Продукты первичной переработки являются, в основном, полуфабрикатами и направляются на дальнейшую переработку в в товарно-сырьевой цех / ТСЦ / для приготовления товарной продукции.  [1]

Наиболее важными источниками сырья являются продукты первичной переработки угля, нефти и природного газа. Так, при химической переработке угля получают ароматические углеводороды ( бензол, толуол, ксилол, нафталин) и газообразные оксиды углерода. При крекинге и риформинге нефти получают алифатические, ациклические, ароматические и гетероциклические углеводороды, из природного газа – метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, высшие парафины.  [2]

Это обстоятельство играет важную роль для процессов, в которых в качестве сырья используются продукты первичной переработки нефти, ибо преимущество дешевизны таких продуктов может быть в значительной степени сведено на нет высокой стоимостью дальних перевозок от места производства к заводу-потребителю. На выбор местоположения производства может также в значительной степени повлиять соседство с другими производствами, частично обработанные продукты которых могут быть использованы в данном виде, без дальнейшей концентрации и очистки, необходимых при упаковке и транспортировке в другое место. В подобных ситуациях производство должно проектироваться с учетом того места, которое оно будет занимать в химическом комплексе.  [3]

Это обстоятельство играет важную роль для процессов, в которых в качестве сырья используются продукты первичной переработки нефти, ибо преимущество дешевизны таких продуктов может быть в значительной степени сведено на нет высокой стоимостью дальних перевозок от места производства к заводу-потребителю. На выбор местоположения производства может также и значительной степени – повлиять соседство с другими производствами, частично обработанные продукты которых могут быть использованы в данном виде, без дальнейшей концентрации и очистки, необходимых при упаковке и транспортировке в другое место. В подобных ситуациях производство должно проектироваться с учетом того места, которое оно будет занимать в химическом комплексе.  [4]

Так как вторичные продукты, содержащие большее количество сернистых соединений, обладают лучшей адсорбционной и защитной способностью по отношению к металлической поверхности, чем продукты первичной переработки нефти, величина коррозии первых ( в условиях конденсации воды) ниже коррозии последних.  [6]

Перегонка нефти как физический метод разделения, позволяет получать относительно малые количества светлых нефтепродуктов ( бензин, керосин, дизельные топлива), которые, в основном, не удовлетворяют современным требованиям по качеству к моторным топливам. Поэтому продукты первичной переработки нефти подвергают химическим методам переработки, в результате которых меняется углеводородный состав и потребительские свойства получаемых нефтепродуктов.  [7]

Для производства битума используют продукты первичной переработки нефти.  [8]

Необходимо поэтому рассмотреть экономическую сторону названных путей увеличения возвратов за химические продукты, В то время как из коксового газа непосредственно улавливаются неорганические продукты ( водород, сера, циан, аммиак) и продукты жирного ряда ( метан, этилен), дальнейшей более глубокой переработке подвергаются главным образом циклические, ароматические углеводороды, содержащиеся в смоле и сыром бензоле. По глубине переработки химическую продукцию коксохимической промышленности можно распределить на 3 основные группы: 1) продукты, непосредственно улавливаемые из коксового газа, ( смола, аммиак, бензол, сера, циан); 2) продукты первичной переработки, получаемые на предприятиях по переработке смолы ( смолоперегонных и ректификационных заводах) и 3) продукты вторичной переработки, получаемые на базе продуктов, произведенных на смолоперегонных и ректификационных заводах.  [9]

В гидроэлектрометаллургической схеме ( схема 2) эти побочные ценные компоненты переходят в полупродукты ( цинковый, медно-кадмиевый, кобальтовый кеки), из которых извлекаются индий, таллий, кадмий, галлий и другие металлы. Ряд полупродуктов ( кобальтовый кек, продукты первичной переработки отвального кека и некоторые другие) направляются на переработку на другие металлургические предприятия.  [11]

Http://www. ngpedia. ru/id330961p1.html

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и хим. составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам, связанным с областью их внедрения и использования.

Фракцию называют нефтепродуктом, если характеристики ее отвечают нормам эталона, техническим условиям на товарный продукт, не требуя доп. передела.

Углеводородный газ — состоит в большей степени из пропана и бутанов, которые в растворенном виде содержатся в поступающих на переработку нефтях. Зависимо от технологии первичной перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном либо газообразном состоянии. Ее употребляют в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства личных углеводородов, бытового горючего, компонента авто бензина.

Бензиновая фракция 28—180 °С в большей степени подвергается вторичной перегонке (точной ректификации) для получения узеньких фракций (28—62, 62—85, 85—105, 105—140, 85—140, 85— 180 °С), служащих сырьем действий изомеризации, каталитического риформинга с целью производства личных ароматичных углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонент авто и авиационных бензинов; применяется в качестве сырья пиролиза при получении этилена, реже — как компонент товарных бензинов.

Керосиновая фракция 120—230 (240) °С – употребляется как горючее для реактивных движков, по мере необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 либо 150—315 СС из малосернистых нефтей употребляют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С—как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной индустрии.

Http://borpak. ru/neftyanaya-otrasl/produkti-pervichnoie-peregonki-nefti. html

Нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Полный состав нефтей даже сегодня, когда имеются в наличии самые изощренные средства анализа и контроля: хроматография, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов – далеко не все эти вещества полностью определены. Но, несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы Д. И. Менделеева, её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа – с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ – атмосферно-вакуумные трубчатки.

Смысл процесса довольно прост. Как и все другие соединения, нефть преимущественно содержит жидкие углеводороды, которые имеют свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой они испаряются, переходят в паровую фазу.

Перегонка осуществляется в ректификационной колонне, которая представляет собой высокий цилиндрический аппарат, перегороженный множеством ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары углеводородов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают проходить через слой жидкости на каждой тарелке, и по мере прохождения по колонне вверх насыщаются более близкими по температурам кипения фракциями.

Температура в ректификационной колонне снижается по её высоте – от куба, до самой верхней тарелки. Для получения из нефти необходимой фракции, кипящей в заданных температурных пределах, достаточно сделать отводы из колонны на определённой высоте. Каждая фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов. И чем более узкие фракции необходимо получить, тем выше должны быть колонны. Чем больше в них тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку контактировать друг с другом, переходя из газовой фазы в жидкую и обратно. Другими словами пройти многократную конденсацию и испарение с массообменом.

На практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, во второй керосиновая и дизельные фракции. Легкая, нестабильная бензиновая фракция конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну, откуда стабильная, широкая бензиновая фракция направляется в колонну для разделения на узкие фракции с последующим использованием их на вторичных процессах. Остатки атмосферной перегонки нефти направляют для извлечения более тяжелых масляных фракций в вакуумную колонну.

