Гидроочистка бензина

       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.

       

Показатель			Исходное  сырье	Стабильный гидрогенизат
Плотность, кг/м3			722
Фракционный состав, 0С		НК	42	86,1
		10%	71,1	100,1
		50%	111,3	123,6
		90%	154,4	158,1
		КК	173,3	175,4
Содержание	Серы, ppm		7	Отс.
	Хлора, ррm		0,39	0,28
	Парафинов, %мас.		Н-парафинов: 27,77 И-парафинов: 26,88	45,72
	Нафтенов, %мас.		34,43	14,11
	Ароматики, %мас.		10,92	40,18

      Выход стабильного гидрогенизата = 78,9 %мас. 
 

      Таблица 2.2-Характеристика исходного сырья и выпускаемой продукции

N п/п	Наименование  сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ	Показатели  качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ
1	2	3	4	5
1	Прямогонная бензиновая фракция НК-180 0С – сырье блока гидроочистки	СТП 019912-050-98	Плотность, кг/м3	не более 750
			Фракционный состав, 0С: - НК - 90% - КК	не  ниже 45 не выше 160 не выше 180
			Углеводородный  состав, % масс.: -Парафины -Ароматические -Нафтеновые	55,12 9,57 34,67
			Массовое  содержание общей серы, %	не более 0,03
			Октановое число, м.м.	не норм.
2	Стабильная  фракция НК-85 0С – компонент автомобильного бензина	СТП 019912-050-98	Плотность, кг/м3	не норм.
			Фракционный состав, 0С: - НК	не  ниже 45
			Углеводородный  состав, % масс.: - содержание  углеводородов С1-С4	не  более 1,0
			Массовое  содержание микросеры, %	не норм.
			Испытание на медной пластинке	выдерж.
3	Гидроочищенная фракция 85-180 0С - сырье блока риформинга (продукт  блока гидроочистки)	СТП 019912-050-98	Плотность, кг/м3	не норм.
			Фракционный состав, 0С: - НК - КК	не  ниже 81 не выше 180
			Углеводородный  состав, % масс.	Не норм.
			Содержание  серы, %	0,0005
			Йодное  число, г J2/100 г продукта	не более 2
			Октановое число, м.м.	не норм.
			Испытание на медной пластинке	выд.
4	Отдувочный водородсодержащий газ блока гидроочистки		Плотность, кг/м3	не норм.
			Индивидуальный  углеводородный состав, % об.: - сумма  пентанов - содержание сероводорода, мг/м3	Не более 0,6  не норм.
1	2	3	4	4
5	Газ из сепаратора С-2 блока гидроочистки		Плотность, кг/м3	не норм.
			Индивидуальный  углеводородный состав, % об.: - сумма  пентанов	не  более 0,1
			Содержание  сероводорода, мг/л	не норм.
6	Водородсодержащий газ на блок гидроочистки		Индивидуальный  углеводородный состав, % об.: - содержание  водорода	не  менее 65
			Содержание  сероводорода, ppm	не норм.
7	Катализатор гидроочистки	ТУ 38.601-13-080-97	Не проверяется, паспортные показатели
8	Шары фарфоровые	ТУ-25-11-723-77	Не проверяется, паспортные показатели

 
 

       Характеристика  катализатора HR 406 (паспортные показатели)

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

Кобальт (CoO)	3 вес.%
Молибден  (MoO3)	14 вес.%
Удельная  поверхность	230 м2/г
Общий объем пор	0,50 см3/г
Плотность при загрузке «чулком»	0,61 кг/л
Плотность при плотной загрузке	0,70 кг/л
Объемная  плотность при раздавливании	1,5 МПа

 

 

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