Гидроочистка бензина

Оглавление

       Введение 2

       1 Технико-экономический уровень производства и перспективы его развития 5

       2 Характеристика выпускаемой продукции, основных видов сырья 8

       3 Физико-химические основы процесса 11

       3.1 Химизм гидроочистки. 11

       3.2 Влияние основных параметров процесса 14

       3.3 Катализаторы 16

       4 Технология и схема получения продукта. 19

       5 Нормы технологического режима 22

       6 Аналитический контроль производства 24

       7 Краткая характеристика основного технологического оборудования 27

       8 Мероприятия по безопасному ведению процесса 28

       8.1 Анализ потенциальных вредностей и опасностей 28

       8.2 Классификация производства, технологических процессов и помещений по различным видам опасности 30

       8.3 Средства индивидуальной защиты работающих 31

       8.4 Основные требования пожарной безопасности 32

       9 Отходы производства, методы их утилизации. Охрана окружающей среды. 33

       9.1 Твердые и жидкие отходы. 33

       9.2 Сточные воды. 34

       9.3 Выбросы в атмосферу 35

       9.4 Система канализаций установки 35

       10 Автоматизация и управление технологическим процессом 37

       10.1 Автоматизация блока гидроочистки бензина 37

       10.2 Блок стабилизации фракции НК-85⁰С 38

       11 Организация и структура производства 40

       12 Генплан предприятия и компоновка оборудования 42

       Список использованной литературы 46

Введение

       Уже второе столетие нефть играет решающую роль в снабжении человечества энергией. Кроме того, она является ценнейшим сырьем для нефтехимического синтеза, а также для производства продуктов различного назначения.

       Продукция секторов нефтепереработки потребляется практически всеми отраслями  промышленности и используется в  жизнедеятельности всех слоев общества. На Рис. 1. представлены структура производимых нефтепродуктов по видам продукции  [12].

     Топлива (жидкие и газообразные) составляют одну из главных групп нефтепродуктов. Это различные продукты переработки попутных нефтяных газов (газовый бензин - компонент автомобильных бензинов, пропан-бутановая фракция - моторное топливо и топливо коммунально-бытового назначения, изобутан - сырьё для получения высокооктановых компонентов моторных топлив), газы нефтепереработки, бензин, керосин, мазут. Основное количество нефтяных топлив составляет моторное топливо, применяемое в двигателях внутреннего сгорания (поршневых, реактивных, газотурбинных). Эта обширная группа составляет около 63% от всех нефтепродуктов.

     Одна  из главных задач отрасли в  нашей стране — углубление переработки нефти с получением ценных продуктов, отвечающих современным требованиям по эксплуатационным и экологическим характеристикам.

     Наряду  с углублением переработки нефтяного  сырья важнейшей проблемой в  первом десятилетии нового века для  каждого НПЗ и российской нефтепереработки в целом являлось повышение эксплуатационных и экологических характеристик  моторных топлив, масел, битумов и  других нефтепродуктов до уровня мировых  стандартов.

     В последние годы развитие мировой  и отечественной нефтепереработки было основано на соблюдении требований к экологической чистоте нефтепродуктов и технологиям их производства. Так, например, в мире резко выросли требования к содержанию серы в нефтепродуктах (табл.1). Это и многое другое послужило толчком к созданию совершенно новых технологических процессов, оборудования, катализаторов.

     Таблица 1. Требования к автобензинам ЕЭС

       На  сегодняшний день все бензиновые фракции подвергают гидроочистке. Это связано не только с жесткими требованиями стандартов на бензины, но и с тем, что бензиновая фракция 85-180 ⁰С, соответствующая углеводородам С₇-С₁₀, используется как сырье для риформинга. Риформинг, в свою очередь, является одним из ведущих процессов нефтепереработки по производству высокооктановых компонентов автобензинов и водородсодержащего газа. Современные установки работают при низком давлении (до 0,35 МПа) и с непрерывной регенерацией катализатора. Причем для соблюдения экологических требований риформинг комбинируют с процессами изомеризации легких бензиновых фракций и удаления бензола. Эти процессы позволяют повысить октановые характеристики и снизить разницу между ИОЧ и МОЧ.