Омский НПЗ, при существующей переработке 14 млн. тонн нефти в год, способен перерабатывать до 20 млн. тонн нефти. Наличие резервных мощностей по первичной переработке, гарантирует надёжную, стабильную работу всех вторичных процессов и предприятия в целом.

Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия – смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка – непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка – производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства – получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

В основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.

Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы, связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах – цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВт и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества – деэмульгаторы. Температура процесса – 100-120°С.

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью чем водой.

Отстаивание – применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

Центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 350 до 5000 в мин., при производительности 15-45 м3/ч каждая.

Разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов. Разрушение достигается

А) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью;

В) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим;

При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ – электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 атмосфер, применяют группами по 6-8 шт. с производительностью 250-500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

 к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти;

 ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Http://stud24.ru/technology/pervichnaya-pererabotka-nefti/306894-918153-page1.html

Нефть — маслянистая жидкость темно-бурого или почти чер­ного цвета с характерным запахом. Она легче воды (плотность 0,73. 0,97г/см 3 ), в воде практически нерастворима.

По составу нефть — сложная смесь углеводородов различной молекулярной массы, главным образом жидких (в них растворены твердые и газообразные углеводороды). Обычно это углеводороды парафиновые, циклоалканы, ароматические, соотношение которых в нефтях различных месторождений колеблется в широких преде­лах. Кроме углеводородов нефть содержит кислородные, сернистые и азотистые органические соединения.

Сырая нефть обычно не применяется. Для получения из нефти технически ценных продуктов ее подвергают переработке.

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. При перегонке нефти по­лучают светлые нефтепродукты: бензин (т. кип. от 40до 150. 200°С), лигроин (т. кип. 120. 240°С), керосин (т. кип. 150. 300 °С), газойль—соляровое масло (т. кип. выше 300 °С), а в ос­татке — вязкую черную жидкость мазут. Мазут подвергают даль­нейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла:

Веретенное, машинное, цилиндровое и др. Из мазута некоторых сортов нефти выделяют вазелин и парафин. Остаток мазута после отгонки называют нефтяным пеком или гудроном.

Продукты перегонки нефти имеют различное применение. Бензин в больших количествах используют как авиационное и авто­мобильное топливо. Он состоит обычно из углеводородов, содержа­щих в молекулах в среднем от 5до 9атомов углерода.

Лигроин служит топливом для дизельных двигателей, а также растворителем в лакокрасочной промышленности. Большие количества его перерабатывают в бензин.

Керосин применяют как горючее для реактивных и трак­торных двигателей, а также для бытовых нужд. Он состоит из угле­водородов, содержащих в молекулах в среднем от 9до 16атомов углерода.

Соляровое масло используют как моторное топливо, а смазочные масла — для смазки механизмов.

Вазелин используют в медицине. Он состоит из смеси жид­ких и твердых углеводородов.

Парафин применяют для получения высших карбоновых кислот, для пропитки древесины в производстве спичек и карандашей, для изготовления свечей, гуталина ит. д. Он состоит из смеси твердых углеводородов.

Гудрон — нелетучая темная масса, после частичного окисле­ния его применяют для получения асфальта.

Мазут помимо переработки на смазочные масла и бензин ис­пользуют в качестве котельного жидкого топлива.

При вторичных методах переработки неф-т и происходит изменение структуры углеводородов, входящих в ее состав. Среди этих методов большое значение имеет крекинг (расщепление) углеводородов нефти, проводимый для повышения выхода бензина.

Термический крекинг проводится при нагревании исходного сырья (мазута и др.) при температуре 450. 550 °С и давлении 2. 7МПа. При этом молекулы углеводородов с большим числом атомов углерода расщепляются на молекулы с меньшим чис­лом атомов как предельных, так и непредельных углеводородов. Например:

Таким способом получают главным образом автомобильный бензин. Выход его из нефти достигает 70%. Термический крекинг открыт русским инженеромВ. Г.Шуховым в 1891г.

Каталитический крекинг производится в присут­ствии катализаторов (обычно алюмосиликатов) при 450 °С и атмос­ферном давлении. Этим способом получают авиационный бензин с выходом до 80%. Такому виду крекинга подвергается преиму­щественно керосиновая и газойлевая фракции нефти. При катали­тическом крекинге наряду с реакциями расщепления протекают реакции изомеризации. В результате последних образуются пре­дельные углеводороды с разветвленным углеродным скелетом моле­кул, что улучшает качество бензина.

Важным каталитическим процессом является ароматиза­ция углеводородов, т. е. превращение парафинов и циклопарафинов в ароматические углеводороды. При нагревании тяжелых фракций нефтепродуктов в присутствии катализатора (платины или молибдена) углеводороды, содержащие 6. 8атомов углерода в молекуле, превращаются в ароматические углеводороды. Эти процессы протекают при риформинге (облагораживании бензинов).

При крекинг-процессах образуется большое количество газов (газы крекинга), которые содержат главным образом предельные и непредельные углеводороды. Эти газы используют в качестве сырья для химической промышленности.

При температурах 700. 1000 °С проводят пиролиз (тер­мическое разложение) нефтепродуктов, в результате которого полу­чают главным образом легкие алкены — этилен, пропилен и др. и ароматические углеводороды. При пиролизе возможно протека­ние следующих реакций:

Для улучшения свойств бензиновых фракций нефти они подвер­гаются каталитическому риформингу, который проводится в присутствии катализаторов из платины или платины и рения. При каталитическом риформинге бензинов происходит образование ароматических соединений из алканов, например:

Циклоалканы превращаются в ароматические соединения, подвер­гаются изомеризации, гидрированию, например

Ароматические углеводороды теряют при риформинге боковые цепи, например

В последние годы (наряду с увеличением выработки топлива и масел) углеводороды нефти широко используют как источник хи­мического сырья. Различными способами из них получают вещества, необходимые для производства пластмасс, синтетического текстиль­ного волокна, синтетического каучука, спиртов, кислот, синтетиче­ских моющих средств, взрывчатых веществ, ядохимикатов, синте­тических жиров ит. д.

Природные газы, нефть и каменный уголь – основные источники углеводородов. По запасам природного газа первое место в мире принадлежит нашей стране, где известно более 200месторождений.

В природном газе содержатся углеводороды с небольшой отно­сительной молекулярной массой. Он имеет следующий примерный состав (по объему): 80. 90% метана, 2. 3% его ближайших го­мологов — этана, пропана, бутана и небольшое содержание при­месей — сероводорода, азота, благородных газов, оксида углерода (IV) и паров воды. Так, например, газ Ставропольского месторож­дения содержит 97,7% метана и 2,3% прочих газов, газ Саратов­ского месторождения—93,4% метана, 3,6% этана, пропана, бу­тана и 3% негорючих газов.

