polua

re de

fond

1 2 3 4 5


BRAZI


28

Zgomot

Instalaţia SWS§ 181GG001 A/B – pompe de reflux centrifugale, activă şi de

rezervă§ 181GG002 A/B – pompe fund coloană, activă şi de rezervă

Instalaţia SR§ 183GG001 A/B– pompe pentru condens din gaze acide;§ 183 GG101 A/B – pompe verticale pentru degazare groapă sulf

(câte una pe fiecare compatiment)§ 183GG 201 A/B – pompe apă tratată pentru abur§ 183 GG 002 A/B – suflantă cu aer la soba Claus;§ 183 GG 102 A/B – suflantă cu aer la incinerator§ 183 GG 103 – ejector

Instalaţia TGT§188 GG 001 A/B – pompe condensat;§188 GG 101 A/B – pompe amine bogate;§188 GG 102 A/B – pompe reflux regenerator;§188 GG 103 A/B – pompe amine sărace;§188 GG 104 – pompă amine uzate, scurgeri

26 s

urse

87 dB

(A),

curb

a de z

gomo

t Cz 6

0 – S

TAS

1000

9/198

8

Tabel 3.1(continuare)

Poluare calculată produsă de activitate şi măsuri de eliminare / reducerePe zone rezidenţiale, de recreere saualte zone protejate cu luarea înconsiderare a poluării de fondPe zona obiectivului

Pe zonele deprotecţie /restricţieaferenteobiectivului,conformlegislaţiei învigoare

Fără măsuri deeliminare/reducerea poluării

Cu implementareamăsurilor seeliminare/reducerea poluării

Măsuri deeliminare /reducere apoluării

6 7 8 9 10

Zgomotul nu va depăşivaloarea limită de expunerela zgomot L(EX, 8h ) de87dB(A) , conform art.5 dinHG 493/2006 privind cerinţeleminime de securitate şisănătate referitoare laexpunerea lucrătorilor lariscurile generate de zgomot

Instalaţiile SWS, RS şi TGT suntamplasatr pe teritoriul unei rafinăriiexistente, amplasată la distanţă dezonele rezidenţiale, de recreere

S-au ales utilajesilenţioase, cunivel de zgomotscăzut


BRAZI


29

I.7. LOCALIZAREA GEOGRAFICĂ ŞI ADMINISTRATIVĂ A AMPLASAMENTELOR PENTRU

ALTERNATIVELE LA PROIECT

Din punct de vedere geografic amplasamentul este situat în nordul Câmpiei

Române, în partea de sud-est a ţării, în judeţul Prahova, pe depozitele conului de

dejecţie al Prahovei. Acesta reprezintă de fapt Câmpia Ploieştilor, formată din

depozite aluvi-pluviatile, provenite din formaţiunile carpatice şi pericarpatice.

Câmpia Ploieştilor este o câmpie piemontană, cu suprafaţa plană şi stabilă,

care mai păstrează urmele divagării râului Prahova.

Judeţul Prahova este străbătut în lung de meridianul de 260 longitudine

estică, care merge aproximativ în lungul Teleajenului şi trece prin Ploieşti şi

Măneciu Ungureni, precum şi de paralela 450 latitudine nordică, care intersectează

localităţile Filipeştii de Pădure şi Mizil. Întretăierea celor două linii geografice are

loc pe raza localităţii Blejoi.

Amplasamentul instalaţiei este situat pe teren plan, fără risc de alunecări de

teren sau eroziuni, pe terasa dezvoltată pe malul stâng al râului Prahova

Se menţionează prezenţa unui relief antropizat, plan , orizontal.

Din punct de vedere administrativ, obiectivul aparţine SC PETROM SA

Membru OMV Group Bucureşti, sucursala Petrobrazi.

I.8. INFORMAŢII DESPRE DOCUMENTELE / REGLEMENTĂRILE EXISTENTE PRIVIND

PLANIFICAREA / AMENAJAREA TERITORIALĂ ÎN ZONA AMPLASAMENTULUI PROIECTULUI

Amplasarea instalaţiilor se va face conform planului de situaţie anexat

documentaţiei, care a ţinut cont de reglementările PUG, aprobat prin Hotărârea

Consiliului Local nr.8/08.02.2000 şi Certificatul de urbanism nr. 16/10.02.2011 emis

de Primăria comunei Brazi

Terenul nu este supus restricţiilor, fiind amplasat în afara zonelor protejate

sau de interes public. Destinaţia terenului stabilită prin PUG este zonă unităţi

industriale.

Categoria de folosinţă actuală este curţi – construcţii.


BRAZI


30

I.9. INFORMAŢII DESPRE MODALITĂŢILE PROPUSE PENTRU CONECTAREA LA

INFRASTRUCTURA EXISTENTĂ

Utilităţile necesare (apa potabilă, apă demineralizată, energie electrică,

gaze naturale) funcţionării instalaţiilor Stripare ape uzate, Recuperare Sulf şi

Tratare gaze reziduale vor fi asigurate din disponibilul rafinăriei pe baza

contractelor existente între societate şi furnizorii de servicii.

Alimentarea cu energie electrică

Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor de pe platformă va fi

asigurată pe baza Contractului de furnizare existent în rafinărie.

Asigurarea alimentării cu energie electrică a consumatorilor de pe

platforma instalaţiei se va face din tabloul existent amplasat în substaţia electrică.

Cablurile folosite pentru realizarea sistemului electric sunt cu conductoare

din cupru, armate, rezistente la hidrocarburi şi cu întârziere la propagarea flăcării.

Instalaţia electrică de iluminat normal se va realiza cu corpuri de iluminat

fluorescente, 2x36W, iar cea de iluminat de siguranţă cu corpuri de iluminat

fluorescente 2x18W, cu baterie inclusă.

Toate echipamentele dinamice (pompe, răcitoare cu aer, compresoare) se

vor comanda local de lângă utilaj. De asemenea va exista posibilitatea opririi

utilajulelor de la distanţă (din ESD instalat în camera de comandă). Starea de

funcţionare/oprire din cauza unor defecţiuni a echipamentului va fi semnalată în

DCS.

Toate echipamentele electrice care pot primi un potenţial periculos vor fi

conectate la conductorul principal de legare la pământ al instalaţiei, realizat din

platbandă din oţel zincată de 40x4 mm, interconectat cu centura de legare la

pământ a Rafinăriei.

Alimentarea cu apă

Asigurarea cu apă potabilă a societăţii se asigură prin două racorduri, unul

cu Dn=250 din firul I Movila Vulpii – SGA Prahova şi unul cu Dn=50mm de la sursa

Tinosu (pentru alimentarea de rezervă)– SGA Prahova; apa este stocată într-un

rezervor de 300 m3 şi distribuită pe platformă prin pompare.


BRAZI


31

Sursele de apă tehnologică pentru întreaga platformă industrială sunt:

- sursa Tătărani-Teleajen, constituită din 35 puţuri forate, cu Ø=12 ¾” şi

adâncimea de 21,6 ÷ 31 m, amplasate în partea de SE a municipiului

Ploieşti;

- sursa Negoieşti-Târgşor, constituită din 22 puţuri forate, cu Ø=12 ¾” şi

adâncimea de 14 ÷ 20 m, amplasate în zona dintre Râul Prahova şi

canalul Leaotul;

- 4 puţuri forate în incinta rafinăriei;

- SGA Prahova Movila Vulpii prin două conducte F1 şi F2, una de joasă

presiune cu Dn=550 mm şi cealaltă de înaltă presiune cu două racorduri

Dn=800 şi Dn=600mm.

Alimentarea cu apă a instalaţiei DGRS se face în scop:

- apa de incendiu

- tehnologic: apa de răcire la coloana de răcire gaze 188D001 (Gazul

hidrogenat fierbinte care părăseşte reactorul de hidrogenare 183D003 este trimis

la coloana de răcire gaze, unde este răcit prin contact direct cu apa);

Necesarul de apă de răcire este de 310 m3/h.

Calitatea apei de răcire:

- pH = 7 ÷9

- Duritate totală: max. 1500 ppm CaCO

- Cloruri: <500 ppm

- Sulfaţi: <600 ppm

- Subs.organice (KmnO4): max.50 ppm

- Suspensii solide: max.50

- Factor de concentraţie: 1,5 ÷ 4

Necesarul de apă pentru instalaţia DGRS va fi asigurată prin racorduri la

reţelele de apă existente ale rafinăriei.

Sursa de apă potabilă pentru noua instalaţie o constituie reţeaua de apă

potabilă existentă. Funcţionarea instalaţiei va fi asigurată de 10 persoane,

organizate pe cinci schimburi, care vor avea la dispoziţie clădirea nouă care va

adăposti substaţia electrică şi clădirea de comandă.


BRAZI


32

Apa demineralizată se va asigura din reţeaua rafinăriei.

Apa demi se foloseşte pentru răcirea gazelor de proces fierbinţi în cazanul

recuperator 183 E001, cu obţinere de abur de înaltă presiune, 24 barg, (flux 23) şi

în condensatoarele de sulf 183 E002 si 183 E003, cu obţinere de abur de joasă

presiune (flux 25) ce intră în reţeaua de abur a rafinăriei.

Aburul de înaltă presiune este dirijat la preîncălzitorul 183E004 şi la

ejectorul 183GG103, iar excesul este trimis în reţeua de abur de medie presiune

(după reducerea presiunii şi răcirea aburului) pentru producere de abur uşor

supraîncălzit.

Toate fluxurile lichide, de ex. condesul de joasă presiune, apa

demineralizată vor intra în vasul de degazare 183F201 unde apa este degazată cu

abur de joasă presiune.

Apa tratată pentru generare de abur are în compoziţie în principal condens

de joasă presiune care este deja degazat.

La pornirea instalaţiei de Recuperare Sulf atunci când instalaţia de

Stripare este oprită, se foloseşte în principal apă demineralizată.

Procesul de degazare are loc la presiune scazută (<0,5 barg), iar

condensul este trimis la producatorii de abur prin intermediul pompelor de condens

183GG201 A/B.

Gazele necondensabile sunt îndepărtate cu ajutorul aburului de joasă

presiune şi evacuate pe la vârful vasului de degazare prin coloniţa de stripare.

Pentru tratarea apei degazate se prevede un sistem de injecţie chimicale

pentru îndepartarea oxigenului şi aditivare cu fosfati.

Necesarul de apă demi: Q=8000 kg/h; la t=65ºC; p=7 barg

Circuitele de apă demineralizată şi de abur sunt circuite separate, închise,

etanşe şi nu va exista posibilitatea impurificării lor cu produse petroliere.

Apa PSI – se va asigura din sistemul de apă recirculată al rafinăriei.

Rezerva intangibilă de apă PSI este de 17500 mc.

Abur

În desfăşurarea procesului de producţie în instalaţiile menţionate produc

următoarele categorii de abur: abur de înaltă presiune, abur de medie presiune şi



BRAZI


33

Răcirea cu apă tratată a gazelor de proces obţinute din soba Claus se face

în două trepte şi anume:

- răcirea gazelor de proces din soba Claus în cazanul recuperator

183E001cu generarea de abur de înaltă presiune, 24 barg;

- răcirea gazelor de proces obţinute în reactoarele 183D001 şi 183D0022,

în condensatoarele 183E002 ŞI 183E003 cu generarea de abur de joasă

presiune

Parametrii aburului obţinut şi ai condensului de joasă presiune:

§ Abur de medie presiune: t=290ºC; p=15,6 barg

§ Abur de joasă presiune: Q=27600 kg/h; t=210ºC; p=4,6 barg

§ Condens de joasă presiune: t=150ºC; p=5 barg

Aer instrumental

Asigurarea aerului instrumental se face din reţeaua existentă a rafinăriei.

Utilizarea aerului tehnic şi instrumental în instalaţie este intermitentă.

Acesta nu trebuie să nu prezinte urme de ulei sau apă.

Necesarul de aer instrumental şi aer tehnic: Q=100 N m3/h; t=50ºC; p=10

barg

Azotul este necesar pentru purjarea echipamentelor AMC, pentru

inertizare la pornirea şi oprirea sobei Claus şi probe de presiune.

Azotul de puritate 99,9% va fi asigurat din existent.

Necesarul de azot: Q=100 N m3/h; t=50ºC; p=6 barg

Alimentarea cu gaze naturale

Alimentarea cu gaze a platformei Petrobrazi se face pe baza „Contractului

de furnizare a gazelor naturale pentru consumatorii rezidenţiali

nr.9011/23.02.2005, încheiat cu SC Distribuţie Gaze Naturale şi SC PETROBRAZI”

Alimentarea instalaţiei se face din reţeaua existenţă a rafinăriei numai la

pornirea şi oprirea instalaţiei, în operarea normală pentru asigurarea temperaturii

optime de ardere în soba Claus, precum şi la incineratorul de gaze reziduale (flux

12) de la TGT.

Se estimează un consum de: Q=120 m3/h (perioada de vârf = 200 m3/h)

gaze naturale cu 95% C1, 4% C2 şi 1%C3.


BRAZI


34

Prezentăm în continuare utilităţile necesare pentru desfăşurarea procesului

tehnologic:

· Abur de medie presiune: t=290ºC; p=15,6 barg

· Abur de joasă presiune: Q=27600 kg/h; t=210ºC; p=4,6 barg

· Condens de joasă presiune: t=150ºC; p=5 barg

· Apa de răcire: tur - Q=310 m3/h; t=50ºC; p=6 barg;

retur - t=50ºC; p=6 barg

· Apă demi: Q=8000 kg/h; t=65ºC; p=7 barg

· Aer instrumental şi Aer tehnic: Q=100 N m3/h; t=50ºC; p=10 barg

· Energie electrică: 210 kW/h ..................................

· Azot: Q=100 N m3/h; t=50ºC; p=6 barg

· Hidrogen: Q=15 kg/h; t=120ºC; p=15,2 barg

· Gaze naturale: Q=120 m3/h; t=50ºC; p=6 barg

Necesarul de utilităţi pentru asigurarea funcţionării instalaţiei un timp de

funcţionare de 8400 ore/an vor fi completate după primirea datelor de la proiectant:

Nr.crt. Denumirea Consum orar Consum anual1 Energie electrică 210 KWh/h 1764000 Kwh/an =

6350 GJ/an.2 Apă potabilă 0,18 m3/h 1 440 m3/an3 Apă recirculată 310 m3/h 2 604 000 m3/an5 Apă tratată 8000 kg/h 67 200 m3/an6 Hidrogen 15 kg/h 126 t/an7 Abur de joasă presiune 27600 kg/h 231 840 t/an8 Gaze naturale 200 m3/h 1 680 000 t/an9 Aer instrumental+ tehnic 100 Nm3/h 840 000 Nm3/an10 Azot 1000 Nm3/h 8400000 Nm3/an

Salubritate – evacuarea deşeurilor menajere şi industriale se face în baza

Contractului existent între un agent economic de specialitate şi SC Petrobrazi SA.

pentru colectarea selectivă a deşeurilor rezultate atât în timpul execuţiei

obiectivului, cât şi după punerea în funcţiune, în timpul exploatării sale – în

vederea valorificării sau reciclări celor refolosibile şi a evacuării la rampa de gunoi

a celor nerecuperabile – vor fi instalate recipiente adecvate.

Executantul lucrărilor de investiţii are obligaţia de asigura salubrizarea

zonei aferente obiectivului pe toată perioada realizării lui.


BRAZI


35

Constructorul şi beneficiarul vor lua măsuri astfel încât reziduurile,

deşeurile şi apele uzate de nici un fel să nu fie evacuate pe sol sau subsol.

Canalizare.

Apele uzate, care se vor dezvolta pe teritoriul instalaţiei, vor fi colectate pe

categorii de ape uzate industriale şi pluviale.

Platforma instalaţiei SWS-RS-TGT va fi deservită de o reţea nouă de

canalizare industrială ce se va racorda la reţeaua de canalizare existentă în

rafinărie şi care va prelua scurgerile, apele de incendiu şi meteorice impurificate.

Reţeaua de canalizare proiectată va cuprinde pâlnii de scurgere, guri de

scurgere pentru apele meteorice, cămine cu închidere hidraulică şi conducte de

oţel montate subteran.

Apa din fluxurile de gaze de alimentare a instalaţiei RS, obţinută în

separatoarele de picături, este pompată direct la Instalaţia de Stripare ape uzate.

Traseele de canalizare se vor executa din ţevi noi de oţel montate subteran

şi protejate anticorosiv la exterior cu izolaţie foarte întărită conform STAS 7335/3-

86.

Apele pluviale de pe platforma instalaţieinu vor fi contaminate, vor fi

colectate şi evacuate la canalizarea existentă a rafinăriei

Scurgerile de la echipamentele tehnologice şi aparatura AMC, precum şi

purjele vor fi colectate într-un vas subteran de scurgeri. Lichidul este reintrodus la

limita instalatiei în linia de evacuare spre rezervorul existent de ape uzate, folosind

presurizare cu azot.

Instalaţii de telefonie

Comunicaţiile cu exteriorul vor fi asigurate prin reţeaua de telefonie

existentă şi prin telefoane mobile.

Accesul pe platforma instalaţiei va fi asigurat de pe drumurile adiacente

din incinta rafinăriei, care au lăţimi corespunzătoare circulaţiei din ambele sensuri.

Drumul de acces spre instalaţia DGRS are o lăţime standard de 5 metri.

Inălţimea maximă admisibilă a vehiculelor este limitată la 4,5 metri.


BRAZI


36

2. PROCESE TEHNOLOGICE

2.1TEHNOLOGIA UTIILIZATĂ

Procesul tehnologic al instalaţiei de desulfurare a gazelor se bazează pe

îndepărtarea compuşilor cu sulf din gazul rezidual provenit de la instalaţia Claus,

prin absorbţie într-o amină selectivă.

Compuşii cu sulf din gazele reziduale de la instalaţia Claus sunt reduşi sau

hidrolizaţi la H2S pe un catalizator specific după încălzirea şi introducerea de gaze

reducatoare.

Gazul rezidual este răcit şi apa este eliminată înainte ca H2S să fie

îndepărtat prin contact cu o soluţie de metil-dietanol-amină (MDEA) într-un

absorber.

După îndepărtarea celei mai mari părţi de H2S, gazul rezidual trece într-un

incinerator termic unde urmele de compuşi cu sulf conţinute în gazul rezidual sunt

transformate în SO2, înainte de a fi evacuaţi în atmosferă.

Soluţia de amină îmbogaţită din absorber este regenerată pentru

îndepărtarea H2S şi după răcire este reintrodusă în absorber. H2S desorbit este

recirculat în instalaţia Claus.

Sulful rezultat din proces este trimis la depozitul de sulf existent.

2.2 DESCRIEREA FLUXULUI TEHNOLOGIC

Instalaţia de Stripare ape acide va prelucra un debit de 65 mc/h apă uzată.

Noua Instalaţie de Recuperare Sulf va produce până la 35t/zi sulf lichid.

Soba Claus va prelucra două fluxuri de materii prime:

§ un flux de gaze acide de la instalaţia de Stripare Ape acide

§ un flux de gaze acide de la instalaţiile existente de Desulfurare Gaze.

Sulful lichid obţinut va fi directionat la o cuvă de degazare înainte de a fi

trimis la dispozitivele de solidificare sau la cuva existentă de sulf.

Gazele reziduale de la instalaţia de Recuperare Sulf constituie alimentarea

instalaţiei de Tratare Gaze Reziduale (absorbţie cu amine) şi apoi vor fi dirijate la


BRAZI


37

noul incinerator şi evacuate în atmosferă printr-un coş de evacuare gaze arse.

Conţinutul de SO2 în efluentul evacuat în atmosfera va fi de 500mg

SO2/Nm3gaze uscate @3%O2.