       Процесс каталитического риформинга многие годы решал проблему октанового числа бензинов, он и в настоящее время остается и еще долго будет оставаться определяющим процессом. Изменить ситуацию может использование процессов алкилирования и изомеризации, однако мощности их пока столь незначительны, что практически не влияют на бензиновое производство.

       Снижение  содержания бензола более сложно, чем ароматических углеводородов  в целом, поскольку при содержании в риформате 3–6% оно не должно превышать 1% в автобензине, тогда как при содержании ароматических 65–67% – не более 30–35%. Но в обоих случаях требуется компенсация потери октанового потенциала.

       Существует  ряд технологических решений  по снижению содержания бензола в риформате:

       – исключение из состава сырья риформинга бензолобразующих углеводородов, подняв начало его кипения до 105–110°С. При этом достигается определенный эффект, но не желаемый результат, поскольку протекающая при риформировании реакция дегидродеалкилирования неизбежно способствует образованию 2–3% бензола;

       – снижение жесткости режима риформирования для ограничения побочных реакций дегидродеалкилирования. При этом в катализате снижается и содержание ароматики (с потерей октанового числа);

       – извлечение бензола из риформата. Отобранная бензолсодержащая фракция требует дальнейшей переработки. Здесь возможны варианты: •алкилирование бензола легкими олефинами (этиленом, пропиленом); •гидрированиебензола в циклогексан; •гидроизомеризация бензола вметилциклопентан; • экстракционное выделение бензола.

       В НПФ «ОЛКАТ» разработан процесс  «ДЕБОЛК» предназначенный для удаления бензола из лёгкой фракции риформата (н.к. – 85 ºС). В этом процессе бензол превращается преимущественно в метилциклопентан вследствие реакции гидроизомеризации; одновременно происходит изомеризация части нормальных парафинов. В результате в процессе ОЧ продукта не только не снижается, как во многих других процессах, но даже возрастает на несколько пунктов.

       Процесс проводится при температуре 250-300 ºС, давлении 10-25 ат и объёмной скорости подачи сырья 2-4 час^-1 на оригинальном цеолитсодержащем катализаторе (К-150Б, ТУ 2177-029-23092878-2005). Остаточное содержание бензола в гидроизомеризате не превышает 0,1 % мас. при его выходе 97-98 % мас. При этом прирост октанового числа составляет от 1 до 3 пунктов.

       Как было уже сказано важное значение в современных НПЗ имеет процесс  изомеризации. Процесс проходит при Т=110-150 ⁰С на твердых катализаторах на основе оксида алюминию (хлорированные); циркония, олова, титана или железа (сульфированные), содержащих платину, при избыточном давлении водорода 1,4-4,2 МПа. Сырьем могут быть бензины прямой гонки, бензины – рафинаты (после экстракции ароматиечских углеводородов), бензины риформинга (фракция до 100-105 ⁰С), бензины гидрокрекинга.

       В целом изомеризация считается эффективным  способом снижения содержания ароматических  углеводородов и олефинов в бензине  при повышении его октановых  характеристик и минимальной  стоимости достигаемого результата.

       Изомеризат С₅-С₇ может вовлекаться в товарные бензины без нарушения требований новых нормативных спецификаций. Что делает этот процесс весьма перспективным. 

1 Технико-экономический  уровень производства  и перспективы  его развития

       ООО «НК «Роснефть» - Туапсинский НПЗ» находится в России в Краснодарском  крае, города Туапсе и предназначен для поставки нефтепродуктов на экспорт, а также обеспечения нужд города Туапсе и Краснодарского края товарными  нефтепродуктами и энергоресурсами.

       Туапсинский нефтеперерабатывающий завод –  один из самых старых заводов России, был построен для переработки  нефтей Северо-Кавказских месторождений в 1929 году. Идея превращения города в один из пунктов советской нефтепереработки и перевалки нефтепродуктов на внешний и внутренний рынки, принадлежала Николаю Гурьевичу Полетаеву. В 1926 году был утвержден проект строительства нефтепровода Грозный-Туапсе, туапсинского нефтеперерабатывающего завода и перевалочной нефтебазы.