К природным газам относятся и так называемые попутные газы, которые обычно растворены в нефти и выделяются при ее добыче. В попутных газах содержится меньше метана, но больше этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Кроме того, в них присутствуют в основном те же примеси, что и в других природных газах, не связанных с залежами нефти, а именно: сероводород, азот, благородные газы, пары воды, углекислый газ.

Раньше попутные газы не находили применения и при добыче нефти и сжигались факельным способом. В настоящее время их стремятся улавливать и использовать как в качестве топлива, так и главным образом в качестве ценного химического сырья. Из попутных газов, а также газов крекинга нефти путем перегонки при низких температурах получают индивидуальные углеводо­роды. Из пропана и бутана путем дегидрирования получают непре­дельные углеводороды — пропилен, бутилен и бутадиен, из кото­рых затем синтезируют каучуки и пластмассы.

Природный газ широко используют как дешевое топливо с вы­сокой теплотворной способностью (при сжигании 1м 3 выделяется до 54400кДж). Это один из лучших видов топлива для бытовых и промышленных нужд. Кроме того, природный газ служит ценным сырьем для химической промышленности.

Разработано много способов переработки природных газов. Главная задача этой переработки — превращение предельных угле­водородов в более активные — непредельные, которые затем пере­водят в синтетические полимеры (каучук, пластмассы). Кроме того, окислением углеводородов получают органические кислоты, спирты и другие продукты.

В последние годы значительно возросло производство газов путем переработки каменных углей, торфа и сланцев. Уголь, так же как и природные газы и нефть, является источником энергии и ценным химическим сырьем.

Основной метод переработки каменного угля — коксование (сухая перегонка). При коксовании (нагревании до 1000. 1200°С без доступа воздуха) получают различные продукты: кокс, камен­ноугольная смола, аммиачная вода и коксовый газ. Примерный

Состав косового газа: 60% водорода, 25% метана, 5% оксида угле­рода (II), 4% азота, 2% оксида азота (IV), 2% этилена и 2% прочих газов.

Коксовый газ применяют для обогревания коксовых печей (при сгорании 1м 3 выделяется 18000кДж), но в основном его под­вергают химической переработке. Так, из него выделяют водород для синтеза аммиака, используемого затем для получения азотных удобрений.

Каменноугольная смола служит источником ароматических углеводородов. Ее подвергают ректификационной перегонке и получают бензол, толуол, ксилол, нафталин, а также фенолы, азот­содержащие соединения и др. Пек — густая черная масса, остав­шаяся после перегонки смолы, используют для приготовления электродов и кровельного толя.

Http://www. km. ru/referats/187CAB543DC947CA8E8E3E3936E6B977

В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом. Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости Товарно-сырьевой базы , связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – Электрообессоливащую установку. Процесс обессоливания осуществляется в Электродегидраторах – цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества – Деэмульгаторы. Температура процесса 100-120°С.

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – Атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках Трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов. АВТ разделена на два блока – атмосферной и вакуумной перегонки.

Атмосферная перегонка предназначена для отбора Светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в Ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены Контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута Масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон. Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С. Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные Эжекторы.

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в Теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в Водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.

На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

Http://studopedia. ru/17_161636_pervichnaya-pererabotka-nefti. html

Очистка нефтепродуктов является завершающей стадией в производстве моторных топлив и смазочных масел. Она необходима потому, что получаемые при перегонке и крекинге продукты содержат алкены, сернистые, кислородсодержащие и азотистые соединения, которые обуславливают нестабильность их свойств, способность давать нагар в цилиндрах двигателей, тёмный цвет, неприятный запах и т. п. Существуют химические и физико-химические методы очистки. К химическим методам относят очистку серной кислотой и обработку водородом – гидроочистка, к физико-химическим – адсорбционные и абсорбционные методы очистки.

Очищенное жидкое топливо и смазочные масла в ряде случаев оказываются неустойчивыми при хранении. Причиной этого являются медленно протекающие реакции окисления непредельных и легко полимеризующихся углеводородов. Такие окислительные процессы сопровождаются образованием смолистых веществ и различных осадков, увеличивающих вредное действие нефтепродуктов на тару, трубопроводы и механизмы. Для замедления окислительных процессов нефтепродукты подвергают стабилизации, добавляя к ним антиокислители. Обычно в качестве антиокислителей используются фенолы и ароматические амины.

Из продуктов переработки нефти и их дальнейшей химической переработки путём смешения (компаундирования) в необходимом соотношении изготавливаются многочисленные и разнообразные нефтепродукты, которые можно подразделить на следующие группы:

Нефтяные топлива подразделяются на моторные или светлые нефтепродукты, применяемые для сжигания в двигателях, и котельные – для сжигания в топках паровых котлов и в промышленных печах. Первые из них, в свою очередь, делятся на карбюраторные, дизельные топлива и топлива для реактивных авиационных двигателей.

Карбюраторным топливом для двигателей внутреннего сгорания является бензин. Бензин в настоящее время – важнейший нефтепродукт, так как служит топливом для двигателей, устанавливаемых на автомашинах и винтомоторных самолётах.

Авиационный бензин является более лёгким, плотность его 0,73-0,76 г/см 3 , т. кип. 40-180 0 С; автомобильный – более тяжёлый, плотность его 0,74-0,77 г/см 3 , т. кип. 50-200 0 С. Важнейшей характеристикой бензина как топлива является его стойкость к детонации.

Детонационная стойкость карбюраторного топлива характеризуется октановым числом и определяется на специальных установках путём сравнения образцов испытываемого топлива с набором эталонного топлива. В качестве эталонного топлива применяют смеси, составленные из изооктана, обладающего высокими антидетонационными свойствами, и нормального гептана, сильно детонирующего вещества. Детонационная стойкость изооктана принимается за 100, а н-гептана – за ноль. Октановое число топлива численно равно процентному содержанию изооктана в эталонной смеси, детонирующей одинаково с испытуемым образцом топлива. Наибольшей детонационной стойкостью обладают сильно разветвлённые алканы, а также арены, а наиболее низкой – нормальные алканы и циклоалканы с неразветвлёнными боковыми цепями. Алкены нормального строения имеют более высокие октановые числа, чем нормальные алканы с тем же числом атомов углерода. Октановое число бензина зависит, следовательно, от относительного содержания в нём углеводородов указанных классов и их строения. Бензин прямой перегонки из нафтеновых нефтей имеет октановые числа 65-78, а из парафинистых нефтей – 40-60.

Стойкость бензина к детонации сильно повышается (на 10-20 октановых единиц) при растворении в нём небольших количеств антидетонатора. В качестве антидетонатора применяется тетраэтилсвинец (ТЭС) – Pb(C2H5)4, весьма ядовитое вещество. ТЭС вводится обычно в виде смеси (этиловой жидкости) с бромистым этилом и a-хлорнафталином, которые способствуют удалению из двигателя образующихся окислов свинца, переводя их в летучие галогениды. В настоящее время тетраэтилсвинец находит всё меньшее применение, так как оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Для повышения октановых чисел сейчас используют более экологически безопасные добавки: метилтретбутиловый эфир, молибденовые композиции, алкилаты и т. д.