Descrierea procesului tehnologic va fi prezentată în conformitate cu

schemele de proces tehnologic (process flow diagram) anexate, precum şi cu Lista

de utilaje din fiecare instalaţie, prezentată la p.1.5.4:

1. Stripare ape uzate – SWS Unit, H10-F500 nr.003;

2. Recuperare sulf – SR Unit, H10-F500 nr.004, H10-F501nr.006 şi H10-

F502nr.008

3. Tratare gaze reziduale – TGT Unit, H10-F500 nr.007, H10-F501 nr.007

2.2.1. INSTALAŢIA DE STRIPARE APE UZATE

Instalaţia de stripare ape uzate are ca scop prelucrarea apelor

impurificate cu H2S şi cu NH3, urme de hidrocarburi, fenoli de la instalaţiile: din

rafinarie

Instalaţia Stripare Ape Uzate va fi alimentată cu apă uzată din

rezervoarele existente în rafinărie prin intermediul pompelor existente. Capacitatea

de stocare este suficentă pentru a asigura o alimentare omogenă, precum şi

separarea hidrocarburilor.

Rezervoarele de stocare apă uzată vor fi prevăzute cu dispozitive de

recuperare a hidrocarburilor separate. Controlul debitului de la rezervor se va

realiza prin intermediul robinetului regulator 181FV1001.

Apa acidă va fi preîncălzită în schimbătorul de caldură în plăci 181E0003

pe seama răcirii apei stripate, înainte de a intra în Coloana de Stripare 181D0001.

Temperatura apei la intrarea în coloană va fi controlată de robinetul

regulator 181TV1003, care permite debitului de apă uzată rece să treacă prin by-

passul schimbătorului 181E0003.

Hidrogenul sulfurat, cianurile şi amoniacul vor fi îndepărtate din apa acidă

în coloana de stripare 181D0001.

Căldura necesară procesului de stripare va fi furnizată de aburul de joasă


BRAZI


38

presiune din refierbătorul 181E0001, refierbător termosifon amplasat la baza

coloanei de stripare 181D0001.

Debitul de abur de joasă presiune ce alimentează refierbatorul 181E0001

este controlat şi reglat de robinetul 181FV1002 funcţie de debitul de apă vehiculat.

Gazele necondensabile de la vârful coloanei de stripare 181D0001 vor fi

condensaţi în condensatorul de vârf (răcitor cu aer) 181E001.

Fluxul va fi apoi direcţionat la vasul de reflux 181F001 unde are loc

separarea condensului din gazele acide.

Gazele acide din vasul de reflux 181F001 vor fi dirijate la instalaţia

Recuperare Sulf pentru conversia catalitică a hidrogenului sulfurat la sulf, iar

condensul va fi reintrodus în coloana de stripare 181D0001 prin intermediul

pompei de reflux 181G0001 A/B.

Nivelul de lichid din vasul de reflux 181F0001 va fi menţinut prin robinetul

regulator 181LV1009.

După răcire, apa stripată de la baza coloanei de stripare va fi pompată cu

pompele 181G002 A/B la instalaţia de tratare apă fenolică (OSBL), prin intermediul

pompelor 181G002 A/B. Răcirea apei tratate se va realiza prin schimb de căldură

cu apa uzată (materia primă) în schimbătorul de căldură 181E003 (apă uzată /apă

stripată) şi în răcitorul de apă tratată 181E004.

Temperatura apei tratate va fi menţinută prin robinetul regulator

181TV1003, care permite apei tratate calde să by-passeze schimbătorul 181E004.

Răcirea apei tratate în răcitorul 181E004 se va face cu apă recirculată.

Refierbătorul 181E001 va fi alimentat cu abur de joasă presiune.

Condensul format este recuperat în vasul de condens 181F003, vas

presurizat cu abur de joasă presiune din reţea (OSBL).

Nivelul de condens din vasul 181F003 va fi controlat de robinetul regulator

181LV1005. O parte din acest condens va fi folosit la vasul de degazare 183F0201

ca apă tratată pentru generare de abur.

Scurgerile de la echipamentele tehnologice şi aparatura AMC, precum şi

purjele vor fi colectate într-un vas subteran 181F002 de scurgeri. Lichidul este


BRAZI


39

reintrodus la limita instalatiei în linia de evacuare spre rezervorul existent de ape

uzate, folosind presurizare cu azot.

2.2.2. INSTALAŢIA DE RECUPERARE SULF

Instalaţia de recuperare sulf, se realizează în scopul recuperării sulfului din

fluxurile de H2S rezultat din procesul de desulfurare a gazelor din instalaţiile

existente din rafinarie.

Gazele acide de la instalaţia Desulfurare Gaze sunt alimentate de la limita

bateriei în vasul separator de picături 183F001, unde are loc separarea lichidelor şi

hidrocarburilor antrenate şi care vor fi returnate cu pompele 183G0001A/B la

instalaţia existentă de Desulfurare Gaze.

Nivelul de lichid în vasul separator de picături va fi controlat de pompele

ON/OFF 183G001A.

Presiunea pe vasul separator de picături 183F0001 va fi controlată cu

ajutorul robinteului regulator 183PV2015. Debitul de gaze ce părăseste vasul

separator de picături 183F0001 va fi măsurat şi, funcţie de acesta se calculează

debitul de aer necesar combustiei.

Aerul de combustie va fi furnizat de sulfanta 183 GG002A/B prin sistemul

de reglare la Soba Claus 183B001.

Pentru a asigura distrugerea amoniaculului prezent în gazele reziduale de

la instalaţia de Stripare Ape Uzate, prima din cele două secţiuni ale Sobei Claus va

lucra la temperaturi ridicate. Temperatura ridicată necesară se va realiza prin

splitarea fluxului de gaze acide provenite de la instalaţia Desulfurare Gaze, astfel

încât o parte va fi trimisă la arzător, iar cealaltă parte în secţia a doua a Sobei

Claus.

Gazele acide provenite de la Instalaţia de Stripare Ape Uzate şi o parte din

gazele de la instalaţia de Desulfurare Gaze vor fi amestecate şi dirijate spre

arzatorul sobei Claus 183B0001 printr-o linie încălzită pentru a preveni

condensarea picăturilor de lichid antrenate. Gazul acid rămas va fi dirijat în

secţiunea a doua a sobei Claus 183B002.


BRAZI


40

Debitul total de aer pentru soba Claus va fi controlat pentru a obţine

raportul optim de ardere între H2S:SO2 de 2:1, pentru procesul care se desfăsoară

în aval în reactorul 183D002. Acest control va fi realizat prin raportarea la debitul

de gaze acide şi feedbackul obţinut de la analizorul montat după ultimul reactor.

Reacţia totală de formare a sulfului este:

2 H2S+O2 = 2S+H2O

Reacţiile din soba Claus sunt reacţii complexe, şi includ disocierea H2S

pentru cu formare de sulf şi hidrogen.

Sulful se formează prin reacţia:

2 H2S+ SO2 = 3S + 2 H2O

În soba Claus 183D002 se realizează de asemenea distrugerea

amoniacului din gazele reziduale obţinute la instalaţia de Stripare Ape uzate.

Temperatura ridicată necesară în prima secţie a sobei Claus va fi asigurată prin by-

passarea gazului acid în a doua secţie a sobei. Limita de by-pass va fi setată

astfel, încât să se evite riscul ca reacţiile desfăşurate în sobă să fie aproape

stoichiometrice sau să aibă loc reacţii de oxidare, care să ducă la formarea de

trioxid de sulf si oxizi de azot.

Compuşii tip sulfura de carbon (COS şi CS2) se formează în soba Claus şi

în timpul răcirii gazelor de proces în tuburile cazanului recuperator.

Căldura din gazele de proces va fi recuperată prin răcirea acestora în

tuburile cazanului recuperator 183E001; o parte din sulful format condensează şi

va fi evacuat de aici la cuva de degazare 183F101 prin intermediul unui închizător

hidraulic 183F003. Sulful condensat este mai rece decât gazele de proces, iar

condensarea are loc mai mult la suprafaţa tubului care este aproximativ egală cu

temperatura aburului.

Cazanul recuperator 183E001 încorporează fascicolul tubular prin care

trec gazele de proces fierbinţi, ce constituie gazul acid pentru sistemul de

reîncălzire. Debitul de gaz fierbine este controlat prin intermediul robinetului

regulator 183TV 2010 pentru a obţine temperatura corectă pentru intrarea în primul

reactor catalitic 183D001

Cazanul Recuperator 183E001 generează abur la 24 bar, pe care-l


BRAZI


41

furnizează la preîncălzitorul 183E004 şi la ejectorul 183GG103. Excesul de abur va

fi exportat în reţeaua de abur de medie presiune după trecerea printr-un robinet

183PV2020 de reducere şi răcire abur pentru a produce abur uşor supraîncălzit.

În primul reactor 183 D001 se utilizează catalizator pe baza de titan.

Acest reactor funcţionează la temperatură de ieşire mai ridicată pentru a asigura

distrugerea compuşilor tip sulfura de carbon (COS şi CS2) formaţi în soba Claus

183B002 şi în cazanul recuperator 183E001.

Gazele de proces formate în primul reactor 183D001 vor fi răcite în primul

condensator de sulf 183E003. In mantaua schimbătorului se produce abur de joasă

presiune (3.5 barg) care va fi folosit la refierbătorul instalaţiei de desulfurare gaze

1880101.

Sulful condensat va fi dirijat la cuva de degazare 183F101 prin

închizătoarele hidraulice 183 F004 şi 183F005, iar gazele de proces vor fi dirijate

la preîncălzitorul cu abur 183E004, după ce în prealabil trec printr-un demister

amplasat la ieşirea din condensatorul 183E002.

Sulful lichid va fi degazat la mai puţin de 10 ppm H2S înainte de a fi

solidificat şi trimis la depozitare.

Gazele de proces trec apoi în cel de-al doilea reactor catalitic 183D002

încărcat tot cu catalizator pe baza de oxid de titan care funcţionează la

temperatură scazută (apropiată de temperatura de condensare a vaporilor de sulf)

ceea ce favorizeaza formarea sulfului prin reacţia Claus.

Gazele de proces din al doilea reactor 183D002 trec în al doilea

condensator de sulf 183E003.

Gazele de proces din condensatorul 2, trec apoi printr-un preîncălzitor

electric 183E005 în al treilea reactor 183D003, care serveşte ca reactor de

hidrogenare Acest reactor conţine un catalizator de hidrogenare pe bază de Co

- Mo, care operează la temperaturi relativ scăzute considerând că în gazul de

proces sunt suficiente gaze reducătoare (H2 şi CO) care să favorizeze reacţia de

hidrogenare.

Gazele de proces din rectorul de hidrogenare 183D003 trec în coloana de


BRAZI


42

spălare cu apă 188D001, care face parte din instalaţia Tratare gaze reziduale,

prezentată în continuare.

Sulful lichid este vehiculat cu pompele 183GG101A/B şi amestecat cu aer

pentru a reduce hidrogenul sulfurat antrenat şi polisulfidele înainte ca sulful

degazat să fie introdus în cuva de sulf existentă sau la sistemele de solidificare.

2.2.3. STAŢIA DE TRATARE APĂ PENTRU OBŢINEREA DE ABUR

Statia de tratare apă necesară pentru generarea de abur este parte a

instalaţiei de Recuperare sulf.

Această staţie va asigura necesarul de apă demi pentru cazanul

recuperator 183 E001 şi condensatoarele de sulf 183 E002 si 183 E003.

Toate fluxurile lichide, de ex. condesul de joasă presiune, apa

demineralizată vor intra în vasul de degazare 183F201 unde apa este degazată cu


In timpul operării normale a instalaţiei, apa tratată pentru generare de abur

are în compoziţie în principal condens de joasă presiune care este deja degazat,

dar la pornirea instalaţiei de Recuperare Sulf atunci când instalaţia de Stripare este

oprită, se foloseşte in principal apă demineralizată.

Procesul de degazare are loc la presiune scazută (<0,5 barg), iar

condensul este trimis la producatorii de abur prin intermediul pompelor de condens

183GG201 A/B.

Gazele necondensabile sunt îndepărtate cu ajutorul aburului de joasă

presiune şi evacuate pe la vârful vasului de degazare prin coloniţa de stripare.

Pentru tratarea apei degazate se prevede un sistem de injecţie chimicale

pentru îndepartarea oxigenului şi aditivare cu fosfati.

2.2.4. INSTALAŢIA DE TRATARE GAZE REZIDUALE

Instalatia Tratare gaze reziduale foloseste o tehnologie bazată absorbţia

compuşilor cu sulf din gazele reziduale de la SRU în metil-dietanol-amina (MDEA).


BRAZI


43

Compuşii cu sulf din gazele reziduale provenite de la condensatorul de

sulf final 183E003 sunt reduse sau hidrolizate la H2S folosind temperaturi scazute

în patul de catalizator de hidrogenare în reactorul 183D003.

Gazele reziduale din reactorul de dehidrogenare sunt răcite şi apa este

îndepartată în coloana de contactare 188D001 înainte ca H2S să fie îndepartat prin

contactare în contracurent cu solutie de MDEA în coloana 188D002.

După îndepartarea celei mai mari cantităţi de H2S, gazul rezidual este

trimis la noul incinerator 183B102 unde compuşii cu sulf reziduali rămaşi vor fi

convertiti la SO2 si evacuaşi la cosul 183C0101, după amestecarea în prealabil cu

o cantitate de aer de răcire.

Soluţia de amine bogate din coloana de absorbtie 188D002 este

regenerată în regeneratorul 188D101 pentru a îndeparta H2S şi apoi este răcită în

schimbătorul de căldura amină bogata/amină săracă 188E102 şi în racitorul

188E104 şi apoi returnată în coloana de absorbţie.

Hidrogenul sulfurat se reintroduce în instalaţia Recuperare sulf.

Pe masură ce fluxul de gaze reziduale trece prin instalaţia TGT vor avea

loc următoarele etape:

Hidrogenarea compuşilor cu sulf şi hidroliza CO şi CO2

Gazele reziduale rezultate după cel de-al doilea condensator de sulf

183R003 vor fi încălzite şi introduse în reactorul de hidrogenare/hidroliză 183D003.

Gazele vor fi trecute peste un strat de catalizator pe baza deCo-Mo, unde

marea majoritate a compuşilor cu sulf (COS, CS2, Sx şi SO2) vor reacţiona cu

hidrogenul din gazele de proces cu formare de hidrogen sulfurat.

Pe catalizatorul de Co-Mo va avea loc şi transformarea monoxidului de

carbon şi a dioxidului de carbon la hidrogen prin reacţia cu apa.

Indepartarea apei

Gazul hidrogenat fierbinte ce părăseste reactorul de hidrogenare 183D003

este trimis la coloana 188D001

Gazul rezidual hidrogenat alimenteaza coloana 188D001 pe la bază după

ce este amenstecat cu un spray de apă în linie, care serveste la evitarea

supraîncălzirii, şi trece apoi prin pachetul de umplutură în contracurent cu apa de


BRAZI


44

recirculare.

Apa de recirculare de la baza coloanei 188D001 este pompată cu pompele

188GG001A/B prin filtrele 188F001A/B, răcită în condensatorul de contact

188E001 şi reintrodusă în coloană.

Pe măsură ce se răceste, gazul rezidual este condensat şi îndepărtat din

sistem pentru a menţine un nivel constant în coloană.

Apa ce părăseşte sistemul conţine H2S şi va fi dirijată la sistemul ape acide

din afara instalaţiei (OSBL).

pH-ul apei recirculate este monitorizat şi pentru menţinerea valorii acestuia

între 7 şi 8 se adaugă amoniac.

Adăugarea amoniacului reduce coroziunea, precum şi posibilitatea

apariţiei SO2, care ar distruge amina.

Pe linia de evacuare de la vârful coloanei este montat un analizor de H2,

care poate ghida operarea instalaţiei SRU şi a sistemului de hidrogenare.

Îndepărtarea H2S

Gazul rece din coloana de contactare 188D001, intră în coloana de

absorbtie în contracurent cu soluţie apoasă de metil-dietanol-amină, unde are loc

absorbţia selectivă a H2S (faţă de CO2) din gazele de proces.

Înainte de intrarea în coloana de contactare, soluţia săracă de MDEA trece

prin filtrul de amină saracă 188F103.

Soluţia bogată de MDEA de la baza absorberului va fi pompată cu

pompele de 188GG101A/B prin schimbătorul de căldură 188E103 (amină

bogată/amină săracă) spre coloana de regenerare 188D101.

Gazul desulfurat de la vârful coloanei de absorbţie conţine aproximativ 150

ppmv H2S şi trece printr-un demister spre Incineratorul 183B102.

2.2.5. SECŢIA DE REGENERARE AMINE

Striparea solutiei bogate de amină

Soluţia de amină bogată de la coloana de spălare 188D002 este

preîncălzită prin schimb de caldură cu soluţia de amină săracă în schimbătorul de

căldură 188E0103, înainte de intra în coloana de regenerare 188D101.

Hidrogenul sulfurat din soluţia de amină bogată este îndepărtat în coloana


BRAZI


45

de regenerare 188D101. Căldura necesară procesului de regenerare a aminei

bogate va fi asigurată de refierbătorul cu abur de la baza coloanei, 188E101.

Debitul de abur de joasă presiune la refierbator este funcţie de debitul de

soluţie de amină bogată ce alimentează coloana de regenerare

Coloana de regenerare are un sistem conventional de reflux, care

foloseşte un racitor cu aer 188E102. gazele de la vărful coloanei intră în vasul de

reflux 188F101; lichidul se reintroduce în coloană cu pompele de reflux

188GG102A/B, iar hidrogenul sulfurat stripat va fi trimis la instalaţia SRU.

Baza coloanei de stripare este folosită ca vas de stocare tampon al

sistemului.

Concentraţia aminei în soluţie este controlată prin adaugarea unui flux de

adaos sau prin ajustarea temperaturii de operare (condensatorul, refluxul sau

amina săracă).

Solutia de amină se trimite la coloana de stripare, după ce este răcită prin

schimbătorul de căldură 188E103, amina bogata/amina săracă şi prin răcitoul

188E104.

Pentu colectarea scurgerilor de amina se foloseste un rezervor de scugeri

188F102, montat ingropat, folosit şi ca vas de preparare a solutiei de amină, care

stochează o parte din soluţia de amină pe timpul operaţiilor de întreţinere. Acest

rezervor este prevăzut cu pompă submersibilă 188GG104, pentru pomparea

soluţiei de amină din rezervor înapoi în circuitul de amine.

2.2.6. SECŢIA DE INCINERARE

In incineratorul 183B102 se realizează procesul de oxidare a H2S şi a altor

compuşi cu sulf neoxidaţi din gazele reziduale şi din gazele evacuate de la cuva de

degazare. Temperatura la incinerator este controlată prin reglarea debitului de

gaze naturale la arzătorul incineratorlui, ce se reglează funcţie de debitul de aer.

Gazele fierbinti de la incinerator se răcesc prin intermediul unui flux de aer

şi se evacuează la coşul 183C101 de Ǿint.=1000 mm, H=50 m


BRAZI


46

3. DEŞEURIÎn perioada de construcţie a obiectivului vor fi generate următoarele tipuri

de deşeuri:

§ resturi vegetale de la curăţirea terenului şi material de decopertare

rezultat în urma săpăturilor – care va fi depozitat separat şi va fi utilizat la operaţii

de nivelare a platformei;

§ deşeuri provenite din materiale de construcţie ca urmare a activităţii de

construcţii şi montaj - constă în principal din ambalajele echipamentelor ce

urmează a fi montate. Deşeurile vor fi depozitate în containere special destinate

pentru categorii: oţel, hârtie, plastic, etc. Ridicarea acestor containere se va face

de către firme autorizate în recuperarea şi valorificarea lor.

§ deşeuri menajere provenite de la personalul muncitor;

După punerea în funcţiune a instalaţiei DGRS, se vor obţine următoarele

tipuri de deşeuri :

Ø deşeuri menajere rezultate de la personalul de la instalaţie, în cantitate

de cca. 5 kg/zi, care vor fi colectate în eurocontainere amplasate în locuri special

amenajate şi care vor fi ridicate în conformitate cu contractul de prestări servicii

privind Încărcarea, colectarea, ridicarea, transportul, depozitarea gunoiului menajer

şi industrial netoxic la rampa ecologică Boldeşti-Scăieni închiat cu SC Veolia SA şi

actele adiţionale la contract.

Ø catalizatorii uzaţi vor fi purjaţi şi inertizaţi în vederea depozitării în locuri

special amenajate pe teritoriul rafinăriei.