       В 1929 году закончились все необходимые  работы к пуску первой очереди завода. Мирный труд нарушила Великая Отечественная война. Уже на третий ее день все производство нефтепродуктов было прекращено на обеспечение нужд фронта. В 1941 году завод был полностью остановлен и подготовлен к демонтажу и эвакуации в город Красноводск.

       Второе  рождение Туапсинского нефтеперерабатывающего завода началось в 1947 году со строительством новых технологических процессов  и установок. Строительство первой атмосферно-трубчатой установки  было законченно в 1949 году. Затем ввели  в эксплуатацию вторую трубчатку, две  крекинг установки, кислотно-щелочную установку и т.д.

       Большие изменения на заводе произошли в 1969 году с введением установки  каталитического риформинга Л-35-11/300, позволившего улучшить качество и увеличить ассортимент вырабатываемых бензинов. В 1972 году была введена в эксплуатацию третья установка первичной переработки нефти.

       В настоящее время Туапсинский  НПЗ ориентирован на переработку  легкой сибирской нефти, поступающей  по магистральному нефтепроводу Тихорецк-Заречье. Основной вид деятельности ТНПЗ –  прием, хранение, переработка нефти  и производство нефтепродуктов (автомобильные  бензины, дизельное топливо, топочный мазут), передача на отгрузку нефти  и нефтепродуктов морским и железнодорожным  транспортом. Завод играет важную роль в обеспечении Краснодарского края нефтепродуктами и сжиженным  газом, осуществляется отправка нефтепродуктов и в другие регионы России, а также на экспорт в страны средиземноморья.

       Сырая нефть поступает с нефтебазы  «Заречье». Товарно-сырьевой цех предназначен для приема и хранения нефти и  промежуточного хранения продуктов  ее переработки. Накопление и отгрузка готовой продукции морским и  ж/д транспортом осуществляется через нефтебазу ОАО «НК «Роснефть» - Туапсенефтепродукт».

       На  данный момент в ассортимент выпускаемой  продукции, вырабатываемый ООО «Роснефть-Туапсинский НПЗ» входят:

       -бензин  прямой перегонки экспортный;

       -бензин  автомобильный А-76, Аи-92, Аи-95;

       -керосин  осветительный;

       -дизельное  топливо;

       -мазут  топочный марки М-100;

       -газ  углеводородный сжиженный топливный  для коммунально- бытового потребления.

       В 2006 году руководством «Роснефти» было принято решение о строительстве  нового завода мощностью 12 млн. т/год (по нефти) на территории НПЗ без полной остановки работающих установок. Целью  строительства пускового комплекса  является увеличение мощности НПЗ с 4-х млн. т/год до 12 млн.т/год с глубиной переработки 95% (действующие установки дают глубину переработки 56%) за счет внедрения прогрессивных технологий. Сложность проведения нового строительства состоит в том, что действующие установки должны работать и выпускать товарные нефтепродукты.

       В настоящее время демонтированы установка гидрокрекинга и наиболее устаревшая атмосферно-трубчатая установка АТУ-3. На месте установки гидрокрекинга возводится 1-я очередь комбинированной установки №1 – блок ЭЛОУ-АВТ-12 (электрообессоливающая установка, атмосферная и вакуумная трубчатки), 2-я очередь – производство водорода и производство кокса. Установка предназначена для обессоливания и первичной переработки нефти с получением в секциях 1000 и 2000 следующих продуктов:

• секция 1000 (атмосферная перегонка нефти):

     - газ углеводородный сжиженный  - бутан технический (БТ);

     - стабильная бензиновая фракция  нк-170˚С;

     - керосиновая фракция 140-220 ˚С;

     - дизельная фракция 180-360˚С;

     - атмосферный остаток – (фракция  >360˚С);

• секция 2000 (вакуумная перегонка атмосферного остатка – мазута):

     - легкий вакуумный газойль и  тяжелый вакуумный газойль, которые

       смешивают с получением суммарного  вакуумного газойля;

     - вакуумный остаток – гудрон.