В Качестве топливаДля воздушно-реактивных двигателей применяют полученный перегонкой нефти дистиллят с т. кип. 150-250 0 С (реактивное топливо ТС-1) или 150-280 0 С (топливо Т-1).

В связи с всё возрастающим распространением дизельных двигателей в различных видах транспорта с каждым годом всё большее значение приобретает Дизельное топливо. Для быстроходных (тракторных, тепловозных и автомобильных) дизелей применяется продукт перегонки парафинистой нефти – газойль или смесь его или солярового масла с керосином (т. кип. 200-350 0 С).

Способность дизельного топлива давать воспламенение в цилиндре двигателя характеризуется цетановым числом. Цетановое число есть показатель воспламеняемости дизельного топлива, численно равный (в %) содержанию цетана (н-гексадекана) в такой его смеси с a-метилнафталином, которая по воспламеняемости в двигателе эквивалентна испытуемому топливу. Цетановое число цетана принято равным 100, а a-метилнафталина – нолю. Цетановое число зависит от химического состава топлива: наибольшее цетановое число у алканов, меньшее у циклоалканов, самое низкое – у аренов. Чем выше цетановое число, тем лучше качество дизельного топлива.

Котельные топлива готовят смешиванием остаточных продуктов прямой перегонки (мазута, полугудрона и гудрона) с остаточными продуктами термических и некоторых каталитических процессов.

К Газообразным нефтяным топливам относятся попутные газы и газы, получаемые при переработке нефти и нефтепродуктов.

Вторая группа нефтепродуктов – Смазочные (минеральные) масла; назначение их – образовывать слой смазки между соприкасающимися частями машин, станков и двигателей. Таким путём трение между частями механизмов заменяется внутренним трением в смазке. Поэтому важнейшей характеристикой смазочных масел наряду с температурой вспышки и застывания является их вязкость.

Смазочные масла разделяют по областям их применения: индустриальные – веретённое, машинное и др.; для двигателей внутреннего сгорания – автотракторные (автолы), авиационные масла и др.; трансмиссионные; турбинные; компрессорные; для паровых машин; масла специального назначения. Смазочные масла изготавливают смешением очищенных остаточных и дистиллятных масел.

Для современных механизмов и двигателей применяют смазочные масла только с присадками – веществами, улучшающими их эксплуатационные качества.

Из смазочных масел, полученных из парафинистых нефтей, во избежание их застывания при низких температурах вследствие выделения твёрдых высших алканов (парафина) производится их удаление – депарафинизация. Масло растворяют чаще всего в смеси метилэтилкетона, бензола и толуола, охлаждают до -20 или -40 0 С и отфильтровывают Твёрдый парафин, после чего отгоняют из масла смесь растворителей. Для депарафинизации дизельного топлива используют также способность мочевины образовывать труднорастворимые комплексные соединения с высшими н-алканами, которые отделяют и разлагают нагреванием до 60-75 0 С на мочевину и Жидкий парафин.

После очистки Твёрдый парафин применяется как изолятор в электротехнике, для пропитывания спичек и кож, для изготовления свечей. Окислением кислорода воздуха превращают его в синтетические жирные кислоты, используемые в мыловарении. Сплавлением со смазочным маслом получают вазелин, применяемый в медицине и парфюмерии.

Жидкий парафин после растворения в бензине очищают обработкой противоточно движущимся твёрдым адсорбентом от примеси ароматических углеводородов и затем отгоняют растворитель. Его используют для получения высших жирных спиртов.

Некоторые виды микроорганизмов способны усваивать парафин в присутствии раствора солей, содержащих азот, фосфор и калий и синтезировать на их основе белок. Центрифугированием отделяют массу микроорганизмов и применяют её в качестве добавки к корму животных – белково-витаминного концентрата; он богат различными витаминами, а белок содержит много незаменимых аминокислот.

Диспергированием в смазочных маслах загустителей (Ca, Na или Al – мыл) получают мазеобразные продукты – Консистентные смазки (солидол, консталин и др.), применяемые для смазки частей механизмов, работающих при повышенных температурах и давлении, и для предохранения металлических предметов от коррозии.

Нефтяные битумы получают окислением гудронов смолистых нефтей, а также смешением с асфальтами. Битумы представляют собой твёрдые или жидкие водонерастворимые материалы.

Коксованием остаточных продуктов нефтепереработки в специальных кубах или печах получают Нефтяной кокс. Кокс представляет собой пористую твёрдую массу от серого до чёрного цвета. Он употребляется как твёрдое топливо, а также при изготовлении электродов для электрических печей, различных изделий для электропромышленности и для производства искусственных графитов.

2) растворители. В качестве растворителей используют бензин (фр. 45-170 0 С), петролейный эфир (фр. 40-70 0 С и 70-100 0 С), уайт-спирит (фр. 165-200 0 С). Обычно растворители получают из нефтяных попутных газов на газофракционирующих установках, установках первичной перегонки нефти и при каталитическом риформинге;

Http://studopedia. su/7_24236_produkti-pererabotki-nefti. html

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

В связи с этим, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

Приведённые в статье параметры технологических режимов, размеров аппаратов, выходов продуктов в целом приводятся справочно, так как в каждом конкретном случае могут варьироваться в зависимости от качества сырья, заданных параметров продуктов, выбранного аппаратурного оформления, типов применяемых катализаторов и других факторов.

Поскольку при описании процессов вторичной переработки используются наименования групп углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродуктов, приведём краткие описания данных групп и влияние углеводородного состава на показатели качества нефтепродуктов.

Парафины – насыщенные (не имеющие двойных связей между атомами углерода) углеводороды линейного или разветвлённого строения. Подразделяются на следующие основные группы:

1. Нормальные парафины, имеющие молекулы линейного строения. Обладают низким октановым числом и высокой температурой застывания, поэтому многие вторичные процессы нефтепереработки предусматривают их превращение в углеводороды других групп.

2. Изопарафины – с молекулами разветвленного строения. Обладают хорошими антидетонационными характеристиками (например, изооктан – эталонное вещество с октановым числом 100) и пониженной, по сравнению с нормальными парафинами, температурой застывания.

Нафтены (циклопарафины) – насыщенные углеводородные соединения циклического строения. Доля нафтенов положительно влияет на качество дизельных топлив (наряду с изопарафинами) и смазочных масел. Большое содержание нафтенов в тяжёлой бензиновой фракции обуславливает высокий выход и октановое число продукта риформинга.