Înlocuirea catalizatorilor uzaţi se va face odată la 4 ani , iar manipularea lor

se va face cu atenţie sub pernă de azot din cauza faptului că, catalizatorul uzat

este piroforic.

Catalizatorii uzaţi se returnează la furnizori, ceea ce va duce la reducerea

cantităţilor de deşeuri generate.


BRAZI


47

Tabelul 3.1MANAGEMENTUL DEŞEURILOR

Managementul deşeurilor- cantitatea prevăzută a fi generată(t/an)

Denumireadeşeului*)

Cantitateaprevăzută afi generată

Stareafizică(solid–S,lichid – Lsemisolid -SS

Coduldeşeului*)

Codul privindprincipalaproprietatepericuloasă**)

Codulclasificăriistatistice***) Valorificată Eliminată Rămasă

în stoc

Deşeurimenajere

1-2 kg / zi /persoană

S 15 01 Deşeurimenajere

- 1 0

Catalizatoriuzaţi

CRS31=8tone

TG107= 5tone

odată la4-5 ani

Total 13 t

S 16.08.0213 t

odată la4 – 5 ani

13 todată la4 - 5 ani

0

*) În conformitate cu Lista cuprinzând deşeurile, inclusiv deşeurile periculoaseprevăzute în anexa nr. 2 la Hotărârea Guvernului nr. 856/2002 privind evidenţagestionării deşeurilor şi pentru aprobarea listei cuprinzând deşeurile, inclusivdeşeurile periculoase cu modificările şi completările ulterioare**) Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr.78/2000 privind regimul deşeurilor,aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 426/2001 şi modificată cu Legea27/2007 privind aprobarea OUG nr. 61/2006 de modificare şi completare a OUG nr.78/2000.***) La data apariţiei legislaţiei care reglementează clasificarea statistică

RAPORT PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUIINSTALAŢIILE DE STRIPARE APA ACIDA, RECUPERARE SULF, TRATARE GAZE REZIDUALE, RAFINARIA BRAZI


48

4. IMPACTUL POTENŢIAL ASUPRA COMPONENTELOR MEDIULUI ŞI MĂSURI DEREDUCERE A ACESTUIA

4.1 APA

Din punct de vedere geografic, amplasamentul este situat în Câmpia

Ploieştilor formată din îngemănarea şi suprapunerea conurilor de dejecţie ale

râurilor Prahova şi Teleajen, la ieşirea acestora din Subcarpaţi.

Reţeaua hidrografică

Principalele ape de suprafaţă din zonă sunt Prahova şi Teleajenul, care

aparţin bazinului hidrografic al Ialomiţei şi au direcţie predominantă de curgere NV-

SE spre zona de convergenţă a Gherghiţei, unde Prahova, Teleajenul şi afluenţii lor

au fost atraşi într-o veche zonă de subsidenţă.

Prahova cu o suprafaţă de 3735 km2 şi o lungime de 169 km, este cel mai

mare afluent al Ialomiţei. Prahova izvorăşte din pasul Predealului la 1020 m

altitudine. În zona montană are o reţea dendritică destul de simetrică, primind o

mulţime de afluenţi: din stânga Azuga, Limbăşelul, Zamora, Valea Rea, iar din

dreapta Valea Cerbului, Peleşul şi Izvorul.

Râul Prahova curge la cca. 5 km nord de amplasamentul obiectivului

Cel mai important afluent al râului Prahova este Teleajenul, cu o suprafaţă

de 1486 km2 şi o lungime de 100,8 km.

In general, reţeaua hidrograficã are direcţia predominantã NV-SE şi

concordã cu panta generalã a reliefului judeţului Prahova. Direcţiile V-E şi NE-SV

sunt dictate de particularităţile morfologice şi ele dependente de conformaţia

litologică şi structuralã a teritoriului.

In regimul hidrologic al râurilor, ansamblul condiţiilor fizico-geografice joacã

un rol hotărâtor. Relieful cu înălţimea şi fragmentarea lui asigurã o anumitã scurgere

a apelor, iar condiţiile climaterice şi constituţia litologică asigurã alimentarea reţelei

hidrografice, în mod diferit, de la loc la loc.

Pe de altã parte, repartizarea diferitã a cantităţilor de precipitaţii în cursul

anului şi variaţiile temperaturii aerului influenţează în mod substanţial volumul şi

debitul râurilor, precum şi regimul lor termic. La toate râurile se observã o scurgere

cu valori ridicate în lunile aprilie, mai şi iunie, ca urmare a topirii masive a zăpezilor

şi a ploilor bogate din perioada respectivã. Volumul râurilor este scăzut în lunile

septembrie-octombrie, ca urmare a perioadei secetoase din timpul verii, şi în timpul



49

lunilor de iarnã, când zăpada persistã vreme îndelungatã. In anii cu precipitaţii

slabe, pâraiele mai mici cu izvoarele situate în zonele de deal si câmpie seacã o

anumitã perioadã, mai ales cele care străbat regiuni constituite din depozite groase,

permeabile.

În imediata apropiere a amplasamentului nu există ape de suprafaţă.

Hidrogeologie

Conform hărţii hidrogeologice în zonă, amplasamentul este situat pe un

fundament de pietrişuri şi nisipuri, respectiv strate de Cîndeşti, strate acvifere întinse

în roci cu granulaţie grosieră.

Astfel, în zonă se manifestă trei acvifere distincte:

a).- acviferul freatic de suprafaţă cantonat în conul de dejecţie Prahova-

Teleajen, alcătuit din depozite de nisipuri grosiere şi pietriş, precum şi din straturi

subţiri şi discontinue de argile, aparţinând Holocenului şi Pliestocenului superior.

Baza acviferului este constituită din argila din Pleistocenul mediu.

Acviferul atinge adâncimi de 23÷28 m de la sol, nivelul liber se află la

1,0÷5,3 m de la sol; nivelul hidrostatic este de aproximativ 20m faţă de suprafaţa

solului, cantonat în roci cu permeabilitate mare. Apa are calităţi de potabilitate foarte

bune, în special în zona de nord. Alimentarea acviferului se face din precipitaţii şi

prin infiltrarea apei din râurile Prahova, Teleajen şi afluenţii acestora.

Adâncimea pânzei de apă freatică este de 3 ÷ 8 m.

b).- acviferul superior, cantonat în nisipurile de Mostiştea, cuprinde depozite

de nisip şi pietriş grosier aparţinând Pleistocenului inferior. Este situat la o adâncime

de cca.35 m faţă de sol, are o grosime de cca.15 m, fiind separat de orizontul

anterior prin strate impermeabile de grosimi diferite. Acest strat, captiv între

formaţiunile Pleistocenului Superior şi Inferior, constituie sura de apă potabilă din

zonă.

c).- Acviferul inferior, cantonat în stratele de Cîndeşti este alcătuit din

depozite de nisip mărunt aparţinând Pliestocenului inferior şi Levantinului.

În judeţul Prahova, acviferele din Stratele de Cândeşti au fost puse în

evidenţă în mai multe zone.

În partea sudică, în zona de câmpie, complexul acvifer se afundă până la

100m, apa manifestând ascensional sau artezian.

În zona oraşului Ploieşti se menţionează ape sub presiune, cu nivel



50

piezometric –20m; debitele obţinute au fost de 20 l/s cu denivelări de 6 m; frontul de

captare este exploatat cu un debit total de 300l/s. În intravilanul oraşului Ploieşti, se

mai extrag debite cuprinse între 8 – 20 l/s, cu denivelări de 5 – 50m, reprezentând

un debit total de 1 m3/s, iar pentru complexul fostelor sere, unde apa manifestă

artezian până la +8m, s-au obţinut debite de 5 – 23l/s.

Apele de adâncime sunt exploatate prin foraje de mare adâncime. Acviferul

liber este alimentat în principal din apa din precipitaţii şi topirea zăpezilor, nivelul

hidrostatic înregistrează adâncimi de 8-10 m primăvara şi toamna şi 20-22 m în

perioadele secetoase ale anului.

Apele de adâncime sunt exploatate în incinta sucursalei Petrobrazi prin

foraje de mare adâncime. Acviferul liber este alimentat în principal din apa din

precipitaţii şi topirea zăpezilor, nivelul hidrostatic înregistrează adâncimi de 8-10 m

primăvara şi toamna şi 20-22 m în perioadele secetoase ale anului.

În cadrul investigaţiilor geofizice efectuate pe amplasamentul instalaţiei de

către firma GEOTESTING CI SRL, nivelul pânzei freatice se află la adâncime de

3,90 ÷ 4,90m şi este cantonată în pietrişuri şi nisipuri.

*

* *

In cadrul studiului geotehnic elaborat de către F&R Worldewide SRL

Bucureşti pentru actuala investiţie DGRS, în caroul 90 s-au efectuat 3 foraje până de

40 m.

Pânza de apă freatică a fost întâlnită la:

Nr.forajului Nivelul pânzei freatice Σ produse petroliere

BH1 6,5m 50,24 mg/l

BH2 4,0m 85,0 mg/l

BH3 5,5m 407.0 mg/l

Din cele trei foraje au fost prelevate probe de apă şi analizate d.p.d.v al

agresivităţii de către laboratorul de ape GERT PREST SRL Bucureşti (ex PROED SA) şi

d.p.d.v.al conţinutului total de produse petroliere şi hidrocarburi aromatice de către

laboratorul ECOIND Bucureşti.

Probele de apă relevate din cele trei foraje prezintă miros de produs

petrolier şi conţin substanţe petroliere, astfel: BH1 – 50,24mg/l; BH2 – 85 mg/l şi



51

BH3 – 407,0 mg/l.



52

4.1.1. ALIMENTAREA CU APĂ

Alimentarea cu apă a locaţiei se va face din reţeaua existentă a rafinăriei.

Asigurarea cu apă potabilă a societăţii se asigură prin două racorduri, unul cu

Dn=250 din firul I Movila Vulpii – SGA Prahova şi unul cu Dn=50mm de la sursa

Tinosu (rezervă) – SGA Prahova; apa este stocată într-un rezervor de 300 m3 şi

distribuită pe platforma prin pompare.

Sursele de apă tehnologică pentru întreaga platformă industrială sunt

constituite din următoarele:

- sursa Tătărani-Teleajen, constituită din 35 puţuri forate, cu Ø=12 ¾” şi

adâncimea de 21,6 ÷ 31 m, amplasate în partea de SE a municipiului

Ploieşti;

- sursa Negoieşti-Târgşor, constituită din 22 puţuri forate, cu Ø=12 ¾” şi

adâncimea de 14 ÷ 20 m, amplasate în zona dintre Râul Prahova şi

canalul Leaotul;

- 4 puţuri forate în incinta rafinăriei;

- SGA Prahova Movila Vulpii prin două conducte F1 şi F2, una de joasă

presiune cu Dn=550 mm şi cealaltă de înaltă presiune cu două racorduri

Dn=800 şi Dn=600mm.

4.1.2. NECESARUL ŞI CERINŢA DE APĂ

Construcţia noului obiectiv nu se va necesita solicitarea de debite suplimentare

din surse noi ale RN Apele Române. Debitele se încadrează în cele indicate în

avizul de gospodărire a apelor.

1. Necesarul de apă tehnologică pentru funcţionarea instalaţiei RS include:

- apa tratată din rafinărie pentru racitoarele 181E004, 188E001 şi 188E104

se estimează: Q=310 m3/h

- apa demi pentru alimentarea cazanului recuperator pentru producerea de

abur de medie presiune , se extimează la cca.8 m3/h;

- apă spălare platforme =10 m3/h (periodic)

- apa de recirculare de la baza coloanei de contactare 188D001 este

pompată cu pompele 188GG001A/B prin filtrele 188F001A/B, răcită în

condensatorul de contact 188E001 şi reintrodusă în coloană.



53

-

N apă tehnologică estimat ≈ 320 m3/h = 7680 m3/zi = 2688. mii m3/an

2. Necesarul de apă pentru incendiu (rezerva intangibilă):

În conformitate cu cerinţele STAS 12260-90, cât şi NFPA15, respectiv

norma Petrom-OMV, intensităţile de răcire cu apă pentru diferite utilaje sunt:

· Coloane şi reactoare...........10.2 l/min mp

· Alte utilaje............................10.2 l/min mp

· Block area spraying ............10.2 l/min mp

· Pompe şi compresoare...... 20.4 l/min mp

· Estacada de conducte....... 10.2 / 8.2 I min mp

Debitul maxim de apă rezultă din necesitatea de a asigura atât stingerea cu

spumă, cât şi răcirea cu apă a utilajelor şi structurilor supuse radiaţiei termice.

Necesarul de apă PSI este:

N = 1200 m3/h

3. Necesarul de apă potabilă se calculează conform STAS 1478/90

Personal operator: 10 (cinci schimburi, câte doi operatori pe schimb)

Nzi max. =1000

KzixQspxNi =1000

106015.1 xx = 0,9 m3/zi

Nzi med. =1000

QspxNi =1000

1060x = 0,6 m3/zi

Norar max. =24

9.0 = 0,0375 m3/h

Calculul cerinţei de apă

Gradul de asigurare după frecvenţa de folosire, conform STAS 1343/0–89

este de 85%.

Cerinţa totală de apă potabilă conform STAS 1343/1–91 este:

[ ]sD

NKKQ gPS

S /m3××=

unde:

KS= 1,07 – coeficient ce ţine seama de nevoile tehnologice ale

instalaţiilor de tratare şi epurare ale sistemului de alimentare cu apă şi



54

canalizare.

Kp= 1,17 – coeficient ce ţine seama de pierderile de apă în aducţiune şi

în reţeaua de distribuţie.

Qs zi med = 0,75 m3/zi

Qs zi max. = 1,12 m3/zi

Qs orar max = 0,0469 m3/h

Bilanţul consumului de apă conform breviarului de calcul al consumului şi

necesarului de apă este prezentat în tabelul următor:

TABELUL 4.1.1Q total O igienico-

sanitarăQ tehnologic Q incendiu

m3 / zi m3 / an m3 / zi m3 / an m3 / zi m3 / an m3 / zi m3 / an

7632,9 2 671 515 0,9 315 7632 2671200 *) 1200** 1200

*) de menţionat că:

§ 310 m3/h = 7440 m3/zi = 2 604 mii m3/an apă de răcire tur-retur, care se

recirculă în sistem închis,

§ 8 m3/h= 192 m3/zi = 67,2 mii m3/an, apă tratată pentru alimentarea

cazanului recuperator, se regăseşte o parte în aburul ce se livrează în

reţeaua de abur de medie presiune a rafinăriei şi o parte în condensul de

înaltă presiune. Excesul de abur de 24 bari din cazanul recuperator va fi

exportat în reţeaua de abur de medie presiune după trecerea printr-un

robinet 183PV2020 de reducere şi răcire abur pentru a produce abur uşor

supraîncălzit;

§ apa tratată care constituie zestrea condensatoarelor şi circuitului respectiv

nu se consumă, se recirculă

**) menţionăm că Q incendiu = 1200 m3 / zi = 1200 m3 / an, necesar numai în

caz de incendiu, nu se regăseşte în balanţă

4.1.3. MANAGEMENTUL APELOR UZATE

4.1.3.1.PROGNOZAREA IMPACTULUI

Apele uzate care se vor dezvolta prin construirea noului obiectiv vor fi :

a) – ape uzate menajere



55

Q zi max =1000

106015.1 xx x0,8= 0,72 m3/zi ≈ 0,8 m3/zi

b) – ape tehnologice uzate = 10 m3/h rezultate de la spălarea platformei

instalaţiei vor fi dirijate prin canalizarea proprie în reţeaua de canalizare a rafinăriei

spre staţia de tratare şi epurare ape uzate a rafinăriei;

c) – ape pluviale, potenţial poluate cu produse petroliere, în ipoteza unei ploi

de intensitate max. 15 minute, cu frecvenţa de 1/1, cu intensitatea de I = 180 l/s/ha.

obţinute de pe platforma instalaţiei vor fi de:

Q ploaie = 11,5 l/s (ploaie instantanee)

d) – în caz de incendiu: Q = 1200 m3/zi

Se prezintă în continuare bilanţul apelor uzate :

TABELUL 4.1.2.Ape uzate evacuate

Total ape uzate menajere tehnologice Pluviale(ploaie instantanee)

1 2 3 4 5 6 7m3 / zi m3 / an m3 / zi m3 / an m3 / zi m3 / an l/s

240,8 80300 0,8 280 7632*) 2671,2 mii 11,5

TABELUL 4.1.2. (continuare)

Ape direcţionate spre reutilizare /recirculateÎn acest obiectiv Către alte obiective Comentarii

9 10 11 12 13

m3 / zi m3 / an m3 / zi m3 / an

7632**) 2671,2mii - -

**)Se recirculă în circuit închis, nu se evacuează lacanalizareApa pentru răcirea fluxurilor are circuite separate, etanşe,nu există posibilitatea contaminării cu produse petroliere

Se menţionează următoarele:

- apa tratată pentru răcirea fluxurilor tehnologice are circuit închis şi se

recirculă în sistemul de răcire al rafinariei;

- apa tratată pentru răcirea gazelor de proces din soba Claus în cazanul

recuperator 183E001 se regăseşte în aburul de joasă presiune care se



56

recuperează;

- apa tratată pentru răcirea gazelor de proces din reactoarele 1 şi 2 în

condensatoarele 183E002 şi 183E003 se regăseşte în aburul de joasă

presiune care se recuperează;

- apa separată din fluxurile gazelor de alimentare în separatoarele de

picături nu reprezintă un consum efectiv, se evacuează la Instalaţia de

Stripare ape uzate.

- singura sursă de apă tehnologică uzată o constituie apa uzată rezultată de

la spălarea platformei tehnologice 10 m3/zi, care se foloseşte periodic,

care se evacuează la canalizarea industrială a platformei, legată la

canalizarea rafinăriei.

4.1.3.2. MĂSURI DE DIMINUARE A IMPACTULUI

Atât în perioada de realizare a investiţiei, cât şi după punerea în funcţiune a

instalaţiilor SWS, RS ŞI TGT nu vor exista surse dirijate de poluanţi pentru apele de

suprafaţă sau apele subterane.

Sursele posibile de ape tehnologice uzate sunt:

- apa acidă de purjare de la Coloana de răcire gaze (apa de răcire se recirculă,

rezultând şi o purjă de apă acidă);

- apa acidă de purjare de la Regeneratorul de amină

- apa acidă de purjare de la filtrele şi garniturile uzate (rezultă intermitent)

În procesul de producţie instalaţia funcţionează în sistem închis, nu se

evacuează poluanţi în emisarii de suprafaţă sau în apele subterane.

Apa separată din fluxurile de gaze de alimentare este pompată din

separatoarele de picături direct în instalaţia de Stripare ape uzate.

Toate purjele şi scurgerile de la echipamentele tehnologice vor fi

colectate în vase amplasate subteran

Scurgerile de la echipamentele tehnologice şi aparatura AMC din instalaţia

SWS, precum şi purjele vor fi colectate într-un vas subteran de scurgeri 181 F002.

Lichidul este reintrodus la limita instalatiei în linia de evacuare spre rezervorul

existent de ape uzate, folosind presurizare cu azot.

Toate fluxurile lichide din instalaţia SRU, de ex. condensul de joasă

presiune, traseele de abur condensat (steam tracing condensates – trasee de abur



57

condensat) apa demineralizată sunt colectate şi dirjate în vasul de degazare

183F201 unde apa este degazată cu abur de joasă presiune.

Condensul este recuperat în întregime şi utilizat ca agent de răcire a gazelor

de proces.

Pentu colectarea scurgerilor de amină se foloseste un rezervor ingropat

de scurgeri 188F102, folosit şi ca vas de preparare a solutiei de amină, care

stochează o parte din soluţia de aminăDMEA în timpul efectuării operaţiilor de

întreţinere. Acest rezervor este prevăzut cu pompă submersibilă 188GG104, pentru

pomparea soluţiei de amină din rezervor înapoi în circuitul de amine.

Platforma instalaţiei va fi prevăzută cu pavaje din beton ciment, cu pante

orientate către guri de scurgere (GS), care vor fi racordate la reţeaua de canalizare

proiectată pe platformă.

