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

Показатель	Евро-2	Евро-3 (2000г.)	Евро-4 (2005г.)	Евро-5 (2009г.)
Содержание, % (max): Бензола Серы, млн-1 Ароматических углеводородов Олефиновых углеводородов Кислорода	5,0 500  - -  -	1,0 150  42  18 2,3	1,0 50  35  14 2,7	1,0 10  35  14 2,7
Фракционный состав (перегоняется), %, не менее: До 100 0С До 150 0С	- -	46 75	46 75	46 75
Давление  насыщенных паров, кПа, не более	-	60	60	60
Наличие моющих присадок	-	Обязательно	Обязательно	Обязательно

       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.