Ароматические углеводороды – ненасыщенные углеводородные соединения, молекулы которых включают в себя бензольные кольца, состоящие из 6 атомов углерода, каждый из которых связан с атомом водорода или углеводородным радикалом. Оказывают отрицательное влияние на экологические свойства моторных топлив, однако обладают высоким октановым числом. Поэтому процесс, направленный на повышение октанового числа прямогонных фракций – каталитический риформинг, предусматривает превращение других групп углеводородов в ароматические. При этом предельное содержание ароматических углеводородов и, в первую очередь, бензола в бензинах ограничивается стандартами.

Олефины – углеводороды нормального, разветвлённого, или циклического строения, в которых связи атомов углерода, молекулы которых содержат двойные связи между атомами углерода. Во фракциях, получаемых при первичной переработке нефти, практически отсутствуют, в основном содержатся в продуктах каталитического крекинга и коксования. Ввиду повышенной химической активности, оказывают отрицательное влияние на качество моторных топлив.

Рис.8. Структурные формулы молекул углеводородов, относящихся к различным группам

Каталитический риформинг предназначен для повышения октанового числа прямогонных бензиновых фракций путём химического превращения углеводородов, входящих в их состав, до 92-100 пунктов. Процесс ведётся в присутствии алюмо-платино-рениевого катализатора. Повышение октанового числа происходит за счёт увеличения доли ароматических углеводородов. Научные основы процесса разработаны нашим соотечественником – выдающимся русским химиком Н. Д.Зелинским в начале ХХ века.

Выход высокооктанового компонента составляет 85-90% на исходное сырьё. В качестве побочного продукта образуется водород, который используется на других установках НПЗ, которые будут описаны ниже.

Мощность установок риформинга составляет от 300 до 1000 тыс. тонн и более в год по сырью.

Оптимальным сырьём является тяжёлая бензиновая фракция с интервалами кипения 85-180°С. Сырьё подвергается предварительной гидроочистке – удалению сернистых и азотистых соединений, даже в незначительных количествах необратимо отравляющих катализатор риформинга.

Установки риформинга существуют 2-х основных типов – с периодической (рис. 9,10) и непрерывной (рис.11) регенерацией катализатора – восстановлением его первоначальной активности, которая снижается в процессе эксплуатации. В России для повышения октанового числа в основном применяются установки с периодической регенерацией, но в 2000-х гг. в Кстово и Ярославле введены установки и с непрерывной регенерацией, которые эффективнее технологически (возможно получения компонента с октановым числом 98-100), однако, стоимость их строительства выше.

Процесс осуществляется при температуре 500-530°С и давлении 18-35 атм (2-3 атм на установках с непрерывной регенерацией). Основные реакции риформинга поглощают существенные количества тепла, поэтому процесс ведется последовательно в 3-4 отдельных реакторах, объёмом от 40 до 140 м3, перед каждым из которых продукты подвергаются нагреву в трубчатых печах. Выходящая из последнего реактора смесь отделяется от водорода, углеводородных газов и стабилизируется. Полученный продукт – стабильный риформат охлаждается и выводится с установки.

При регенерации осуществляется выжиг образующегося в ходе эксплуатации катализатора кокса с поверхности катализатора с последующим восстановлением водородом и ряд других технологических операций. На установках с непрерывной регенерацией катализатор движется по реакторам, расположенным друг над другом, затем подаётся на блок регенерации, после чего возвращается в процесс.

Каталитический риформинг на некоторых НПЗ используется также в целях производства ароматических углеводородов – сырья для нефтехимической промышленности. Продукты, полученные в результате риформинга узких бензиновых фракций, подвергаются разгонке с получением бензола, толуола и смеси ксилолов (сольвента).

Изомеризация также применяется для повышения октанового числа легких бензиновых фракций. Сырьём изомеризации являются легкие бензиновые фракции с концом кипения 62°С или 85°C. Повышение октанового числа достигается за счёт увеличения доли изопарафинов. Процесс осуществляется в одном реакторе при температуре, в зависимости от применяемой технологии, от 160 до 380°C и давлении до 35 атм.

На некоторых заводах, после ввода новых установок риформинга крупной единичной мощности, старые установки мощностью 300-400 тыс. тонн в год перепрофилируют на изомеризацию. Иногда риформинг и изомеризация объединяются в единый комплекс по производству высокооктановых бензинов.

Задача процесса – очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых и азотсодержащих соединений. На установки гидроочистки (рис. 12) могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также гидрирование олефинов. Мощность установок составляет от 600 до 3000 тыс. тонн в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок риформинга.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом (далее – ВСГ) концентрацией 85-95% об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280-340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор (рис. 13). Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2%) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8% дизельной фракции. Продуктовая смесь отводится из реактора, отделяется в сепараторе от избыточного ВСГ, который возвращается на циркуляционный компрессор. Далее отделяются углеводородные газы, и продукт поступает в ректификационную колонну, с низа которой откачивается гидрогенизат – очищенная фракция. Содержание серы, например, в очищенной дизельной фракции, может снизиться с 1,0% до 0,005-0,03%. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство серы, или серной кислоты.

Каталитический крекинг – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Мощность современных установок в среднем – от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн.

Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора – выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.

Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.14. На рис.15 приведена фотография аналогичной установки по технологии компании ExxonMobil.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается.

За последние несколько лет в Рязани и Ярославле реконструированы однотипные сильно изношенные и устаревшие установки, введенные в советский период, а в Нижнекамске построена новая. При этом использованы технологии компаний Stone&Webster и Texaco.

Рис. Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Гидрокрекинг – процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путём крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода. Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив. Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли процента. Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, её тяжёлая часть может служить сырьём риформинга. Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.

Гамма сырья гидрокрекинга довольно широкая – прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон.

Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности – 3-4 млн. тонн в год по сырью.

Обычно объёмов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путём паровой конверсии углеводородных газов.

Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки – сырьё, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию. Однако, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг – один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья.

Например, для получения малосернистого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (лёгкий гидрокрекинг), процесс ведётся при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С.

Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырьё) процесс осуществляется на 2-х реакторах. При этом, продукты после первого реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во второй реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу. В данном случае, при гидрокрекинге вакуумного газойля давление составляет около 180 атм, а при гидрокрекинге мазута и гудрона – более 300. Температура процесса, соответственно, варьируется от 380 до 450°С и выше.

В России до последнего времени процесс гидрокрекинга не использовался, но в 2000-х годах введены мощности на заводах в Перми (рис. 16), Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс лёгкого гидрокрекинга. Идёт монтаж установки в ООО “Киришинефтеоргсинтез”, планируется строительство на заводах ОАО “Роснефть”.

Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистиллятов.

Назначение процесса – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Существуют различные технологические решения для данного процесса. На российских НПЗ используются установки замедленного коксования.

Замедленное коксование – полунепрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм подаётся вода, которая раздробляет кокс.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.