Apele meteorice convenţional curate de pe platformă vor fi colectate într-un

cămin şi dirijate spre reţeaua de canalizare pluvială din rafinărie.

Conductele proiectate, ce se vor monta îngropat, vor fi protejate împotriva

coroziunii interioare şi exterioare, iar în punctele critice acestea se vor monta în

tuburi de protecţie.

Captarea tuturor apelor uzate rezultate în urma desfăşurării activităţilor de

pe platforma instalaţiei va asigura protecţia apelor de suprafaţă sau subterane.



58

4.2 AERUL

4.2.1. DATE GENERALE

Din punct de vedere climateric Judeţul Prahova are un climat foarte variat

ceea ce determină particularităţi climaterice în funcţie de altitudine.

Zona în care se va amplasa obiectivul se încadrează în zona de câmpie, cu

climă temperat continentalã, influenţat de caracteristicile zonei de contact a maselor

continentale estice cu cele vestice şi sudice, cu următorii parametrii:

· temperatura medie anualã este de +10,6oC;

· temperatura minimã absolutã este de -300C;

· temperatura maximã absolutã este de +39.40C;

· precipitaţiile medii anuale sunt de 550-600 mm ;

· adâncimea maximă de îngheţ este 0,90 ÷ 100 cm;

· frecvenţa medie a zilelor de îngheţ cu t £ 00C este de 115 zile/an.

ianfebr

marapr

maiiun

iulaug

septoct

novdec

0

20

40

60

80

ianfebr

marapr

maiiun

iulaug

septoct

novdec

ianfebrmaraprmaiiuniulaugseptoctnovdec

Fig.1 – Diagrama precipitaţiilor lunare

Repartiţia precipitaţiilor pe anotimpuri se poate prezenta astfel:

- iarna ....................................105,9 mm

- primăvara.............................118,3 mm

- vara .....................................211,8 mm

- toamna ...............................132,0 mm

Sunt considerate “cu precipitaţii” toate zilele în care apa căzută sub forma de



59

ploaie, lapoviţă, grindină, ninsoare, etc. a totalizat mai mult de 0,1 mm.

Cele mai abundente precipitaţii se produc în lunile mai-iulie, iar cele mai

reduse în primele luni ale anului. Aversele înregistrate în timpul verii, cu cantităţi

mari de precipitaţii provoacă eroziuni torenţiale de proporţii mai ales în regiunea

deluroasã, unde predominã rocile argilo-nisipoase. Staţia meteo Ploieşti

înregistrează o medie anualã de 588 mm. Sunt considerate “cu precipitaţii” toate

zilele în care apa căzută sub formã de ploaie, lapoviţã, grindinã, ninsoare etc. a

totalizat mai mult de 0,1 mm.

Vântul este elementul meteorologic care exercită o influenţă hotărâtoare

asupra dinamicii poluării atmosferice.

Direcţia predominantă a vânturilor este cea est-nord-est (14,9%) şi sud-

vestică (11,8%). Calmul înregistrează valoarea procentuală de 25,8%, iar

intensitatea medie a vânturilor la scara Beaufort are valoarea de 2,3 - 3,1 m/s.

Ca şi celelalte elemente ale climei, vântul are direcţii şi intensităţi diferite,

funcţie de înălţimea şi dispunerea reliefului. Carpaţii constituie un obstacol pentru

circulaţia generalã a atmosferei şi din aceastã cauzã deplasarea aerului se face în

mod diferit la diferite altitudini. Astfel, la înălţime predominã circulaţia dinspre vest cu

o frecvenţã de 64 %, faţã de numai 21% cât reprezintă frecvenţa dinspre sectorul

estic. Viteza vântului are valori foarte diferite, înregistrând în medie peste 7 m/s la

vârful Omu, 2,3 m/s la Sinaia şi 3,1 m/s la Ploieşti. In regiunea de deal curenţii de

aer se deplasează în lungul văilor, dar în general văile şi dealurile oferă un climat de

adăpost favorabil aşezărilor omeneşti.

La Vârful OMU la 2507m

Calm = 1,7

0

10

20

30N

NE

E

SE

S

SW

W

NW

frecventa (%)

viteza (m/s)



60

La Ploieşti, altitudinea de164m.

Calm = 25,8

0

5

10

15N

NE

E

SE

S

SW

W

NW

frecventa (%)viteza (m/s)

Circulaţia aerului se face în mod diferit la câmpie şi la munte, unde relieful

constituie un obstacol în calea vânturilor. Astfel, partea sudicã a judeţului, inclusiv

oraşul Ploieşti se aflã sub influenţa predominantã a vântului de NE cu variantele

sale dinspre nord şi est (40%), precum şi ale celui de SV (23%).

Particularităţile de relief produc devieri şi canalizări ale curenţilor care sunt

dirijaţi în special în lungul văilor râurilor. De-a lungul văilor Prahova şi Teleajen pe

direcţia N-S se resimte circulaţia fohnală.

Macroseismic, sectorul se încadrează în zona seismică de calcul A, ag =

0.28g şi perioada de colţ Ts = 1.00.

4.2.2. SURSE ŞI POLUANŢI GENERAŢI

1.- Sursele de poluare în perioada de realizare a investiţiei.

În perioda de realizare a investiţiei, calitatea aerului poate fi afectată local

din cauza următoarelor surse care poat să apară la realizarea unui proiect:

a. Emisiile provenite de la eşapamentele motoarelor utilajelor angrenate în

activităţile de sistematizare a terenului şi de construcţii-montaj ;

b. Emisii de la grunduirea şi vopsirea suprafeţelor metalice;

c. Particule în suspensii şi sedimente de la lucrările de amenajare

platformei şi lucrările de construcţii

2.- După punerea în funcţiune a obiectivului :

a) Emisii de la funcţionarea instalaţiei SWS şi unitatea de tratare amină

b) Emisii tehnologice de la funcţionarea instalaţiilor SR şi TGT

c) Emisii de gaze arse de la incineratorul de gaz rezidual



61

4.2.3. PROGNOZAREA IMPACTULUI

I – IN PERIOADA DE REALIZARE A INVESTITIEI

În perioada de execuţie a lucrărilor de investiţie, sursele de poluare pentru

aer sunt constituite din emisiile provenite de la eşapamentele motoarelor utilajelor

angrenate în efectuarea lucrărilor de construcţii, montaj utilaje şi legături conducte,

de la efectuarea operaţiilor de sudură-tăiere, precum şi de la grunduirea şi vopsirea

suprafeţelor metalice.

Acestea sunt emisii mobile, discontinue, de scurtă durată, şi depind de

numărul de utilaje grele angrenate în astfel de lucrări şi de perioada de funcţionare

a acestora, de volumul de lucrări de sudură-tăiere, precum şi de suprafeţele

metalice ce urmează a fi grunduite şi vopsite.

Poluarea generată de autovehicule se încadrează în limitele admise, pentru

că periodic, toate autovehiculele se supun reviziei tehnice, în cadrul unităţilor

autorizate RAR, unde pe lângă starea tehnică generală se măsoară şi noxele

generate de gazele arse. Înscrierea noxelor în limitele admisibile pentru fiecare tip

de autovehicul, constituie condiţie de eliberare a vizei periodice referitor la

verificarea tehnică.

La lucrările de amenajare a platformei pot aparea particule în suspensie şi

sedimente. În acest caz se vor lua măsuri de reducere a poluării cu pulberi prin

transport şi manipulare adecvată a materialelor de construcţii şi a pământului

excavat, acolo unde este cazul.

Efectele acestora vor fi de scurtă durată şi de intensitate medie şi se vor

manifesta numai la nivel local şi numai în timpul zilei. În această fază emisiile nu se

cuantifică.

În concluzie, în perioada de realizare a investiţiei pentru noua instalaţie

DGRS care face obiectul prezentului proiect, emisiile produse sunt nesemnificative.

II - DUPĂ PUNEREA ÎN FUNCŢIUNE

Emisii din procesele tehnologice

II.a) Emisii de la funcţionarea instalaţiei SWS

După punerea în funcţiune a instalaţiei de Stripare ape uzate (SWS) nu vor



62

exista surse continue de emisii de poluanţi în atmosferă.

Procesul are loc în circuit închis şi etanş, integrat în fluxul tehnologic al

rafinăriei.

Ø apa stripată , după racire, este trimisă la instalaţia de tratare apă fenolică

exsitentă în rafinărie (OSBL);

Ø gazele acide cu H2S şi NH3 rezultate la vârful coloanei de stripare a apei

acide uzate sunt dirijate la soba Claus din instalaţia de Recuperare Sulf

cu obţinere de sulf lichid;

II.b) Emisii de la funcţionarea instalaţiilor SR şi TGT

Pentru calculul emisiilor de SO2 la funcţionarea instalaţiei de SRU (cod

SNAP 40103 – B413 HTM) se foloseşte metodologia CORINAIR, pentru un

randament de recuperare de 99,9%, rezultând:

Emisii SO2 = 2000%

%100 xperaregradderecu

peraregradderecu- = 2 kg SO2/t sulf produs

Procesul are loc în circuit închis şi etanş, integrat în fluxul tehnologic de

desulfurare gaze cu Stripare ape uzate, Recuperare Sulf şi Tratare Gaze Reziduale;

emisiile de SO2 dezvoltate nu se evacuează în atmosferă, sunt dirijate la instalaţia

de Tail Gas unde sunt hidrogenate la H2S, absorbite în soluţie de MDEA, desorbite

şi apoi se recirculă la RS.

II.c) Emisii de gaze arse de la incineratorul de gaz rezidual

Se estimează că în instalaţiile SR şi TGT se ard cca.200 m3/h gaze

naturale, conţinând 95% C1, 4% C2 şi 1% C3.

Pentru debitul de combustibil dat de 200m3/h, la un coeficient de exces de

aer de 1,15 , debitul de gaze arse este 9269,9 kg /h, care se diluează cu o cantitate

de aer de 13000kg/h, rezultând un debit de evacuare la coşul incineratorului de Q=

22269,90 kg/h.

Amestecul de gaze arse şi aer este avacuat prin coşul incineratorului de

gaze reziduale 183C101 cu h=50 m şi Ø interior de 1m.

Proiectul prevede un conţinutul de SO2 (NOx, CO) în aerul evacuat la coş de

max. 500 mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2.



63

Tabelul 4.2.1. – Surse staţionare dirijate

Denumirea sursei Poluant Debit masickg/ht/an

Concentraţia înemisie,mg/Nm3 Prag de intervenţie

1 2 3 5 6

ÎN TIMPUL CONSTRUCŢIEI INSTALAŢIEI DGRS

Nu există surse staţionare dirijate în timpul realizării lucrărilor de investiţii

DUPĂ PUNEREA ÎN FUNCŢIUNE A INSTALAŢIEI

Gaze arse de laarzătorul incineratoruluide la TGT

SO2 2,437 kg/h SO220,47 t/an SO2

313mg/Nm3 SO2 @3%O2

2000 mg/Nm3 *)

*)conform Autorizaţiei Integrate de Mediu nr. 15 revizuită în 30.10.2009, din anul2014 valoarea limită trebuie sa fie de 2000 mg/Nm3

Concentratia în emisie este de 313 mg/Nm3SO2 gaze uscate @ 3%O2, faţă de

prevederile proiectului de 500 mg/Nm3 şi faţă de prevederile AIM nr. 15, de

2000 mg/Nm3

Tabelul 4.2.2. – Surse staţionare nedirijate

Denumirea sursei Poluant Debit masic (g/h)

Scăpări de acetilenă la efectuarea

operaţiilor de sudură-tăiere

Volumul emisiilor provenite de la generatoarele de acetilenă nu poate fi

cuantificat, el fiind funcţie de starea tehnică a generatoarelor şi de

frecvenţa operaţiilor de sudură-tăiere. Poluarea generată este

nesemnificativă.

Grunduirea şi vopsirea suprafeţelor

metalice

Hidrocarburi ce cuprind substanţe

alifatice şi aromatice, alcooli,

cetone, esteri, alchili şi alcooli

minerali

Emisii de scurtă durată şi de

intensitate medie şi se vor

manifesta numai la nivel local şi

numai în timpul zilei. În această

fază emisiile nu se cuantifică.



64

Tabelul 4.2.3 – Surse mobile

Poluanţi şi debite masice (g/h)Denumirea sursei

Particule SOx CO Hidrocarburi NOx Aldehide Subst.org.

ÎN PERIOADA DE REALIZARE A INVESTIŢIEI

În perioada de execuţie a lucrărilor de investiţie, sursele de poluaremobile pentru aer vor fi constituite din

emisiile provenite de la eşapamentele motoarelor utilajelor angrenate în efectuarea lucrărilor de construcţii, montaj

utilaje şi legături conducte.

Acestea sunt emisii mobile, discontinue, de scurtă durată, şi depind de numărul de utilaje grele

angrenate în astfel de lucrări şi de perioada de funcţionare a acestora.

Poluarea generată de autovehicule se încadrează în limitele admise, pentru că periodic, toate

autovehiculele sunt supuse reviziei tehnice, în cadrul unităţilor autorizate RAR, unde pe lângă starea tehnică

generală se măsoară şi noxele generate de gazele arse. Înscrierea acestor noxe în limitele admisibile pentru fiecare

tip de autovehicul, constituie condiţie de eliberare a vizei periodice referitor la verificarea tehnică.

DUPĂ PUNEREA ÎN FUNCŢIUNE A INVESTIŢIEI

Nu există surse mobile de emisii după punerea în funcţiune a instalaţiei

Tabelul 4.2.4.a – Surse staţionare de poluare a aerului, poluanţi generaţi şi emişi

Parametrii gazelor evacuate Parametrii gazelor evacuate Parametrii gazelor evacuate

Parametri

i gazelor

evacuate Denu

mire

Debit gaze

arse

evacuate,

t/an

Timpul

de lucru

anual,

ore

Polua

nţi

gene

raţi

Denumire

Înălţim

e, m

Diametrul

interior

la vârf al

coşului

mm

Vitez

a, m

/s

Temp

era-

tura

,O CDebit

volumic /

debit masic

g/s

1 2 3 4 5 8 9 10 11 12 13

Procese în

industria

petrolului

Gaze

arse

9269,9

kg/h

=2940

t/an

8400

ore

SO2

Coşul

incineratorului

de la TGT

50 m 1,00

-

350,O C

0,667

g/s



65

Tabelul 4.2.4.b – Surse staţionare de poluare a aerului, poluanţi generaţi şi emişi:

Dimensiuni şi coordonate X, Y ale sursei de poluare (sistem de coordonate local)*

Sursa de suprafaţă

Cantităţi de

poluanţi emişi

Sursa punctuală sau

începutul sursei liniare

Sfârşitul

sursei

liniare, m

Centr

u de

simet

rie, m Lungime

m Lăţim

e, m

Supr

afaţa

surs

ei, m

2 Poluanţ/

debitmasic

Anual

t/an

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Arzător soba Claus(numai la pornirea şioprirea instalaţie) şiincinerator

- - - - - - -

0,667 g/sSO2

20,47 t/an SO2

Calcule de dispersie:

Studiul dispersiei poluanţilor a luat în considerare toate emisiile ce vor

proveni în urma desfăşurării activităţii, imisiile astfel calculate fiind comparate cu

limitele stipulate în Ordinul 592/2002 pentru aprobarea Normativului privind

stabilirea valorilor limită, a valorilor de prag şi a criteriilor şi metodelor de evaluare a

SO2, NO2 şi NOx, a pulberilor in suspensie (PM10 si PM2,5), plumbului, benzenului,

monoxidului de carbon si ozonului in aerul inconjurator şi corelat cu Ordinul

1268/2008 pentru aprobarea incadrarii localităţilor din cadrul Regiunii 3 şsi Regiunii

8 în liste, potrivit prevederilor Ordinului nr. 745/2002 privind stabilirea aglomerărilor

şi clasificarea aglomerărilor şi zonelor pentru evaluarea calităţii aerului în România

Imisiile de poluanţi se calculează cu ajutorul ecuaţiei Bosanquet-Pearson

pentru o sursă punctiformă amplasată la înălţime şi o singură direcţie de dispersie a

poluanţilor:

)*

exp(*****2

1000)(2 xp

Hxvqp

Qxc -=p p

HX*2max =

unde:

Q – puterea sursei (cantitatea de poluanţi emişi de sursă în mod

continuu), g/s

c0 – concentraţia de poluanţi la nivelul solului, mg/m3

v2 – viteza medie a vântului, m/s

H – înălţimea de evacuare a poluantului, m

P – coeficient de difuzie lateral

Q – coeficient de difuzie orizontal



66

Xmax – distanţa maximă de la sursă la care se obţine concentraţia maximă

Valorile coeficienţilor p şi q se stabilesc funcţie de gradul de turbulenţă al

atmosferei.

Pentru prezenta lucrare s-au utilizat coeficienţii de difuzie specifici

turbulenţei moderate şi anume : p = 0,1 şi q = 0,16 .

Se observă că, concentraţia maximă la nivelul solului pe direcţia vântului, de

la o sursă situată la nivelul solului este direct proporţională cu puterea sursei, cu

raportul coeficienţilor de difuzie (vertical şi lateral) şi invers proporţională cu viteza

vântului şi cu pătratul înălţimii sursei.

Distanţa până la concentraţia maximă la nivelul solului pe direcţia

preponderentă a vântului creşte cu înălţimea sursei, fiind direct proporţională cu

aceasta şi invers proporţională cu mărimea coeficientului de difuzie vertical.

Studiul dispersiei pentru prezentul proiect a fost promovat luând în calcule o

înălţime de evacuare a poluantului de 50 m şi o viteză a vântului de 3,1 m/s, viteza

medie pe direcţia preponderentă a vântului NE.

Tabelul 4.2.5 - Concentraţii maxime pe diferite intervale de mediere

Concentraţia maximă

Poluant mg/m3 Prag de alertă*),

mg/m3

Valoare limită=pargde intervenţie*),mg/m3

Observaţii

1 2 3 4 5

Arzătorul sobei Claus la pornirea şi oprirea instalaţiei şi arzătorul incineratorului

SO2 313 mg/Nm3 1400 mg/Nm3 2000 mg/Nm3Din AIM nr 15revizuită în30.10.2009

*)Conform Ordinului nr.756/97, cap.v:

- pragurile de intervenţie sunt reprezentate de concentraţiile maxime

admisibile de poluanţi la nivelul solului (ordinul 592/2002)

- pragurile de alertă reprezintă 70% din pragurile de intervenţie, în acest caz

prevederea din AIM.



67

Tabelul 4.2.6. Instalaţii pentru controlul emisiilor (epurarea gazelor

evacuate), măsuri de prevenire a poluării aerului.

Denumirea

sursei de

poluare

Denumirea şi tipul

instalaţiei de

tratare

Poluanţi

reţinuţi

Eficienţa instalaţiei în

concordanţă cu documentaţia

tehnică de proiectare

Alte măsuri de

prevenire a

poluării1 2 3 4 5

Se prevede ca monitorizarea emisiilor în aer să se realizeze:

§ pe fiecare sursă (în cazul instalaţiilor – pe conducta care le conduce la

faclă);

§ la coşul incineratprului de evacuare a gazelor arse (se prevăd puncte de

prelevare probe pentru determinarea calitatii gazelor evacuate, precum şi

platformă de acces la punctele de prelevare probe).

§ dotarea cuptorului şi incineratorului cu arzătoare performante cu low NOx,

astfel încât să se realizeze prevederile privind emisiile de SO2 (NOx, CO)

în aerul evacuat la coş, de max. 500 mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2, faţă

de prevederile BAT de 2000 ÷ 400 mg/Nm3 SO2

Instalatii pentru reţinerea şi dispersia poluanţilor în atmosferă

Gazele rezultate din Unitatea de stripare a apelor acide si Unitatea de tratare

a aminelor, sunt evacuate periodic la sistemul de facla existent în rafinărie.

Emisiile de gaze reziduale rezultate de la Absorber vor fi dirijate la incinerator,

în vederea îndepărtării urmelor de sulf.