       После ввода блока ЭЛОУ-АВТ-12 в эксплуатацию действующие установки будут  демонтированы для строительства  на их месте новых комбинированных  установок №2, №3, №4.

       Комбинированная установка №2: гидроочистка дизельного топлива,

       установка гидрокрекинга.

       Комбинированная установка №3: производство жидкой серы.

       Комбинированная установка №4: установка гидроочистки бензина,

       установка каталитического риформинга.

       Продукты  нового ТНПЗ:

• бензин технологический;
• автобензины марок Евро, Премиум, Евро-95, Супер Евро-98;
• дизтоплива летнее и зимнее марки Евро;
• авиационное топливо марки Джет А-1;
• сжиженный газ бутан технический (БТ);
• водород;
• жидкая сера;
• кокс.

       Одновременно  с технологическими установками  строятся новые вспомогательные  цеха: газотурбинная установка для  обеспечения технологии энергоносителями, новые очистные сооружения, водооборотные  циклы, компрессорная, новая лаборатория  и другие объекты.

       Модернизация  завода осуществляется с учетом улучшения  экологической ситуации на Черноморском побережье Кавказа за счет применения новейших технологий, снижающих выброс вредных веществ. 

2 Характеристика выпускаемой  продукции, основных  видов сырья

      Прямогонная бензиновая фракция из резервуаров существующего парка сырья риформинга направляется на установку Л-35-11/300 самотеком за счет разницы отметок между установкой и парком.

      Установка Л-35-11/300 состоит из 2-х частей блока  гидроочистки и риформинга. Блок гидроочистки очищает сырье от сера-, азот- и кислородсодержащих соединений которые, являются «ядом» для катализатора блока риформинга. С блока риформинга отбирается водород содержащий газ (ВСГ) который выступает реагентом в реакциях гидрогенолиза. Сырьевой базой установки Л-35-11/300 является бензиновая фракция НК-180 ⁰С, получаемая на АТУ.

      В результате переработки прямогонной  бензиновой фракции на установке  Л-35-11/300 получаются следующие продукты:

• Сжиженный углеводородный газ, который используется в качестве топлива на собственные нужды;
• Смесь стабильного катализата, избытка гидрогенизата и частично фракции НК-85 ⁰С выводится с установки в качестве товарных автобензинов, различные марки которых вырабатываются в зависимости от потребности края и направляются на хранение в товарные парки, а затем на отгрузку подаются насосами товарной насосной.

       Производимый  в период нормальной эксплуатации установки  риформинга водородсодержащий газ используется в смеси с углеводородным газом в качестве топлива. Для создания запаса ВСГ на пуск установки риформинга после регенерации и ремонта, часть водородсодержащего газа выводится в газгольдеры водорода.

      Таблица 2.1.

      Выход стабильного гидрогенизата = 78,9 %мас. 
 

      Таблица 2.2-Характеристика исходного сырья и выпускаемой продукции

       Характеристика  катализатора HR 406 (паспортные показатели)

       Данный  катализатор представляет собой  оксиды кобальта и молибдена на высокочистой окиси алюминия.

3 Физико-химические  основы процесса

       Процесс гидроочистки основывается на реакциях гидрогенизации, в результате которых  органические соединения серы, кислорода  и азота превращаются в углеводороды с образованием соответственно сероводорода, воды и аммиака. Указанные органические соединения являются ядами платиновых катализаторов риформинга, поэтому реакции гидрогенолиза являются основными реакциями гидроочистки. Скорость и полнота протекания этих реакций определяют степень очистки сырья риформинга.

3.1 Химизм гидроочистки.

       3.1.1 Реакции гидрогенизации органических сернистых соединений:

       В зависимости от строения исходного  сернистого соединения меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и тиофены превращаются в парафиновые или ароматические  углеводороды с выделением сероводорода:

1. Меркаптаны

       R – SH   +   H₂  ®  RH  +  H₂S ­      (3.1.1)

       меркаптаны             алканы

2. Сульфиды

      а) ациклические

      R – S – R’  +  2H₂  ®  RH  +  R^/H  +  H₂S ­    (3.1.2)

      сульфиды                      алканы