Ранее рассмотрены основные технологические процессы топливного производства, применяемые на НПЗ России.

Однако, в ходе указанных процессов вырабатываются только компоненты моторных, авиационных и котельных топлив с различными показателями качества. Например, октановое число прямогонного бензина составляет около 65, риформата – 95-100, бензина коксования – 60. Другие показатели качества (например, фракционный состав, содержание серы) у компонентов также различаются. Для получения же товарных нефтепродуктов организуется смешение полученных компонентов в соответствующих емкостях НПЗ в соотношениях, которые обеспечивают нормируемые показатели качества.

Расчёт рецептуры смешения (компаундирования) компонентов осуществляется при помощи соответствующих модулей математических моделей, используемых для планирования производства по НПЗ в целом. Исходными данными для моделирования являются прогнозные остатки сырья, компонентов и товарной продукции, план реализации нефтепродуктов в разрезе ассортимента, плановый объём поставок нефти. Таким образом возможно рассчитать наиболее эффективные соотношения между компонентами при смешении.

Зачастую на заводах используются устоявшиеся рецептуры смешения, которые корректируются при изменении технологической схемы.

Компоненты нефтепродуктов в заданном соотношении закачиваются в ёмкость для смешения, куда также могут подаваться присадки. Полученные товарные нефтепродукты проходят контроль качества и откачиваются в соответствующие ёмкости товарно-сырьевой базы, откуда отгружаются потребителю.

Основной способ доставки нефтепродуктов в России – перевозка железнодорожным транспортом. Для погрузки продукции в цистерны используются наливные эстакады. Поставки нефтепродуктов по России и на экспорт осуществляются также по системе магистральных нефтепродуктопроводов АК “Транснефтепродукт”, речным и морским транспортом.

Http://refeteka. ru/r-79752.html

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия – смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка – непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая Установка – производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства – получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.

Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости Товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – Электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в Электродегидраторах – цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества – Деэмульгаторы. Температура процесса – 100-120°С.

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – Атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках Трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора Светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в Ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены Контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута Масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.

Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные Эжекторы (рис.7).

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

Http://neftianka. livejournal. com/181042.html

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Развитие нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности на современном этапе характеризуется значительным расширением ассортимента и повышением качества выпускаемой продукции, увеличением глубины переработки нефти, строительством наряду с установками большой единичной мощности модульных малотоннажных установок комплексной переработки нефти, газа и газового конденсата, позволяющих получать широкую гамму нефтепродуктов с учетом потребностей в них нефтегазодобывающих районов. Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первичная переработка – это процесс разделения нефти на фракции не приводящие к каким-либо химическим превращениям углеводородов. Процессы первичной переработки нефти, к которым относится прямая перегонка под атмосферным давлением (получение топливных дистиллятов и мазута) и под вакуумом (получение масляных дистиллятов. гудрона) основываются на законах физического разделения нефти на узкие фракции. Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтепереработки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг. Необходимый этап формирования эффективных процессов переработки нефти – исследование ее физико-химических характеристик. Знание физических свойств и химического состава нефтей имеет очень большое значение для формирования показателей их качества. Состав нефтей определяет, в свою очередь, способы их добычи и транспорта, направления и особенности их переработки для получения разнообразных продуктов [1].

Средняя молекулярная масса 220–300 г/моль (редко 450–470). Плотность 0,65–1,05 (обычно 0,82–0,95) г/см?; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831–0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм?/с для различных немфтей) определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).

Мазут — жидкий продукт темно-коричневого цвета, остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых.

Мазут представляет собой смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500–3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca). Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными : вязкость 8–80 мм?/с (при 100 °C), плотность 0,89–1 г/см? (при 20 °C), содержание серы 0,5–3,5 %,

1) топливное. (нефть и газовый конденсат в основном перерабатывается на моторные и котельные топлива). Переработка нефти по топливному варианту делиться на неглубокие и глубокие. При неглубокой переработки нефти осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках). При глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта.

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то фракций, выкипающих до 350 — 360°С. Обычными методами перегонки нефть не удается разделить на индивидуальные соединения с определенными физическими константами, в частности с температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефть на нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются температурными пределами начала кипения и конца кипения [2].

Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла: веретенное, машинное, цилиндровое и др. Из мазута некоторых сортов нефти выделяют вазелин и парафин. Остаток мазута после отгонки называют нефтяным пеком или гудроном.

При исследовании качества новых нефтей фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками. Это позволяет значительно улучшить четкость разделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) [3].

В нефтепереработке под фракционным составом подразумевается зависимость повышения температуры кипения смеси от количества выкипающих продуктов.

Для определения фракционного состава нефти используют следующие методы: простая дистилляция, ректификация.

Перегонка (дистилляция) – это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения, как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси [1].

Дистилляция с дефлегмацией используется для четкого разделения нефти на узкие фракции.

1. Многократным испарением, которое состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

2. Однократным испарением в трубчатой печи и разделением отгона в одной ректификационной колонне.

Многократное испарение состоит из повторяющегося несколько раз процесса однократного испарения. Первоначально происходит отделение паров от жидкости, а затем, на второй ступени, жидкая фаза, оставшаяся при отделении паров в первой ступени, вновь испаряется.

Однократное испарение (ОИ) – это процесс, при котором в течение всего периода сообщения системе тепла жидкую и образующуюся паровую фазы не разделяют, а по достижении известной конечной температуры нагрева – разделяют в один прием, т. е. однократно.

Однократная конденсация – процесс, обратный однократному испарению. Процесс конденсации паров происходит в присутствии образующейся жидкой фазы. При достижении конечной температуры конденсации паровую и жидкую фазы разделяют в один прием – однократно.

Ректификация – диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

Ректификация является наиболее точным и объективным методом определения фракционного состава нефти, так как только при использовании этого метода достигается максимальная четкость разделения фракций.

В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 1.3), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.

Рис. 1.3. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки нефти: 1,5 – трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники; 4 – конденсаторы

Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением.

Вакуумная перегонка мазута по топливному варианту предназначена для получения широкой масляной фракции с температурами кипения 350-500 °С, как сырья установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. Для перегонки мазута по топливному варианту используют схему однократного испарения.

По схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонки с получением топливных фракций мазута, вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства битума [4].

Вакуумная перегонка мазута является головным процессом поточной схемы масляного производства. При перегонки мазута по масляному варианту необходимо обеспечить как можно более четкое разделение мазута на фракции. Особенно необходимо наиболее четко разделить фракцию 450-500 °С от гудрона, чтобы масляные фракции были с низким содержанием смол, а гудрон с низким содержанием масляных фракций.

При перегонке мазута по схеме с однократным испарением в вакуумной тарельчатой колонне трудно достичь необходимого качества фракций: обычно налегание температур кипения между смежными дистиллятами составляет 70-130 °С. При увеличении числа тарелок снижается глубина вакуума в секции питания колонны и желаемое повышение четкости ректификации не достигается.