Aceasta instalatie reprezinta un sistem de protectie al mediului deoarece

gazele reziduale cu continut de sulf rezultate de la instalatia Claus sunt tratate in

vederea scaderii continutului de sulf pana la o valoare permisa de legislatia in

vigoare.

Din cauza ca H2S rămane în efluentul Claus, gazul rezidual, chiar după ultima

recuperare, trebuie să fie incinerat pentru oxidarea acestui H2S nedorit la SO2;

aceasta se realizeaza in incinerator înainte de a fi evacut în atmosferă.

Debitul gazelor de ardere rezultate din incinerator evacuate prin coşul cu

H=50m în atmosferă este Q= 22269,90 kg/h.

Se garantează un conţinut de SO2 (NOx, CO) în aerul evacuat la coş de max.

500 mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2 .



68

În BAT la cap.5 for Sulphur Recovery Unit se prevede un conţinut de

2000 ÷ 400 mg/Nm3 SO2 în fluxul de gaze arse de la incinerator.

4.2.4. MĂSURI DE DIMINUARE A IMPACTULUI

În condiţii normale de funcţionare a instalaţiei nu vor exista surse de poluare

a atmosferei cu produse petroliere gazoase.

Prin proiectul tehnologic conform licenţei firmei „Le Gas integral”, Franţa, se

prevăd următoarele :

· arderea controlată a gazelor cu H2S în arzătoarele sobei Claus şi

incineratorului de gaze reziduale;

· desfăşurarea controlată a reacţiilor şi în cele două reactoare ale instalaţiei

SR, cu separarea sulfului format în treapta termică şi în cele două trepte catalitice

prin condensare;

· alimentarea arzătoarelor sobei Claus la pornire şi oprire, precum şi a

incineratorului cu gaz natural (vezi cap.1.6.10 pct.4), cu eliminarea gazelor arse

formate la coşul incineratorului proiectat;

· procesul tehnologic va funcţiona în sistem etanş închis;

· regenerarea catalizatorului se va face ex-situ. Având în vedere faptul că,

catalizatorul uzat este piroforic, manipularea lui se face sub pernă de azot. După

purjarea cu azot, catalizatorul va fi încărcat în containere şi transportat la unităţi

specializate în regenererea acestuia sau se returnează la furnizor;

· instalaţia va fi prevăzută cu supape de siguranţă care în caz de necesitate

vor permite evacuarea gazelor la faclă;

· la oprirea instalaţiei se va asigura arderea completă a urmelor de H2S din

echipamentul tehnologic, precum şi purjarea acestora cu abur înainte de

deschiderea utilajelor;

· aerisirile utilajelor sunt racordate la sistemul de faclă al rafinăriei

· instalaţia are un sistem complex de automatizare, care în caz de avarie va

asigura evacuarea produselor gazoase în linia de faclă existentă a rafinăriei.

Din examinarea datelor prezentate, se observă că emisiile şi imisiile de

poluanţi ce vor rezulta în urma funcţionării instalaţiei arzătorului sobei Claus la

pornirea şi oprirea instalaţiei DGRS, precum şi la funcţionarea incineratorului nu vor



69

depăşi limitele maxime admisibile conform legislaţiei în vigoare.

Ca urmare, din punct de vedere al factorului de mediu „aer”, funcţionarea

obiectivului va avea un impact minim asupra mediului.

4.3 SOLUL

4.3.1 DATE GENERALE

Formarea solurilor este un proces complex, după cum complexe sunt

constituţia şi funcţiile lor care reflectă efectul factorilor pedogenetici, atât naturali cât

şi antropici.

Solurile determină producţia agricolă şi starea pădurilor, condiţionează

învelişul vegetal şi calitatea apei, în special a râurilor şi a apelor subterane, reglează

scurgerea lichidă şi solidă în bazinul hidrografic al râurilor şi serveşte ca o

geomembrană pentru diminuarea poluării aerului şi apei, prin reţinerea, reciclarea şi

neutralizarea poluanţilor, cum sunt substanţele chimice folosite în agricultură,

deşeurile şi resturile organice.

În Câmpia Ploieştilor, pietrişurile conului prahovean, prelungite în amonte de

terasa de la Câmpina şi Breaza, sunt acoperite cu cernoziomuri rendzinice şi

cernoziomuri levigate, iar la vest de Prahova de soluri brune.

Varietatea reliefului, substratul litologic, condiţiile climaterice, vegetaţia, care

atrag după sine diversificarea celorlalte condiţii fizico-geografice în ansamblu, fac

posibilã existenţa a numeroase tipuri de soluri.

În zona amplasamentului există soluri antropice, rezultate prin intervenţia

omului asupra solurilor iniţiale, de tipul protosoluri antropice, sub forma unor lentile

de diverse mărimi şi formate prin depunerea materialelor rezultate din executarea

lucrărilor de construcţii.

Suprafaţa pe care se va amplasa instalaţia este liberă de construcţii.

Pe amplasamentul instalaţiei, în cadrul elaborării studiului geotehnic de către

F&R WorldWide SRL Bucureşti, s-au realizat 3 foraje geotehnice (BH1, BH2 şi BH3,

amplasate conform scheţei anexate la studiul geo) până la adâncimea de 40,5m.

Conform acestui studiu, substartul litologic al solului este următoarea:



70

Foraj BH1Adâncimea Structura litologică 0,00 ÷ 0,4 beton 0,40 ÷ 3,0 umplutură (argilă brună, tare, cu nisip mărunt) 3,00 ÷ 10,5 pietriş cenuşiu, compact, cu nisip mare şi mediu10,50 ÷ 12,0 nisip cenuşiu, mediu şi fin, densitate medie12,00 ÷ 24,0 pietriş mare şi mediu, galben-cenuşiu, cu nisip mediu şi fin24,00 ÷ 27,5 argilă galben - brună, tare27,50 ÷ 30,0 argilă cenuşie cu concreţiuni calcaroase, urme de oxizi de

fier30.00 ÷ 40,5 argilă galben-cenuşie compactă, cu nisip grosier spre mediu

Foraj BH2Adâncimea Structura litologică 0,0 ÷ 0,4 beton 0,4 ÷ 2,0 umplutură (argilă cenuşie, tare, cu nisip mărunt) 2,0 ÷ 5,1 pietriş argilos nisipos, cenuşiu, compact 5,1 ÷ 16,0 pietriş mărunt şi grosier, compact; pietriş cu nisip şi

bolovăniş16,0 ÷ 17,5 nisip cenuşiu, mărunt spre grosier, densitate medie17,5 ÷ 19,0 pietriş cenuşiu mare, compact19,0 ÷ 20,5 nisip cenuşiu mediu cu dens.medie spre mare, cu pietriş

mărunt20.5 ÷ 26,8 pietriş cenuşiu, mărunt spre mare cu nisip grosier26.8 ÷ 29,5 argilă galben nisipoasă, foarte tare29.5 ÷ 31,5 nisip cenuşiu, fin cu densitate mare31.5 ÷ 34,0 argilă cenuşie f. tare spre dură cu intercalaţii brune34.0 ÷ 35,5 argilă cenuşie dură cu intercalaţii brune35.5 ÷ 40,5 argilă cenuşie dură cu intercalaţii brune

Foraj BH3Adâncimea Structura litologică 0,0 ÷ 0,4 beton 0,4 ÷ 2,0 umplutură (pietriş şi nisip compactate) 2,0 ÷ 3.7 pietriş cenuşiu, mare cu nisip mediu 3,7 ÷ 6,8 pietriş cenuşiu mare spre mic, cu urme de bolovăniş



71

Foraj BH3 6,8 ÷ 12,5 nisip cenuşiu, mare spre mic, compact12,5 ÷ 17,3 nisip cenuşiu mare cu pietriş mărunt17,3 ÷ 23,4 nisip galben-cenuşiu, mediu spre grosier, compact23,4 ÷ 27,7 argilă, argilă nisipoasă, galbenă spre galben-brun, f. tare, silt27.7 ÷ 32,5 nisip galben-cenuşiu, mediu-grosier, compact32,5 ÷ 35,5 nisip cenuşiu, grosier, compact, cu pietriş mărunt35.5 ÷ 40,5 argilă cenuşie dură

La efectuarea studiului geotehnic, de pe amplasament au fost prelevate 15

probe de sol, câte 5 (cinci) din fiecare foraj şi analizate de către ECOIND Bucureşti,

laboratorul de analize instrumentale.

Din examinarea Buletinului de analiză nr. 250/ 23.03.2009 (se anexează)

rezultă că pe amplasamentul instalaţiei (folosinţă industrială – mai puţin sensibilă)

nu există poluare cu produse petroliere.

Valorile rezultatelor obţinute se încadrează la majoritatea probelor sub

pragul de alertă, iar la două probe (1067 şi 1068) rezultatele obţinute se încadrează

între pragul de alertă şi pragul de intervenţie pentru solul de folosinţă mai puţin

sensibilă.

Din istoricul amplasamentului rezultă că există poluare istorică, acumulată în

cei peste 70 ani de existenţă a platformei industriale Brazi.

Poluarea istorică îşi are originea la începutul prelucrării ţiţeiului pe platforma

Brazi. Adâncimea stratului îmbibat cu produse petroliere este de 4-6 m de la

suprafaţă. Direcţia de curgere a produsului petrolier coincide cu direcţia de curgere

a pânzei de apă freatică şi anume pe direcţia SE.

Contaminarea solului până la stratul acvifer este rezultatul unei poluări în

timp. Aceasta este cauzată de defecţiunile apărute la utilaje, spargeri de conducte,

deversări din vase şi rezervoare, accidente tehnologice, precum şi accidente

(scurgeri) provocate de bombardamentele în timpul războiului.

Din documentaţia existentă rezultă, că s-a constatat micşorarea grosimii

stratului de produs petrolier, precum şi a vitezei de înaintare a frontului de poluare în

stratul de apă freatică din zona de sud a municipiului Ploieşti, pe de o parte datorită

diminuării aportului de poluant de la unităţile de prelucrare din zonă, şi pe de altă



72

parte datorită recuperărilor din subteran efectuate de către rafinăriile ASTRA şi

Petrobrazi, precum şi de către întreprinzătorii particulari

Trebuie menţionat faptul că pentru toată platforma petrochimică Brazi se

desfăşoară un program PHARE de depoluare a solului şi pânzei de apă freatică.

Din anul 2001 a început derularea efectivă a Proiectului PHARE RO 9910.02

„Evaluarea şi managementul datoriilor de mediu în zona de sud a oraşului Ploieşti”,

al cărui beneficiar a fost Petrom Bucureşti. În realizarea acestui proiect a fost

implicat un consorţiu olandezo-român, inclusiv UPG Ploieşti, Petrostar Ploieşti,

rafinăria Petrobrazi.

S-a realizat un pilot de depoluare a subteranului poluat cu produse petroliere,

în zona sucursalei Petrobrazi şi o reţea de monitorizare în zona de sud-est a ariei de

poluare existentă, constând din 250 foraje. Forajele au fost amplasate pe domeniul

public a comunelor limitrofe, inclusiv pe teritoriul comunei Brazi.

Programul de recuperare a produselor petroliere din sol şi pânza de apă

freatică, constă în forarea de puţuri şi construirea de bariere fizice şi biologice.

În vederea îmbunătăţirii calităţii solului şi a apei subterane pe platforma

PETROBRAZI s-a acţionat pentru:

1- creşterea performanţelor sistemului de drenare şi colectare a produsului

petrolier din pânza freatică prin exploatarea corespunzătoare a sistemului de

depoluare alcătuit din:

h) module PHARE: Pilot de depoluare prin injecţie cu alcool, Pilot tip puţ de

denivelare cu sistem de extracţie, Pilot de testare a sistemelor de

extracţie;

i) sisteme de stopare a dispersiei poluării;

j) bariera fizică la scară redusă , barieră hidraulică;

k) barieră fizică la scară largă, barieră biologică cu biostimulare

l) sistem de monitorizare tip piezometre.

2- reducerea considerabilă a cantităţii de produse petroliere infiltrate în sol,

şi implicit în apa subterană prin executarea de lucrări de reparaţii canalizări, reparaţii

rezervoare, impermeabilizarea prin betonare a platformelor de manipulare şi

depozitare produse petroliere

Depoluarea solului pe amplasamentul instalatiei va continua în cadrul



73

programului PHARE de decontaminare pentru toată zona platformei industriale Brazi.

4.3.2 SURSE DE POLUARE A SOLURILOR

Atât în perioada de realizare a lucrărilor de investiţie, cât şi după punerea în

funcţiune a instalaţiei, nu vor exista surse continue de poluare a solului.

În perioada de realizare a instalaţiei, solul va fi afectat prin modificarea

configuraţiei zonei.

Prin construcţia noii instalaţii, destinaţia locaţiei nu s-a schimbat.

Suprafaţa de 22590,5 m2 aferentă construcţiei instalaţiei va fi modificată prin

executarea lucrărilor de amenajare, consolidare, săpături şi nivelare teren necesare

pentru executarea fundaţiilor pentru amplasarea utilajelor şi echipamnetelor

tehnologice.

Acolo unde este cazul, stratul vegetal va fi decopertat şi prezervat, urmând

să fie împrăştiat pe spaţiul verde.

Probele de rezistenţă şi etanşeitate ale conductelor şi utilajelor se vor face

cu apă curată, fără suspensii mecanice. După proba de presiune apa folosită va fi

deversată la canalizarea industrială şi dirijată spre staţia de epurare a rafinăriei.

Controlul îmbinărilor prin sudură a conductelor se va realiza cu metode

nedistructive (lichide penetrante sau ultrasunete).

Nu se vor utiliza substanţe cu caracter poluant pentru sol, însă se pot

înregistra mici scăpări accidentale de ulei şi combustibili de la utilajele folosite.

Suprafaţa aferentă instalaţiei va fi betonată. Odată realizată această

platformă, posibilitatea afectării solului cu produse petroliere va fi mult diminuată.

În perioada de funcţionare a instalaţiei nu vor exista surse dirijate de

emisii în factorii de mediu. Proiectul prevede măsuri de eliminare a posibilitîţii de

poluare a solului, prezentate la p.4.3.4

4.3.3. PROGNOZAREA IMPACTULUI

Impactul asupra solului în timpul realizării lucrărilor de investiţii va fi:

1.- pozitiv deoarece se va schimba situaţia existentă, prin valorificarea unei

suprafeţe de teren neutilizate, precum şi prin schimbarea aspectului zonei,

betonarea întregii platforme pentru amplasarea utilajelor;



74

2.- impactul se va resimţi pe suprafaţa de teren aferentă investiţiei, dar nu se

va resimţi în arealul înconjurător;

3.- impactul nu va afecta alţi receptori, caracteristici valoroase sau rare ale

mediului sau arii ori zone protejate;

4.- impactul se va resimţi pe termen scurt şi temporar, pe perioada de

realizare a lucrărilor;

5.- impactul va fi reversibil şi remediabil, urmând ca suprafaţa neocupată să

fie amenajată ca spaţiu verde

Impactul asupra solului pe perioada de funcţionare a instalaţiei DGRS va fi :

· continuu, pe toată perioada de funcţionare a acesteia,

· pe termen lung şi reversibil pentru că la încetarea activităţii obiectivului

analizat va fi refăcută calitatea acestuia.


În vederea asigurării protecţiei solului şi implicit a apelor subterane la

funcţionarea instalaţiei, prin proiect se prevăd următoarele lucrări care reduc

posibilitatea şi sursele potenţiale de poluare:

m) - impermeabilizarea prin betonare şi rostuire a

platformei pe care este amplasată instalaţia, colectarea tuturor

surselor de ape potenţial poluate de pe aceasta şi dirijarea lor la

reţeaua de canalizare industrială;

n) - realizarea canalizării pe categorii de scurgeri (menajeră,

industrială) şi conectarea acestora la reţelele existente, specifice.

o) - toate scurgerile de produse petroliere de la utilaje şi din

punctele joase ale conductelor vor fi colectate prin sistemul de

canalizare şi dirijate spre staţia de epurare a rafinăriei.

p)Conductele proiectate ce se vor monta îngropat vor fi protejate împotriva

coroziunii interioare şi exterioare, iar în punctele critice (traversări de drumuri)

acestea se vor monta în tuburi de protecţie.

Pentru a împiedica posibilele infiltrări de produse petroliere în sol, toată

suprafaţa platformei instalaţiei va fi impermeabilizată prin betonare, de pe care apele

pluviale potenţial poluate vor fi colectate şi dirijate la canalizarea industrială a

rafinăriei.



75

La exploatareai corespunzătoare a instalaţiilor cu respectarea condiţiilor de

operare şi întreţinere nu vor exista surse de poluare pentru sol.

În concluzie se poate afirma că soluţiile constructive adoptate la realizarea

instalaţiei DGRS fac ca posibilitatea poluării solului şi subsolului să fie practic nulă.



76

4.4 GEOLOGIA SUBSOLULUI

Conform regionării geomorfologice prezentat în „Harta României cu unităţile

de relief”, platforma Brazi se încadrează în regiunea geomorfologică D, Câmpia

Ialomiţei, subregiunea Câmpia piemontană a Prahovei, unitatea Ploieştiului. formată

prin suprapunerea conurilor de dejecţie ale Prahovei şi Teleajenului, la ieşirea

acestora din dealurile subcarpatice.

Harta geologică în zonă

Din punct de vedere geologic, terenul face parte din avanfosa carpatică,

reprezentată prin zona sa internă, cutată, cunoscută în regiunea de curbură sub

denumirea „zona cutelor diapire”.

Structura geologică a subsolului se încadrează în caracteristicile generale

ale zonei municipiului Ploieşti, alcătuită din depozite cuaternare, Halocen,

Pliestocen superior, suprapuse peste depozite mai vechi, Pliestocen mediu,

Pleistocen inferior şi Levantin. Straturile geologice din adâncime sunt alcătuite din

roci sedimentare. Dispunerea acestora este tipică unităţilor de platformă, orizontale

sau slab monoclinale.



77

Spre partea superioară a scoarţei se întâlnesc pietrişuri, nisipuri şi argile,

într-o alternanţă ce tratează dispunerea sedimentelor transportate din Carpaţi şi

zona subcarpatică.

Câmpia Ploieştilor este o câmpie piemontană, cu suprafaţa netedă cu

onduleuri abia sesizabile. Terenul prezintă o înclinare de la nord-vest spre sud-est,

cu o pantă medie de cca. 1‰

Oraşul Ploieşti este amplasat pe depozite cuaternare, astfel:

§ depozite holocene, constituite din nisipuri grosiere, pietrişuri, argilă prăfoasă,

cu grosimi de 0,7 ÷ 4 m;

§ depozite pleistocen superioare, constituite din nisipuri grosiere şi pietrişuri,

argile, cu grosimi de 15,9 ÷21,6 m;

§ depozite pleistocen mediu, constituite din argile şi argile lutoase, care

constituie baza stratului impermeabil pentru acviferul interceptat la 18,75

÷26,8 m de la sol;

§ depozitele pleistocenului inferioar, constituite din straturi suprapuse de argile,

argile lutoase şi nisipuri cu grosimi de 500 ÷ 950 m, care includ şi depozite de

cărbune şi ţiţei.



78

În cadrul investigaţiilor geofizice efectuate pe amplasamentul instalaţiei de

către firma GEOTESTING CI SRL, nivelul pânzei freatice se află la adâncime de 3,90 ÷

4,90m şi este cantonată în pietrişuri şi nisipuri.

4.4.1. IMPACTUL PROGNOZAT

Nu există surse continue de poluare a subsolului.

Prin procesul tehnologic proiectat nu se prevede evacuare de ape uzate în

efluenţi de suprafaţă sau în subteran.

În instalaţie nu se vor depozita materiale sau substanţe periculoase.

Prin betonarea întregii platforme pe care se va amplasa Instalaţia se

apreciază că solul şi subsolul vor fi protejate de scurgerile accidentale de produse

petroliere.

Măsurile constructive care vor asigura protecţia solului, vor asigura inclusiv

şi protecţia subsolului.

În ceea ce priveşte subsolul, impactul asupra acestuia va fi posibil, dar puţin

probabil prin măsurile de protecţie luate prin proiect.