При варианте двукратного испарения по остатку применяют независимые вакуумные системы в каждой ступени с поддержанием более глубокого вакуума. Эта схема позволяет увеличить флегмовые числа в колоннах за счет уменьшения расхода паров во второй ступени примерно в 1,5-3 раза [5].

Выберем для расчёта схему установки с двукратным испарением нефти (рис.2.1). Эта схема технологически гибкая и работоспособная при значительном изменении содержания лёгких фракций и растворенных газов. Коррозионноактивные вещества удаляются в первой отбензинивающей колонне, а основная атмосферная сложная колонна защищена от их воздействия. Благодаря предварительному удалению в отбензинивающей колонне растворенных газов и лёгкого бензина в змеевиках печи, в теплообменниках не создается большого давления и основная колонна не перегружается по парам.

Сырьём установки является подготовленная нефть, разгонка (ИТК) которой приведена в табл. 2.1. В отбензинивающей колонне К-1 предусмотрим отбор фракции легкого бензина 28-140 С, в атмосферной колонне К-2 предусмотрим отбор фракций тяжелого бензина 140-200С, керосина 200-250 С, дизтоплива 250-360 С. Остаток перегонки – мазут >360С.

По данным табл.2.1 находим потенциальное содержание Хн. к.-к. к. отбираемых фракций в нефти [7].

Рис.2.1 Принципиальная технологическая схема установки атмосферной перегонки нефти

Результаты расчётов заносим в табл.2.2. Принимаем на основании литературных данных долю отбора Д всех фракций (кроме мазута) от потенциала и находим их фактический отбор Ф, % масс:

Весь недобор фракций приплюсовываем к остатку – мазуту. Фактические потери примем в количестве 1% масс. Если мощность установки составляет менее 1 млн т/год, потери можно принять в количестве 0,5% масс.

Результаты расчетов приведены в табл.2.2. Относительную плотность фракций определяем по правилу аддитивности:

Где Хi и – потенциальное содержание и относительная плотность узких фракций в широкой фракции (см. табл.2.1).

Примем число рабочих дней в году 340 и составим материальный баланс всей установки (табл. 2.3).

Плотность мазута находим также по правилу аддитивности, зная плотность сырой нефти, содержание и плотность отбираемых фракций. Плотностью газов можно пренебречь ввиду их незначительного количества в нефти.

Где t – средняя температура кипения фракции, оС. Определяется как среднее арифметическое между температурами начала и конца кипения фракции.

Где – температурная поправка относительной плотности на 1К. Определяется по эмпирической формуле Кусакова:

M250-360 = (7·11,69- 21,5) + (0,76 – 0,04·11,69) ·305+ (0,0003·11,69 – 0,00245)·3052 = 247

При расчёте молярной массы мазута по уравнению Воинова можно условно принять температуру конца кипения 6000С. Погрешность таких вычислений незначительна и не влияет на окончательные результаты материального и теплового баланса.

M360-600 = (7·12,08 – 21,5) + (0,76 – 0,04·12,08) ·480 + (0,0003·12,08 – 0,00245)·4802 = 466

На основании данных таблицы 2.3 составляем материальный баланс отбензинивающей колонны К-1 (табл.2.4).

Далее составляем материальный баланс атмосферной колонны К-2 (табл.2.4).

При составлении материальных балансов колонн К-1 и К-2 все потери по установке отнесем на полуотбензиненную нефть.

Относительную плотность полуотбензиненной нефти также определяем по правилу аддитивности (пренебрегая содержанием газов):

Выход отдельных фракций в % масс. на полуотбензиненную нефть (табл.2.5) находим по пропорции. Например,

Атмосферная колонна К-2 является сложной колонной, состоящей из трех простых колонн (рис.2.2.). Избыточное тепло в колонне снимается сверху колонны с помощью острого испаряющегося орошения и по высоте колонны двумя промежуточными циркуляционными орошениями.

Количество циркуляционных орошений рекомендуется принимать равным количеству боковых фракций.

На основании литературных данных примем следующее число тарелок в концентрационной части колонны: в секции бензина, керосина и дизтоплива – по 8 тарелок. В секциях циркуляционных орошений примем по 2 тарелки. В отгонной части колонны и в стриппинг-секциях примем по 6 тарелок.

Таким образом, при наличии двух циркуляционных орошений в колонне общее число тарелок в атмосферной колонне будет 34.

Примем давление вверху колонны (над верхней, 34-ой тарелкой) 140 кПа. Это немного выше атмосферного и необходимо для преодоления гидравлических сопротивлений при прохождении паров дистиллята через конденсатор-холодильник.

Примем к установке в колонне клапаны тарелки. По справочным данным гидравлических сопротивлений одной клапанной тарелки составляет ?Ртар = 0,6 кПа. Рассчитаем абсолютное давление под каждой тарелкой по высоте колонны, начиная сверху (табл. 2.6.).

Плотность жидкости в отдельных сечениях колонны принимается из расчета равномерного перепада ее по тарелкам. Поэтому, зная плотность на конечных точках данного сечения колонны, рассчитаем ее по отдельным тарелкам.

Так, относительная плотность бензина D2 составляет 0,7840. Это соответствует плотности жидкости на верхней, 34-ой тарелке. Плотность керосита 0,8215 – это плотность жидкости, стекающей с нижней 1-ой тарелки стриппинга К-3/2.

Бензиновую секцию колонны (8 тарелок) и керосиновый стриппинг К-3/2 (6 тарелок) можно представить как простую колонну на 14 тарелок, дистиллят которой бензин D2, а остаток – керосин. Зная плотности на верхней и нижней тарелках этой простой колонны, рассчитаем плотности по оставшимся тарелках.

И так далее. После 27-й тарелки колонны переходим на 6-ю тарелку керосинового стриппинга. Плотности на тарелках керосинового стриппинга приводятся в табл.2.7.

Следующее сечение – между 27-й тарелкой основной колонны и первой тарелкой стриппинга К-3/1, с которой стекает дизтопливо с плотностью 0,8632. Перепад плотности на один межтарельчатый интервал в данном сечении составляет:

После 17-й тарелки колонны переходим на 6-ю тарелку дизельного стриппинга.

С 1-ой тарелки основной колонны стекает мазут с плотностью 0,9125.

Перепад плотности на один межтарельчатый интервал в сечении между 17-ой и 1-й тарелками составляет:

Аналогично плотности рассчитывается по тарелкам молекулярный вес.

Температура верха колонны и вывода боковых фракций определяются графическим методом. Сначала строятся кривые ИТК фракций бензина, керосина и дизтоплива.

Рассмотрим пример для фракций бензина 140-200 ?С. Для построния составляется таблица 2.8.