Instalaţia este astfel realizată încât să se evite poluarea solului şi subsolului

:

§ platforma instalaţiei va fi betonată pentru a împiedica, ca eventualele

scurgeri de produse să se infiltreze în sol ;

§ echipamentele cu produse petroliere vor fi prevăzute cu sistem de

măsurare a nivelului, semnalizare şi alarmare la atingerea nivelului maxim de

umplere, astfel încât să se evite deversarea produselor ;

§ canalizarea preconizată, realizată pe categorii de scurgeri va asigura

colectarea şi evacuarea apelor uzate de pe amplasament fără a contamina solul şi

subsolul din zonă;

§ toate purjele şi scurgerile de la echipamentele tehnologice vor fi colectate

recipiente montate subteran amplasat subteran

Astfel, scurgerile de la echipamentele tehnologice şi aparatura AMC din

instalaţia SWS, precum şi purjele vor fi colectate într-un vas subteran de scurgeri

181 F002. Lichidul este reintrodus la limita instalatiei în linia de evacuare spre

rezervorul existent de ape uzate, folosind presurizare cu azot.



79

§ Toate fluxurile lichide din instalaţia SRU, precum condensul de joasă

presiune, traseele de abur condensat (steam tracing condensates), apa

demineralizată sunt colectate şi dirjate în vasul de degazare 183F201.

§ Condensul este recuperat în întregime şi utilizat ca agent de răcire a

gazelor de proces.

§ Scurgerilor de amină se colectează într-un un rezervor ingropat de

scurgeri 188F102, folosit şi ca vas de preparare a solutiei de amină, care stochează

o parte din soluţia de aminăDMEA în timpul efectuării operaţiilor de întreţinere.

§ conductele proiectate ce se vor monta îngropat vor fi protejate împotriva

coroziunii interioare şi exterioare, iar în punctele critice (traversări de drumuri)

acestea se vor monta în tuburi de protecţie.

§ în cazul opririlor planificate sau accidentale, după evacuarea produselor

din echipamente în facla de joasă presiune, se va trece pe alimentarea cu gaze

naturale desulfurate a arzătorului sobei Claus până la arderea completă a H2S,

după care se va introduce abur, condensul fiind colectat în totalitate.

În concluzie se poate afirma că soluţiile constructive adoptate la realizarea

instalaţiei DGRS fac ca posibilitatea poluării subsolului să fie nulă.



80

4.5. BIODIVERSITATEA

Terenul pe care va fi amplasată instalaţia de recuperare sulf se află pe teritoriul

unei întreprinderi industriale existente cu acelaşi profil, folosinţa terenului nu se

schimbă, nu este propice vegetaţiei spontane şi nu reprezintă habitatul unor specii de

vieţuitoare.

Instalatia DGRS se va amplasa pe platforma industriala a Petrobrazi.

Poluantii specifici evacuaţi din instalaţie au impact nesemnificativ faţă de fondul

existent al zonei.

Datorită caracterului practic nepoluant, al poziţiei şi distanţei faţă de suprafetele

de teren cultivate şi populate cu fauna terestră sau acvatică, obiectivul nu va influenţa

negativ vegetaţia şi fauna din zonele adiacente.


Prezenţa florei şi faunei este pur întâmplătoare, atât pe amplasamentul propriu-

zis al instalaţiei cât şi în zona înconjurătoare, ea manifestându-se la nivelul de smocuri

răzleţe de iarbă.

Activitatea de construire şi funcţiionare a instalaţiei proiectate nu va afecta

vegetaţia sau fauna din areal, astfel că se poate afirma că nu va exista un impact asupra

vegetaţiei şi faunei din zona amplasamentului şi din zonele limitrofe nici în timpul realizării

lucrărilor de investiţie, şi nici după punerea în funcţiune a instalaţiei.


Datorită unei reprezentări foarte slabe a vegetaţiei în zona de amplasare şi a

unui impact inexistent, nu au fost prevăzute măsuri speciale de diminuare a impactului

asupra vegetaţiei sau faunei.

4.6 PEISAJUL


Aşa cum s-a menţionat obiectivul va fi amplasat în zona industrială a oraşului

Ploieşti, pe un teren cu folosinţă industrială şi se încadrează perfect în peisajul industrial

al acesteia.

În continuare se va prezenta modalitatea de utilizare a terenului şi anume:

ST = suprafata totala a terenului / 3706017 mp, din care,



81

suprafata aferenta lucrarilor din prezenta investitie 25.290,54 mp

SC = suprafaţa construita (clădiri, accese) / clădire: 8,5m x 11m

Spr = suprafaţa spaţii verzi/libere : nu este cazul

St = suprafata căi de transport, CF: nu este cazul


Datorită unei reprezentări foarte slabe a vegetaţiei în zona de amplasare şi a

unui impact inexistent, nu au fost prevăzute măsuri speciale de diminuare a impactului

asupra vegetaţiei sau faunei.

Pe baza celor prezentate se apreciază că impactul construirii şi funcţionării

obiectivului asupra cadrului natural şi valorii estetice a peisajului va fi inexistent.

4.7 MEDIUL SOCIAL ŞI ECONOMIC

Instalatia DGRS va fi amplasată pe platforma industrială Petrobrazi, la distanţă

apreciabila faţă de aşezările umane, ca urmare populaţia din zonă nu va fi afectată în

nici un fel de construcţia acestui obiectiv.

Activitatea din cadrul instalaţiei nu va avea niciun impact negativ asupra

caracteristicilor demografice ale populaţiei din zonă sau asupra condiţiilor de viaţă ale

locuitorilor din zonă.

Terenul pe care se va amplasa obiectivul este cotat ca teren neproductiv – teren

cu construcţii industriale. Terenul nu este supus restricţiilor, fiind amplasat în afara

zonelor protejate sau de interes public.

Instalaţia care face obiectivul prezentului proiect incluzând Stripare ape uzate,

Recuperare Sulf şi Tratare Gaze Reziduale, tratează şi prelucrează toate fluxurile de

ape acide şi gaze acide din instalaţiile tehnologice din rafinărie, ceea ce va asigura

reducerea conţinutului de H2S în proporţie de 99,9%, precum şi recuperarea sulfului sub

formă de sulf solid, produs ce se valorifică.

Respectarea tuturor măsurilor de siguranţă recomandate prin proiectul tehnic va

duce la prevenirea unor accidente cu urmări defavorabile asupra factorilor de mediu.

Activitatea şi amplasamentul obiectivului în zonă pe platforma existentă a

Petrobrazi nu va constitui un factor semnificativ de stres pentru populaţia din zonă.

Prin fumcţionarea obiectivului propus prin prezentul proiect nu va exista impact



82

negativ asupra aşezărilor umane .

Ca urmare se poate aprecia că impactul acestei investiţii în ceea ce priveşte

mediul social şi economic va fi pozitiv .

5. ANALIZA ALTERNATIVELORInvestiţia este importantă prin alternativa pe care o oferă, de prelucrare a apelor

acide şi a gazelor cu H2S

Construirea instalaţiei pe amplasamentul propus prezintă următoarele avantaje :

§ asigură reducerea conţinutului de H2S din gazele de rafinărie şi recuperarea

sulfului în proporţie de 99,9%

§ utilizarea unei suprafeţe libere existente

§ creşterea gradului de ocupare a terenului;

§ adâncirea gradului de prelucrare a produselor petroliere, ceea ce va duce la

valorificarea superioară a resurselor energetice

§ încadrarea în fluxul tehnologic existent în rafinărie, având în vedere

necesitatea respectării legislaţiei de protecţie a atmosferei.

S-a optat pentru tehnologia „Le Gaz Integral” Franţa.

6. MONITORIZAREAParametrii procesului tehnologic vor fi monitorizati, urmăriti, înregistraţi şi reglaţi

din camera de comandă a instalaţiei

Prin programul de analize de laborator necesar conducerii procesului tehnologic

se va monitoriza calitatea materiilor prime, a produselor finite.

In perioada functionarii Instalatiei de desulfurare gaze reziduale, pe baza unui

program stabilit, beneficiarul va monitoriza evacuarile catre mediul inconjurator in scopul

interventiei in cazul cand apar depasiri ale concentratiilor poluantilor.

Pentru monitorizarea factorilor de mediu se va întocmi un plan de monitoring.

Acesta se va elabora de comun acord cu APM Prahova, stabilindu-se tipurile

indicatorilor urmăriţi pentru principalii factori de mediu, precum şi frecvenţa, condiţiile,

locul şi modul de prelevare a probelor.

Periodicitatea prelevării probelor şi efectuării analizelor (zilnică, lunară,

semestrială) se va stabilie funcţie de condiţiile locale şi de gradul de încărcare cu

poluanţi a acestora.

La monitorizarea factorilor de mediu se vor urmăr în special:



83

§ Pentru factoriul de mediu apa – cantitatea şi calitatea apelor care se

evacuează la canalizarea verde a platformei Petrobrazi (Conform BAT pentru rafinării

p.3.26) ;

§ Pentru factorul de mediu aer - monitorizarea continuă a emisiilor la coş cu

montarea de analizoare on-line, astfel:

- la coşul incineratorului.

§ Pentru factorul de mediu sol: controlul modului de gospodarire a deşeului de

fabricaţie: catalizator solid uzat.

În vederea monitorizării cantităţii de emisii de poluanţi în gazele arse, se prevăd

puncte de prelevare probe de gaze din coşul de evacuare a acestora, amplasat astfel

încât să prevină fenomenele de turbulenţă şi de diluţie, precum şi amenajarea unei

platforme corespunzătoare amplasată la distanţă de la sol, prevăzută cu balustradă şi

scară de acces

Amenajarea platformei trebuie să permită respectarea cerinţelor normelor în

vigoare, în special în ceea ce priveşte caracteristicile secţiunilor de măsurare. Platforma

trebuie să permită amplasarea punctelor de prelevare probe într-o secţiune ale cărei

caracteristici să permită efectuarea de măsurători reprezentative: viteza gazelor să fie

uniformă şi compoziţia acestora să fie omogenă.

De asemenea amenajarea platformei trebuie să permită accesul uşor la

punctele de prelevare probeşi să asigure siguranţa operatorilor.

Conştientizarea personalului operator asupra importanţei prezervării mediului,

se poate constitui, de asemenea într-o măsură eficientă de diminuare a impactului

asupra mediului, prin evitarea unor operaţii executate neglijent, generatoare de poluanţi

pentru factorii de mediu, în special pentru aer.

În cadrul programului de monitorizare a factorilor de mediu din rafinărie se va

include şi monitorizarea emisiilor şi imisiilor provenite de la funcţionarea acestei instalaţii



84

7. SITUAŢII DE RISCÎn cadrul obiectivului, în diferite momente ale desfăşurării procesului tehnologic

vor fi prezente următoarele substanţe toxice şi periculoase: azot, hidrogen sulfurat,

catalizatorul uzat, gaze tratate cu amine (index: 649-120.00-0, CAS 68477-65-6), gaze

acide uzate reziduale (index: 649-129-00-x). Aceste gaze au R: 45-46 şi S:53-45

Prezenţa acestor substanţe periculoase încadrează instalaţia în gradul 1 de

periculozitate.

De menţionat că pe platforma instalaţiei propriu zise nu se vor depozita nici-un

fel substanţe periculoase. Sulful lichid degazat va fi trimis în cuva de sulf existentă.

Se anexează fişele tehnice de securitate pentru sulf, MDEA şi catalizatori de la

Axens.

Hidrogenul sulfurat se regăseşte în Anexa 2 la HG 490/2002, nr. index: 016-

001-00-4, nr. CAS 7783-06.4, clasificare: F+, R12; T+, R26; N, R50; etichetare : F+, T,

N; R: 12-26-50; S: (1/2-)9-16-36-38-45-61, este foarte toxic, extrem de inflamabil.

Hidrogenul sulfurat este o substanţă periculoasă, atât datorită toxicităţii sale

extreme, cât şi naturii sale explozive în amestec cu aerul sau cu bioxidul de sulf.

Concentraţia maximă la care H2S este considerat periculos este de cca.10 ppm.

La această concentraţie H2S poate fi uşor recunoscut după miros, dar el poate paraliza

parţial nervii olfactivi până la punctul în care prezenţa gazului nu se mai face simţită.

Prin urmare, deşi mirosul gazului este foarte neplăcut, el nu constituie un mijloc de

apărare demn de încredere şi nici un avertisment contra efectului otrăvitor. In acţiunea

sa toxică, hidrogenul sulfurat atacă centrii nervoşi. Primele simptoame de otrăvire sunt

dureri de cap, ochii care ard şi vederea înceţoşată.

O concentraţie de 100 ppm H2S în aer după 2-15 minute provocă tuse, iritare şi

pierderea mirosului, iar după 15-30 minute somnolenţă.

O concentraţie de 1000 ppm H2S în aer poate duce la pierderea cunoştinţei,

oprirea respiraţiei şi moarte fulgerătoare.

Proprietăţi fizico-chimice :

Este gaz incolor, cu miros specific de ouă clocite (senzaţia olfactivă nu creşte

în raport cu concentraţia gazului în aer). Mirosul particular, decelabil în concentraţii

mici, nu mai poate fi perceput, la concentraţii mari, datorită anesteziei olfactive.

§ masa moleculara ( M ): 34,08 gr.



85

§ densitatea: 1,5392 g/l la 0 °C;

§ temperatura de autoaprindere: 250 °C;

§ tensiunea de vapori: 16,95 atm. la 18,7 °C, 2 atm. la 20,0 °C;

§ limite de explozie :……………….. lim. inf. 4,5 %; lim. sup. 45,5 %

§ CMAmedie:...................................10 mg/mc ÷ max:15 mg /mc aer,

§ doza letală: 500-700 ppm, timp de l/2h-lh

§ solubil în alcool etilic şi destul de solubil în apă; la 15°C, 1 litru de

apă dizolvă aprox.3 litri H2S

Toxicitate

Hidrogenul sulfurat pătrunde în organism, în special pe cale respiratorie. Nu

dă fenomene de acumulare. Produsul este rapid oxidat şi eliminat în special prin căile

intestinale şi urinare. Pe lângă o acţiune iritantă locală asupra parenchimului

pulmonar, hidrogenul sulfurat are o acţiune toxică generală;

Ca urmare a inhalării unei cantităţi mari de H2S se produc intoxicaţii supraacute,

care se se manifestă prin tulburări respiratorii, contracţii, pierderea cunoştinţei, şi în final

apariţia de edem pulmonar acut.

Intoxicaţia acută şi subacută sunt cele mai frecvente şi se manifesta prin: iritaţie

oculară, conjunctivite dureroase, lăcrimare, fotofobie;

§tulburări nervoase: cefalee cu ameţeli, tendinţe de lipotimie, somnolenţă,

anemie şi febră;

§tulburări pulmonare: iritarea cailor respiratorii, cu eventuale edeme acute

pulmonare;

§tulburări gastrointestinale: stomatite cu respiraţie fetida, greţuri, vomismente

etc.; Intoxicaţia cronică: simptomatologia este difuză, caracterizată în special

prin cefalee,

§ astenie, tulburări oculare, bronşite cronice cu alterarea stării generale

şi uneori reacţii. cutanate;

Se scoate accidentatul din zonă şi i se acordă primul ajutor.

În cazul afecţiunilor ochilor, accidentatul trebuie dus într-o cameră

întunecoasă; i se vor pune comprese cu acid boric 3% şi se va instila în ochi sol. de

novocaină cu adrenalină.

Măsuri pentru prevenirea otrăvirii cu hidrogen sulfurat :

- ventilaţia spaţiilor închise, de preferat cu tiraj forţat ;



86

- evitarea scurgerilor de H2S prin etanşarea corespunzătoare a vaselor şi

legăturilor conducte ;

- purjarea vaselor care conţin H2S înainte de a fi deschise ;

- utilizarea de măşti de gaze sau măşti cu aducţiune de aer proaspăt.

Dioxidul de sulf care se formează în procesul de ardere, este inclus în Anexa 2

la HG 490/2002, nr. index: 016-011-00-9, nr. CAS 7446-09.5. încadrarea lui depinde de

concentraţia în gaze. În procesul de reacţie; concentraţia de SO2 în soba Claus poate

depăşi concentraţia de 20%. În acest caz este toxic prin inhalare, în contact cu pielea şi

în caz de ingerare, la contactul cu apa se degajă gaze toxice, prezintă pericolul de

efecte cumulative şi provoacă arsuri.

Fraze de risc: R20 – R34

Fraze de securitate: S(1/2)9-26-36/37/39-45.

Proprietăţi fizico-chimice:

· gaz incolor, cu miros caracteristic de pucioasă arsă, înecăcios. Inhalat in

cantitate mică lasă un gust dulceag, apoi acru.

· masa moleculară ( M): 64,06 gr.

· punct de solidificare: (-73 )°C

· punct de lichefiere : (-10)°C

· densitate faţă de aer: 2,93 la 0°C şi 760 mm col. Hg

· tensiunea de vapori: 1 atm. la -10,0°C; 2atm. la 6,3°C; 5 atm. la 55,5°C; 30

atm. la l02,6°C şi 50 atm. la l30,2°C

· solubil în apă la presiunea atmosferică; la 20°C, într-un volum de apă se

dizolvă 40 volume gaz. Soluţia are caracter acid, datorită acidului sulfuros rezultat

din combinarea bioxidului de sulf cu apa.

· conc. max. admisibilă: medie: 5 mg / mc aer; vârf : 10 mg / mc aer;

· conc. de intoxicare (C tox.) 1,2 mg /l;

· conc. letală (C let.) 12,0 mg /1 ;

Toxicitate

Acţiunea toxică principală este aceea de iritant, în special a căilor respiratorii

superioare: în cazul unor concentraţii mult crescute, bioxidul de sulf afectează direct

aparatul respirator.

Acţionează nociv asupra organelor hematopoietice (măduva osoasă, splina).

- inhalat in concentraţii mici şi repetate, exercită o acţiune iritantă asupra



87

mucoaselor, iar în cantităţi mai mari provoacă răguşeală şi senzaţie de constricţie

toracica, bronşita.

- în cazul unor durate prelungite în mediu viciat, apar vărsături simple

sau sanguinolente.

- concentraţiile mari produc bronşite acute, dispnee, tendinţa spre

lipotimie. Pe lângă simptomele menţionate, bioxidul de sulf poate produce iritarea

ochilor însoţită de lăcrimare şi usturime.

- dizolvarea bioxidului de sulf în salivă poate conduce la gastrite.

- stropirea cu bioxid de sulf lichid provoacă adevărate degerături, datorită

acţiunii sale de răcire puternică -5 °C. |

Recomandări medicale

În mediu cu bioxid de sulf nu vor lucra persoanele care au afecţiuni cronice

ale căilor respiratorii, bronhopatii cronice, pneumopatii cronice, conjunctivite, dermatoze

cronice.

Primul ajutor:

- muncitorul care a fost expus la concentraţii mari de bioxid de sulf va fi urgent

evacuat din mediul viciat;

- în caz de intoxicaţie, după evacuare se recomandă efectuarea

oxigenoterapie;

- în caz de stropire cu gaz lichefiat, suprafaţa afectată se spală cu apa

alcalinizată, după care se clăteşte abundent cu multă apă simplă;

- cunoscut fiind faptul că în unele cazuri pot apare complicaţii pulmonare, ce se

instalează după o anumită perioadă de timp, este necesar ca, indiferent de starea

bolnavului, acesta să fie supravegheat în continuare de către medic;

- în cazul stropirii ochilor, este recomandabilă folosirea unei soluţii de clorură

de sodiu 14% sau a unei soluţii de bicarbonat 22 %;

- de asemenea, este indicat ca intoxicatul să-si clătească frecvent gura

cu soluţii alcaline.

Azotul se utilizează pentru inertizarea instalaţiei la pornirea şi oprirea sobei

Claus, la purjarea echipamentelor AMC şi la probe de presiune.

Este un gaz incolor, inodor, puţin solubil în apă şi alcool. Este foarte stabil, la

încălzire prezintă pericol de explozie a recipienţilor în care se păstrează, se dizolvă în

cantităţi mici în unele metale, în cazul metalelor feroase determină astfel creşterea



88

sarcinii de ruptură, a durităţii, a coroziunii sub tensiune.

Din punct de vedere toxicologic, este un gaz netoxic, dar în spaţii închise când

concentraţia de oxigen în aer scade, poate duce la moarte.

Sub formă lichidă poate produce degerături severe şi arderea pielei.

Este un gaz care nu arde.

Monoxidul de carbon

Apare în cazul unei arderi incomplete.

CO este otrăvitor, poate înlocui oxigenul din sânge, putând provoca moartea prin

sufocare.

Metildietanolamina – CH3N – (CH2CH2OH)2

Număr CAS: 105-59-9


Greutate moleculară: 119,16

Greutate specifică la 20°C : 1,041

Temperatura de fierbere: la 760mm col Hg=247,30C ;

la 50 mm col.Hg =1630C ;

la 10 mm col Hg =128,60C

Temperatura de inflamare Pensky-Martens : 138,0 °C

Temperatura de congelare :-21,0 °C

Presiune de vapori la 200C : <mmHg

Solubilitate în apă la 200C – complet miscibilă

Viscozitate la 200C = 101 cP ; la 400C = 33,8 cP

Simbol de risc : XI

Fază de risc : R 36 iritant pentru ochi

Frază de securitate : S 24 a se evita contactul cu pielea

Toxicitate

-este o substanţă lichidă cu reacţie bazică;

-în contact cu pielea produce iritaţii şi după un timp distrugerea ţesuturilor;

-inspirată sub formă de picături foarte fin dispersate este nocivă.

Primul ajutor

- în caz de stropire cu DMEA, locul respectiv va fi spălat imediat cu multă apă



89

şi cu soluţie diluată de acid acetic 5 %.

5. Oxidul de carbon


- este un gaz incolor, inodor şi insipid;

- masa moleculară 28,010 gr.

- densitatea relativă faţă de aer (aer=l) 0,967

- punct de lichefiere -191,5 C

- punct de solidificare -204,0 C

- temperatura de autoaprindere : 605,0 C

- limite de explozivitate, în volume, la %, în aer:

§ limita inferioară: 12,5%

§ limita superioara: 75,0%

- CM A :- medie: 30 mg/mc aer,

- vârf: 50 mg/mc aer

- nu întreţine arderea; arde însă cu o flacără albastră, cu degajare de căldură;

- la cald reduce oxizii metalici, punând în libertate metalul;

Toxicitate

- Oxidul de carbon este o noxă deosebit de importantă pentru faptul că este

foarte des întâlnită, cât şi pentru faptul că produce forme grave de intoxicaţie.

Se cunoaşte o singură modalitate sigură de acţiune a oxidului de carbon şi

anume blocarea prin complexare a hemoglobinei şi formarea carboxihemoglobinei după

reacţia:

CO + Hb = COHb

În acest fel, oxihemoglobina devine inaptă pentru transportul oxigenului în

organism. Se împiedică oxidarea hemoglobinei la oxihemoglobina;

- Fenomenele toxice provocate sunt în general cele ale anoxemiei (lipsa de

oxigen).

Cel mai sensibil la insuficienţa de oxigen şi cel mai uşor vulnerabil este ţesutul

cerebral; creşte permeabilitatea capilarelor şi ţesutului cerebral, precum şi tensiunea

intracraniană.

Intoxicaţia acută:

- se manifestă prin senzaţie de tensiune şi pulsaţii în tâmple, ameţeli,

oboseală;



90

- pielea prezintă de obicei o coloraţie roşie-violacee;

- într-o faza avansata de intoxicaţie, apar greţuri, vărsături, ameţeli,

pierderea cunoştinţei, coma, în cazul concentraţiilor mari de oxid de carbon;

aceste simptome se pot dezvolta fulgerător, provocând moartea în câteva minute;

- se înregistrează tulburări vizuale privind câmpul vizual şi perceperea

culorilor. Intoxicaţia cronică:

- a fost pusă în evidenţă existenţa unei triade simptomatice constituite din

astenie, cefaleee şi vârteje, ca urmare a unei îndelungate şi repetate expuneri la oxid de

carbon;

- astenia este simptomul cel mai des întâlnit şi se caracterizează prin

oboseala, apatie

intelectuală,

- uneori impotenţă sexuală, deşi condiţia fizică este bună în general;

- cefaleea este un simptom tenace şi rebel, cu localizări frontale, occipitale;

- vârtejul este însoţit de sincopă, însă se întâlneşte mai rar;

Pe lângă simptomele menţionate pot apărea:

- tulburări digestive (greţuri, vărsături);

- tulburări auditive (zgomote în urechi);

- tulburări ale vederii (licăriri în faţa ochilor);

- tulburări nervoase (iritabilitate);

- tulburări cardiace (palpitaţii, dureri precordiale );

- modificări sanguine (poliglobulie).

Primul ajutor:

- scoaterea din mediul viciat a celui intoxicat;

- respiraţia artificială şi oxigenotereapie;

-anunţarea medicului.

6. Bioxidul de carbon (CO2)

- Este un gaz incolor cu gust acrişor, solubil în apă;

- Nu arde şi nu întreţine arderea;

- Se găseşte normal în aerul atmosferei în proporţie de 0,3-0,7 volume la litru

rezultând din respiraţia animalelor şi oamenilor, arderi diverse, fermentarea unor

materii organice;

- Ingerat sub formă de apă minerală sau artificială el nu este toxic deoarece pe



91

măsura ce este absorbit se şi elimină prin plămâni;

Intoxicaţiile cu CO2 sunt de obicei accidentale sau profesionale. Acţiunea sa

toxică se exercită asupra sistemului nervos şi muscular. Toxicitatea începe să se

manifeste de la o concentraţie de 0,5-2 % când apar primele simptome de dificultate

respiratorie însoţită de iritarea şi înroşirea pielii şi mucoaselor. La o concentraţie de 8-

10 % se constată insuficientă respiratorie, pierderea cunoştinţei, oprirea respiraţiei.

Concentraţia de 12 % este mortală.

7. Hidrocarburile gazoase

Aceste gaze se găsesc în disoluţie de petrol şi se degajă cu ocazia prelucrărilor;

Hidrocarburile gazoase saturate au acţiune paralizanta asupra sistemului nervos

central şi această acţiune creşte cu greutatea moleculară a gazului;

Hidrocarburile până la heptan sunt uşor absorbite şi produc o stare de excitaţie

şi uşoară iritaţie a mucoaselor;

La hidrocarburile cu catene ramificate acţiunea anestezică este mai accentuată;

Intoxicaţia cu hidrocarburi saturate aciclice şi ciclice poartă denumirea de

petrolism; Petrolismul acut se manifestă prin: nesiguranţă în echilibru, cădere şi somn

profund.

Inhalarea masivă de hidrocarburi poate provoca moartea; mai frecvent este

petrolismul cronic caracterizat prin tulburări respiratorii, conjunctivită şi edem pulmonar

8. Gazul metan

În stare pură este un gaz incolor şi fără miros. Este mai uşor ca aerul,

imflamabil, explozibil în amestec cu aerul.

Pentru a putea fi sesizat în cazul când scapă in atmosfera prin neetanşeităţi,

este odorizat cu mercaptani. Este un gaz care în concentraţie mare produce oprirea

respiraţiei prin lipsa de oxigen.

Concentraţia maxima admisibila la locul de munca este de 1500 mg/m3 aer.

Ca masuri de prim ajutor enumerăm: in caz de intoxicare se recomanda

respiraţie adânca intr-o zona cu aer curat. Când se constata oprirea respiraţiei, se

recomanda respiraţia artificiala si administrarea de oxigen pana la sosirea medicului.

9. Gazele arse

Gazele arse provenite contin oxigen în cantităţi foarte mici sau chiar deloc,



92

astfel că dacă o persoană intră pe canalele de gaze nepurjate şi neaerisite se poate

asfixia. Asfixia este precedată de ameţeli, dureri de cap şi o respiraţie alertă. Gazele

arse care conţin cantităţi însemnate de oxizi de carbon, care este foarte toxic. În cca. o

oră, o concentraţie de numai 0,4 % voi poate fi fatală. Este bine de ştiut faptul ca

pielea unei persoane intoxicate cu oxid de carbon are adesea o culoare violacee.

Primul ajutor, până la intervenţia medicala specializată, va consta din respiraţia

artificială (cu sau fără oxigen) cu menţinerea corpului celui în cauza protejat de frig.

11. Sulfurile de fier

Sulfurile de fier se întâlnesc sub formă de depuneri de pulberi de culoare neagră

sau cenuşie în recipientele unde s-au produs coroziuni prin acţiunea sulfului şi pot fi

uşor confundate cu cocsul.

Pericolul pe care îi prezintă aceşti compuşi este legat de proprietăţile lor

piroforice, care îi fac să se aprindă spontan în contact cu aerul. Astfel se pot produce

incendii puternice în echipamentele proaspăt deschise în care mai există şi urme de

produse petroliere.

Echipamentele tehnologice în care este posibilă existenţa sulfurilor de fier,

se vor sufla cu abur în cantitatea suficientă şi vor fi apoi spălate cu apă, înainte de a fi

deschise.

Depunerile a căror natură nu este certă, se vor menţine în stare umedă, până

la îndepartarea lor din echipamente şi depozitarea lor într-un spaţiu ferit.

În concluzie, produsele vehiculate în noua instalaţie DGRS, conform HG

1408/2008 « Hotărâre privind clasificarea, ambalarea şi etichetarea sunstanţelor

periculoase » se încadrează în categoria de substanţe periculoase pentru om şi mediu.

Pentru evitarea de evenimente cu efecte asupra factorilor de mediu, operarea

instalaţiei se va face cu respectarea măsurilor prevăzute de Legea Securităţii şi Sănătăţii

în muncă a lucrătorilor nr. 319/2006 şi a hotărârilor de guvern specifice învigoare.

Chimicalele utilizate în proces (amoniac, inhibitori de coroziune, agenţi de

neutralizare etc.) se injectează în flux acolo unde este cazul cu pompe dozatoare.

SC Petrobrazi SA a implementat un sistem de management calitate-mediu-

sănătate şi securitate în muncă, au fost documentate şi elaborate proceduri operaţionale

şi de sistem. În cadrul sistemului integrat de management a fost elaborată procedura



93

privind „Pregătirea pentru situaţii de urgenţă”, care cuprinde responsabilităţile şi modul

de pregătire şi organizare în cazul situaţiilor de urgenţă.

Pentru prevenirea accidentelor majore şi intervenţia rapidă şi eficientă în cazul

producerii unui accident major generat de existenţa substanţelor periculoase pe

amplasament, ca urmare a cerinţelor legale operatorul deţine:

- Politica de prevenire a accidentelor majore (PPAM)

- Raport de securitate

- Plan de urgenţă internă;

- Plan de urgenţă externă;

- Plan de protecţie civilă;

- Plan de protecţie şi intervenţie la dezastre

- Plan de evacuare

- Plan de prevenire şi combatere a poluărilor accidentale la folosinţele de apă

potenţial poluatoare

După punerea în funcţiune a instalaţiei, respectând obligaţiile legale de

reactualizare a documentaţiilor existente, măsurile prevăzute în planurile generale

existente se vor extinde şi la această instalaţie, şi se vor elabora planuri locale de

intervenţie PSI şi de alarmă chimică.

7.1. ANALIZA FACTORILOR DE RISC

Factorii de risc în instalaţia DGRS provin din:

a).- cantitatea de produse vehiculate sau cantitatea de gaze existente în instalaţie

b).- caracteristicile fizico-chimice ale produselor vehiculate

c).- echipamente tehnologice (dinamice şi/sau statice) şi conducte tehnologice

care pot ceda în cursul exploatării

d).- factorul om-operator (gradul de instruire, lipsa de disciplină, experienţa

redusă, oboseala accentuată etc.)

a. – cantitatea de produse vehiculate în instalaţie

Cantitatea de produse vehiculate este prezentată în tabelul 1.2 capitolul 1.6.10 .

Produsele vehiculate sunt: materii rpime

Cantitatea anualănr.crt.

Denumirea materiei prime şi a produselor obţinutet/an

MATERII PRIME1 Apă acidă de la instalaţiile tehnologice existente 546000



94

2 Gaze acide de la instalaţiile existente de desulfurare gaze 155003 Gaze acide de la instalaţia de stripare ape acide 7509,64 Aer combustie 42651

PRODUSE OBŢINUTE1 Apă stripată 53847,361 Sulf 122502 Gaze arse la coş (înainte de diluţia cu aer) 77867,16

Instalaţia nu dispune de capacităţi de depozitare pentru materii prime şi produse

finite, acestea se stochează în rezervoarele existente ale rafinăriei.

b. – caracteristicile fizico-chimice ale materiilor prime şi produselor obţinute

- sunt produse inflamabile şi combustibile care pot produce în atmosfera înconjurătoare

volume mari de amestecuri gazoase explozive.

c.– echipamente tehnologice (dinamice şi/sau statice) şi conducte

tehnologice care pot ceda în cursul exploatării - în instalaţia RS vor fi utilizate

următoarele utilaje: reactoare, soba Claus, vase, schimbătoare de căldură, generatoare

de abur, pompe, suflantă, filtre ş.a. (prezentate la p.1.5.4.)

d. – Factorul om-operator (grad redus de instruire, lipsă disciplină, experienţă

redusă, vârstă ridicată, oboseală accentuată).

7.2. CAUZE GENERATOARE

Factorii de risc menţionaţi la punctele „a” şi „b” sunt specifici instalaţiei, există şi

în mod obiectiv nu se poate interveni asupra lor în sensul diminuării riscului de incendiu.

Cauzele generatoare de accidente datorate factorilor de risc menţionaţi la

punctele “c” şi “d” sunt în principal următoarele:

· apariţia unor neetanşeităţi (la conducte, armături, flanşe de îmbinare);

· spargerea unor garnituri la echipamentele dinamice şi la conductele de

produse petroliere;

· coroziuni avansate ale conductelor şi ţevilor condesatoarelor şi

schimbătoarelor de căldură;

· modificări constructive inadecvate făcute în afara proiectului iniţial fără avizul

proiectantului;

· operări necorespunzătoare ale echipamentului tehnologic;



95

· neefectuarea reviziilor tehnice la intervalele specificate de producătorii de

utilaje şi echipamente sau de proiectant;

· absenţa întreţinerii preventive sau predictive;

· greşeli de operare, intervenţii neautorizate asupra echipamentelor;

· defecţiuni ale instalaţiilor de iluminat, de comandă sau forţă montate la

echipamentele electrice.

7.3. SCĂPĂRI DE PRODUSE

Scăpările de produse se împart în două categorii:

q) 1.- Evacuări tehnologice ce fac parte din procesul tehnologic,

sunt periodice sau accidentale controlate de operator în cantităţi mici şi

nu aduc schimbări în fluxul de lucru.

r) 2.- Scăpări de avarie, conduc la evacuarea necontrolată a

unor cantităţi apreciabile de gaze inflamabile şi combustibile şi sunt

provocate de:

· spargerea unei garnituri de etanşare la racorduri;

· spargerea etanşării mecanice a unei pompe;

· fisurarea / ruperea unei conducte de vehiculare a produselor;

· lăsarea fără supraveghere a unei evacuări tehnologice, care astfel scapă de

sub control

Cantităţile mari de produse inflamabile vehiculate în procesul tehnologic şi

caracteristicile fizico-chimice ale acestora, încadrează instalaţia DGRS în categoria de

pericol de incendiu A cu risc foarte mare de incendiu şi explozie, clasa de importanţă B.

Având în vedere această încadrare, precum şi amplasarea instalaţiei într-o

rafinărie existentă se vor lua măsuri deosebite încă din faza de poiectare.

Prin proiect se prevede:

Ø un sistem de alarmare şi interblocare destinat opririi funcţionării instalaţiei în

condiţii de avarie şi alertării în caz de funcţionare anormală;

Ø măsurarea şi monitorizarea continuă a amestecurilor de gaze în atmosfera de

pe platforma instalaţiei, pentru care se prevede un sistem de detecţie, alarmă şi

semnalizare optică şi acustică

Ø un sistem de detecţie gaze, compus din 16 detectoare de H2S în interiorul şi



96

exteriorul instalaţiei, legate la centrala de monitorizare şi avertizare ce se va monta în

camera de operare; Detectoarele sunt alimentate cu energie electrică din două surse

independente, comutarea pe sursa alternativă realizându-se automat. Sursa proprie de

curent are o autonomie de funcţionare de 30 minute.

Ø butoanele de alarmare la incendii se vor monta pe stâlpii de susţinere ai

conductelor, vase, schimbătoare de căldură, la distanţe de 25-30m, astfel încât cel care

a observat un pericol sau un incendiu să poată semnaliza cu uşurinţă şi la postul de

pompieri şi la casa de comandă;

Ø ca operatorii să poarte echipament corespunzator: detectoare de H2S

personale şi mască de protecţie cu aparat de respiraţie;

Ø un analizor de gaze, la ieşirea din soba Claus, care să asigure un raport

optim H2S/SO2 de 2/1;

Ø un sistem de control distribuit pentru conducerea şi urmărirea procesului

tehnologic;

Ø un sistem de protecţie la arzătorul sobei Claus şi a incineratorului format din:

· un sistem de aprindere pri scânteie

· detector de flacără

Ø pH-ul apei recirculate de la baza coloanei de spălare cu umplutură 188D001

este monitorizat şi pentru menţinerea valorii acestuia între 7 şi 8 se adaugă amoniac.

Adăugarea amoniacului reduce coroziunea, precum şi posibilitatea apariţiei SO2, care ar

distruge amina. Pe linia de evacuare de la vârful coloanei este montat un analizor de H2,

care poate ghida operarea instalaţiei SRU şi a sistemului de hidrogenare.

În eventualitatea producerii unor incendii pe platforma instalaţiei, acestea vor fi

stinse după închiderea sursei de gaze. În această situaţie se va urmări focul până la

stingere şi se va acţiona cu apă numai pentru răcirea utilajelor din zona expusă radiaţiei

termice.

Intervenţia PSI pe platforma instalaţiei ţine cont de cele două faze de dezvoltare

ale unui incendiu: faza iniţială (incendiu de mică proporţie) şi faza finală (incendiu de

mare proporţie). Faza iniţială a unui incendiu implică aprinderea unei cantităţi limitate de

produs combustibil. La faza dezvoltată a unui incendiu se poate ajunge prin evoluţia

neobservată sau nestopată la timp a unui incendiu aflat în faza iniţială, sau prin

aprinderea rapidă a unei mari cantităţi de gaze naturale sau produs petrolier.

În acest sens se vor elabora scenarii de siguranţă la foc.



97

Acestea vor fi preluate în cadrul planului de intervenţie în caz de incendiu şi vor

fi completate de către beneficiar cu reguli şi măsuri specifice utilizării echipamentelor de

prevenire şi stingere a incendiilor, pentru asigurarea timpilor de siguranţă la foc. Planul

de intervenţie pentru instalaţia RS se va întocmi de către beneficiar în conformitate cu

OGR nr. 60/97 şi Norme generale de prevenire şi stingere a incendiilor aprobate cu

Ordinul M.I. nr. 775/98 şi va fi parte integrantă din planul de intervenţie pe rafinărie



98

8. REZUMAT FĂRĂ CARACTER TEHNIC

Instalaţiile care fac obiectul prezentului proicet (SWS, SRU şi TGT) sunt parte

integrantă a rafinăriei Brazi, sunt integrate în fluxul tehnologic al rafinăriei şi activităţile

desfăşurate intră sub incidenţa actelor normative naţionale (OUG 152/2005 cu

modificările şi completările ulterioare, HG 804/2007 modificată cu HG 79/2007) care

transpun legislaţia comunitară aferentă privind protecţia factorilor de mediu (Directivele

europene IPPC, SEVESO ş.a.).

Oportunitatea construirii Instalaţiei de DGRS decurge din necesitatea prelucrării

apelor acide şi a gazelor acide provenite din instalaţiile din rafinărie, cu un randament de

recuperare a sulfului de min. 99,9% şi cu obţinerea de sulf solid, precum şi din cerinţele

impuse de legislaţia în vigoare privind reducerea emisiilor de gaze cu hidrogen sulfurat.

Scopul acestui proiect este de a construi unităţile ce fac parte din Instalaţia DGRS

si anume:

§ Instalaţia de stripare ape acide (cod 7818100)

§ Instalaţia de recuperare sulf, cu depozitul de sulf (cod 7818300)

§ Instalaţia de tratare gaz rezidual (bazată pe procesul de spălare cu amine),

cu secţia de regenerare amine (cod 7818800)

§ Incinerator şi coşul de dispersie s gszelor arse (cod 7818300)

§ Instalaţia de preparare BFW (deaerator) (cod 7818300)

§ Clădire în care se află: substaţia electrică şi camera de comandă

Procesul tehnologic al instalaţiei de desulfurare a gazelor reziduale se bazează

pe îndepărtarea compuşilor cu sulf din gazul rezidual provenit de la instalaţia Claus, prin

absorbţie într-o amină selectivă.

Compuşii cu sulf din gazele reziduale de la instalaţia Claus sunt reduse sau

hidrolizate la H2S într-un reactor pe un catalizator specific.

Gazul rezidual este răcit şi apa este îndepartată înainte ca H2S să absorbit prin

contactul cu o soluţie de metil-dietanol-amina (MDEA) într-un absorber. După

îndepărtarea celei mai mari părţi de H2S, gazul rezidual trece într-un incinerator termic

unde urmele de compuşi cu sulf continute în gazul rezidual sunt transformate în SO2,

înainte de a fi evacuaţi în atmosferă.

Solutia de amină îmbogaţită din absorber este regenerată pentru îndepartarea

H2S şi după răcire soluţia este returnată în absorber. H2S îndepărtat este recirculat în



99

instalaţia Claus.

Sulful rezultat din proces este trimis la depozitul de sulf.

Parametrii procesului tehnologic vor fi monitorizati, urmariti, inregistrati si reglati in

camera de comanda a instalatiei.

Procesul de recuperare sulf constă în conversia termică şi catalitică a H2S din

gazele de rafinărie în sulf.

Procesul de Recuperare sulf se realizează în trei etape succesive:

1 –etapă termică care are loc în soba Claus 301-H101

2 –2 etape catalitice care se realizează în reactoarele 301-R1 şi 301-R2

După fiecare etapă, vaporii de sulf condensează în cazanul recuperator şi în

două condensatoare amplasate după fiecare reactor. Sulful lichid curge gravitaţional prin

închizătoare hidraulice în cuva de sulf lichid, de unde este transportat pe bandă de

solidificare în depozitul de sulf solid existent.

Scopul conversiei termice este de a asigura disocierea H2S la temperatură

ridicată, cu formare de vapori de sulf, în vederea obţinerii unui raport optim H2S/SO2

=2/1, necesar asigurării de condiţii optime pentru procesul de recuperare integrală a

sulfului din gaze.

În această treaptă se asigură de asemenea descompunerea NH3 la N2 şi O2.

Acest proces se realizează prin arderea cu aer a cca. 1/3 din H2S din gazele de

alimentare în arzătorul sobei Claus.

Reacţia termică are loc cu deficit de aer pentru a asigura transformarea parţială

a H2S în SO2.

Practic în soba Claus randamentul de formare a sulfului este de 50-70%, restul

de până la 99,9% se realizează în treaptele catalitice.

Conversia catalitică are loc în două reactoare pe catalizator de oxid de titan pe

suport de alumină şi silice, pe baza următoarelor reacţii:

2H2S + SO2 = 3/8S8 + 2 H2O

S2 = 1/3S6 =1/4S8 (fază vapori)

Reacţiile sunt exoterme, fiind favorizate de temperaturi mai reduse.

Efluentul din condensatorul de sulf final 183E003, conţinând urme de H2S şi

SO2, este tratat în instalaţia TGT.

Instalatia TGT foloseste o tehnologie bazată absorbţia compuşilor cu sulf din



100

gazele reziduale de la SRU în metil-dietanol-amina (MDEA), care are o selectiviate mare

faţă de H2S si selectivitate redusă faşă de CO2.

Compuşii cu sulf din gazele reziduale provenite de la condensatorul de sulf final

183E003 intră în reactorul de hidrogenare/hidroliză 183 D003 unde sunt trecute peste

un strat de catalizator de catalizator pe baza de Co-Mo, unde marea majoritate a

compuşilor cu sulf (COS, CS2, Sx şi SO2) reacţionează cu hidrogenul din gazele de

proces cu formare de hidrogen sulfurat. De asemenea are loc şi transformarea CO şi

CO2 la hidrogen prin reacţia cu apa.

Gazele reziduale din reactorul de dehidrogenare sunt răcite, iar apa din

condensarea vaporilor de H2O şi H2S format se îndepartează prin contactare directă cu

apa recirculată în turnul de contactare cu umplutură 188D001.

Fluxul de gaze de la vârful coloanei188 D001 merge la coloana 188D002, unde

are loc absorbţia H2S înMDEA.

Soluţia de amină bogată din coloana de absorbţie 188D002 este regenerată în

regeneratorul 188D101 pentru a îndeparta H2S şi apoi este răcită în schimbătorul de

căldura amină bogata/amină săracă 188E102 şi în răcitorul 188E104 şi apoi returnată în

coloana de absorbţie.

Hidrogenul sulfurat desorbit din amina bogată este reintrodus în instalaţia

Recuperare sulf.

Gazul rezidual de la vârful coloanei de absorbţie cu cca.150ppm H2S este

trimis la incineratorul 183B102, unde compuşii cu sulf reziduali rămaşi vor fi convertiti la

SO2 si evacuaţi la coşul 183C0101, după amestecarea în prealabil cu o cantitate de aer

de răcire şi diluţie.

Concentraţia de SO2 în fluxul de gaze după incinerare este de max. 500

mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2, faţă de BAT for sulphur recovery unit, la cap.5, unde se

prevede un conţinut de SO2 în fluxul de gaze după incinerare de 2000 ÷ 400 mg/Nm3, iar

AIM nr.15 revizuită se prevede ca începând cu anul 2014 emisiile de SO2 în gazele

evacuate după incinerator să fie de 2000 mg/Nm3.



101

9. ORGANIZAREA DE ŞANTIER ŞI ACTIVITĂŢILE PE CARE LE IMPLICĂ PROIECTUL ÎNACEASTĂ FAZĂ

Lucrările necesare organizării de şantier stabilite de executantul lucrărilor aferente

prezentului obiectiv, nu reprezintă surse de poluare pentru mediul înconjurator. Birourile,

depozitele aferente organizării de şantier vor fi amplasate pe suprafeţe betonate sau

pietruite. Echipamentele ce urmează sa fie instalate, vor fi depozitate în magazii.

Suprafaţa aferentă organizării de şantier este de 1000 m2, pe care se vor realiza

următoarele lucrări temporare şi construcţii (containere demontabile):

§ birouri temporare;

§ toalete;

§ magazii şi spaţii depozitere unelte;

§ platformă betonată;

§ depozitare materiale.

In timpul executării lucrărilor se vor monta max.36 de containere.

În perioada mai 2012 ÷ septembrie 2012 vor fi prezente maxim 160 persoane.

Utilităţi temporare necesare pentru organizarea de şantier se vor asigura de

reţelele existente pe teritoriul rafinăriei.

Necesarul de energie electrică pentru această etapă va fi de 130 kW

Consumul de apă va fi de 20 m3/zi, mai ales la sfârşitul schimbului între orele

16.00 şi 18.00.

În baza prevederilor Legii Securităţii şi Sănătăţii în muncă nr.319/2006 şi a Legii

207/2006 privind apărarea împotriva incendiilor, a Politicii HSEQ a societăţii, la nivelul

societăţii s-a elaborat o Convenţie cadru PETROM SA/PETROBRAZI PM-PSI-MEDIU,

care se încheie între SC PETROBRAZI în calitate de beneficiar şi diferiţii executanţi pe

bază de contract.

Scopul acestei Convenţii este evitarea accidentelor de muncă, a incendiilor şi

exploziilor, a îmbolnăvirilor profesionale, a asigurării securităţii personalului implicat în

executarea deferitelor lucrări, a prevenirii fenomenelor de poluare a solului, de

contaminare a pânzei de apă freatice şi degradare ambientală, precum şi de aplicare

corespunzătoare a legislaţiei în vigoare.

Începerea execuţiei lucrărilor aferente acestei investiţii, se va face numai după

delimitarea suprafeţei amplasamentului, a traseelor de acces, a zonelor de depozitare a



102

materialelor, echipamentelor, stabilite pe baza unui proces verbal încheiat între

beneficiar şi executant. Procesul verbal de predare a amplasamentului este parte

integrantă la contract.

Executantul va delimita zona de lucru, o va inscripţiona şi marca.

Personalul executantului nu are voie să depăşească zona de lucru delimitată, să

se abată de la traseele stabilite, să intre in instalaţiile tehnologice, mecanice, energetice

etc ale beneficiarului şi să efectueze manevre în instalaţiile acestuia.

Traseele pentru accesul personalului, aprovizionarea cu materiale, circulaţia

mijloacelor de transport şi utilajelor executantului în zona delimitată se stabilesc

împreună cu beneficiarul. Drumurile vor fi marcate corespunzător.

Pe traseele utilizate, executantul va asigura întreţinerea drumurilor pe toată

durata folosirii lor, şi după caz iluminarea în timpul nopţii.

Se interzice executantului să efectueze depanarea mijloacelor de transport sau

repararea şi întreţinerea utilajelor pe traseele stabilite

Personalul executantului este obligat să respecte cu stricteţe pe tot teritoriul

beneficiarului prevederile legislaţiei în vigoare privind securitatea şi sănătatea în muncă,

ş.a., ce vor fi puse la dispoziţia executantului la solicitarea acestuia, înainte de

începerea lucrărilor.

Beneficiarul este obligat să elibereze permise de lucru pentru toate operaţiile şi

lucrările ce se vor executa. Executantul va lua măsuri de prevenire a accidentelor şi va

începe executarea lucrărilor numai după primirea permisului de lucru.

Se interzice executarea oricăror manevre şi lucrări din proprie iniţiativă,

necuprinse în formaţiunile de lucru, recurgerea la improvizaţii

Zilnic executantul va asigura curăţenia în jurul organizării de şantier şi a zonei de

lucru, va evacua deşeurile metalice şi gunoiul cu mijloace de transport proprii sau

închiriate. De asemenea va asigura evacuarea zilnică a reziduurilor de carbid de pe

amplasament.

Executantul va lua măsurile necesare pentru crearea condiţiilor igienico-sanitare

pentru personalul propriu.

Se interzice executantului efectuarea de conectări şi deconectări care necesită

întreruperea surselor de alimentare cu energie electrică şi a altor utilităţi sau modificarea



103

de trasee sau reţele de utilităţi fără avizul scris ala beneficiarului.

Personalul executantului va purta echipament de protecţie şi de lucru

inscripţionat cu numele societăţii respective, pentru o mai bună identificare.

Personalul executantului va fi instruit cu privire la pericolele pe care le prezintă

substanţele vehiculate în instalaţiile tehnologice din rafinărie, cu privire la răspunderilor

ce revin executantului cu privire la depozitarea şi eliminarea deşeurilor, a substanţelor

periculoase, a măsurilor de protecţie şi prim ajutor etc

Documentul cuprinde de asemenea răspunderile ce revin beneficiarului lucrării

ce se va executa, precum şi ale executantului



104

10. COMPARAŢIE CU BAT

Proiectul pentru Instalaţia DGRS (SWS, SRU şi TGT) se realizează pe baza

tehnologiei furnizate de firma „Le GAZ Integral” Franţa.

Aceasta este o tehnologie BAT şi corespunde BREF Mineral Oil capitolului 4 din

„Techniques to consider in the determination of BAT”, secţiunilor:

- 4.23.5.1 Amine treating

- 4.23.5.2 Sulphur recovery units (SRU) respective:

§ 4.23.5.2.1 Claus Process

§ 4.23.5.2.2 Tail Gas Treatment Unit (TGTU)

§ 4.23.5.2.3 Sulphur storage

- 4.24.2 Sour water stripping (SWS)

Proiectul corespunde prevederilor “The BREF on Mineral Oil and Gas

Refineries”, cap.5 - Best Available Techniques şi anume:

- gradul de recuperare al sulfului din gazele reziduale este de 99,9%;

- concentraţia de SO2 în fluxul de gaze după incinerare este de max. 500

mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2, faţă de BAT for sulphur recovery unit, unde

se prevede un conţinut de SO2 în fluxul de gaze după incinerare de 2000 ÷

400 mg/Nm3.



105

11. CONCLUZII ŞI RECOMANDĂRIProiectul pentru Instalaţia Recuperare Sulf se realizează pe baza tehnologiei

furnizate de firma „Le GAZ Integral” Franţa, care este o tehnologie BAT şi care asigură

un grad mare de recuperare a sulfului din gazele reziduale de 99,9% şi o concentraţie

de SO2 în fluxul de gaze după incinerare este de max. 500 mg/Nm3 gaze uscate @

3%O2 (faţă de 2000 ÷ 400 mg/Nm3 din BAT for Sulphur Recovery Unit, la cap.5 şi 2000

mg/Nm3, în AIM nr.15 revizuită).

În ceea ce priveşte evaluarea posibilelor modificări în calitatea factorilor de mediu

şi în starea de sănătate a populaţiei, Raportul privind impactului asupra mediului a

relevat următoarele aspecte:

§ nu vor fi afectate apele de suprafaţă şi subterane, atât în perioada de

construcţie cât şi după punerea în exploatare, nu vor exista surse dirijate de poluanţi

pentru apele subterane şi de suprafaţă;

§ emisiile rezultate de la motoarele utilajelor implicate în lucrările de realizare a

obiectivelor sunt emisii temporare, de scurtă durată, care se manifestă numai în timpul

zilei şi nu vor implica depăşirea concentraţiilor maxime admisibile pentru zonele

protejate;

§ toate purjele de la utilaje, precum şi scurgerile de la echipamentele

tehnologice vor fi colectate în vase amplasate subteran (181 F002 pentru instalaţia

SWS, 183 F201 pentru instalaţia SRU şi 188 F102 pentru absorbţie cu amine), ceea ce

va asigura protecţia solului, subsolului şi implicit a apelor subterane;

§ condensul va fi recuperat în întregime şi utilizat ca agent de răcire a gazelor

de proces.

§ singura sursă dirijată de poluare a aerului va fi reprezentată de gazele arse

de arzătorul incineratorului şi al sobei Claus în perioada de pornire a instalaţiei pentru

intrarea în regim a sobei, precum şi la oprirea instalaţiei pentru arderea urmelor de gaze

cu sulf din sistem, dar care nu se vor depăşi concentraţiile maxime admise;

§ instalaţia fiind amplasată, la distanţe faţă de zonele locuite, nu va fi afectată

calitatea vieţii sau starea de sănătate a populaţiei;

§ nu va fi afectată vegetaţia sau fauna din zona amplasamentului, atât în

perioada de construcţie cât şi după punerea în funcţionare a instalaţiei;



106

§ impactul acestei investiţii în ceea ce priveşte mediul social şi economic va fi

pozitiv, parte din personalul instalaţiei fiind nou angajat, iar efectele economice decurg

din obţinerea şi valorificarea a 35 000 t/an sulf solid de calitate;

§ impactul asupra mediului va fi pozitiv, scopul instalaţiei fiind de recuperare a

H2S din gazele de rafinărie, după absorbţia lor în DMEA, precum şi din gazele acide

rezultate de la striparea apelor uzate acide ;

§ emisiile de SO2 din procesul tehnologic de la RS în valoare de 2 kg la tona de

sulf obţinut, nu vor fi evacuate în atmosferă, ci vor constitui materie primă pentru

instalaţia de Tail Gas; după TGT la evacuarea în atmosferă, conţinutul de SO2 în

efluentul la coş va fi de 500 mg/Nm3 gaze uscate @ 3%O2.

GRILA DE APRECIERE a impactului asupra factorilor de mediu se bazează pe

cuantificarea a doi parametrii care caracterizează impactul asupra mediului.

Astfel, pentru fiecare factor de mediu analizat se poate stabili:

1. probabilitatea poluării;

2. intensitatea poluării.

Probabilitatea poluării se va cuantifica ţinând cont de fluxul tehnologic specific

obiectivului şi de posibilitatea afectării factorilor de mediu.

Cuantificarea probabilităţii se va face prin stabilirea unui coeficient subunitar

după următoarele criterii:

Coeficient Probabilitatea

0 Nulă

0,1 - 0,4 Minimă

0,5 - 0,9 Medie

1 certă

Intensitatea poluării se va cuantifica separat pentru fiecare factor de mediu,

ţinând cont de valoarea şi volumul emisiilor şi imisiilor:

Modul de calcul

Notele acordate privind intensitatea poluării factorilor de mediu vor fi corectare

cu coeficientul de probabilitate. În funcţie de punctajul rezultat, se poate determina

gradul de afectare al factorilor de mediu astfel:



107

s) grad de afectare minim 0 - 6

t) grad de afectare mediu > 6 - 12

u) grad de afectare acceptabil > 12 - 18

v) grad de afectare inacceptabil > 18 – 24

Valoarea probabilităţii de afectare şi a intensităţii poluării pentru fiecare factor de

mediu este prezentată în tabelul următor:

Factor de mediu afectatProbabilitate

de afectare

Intensitate

a poluării

Nota

finală

Ape de suprafaţă şi subterane 0,4 2 0,8

Aerul 0,5 1 0,5

Solul 0,4 4 1,6

Fauna şi vegetaţia 0,1 2 0,2

Construcţii învecinate 0,1 2 0,2

Populaţie 0,1 2 0,2

Total 3,5

Punctajul total obţinut în urma însumării notelor finale privind afectarea factorilor

de minim în timpul realizării şi punerii în funcţiune a instalaţiei este de 3,5

In concluzie, realizarea investiţiei pentru Instalaţiile SWS, SRU şi TGT de pe

platforma rafinăriei va avea un impact minim asupra mediului înconjurător

Având în vedere calitatea proiectului propus, condiţiile de amplasament,

procesul tehnologic, calitatea echipamentelor, instalaţiilor şi materialelor ce vor fi

utilizate, împreună cu măsurile prevăzute pentru evitarea afectării factorilor de mediu,

apreciem că investiţia propusă poate primi Acordul de mediu pentru a putea fi

promovată, impactul negativ asupra mediului fiind apreciat ca minim, iar cel pozitiv

social-economic fiind important în ceea ce priveşte modul de viaţă, aspectele

psihologice, comunicaţiile etc.

11. PIESE SCRISE1. Certificat de înregistrare al PFA Pascu Ana şi dovada înscrierii în Registrul

Naţional al Elaboratorilor de Studii pentru Protecţia Mediului din România

2. Certificat de atestare a dreptului de proprietate seria MO3 nr.3293/

19.11.1996

3. Certificat de urbanism nr.16/10.02.2011

4. Buletinul de analiză probe de sol nr. 250/ 23.03.2009



108

5. Fişă tehnică pentru catalizator CRS 31

6. Fişă tehnică catalizator TG 107 S

7. Fişă tehnică pentru DMEA

8. Specificaţie pentru sulf

12. PIESE DESENATE1. Plan de situaţie pe suport topografic, scara 1:1000

2. Plan amplasare platforma DGRS nr. 34-0582.06-2, fila 1/1

3. Schemă proces Stripare ape uzate - SWS Unit, H10-F500 nr.003

4. Scheme proces Recuperare sulf– SR Unit, H10-F500 nr.004, H10-F501nr.006

şi H10-F502nr.008

5. Scheme proces Tratare gaze reziduale– TGT Unit, H10-F500 nr.007, H10-

F501 nr.007

Întocmit,

Ing. Pascu Ana

Expert evaluator principal

Date post:	01-Nov-2019
Category:	Documents
Upload:	others
View:	4 times
Download:	0 times

RAPORT PRIVIND IMPACTUL ASUPRA MEDIULUI - arpmag.anpm.roarpmag.anpm.ro/upload/46348_dgrs...

Documents