В таблице выход узких фракций на бензин рассчитывается по пропорции, принимая пропорциональное содержание 10,92% масс. за 100%.

Далее по точкам 140? – 0%, 147? – 11,38%, 163? – 38,30%, 180? -65,96%, 197? – 94,98%, 200? -100%, строится кривая ИТК бензина (см. Приложение 1 [7]).

По такой же методике строятся кривые ИТК для керосина и дизтоплива.

Затем на основе кривых ИТК строятся прямые однократного испарения (ОИ) фракций при атмосферном давлении по методу Обрядчикова и Смидович. Для этого сначала определяются температуры отгона фракций по кривым ИТК и наклон кривых ИТК (табл.2.9.).

Прямая ОИ каждой фракции строится по двум точкам (начало – 0% и конец – 100%), которые определяются по графику Обрядчикова и Смидович (см. Приложение 2 [7]) в зависимости от тангенса угла наклона ИТК и температуры отгона t50 . Результаты приведены в табл. 2.10.

Для построения прямой ОИ, для бензина, находим на рис. (см. Приложение 1 [7]) на оси абцисс точку 34%, проводим вертикаль до пересечения с кривой ИТК и далее горизонталь влево до пересечения с осью ординат. Получаем первую точку прямой ОИ, соответствующей 0% отгона. Затем проводим вертикаль от точки на оси абцисс 57% до пересечения с кривой ИТК и далее горизонталь вправо. Получаем вторую точку прямой ОИ, соответствующей 100% отгона. Соединив эти две точки, получаем прямую ОИ бензина.

Аналогично по данным табл. 2.10. строятся прямые ОИ для керосина и дизтоплива.

Далее корректируем прямую ОИ на его парциальное давление вверху колонны. Задается расход водяного пара в низ колонны (Z1) 3% масс. от мазута и в стриппинг-секции (Z2 и Z3) 2% масс. от бокового погона:

Где – абсолютное давление наверху колонны, кПа; МD2 – молекулярный вес бензина по формуле Воинова:

Далее корректируется прямая ОИ бензина на давление 105,80 кПа. Новая прямая ОИ будет параллельна старой и располагаться выше, т. к. давление выше атмосферного (101,3 кПа). Была бы ниже, если давление ниже атмосферного.

Поэтому для построения новой прямой ОИ достаточно найти одну точку, через которую и проводят прямую, параллельную старой ОИ. Для этого по методу Пирумова находят температуру, соответствующую точке пересечения ИТК и ОИ бензина (140?С).

Далее по графику Кокса (см. Приложение 2 [7]) находим точку пересечения данной температуры (140?С – на оси ординат) и атмосферного давления (760 мм. рт. ст. – на оси абцисс). Переносим эту точку строго параллельно находящимся на графике наклонным прямым до пересечения с вертикальной линией, соответствующецй парциальному давлению бензина (105,80 кПа = 793,69 мм. рт. ст.). Полученная точка соответствует новой температуре на которую и переносится точка пересечения ИТК и ОИ. Через эту точку проводим прямую, параллельную старой ОИ. Это и будет прямая ОИ бензина для давления 105,80 кПа.

Температура верха колонны соответствует температуре кoнца прямой ОИ бензина при давлении 105,80 кПа.

По графику tверха = 178 ?С. Эта температура соответствует верхней, 34-ой тарелке, т. е. t34 = 178 ?С.

Температура вывода керосина с 27-ой тарелки соответствует температуре начала ОИ керосина. По графику t27 =220 ?С.

Температура вывода дизтоплива с 17-ой тарелки соответствует температуре начала ОИ дизтоплива. По графику t17 = 284 ?С.

Температура сырья (полуотбензиненной нефти) на входе в колонну составляет, как правило, 340-360 ?С, что соответствует температуре отгона светлых фракций. Примем температуру сырья на входе в колонну 360?С, т. е. tL0 = 360?C.

Температуры вывода керосина и дизтоплива из стриппинг-секций будут ниже температур вывода этих фракций с 27 и 17 тарелок за счет эффекта водяного пара, который приводит к активному испарению легких фракций и поглощению тепла. Перепад температур в стриппингах зависит от расхода водяного пара и примерно оценивается величиной, равной (7 -10)Сп, где Сп – расход водяного пара в % масс. Для тяжелых фракций перепад ниже, чем для легких. Примем перепад температур в керосиновом стриппинге 20, в дизельном стриппинге 15.

Эта температура соответствует температуре нижней 1-й тарелки керосинового стриппинга.

Эта температура соответствует температуре нижней 1-й тарелки дизельного стриппинга.

Температура вывода мазута с низа колонны принимается на 15-25? ниже температуры ввода сырья (также за счет эффекта испарения легких фракций в присутствии водяного пара). Примем температуру вывода мазута:

Эта температура соответствует температуре нижней 1-й тарелки основной колонны.

Так как сырье колонны поступает на 6-ю тарелку, то температура на этой тарелке tб =360 С.

Полученные таким образом температуры на соответствующих тарелках вносим в табл. 2.6 и 2.7. Остальные температуры на тарелках определяем аналогично плотности из расчета равномерного перепада пол каждому сечению.

Tхол = 35?С, температуру ввода второго циркуляционного орошения (на 26-ю тарелку) tЦ2 = 70?С, температуру первого циркуляционного орошения (на 16-ю тарелку) tЦ1= 100?С.

Доля отгона сырья позволет определить количество паровой и жидкой фазы полуотбензиненной нефти на входе в колонну. Это необходимо для расчета теплового баланса колонны.

Для этого сначала составляем таблицу 2.11 и строим по ее данным (см. Приложение 1 [7]) кривую ИТК полуотбензиненной нефти (аналогично построению ИТК светлых фракций). Конец кипения сырья можно принять в пределах 600 ?С.

Далее по данным кривой ИТК сырья, по графику Обрядчикова и Смидович (приложение 1) составляем таблицы 2.12. и 2.13. и строим прямую ОИ полуотбензиненной нефти.

Полученная прямая ОИ сырья соответствует атмосферному давлению – 101,3 кПа. Но в зоне питания, под 7-ой тарелкой, давление составляет 156,8 кПа (табл. 2.6). Поэтому корректируем прямую ОИ сырья по графику Кокса на давление 156,8 кПа (см. Приложение 1 [7]).

По полученной новой ОИ определяем долю отгона. Для этого на оси ординат находим точку, соответствующую температуре ввода сырья (360 С), проводим от нее горизонталь до пересечения с прямой ОИ. От полученной точки пересечения проводим вертикаль на ось абцисс. Получаем процент отгона сырья – 55,5%. Т. е. доля отгон полуотбензиненной нефти при 360 С и 156,8 кПа составляет е = 0,555.

Http://revolution. allbest. ru/chemistry/00416045_0.html

Поделиться ссылкой: