Топливом называют существующие в природе или искусственно полученные вещества, являющиеся источником тепловой энергии и сырьем для химической промышленности.
Роль топлива в народном хозяйстве страны велико и все время возрастает, так как бурное развитие промышленности органического синтеза — производство пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, красителей, растворителей и т. д. — требует огромным количеств углеродного сырья, которое получается в результате химической переработки различных топлив.
Все топлива можно разделить по агрегатному состоянию на твердые, жидкие и газообразные, а по происхождению — на естественные в искусственные.
Искусственные топлива получают главным образом при переработке естественных топлив. Твердые искусственные топлива — кокс, полукокс, древесный уголь; жидкие — бензин, керосин, лигроин и др.; газообразные — генераторные газы, коксовый газ, газы переработки нефти и др.
Нефть в основном состоит из углерода (80-85%) и. водорода (10-14%), входящих в состав сложной смеси углеродов. Кроме углеродной в нефти имеется небольшая неуглеводородная часть я минеральные примеси. Состав природных и попутных газов очень разнообразен.
В таблице представлен состав органической, или горючей, массы топлива — той части топлива, которая при горении дает тепло. .
Газообразное топливо обладает рядом преимуществ по сравнению с твердым и жидким топливом, которые обусловлены его свойствами. При сгорании газа можно довести до минимума потерю теплоты с уходящими в дымовую трубу продуктами горения; при сгорании газа не образуется золы, шлака, дыма. Газ можно транспортировать самым дешевым видом транспорта — трубопроводом. По этим причинам газообразное топливо находит все более широкое применение в промышленности, а также в качестве бытового топлива и топлива для автотранспорта.
Методы переработки твердого топлива основаны на гетерогенных, главным образом некаталитических процессах в системах «твердое — газ», «твердое — жидкость — газ» и многофазных, осуществляемых при высоких температурах.
При нагревании уголь и другие виды топлива претерпевают сложные изменения, ведущие к образованию новых твердых, жидких и газообразных продуктов.
Основными методами, переработки твердого топлива являются коксование, полукоксование, газификация и деструктивная гидрогенизация.
Коксование — метод переработки каменных углей нагреванием без доступа воздуха до 900-1060 0 С в коксовых печах. Коксохимическое производство включает три технологические стадии: подготовку сырья, коксование и переработку коксового газа.
Сырьем для коксования служит смесь каменных углей, способных при нагревании спекаться (т. е, размягчаться и слипаться в общую массу). К таким углям относятся коксующие угли различных марок: коксующиеся, паровично-спекающиеся, паровично-жирные и др. Но запасы коксовых углей ограничены, поэтому наряду с ними применяют другие марки каменных углей — неспекающиеся: жирные, газовые, длинно пламенные.
Поступающие на переработку угли подвергаются подготовке: дроблению, сортировке, обогащению, обезвоживанию. Эта работа по улучшению качества угля требует дополнительных расходов, но она экономически целесообразна.
Процесс коксования протекает в коксовых печах, представляющих собой щелевидные камеры 2 шириной 0,4 м, высотой 4 м и длиной 14-15 м, сложенные из огнеупорного материала. В своде такой камеры имеются отверстия — люки для загрузки угля. Несколько десятков вечей (до 75), расположенных параллельно друг другу и связанных кирпичной кладкой, образуют коксовую батарею. В простенках между печами располагаются отопительные каналы 1. В них сжигается какое-либо газообразное топливо. Полученное при этой тепло через стенки печей, передается загруженному в них углю.
Коксование длится 13-14 часов. По окончании процесса открывают переднюю и заднюю двери печи и специальным толкателем выталкивают кокс из камеры в стальной полувагон, в котором его тушат. После выгрузки кокс сортируют. Из одной тонны угольной шихты получают 730-780 кг кокса, содержащего 85-95% чистого углерода, 5-11% золы и небольшое количество других веществ.
Образующийся при коксовании газ (до 350 м 3 на 1 т угля) содержит много ценных веществ. Кроме водорода, метана, окиси и двуокиси углерода, в его состав входят пары каменноугольной смолы, бензола, аммиака, сероводорода и ряд других соединений. Парогазовую смесь, отходящую из коксовых камер, улавливают и отводят V цех конденсации на переработку, извлекая содержащиеся в газе компоненты.
Полукоксование — низкотемпературный пиролиз низкосортного твердого топлива (каменные и бурые угли, сланцы) при нагревании до конечной температуры 500-550 0 С без доступа воздуха.
Полукокс — слабо спекшийся хрупкий продукт, содержащий до 10% летучих веществ, обладающий высокой реакционной способностью 8 большой зольностью. Применяют как местное энергетическое топливо я как составляющую шихты для коксования.
Смола, в особенности сланцевая, служит источником получения моторных топлив, растворителей я самых разнообразных органических мономеров, выделяемых прямой перегонкой смолы.
Газификация. В последнее время газификация твердого топлива приобретает особое значение как источник энергия и химического сырья.
Газификации могут быть подвергнуты любые виды твердого топлива — торф, низкосортные угли, сланцы, полукокс, отходы лесоразработок и др. При газификации, проводимой в реакторах, называемых газогенераторами, органическая масса топлива превращается в генераторные газы. Твердый остаток газификации (шлак) представляет собой минеральную часть топлива, т. е. золу. В зависимости от назначения генераторного газа применяют различные виды дутья и получают газ заданного состава.
Представляет интерес возрождение идеи Д. И. Менделеева о подземной бесшахтной газификации каменных углей, Когда газификация протекает в подземном газогенераторе без извлечения топлива на поверхность, т. е. без трудоемких горных работ.
Метод заключается в том» что с поверхности земли к угольному пласту бурятся скважины на расстоянии 25-30 м друг от друга, после чего забои этих скважин соединяются каналом газификации по угольному пласту. Одна скважина предназначена для подвода дутья, а другие — для отвода образующихся газов.
Деструктивная гидрогенизация — это метод прямого получения искусственного жидкого топлива — заменителя нефтепродуктов — из бурых и каменных углей, сланцев и других видов твердого топлива.
Сырьем служат каменные и бурые угли, содержащие в своей массе минимум серы, азота, кислорода, но максимум водорода. Угли подготавливают; дробят, измельчают, обогащают и сушат. Тонко измельченный угольный порошок смешивают с тяжелым маслом. Полученную массу нагревают в автоклавах под давлением в присутствии водорода и катализатора. В этих условиях уголь насыщается водородом — гидрогенизуется. Одновременно с гидрогенизацией происходит расщепление (деструкция) больших молекул, составляющих уголь, в смесь жидких и газообразных веществ с меньшим молекулярным весом. В результате образуются углеводороды (С n Н m ), аналогичные молекулам веществ, составляющих нефть. В зависимости от степени гидрирования можно получить бензин, керосин, дизельное топливо и другие вещества.
Нефть — основа энергетики и ряда отраслей промышленности. Добытую нефть направляют в трапы и сепараторы. Здесь от нее отделяют попутный газ (дегазация) и подают его на отбензинивание. Пары бензина и газа выделяют либо путем сжатия газа я последующего охлаждения, при котором бензин переходит в жидкое состояние, либо, пропуская газ через специальные поглотители (соляровое масло), из которых бензин затем отгоняют. Отбензяненный сухой газ направляют на компрессорную станцию для последующего использования. После дегазации нефть подают в мерники, где ее освобождают от взвешенных частиц (песка, глины и др.), а затем замеряют. Помимо песка и глины нефть содержит воду и соли. Поэтому ее подвергают дальнейшей обработке, обезвоживанию и обессоливанию.
Переработку нефти, в зависимости от качества используемого сырья и характера производимых продуктов, осуществляют разными методами. Все методы нефтепереработки можно разделить на два вида: физические и химические. К первым относится перегонка, ко вторым — крекинг, пиролиз и др.
Перегонка представляет собой процесс разделения нефти как сложной жидкости на отдельные фракции (части). В основе такого процесса лежит метод раздельной конденсации паров веществ, составляющих нефть. Обычно перегонка производится в две стадии. Вначале из нефти под атмосферным давлением выделяют моторное топливо, получая в остатке мазут, а затем под вакуумом мазут перерабатывают.
Перегонка нефти производится на атмосферных или атмосферно-вакуумных установках, состоящих их трубчатой печи 1, ректификационной колонны 2, теплообменников 3, насосов и других аппаратов.
Трубчатая печь 1 — это устройство, внутри которого помещена система стальных труб, обогреваемых теплом сжигаемого горючего газа или мазута. Ректификационная’ колонна 2 представляет собой вертикальный стальной цилиндр высотой до 40 м разделенный внутри горизонтальными перегородками (барботажными тарелками) на отделения.
Пройдя ряд теплообменников, нефть попадает в змеевики трубчатой печи, где нагревается до 320 "С. При этом наиболее легкие углеводороды нефти закипают, переходя в газообразное состояние. Смесь жидкости и паров попадает в нижнюю часть ректификационной колонны и здесь разделяется. Пары устремляются вверх, проходя. Через отверстия в тарелках, а жидкая, неиспарившаяся часть нефти (мазут) стекает вниз.
Выделенные из нефти при перегонке вещества (дистилляты) являются полупродуктами. Чтобы получить товарные нефтепродукты, дистилляты очищают и, если необходимо, вторично ректифицируют. Например, бензиновый дистиллят при разгонке дает различные марки автомобильного и авиационного бензина, уайт-спирита (лаковый бензин) и другие продукты.
В настоящее время в нефтеперерабатывающей промышленности вое большее значение приобретают химические процессы. Они позволяют резко увеличить выход целевых продуктов и улучшить их качество.
При перегонке нефти выход бензина составляет в среднем 10-25% веса взятого сырья. Такое количество бензина не может покрыть возрастающий спрос народного хозяйства на этот вид топлива. Увеличение производства бензина (как и других видов моторного топлива) достигается применением крекинга. Он представляет собой химико-термический процесс расщепления молекул тяжелых углеводородов, в результате которого образуется смесь веществ меньшего молекулярного веса.
Крекингу подвергают различные нефтепродукты, преследуя разные цели, но его главная задача — получение бензина, выход которого при этом может достигнуть 70% веса взятого сырья.
Термический крекинг осуществляют при высокой температуре и значительном давлении. В таких условиях молекулы тяжелых углеводородов расщепляются легче.
Установка термического крекинга включает трубчатую печь для нагрева сырья, испарители, ректификационную колонну, газосепараторы.
Особой разновидностью крекинга является пиролиз. Он проводится при температуре 700-720 С и атмосферном давлении. Исходным материалом для этого процесса служат легкие фракции: нефтелигроин и керосин. Цель пиролиза — получение газа и ароматических углеводородов.
Каталитический крекинг — более совершенный процесс крекингования, осуществляемый с применением катализатора. Наличие последнего ускоряет разложение высокомолекулярных углеводородов, позволяет вести процесс при более низкой температуре и давлении близком к атмосферному. Таким способом обычно получают авиационный бензин, выход которого достигает 70% веса взятого сырья. Исходным материалом для каталитического крекинга служит преимущественно керосиновый и соляровый дистиллят.
Продукты переработки нефти. При переработке нефти получают большое количество разнообразных продуктов. Их можно разделить на три обширные группы: горючие, смазочные и прочие. К первой группе относится моторное, реактивное и котельное топливо, ко второй — смазочные масла и разнообразные консистентные смазки, а к третьей — битумы, нефтяные кислоты и их производные, ароматические углеводороды, парафины, вазелин, церезин и др.
Газообразное топливо имеет значительные преимущества по сравнению с твердым топливом.
Газообразное топливо находит широкое применение в промышленности» в быту, в автотранспорте, химической промышленности.
К газовому топливу относят природные, нефтяные (попутные) газы, а также промышленные, получаемые при переработке топлива. Промышленными являются крекинг-газ, коксовый, полукоксовый, генераторный. При химической переработке газ предварительно разделяют на составляющие компоненты или узкие фракции. Состав при – родных и попутных газов весьма разнообразен. Они. содержат метан, этан, пропан, бутан и небольшое количество азота. В газах нефтепереработки содержится этилен, пропилен, бутилен. В генераторных газах находится окись углерода и водорода. Вещества, содержащиеся в этих газах, являются сырьем для получения удобрений, пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, растворителей, моющих средств и т. д. Чтобы получить эти продукты, газы необходимо переработать.
Прямое использование веществ, входящих в состав газа; присоединением 1$ ним кислорода (окисление), хлора (хлорирование), воды (гидрирования), присоединением к молекулам групп СН, С n Н m, (алкирование), изменением структуры молекул (изомеризация), соединением многих простых молекул в сложные (полимеризация).
Крекинг углеводородов, входящих в состав газов для получения непредельных углеводородов.
Конверсия — взаимодействие с водяными парами для получения окиси углерода и водорода.
В результате этих процессов из газов можно получать самые разнообразные продукты. Следует отметить большой экономический эффект использования газов.
Сейчас более половины потребляемого газа расходуется промышленностью» с его применением производятся все основные промышленные продукты — чугун, сталь, прокат, цветные металлы, штамповки для машиностроения, минеральные удобрения. Наиболее эффективно применение газа в качестве химического сырья.
Http://baza-referat. ru/%D0%A2%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%BE_%D0%9C%D0%B5%D1%82%D0%BE%D0%B4%D1%8B_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D1%82%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%B0
Имя изобретателя: Фалькевич Г. С.; Виленский Л. М.; Ростанин Н. Н.; Хавкин В. А.; Курганов В. М.
Имя патентообладателя: Фалькевич Генрих Семенович; Ростанин Николай Николаевич
Адрес для переписки: 109263, Москва, ул. Малышева, 26, корп. 2, кв.95, Н. Н.Ростанину
Использование: нефтепереработка и нефтехимия. Сущность: нефть подвергают первичной переработке с получением прямогонного бензина, прямогонных средних дистиллятов и сырья для гидрокрекинга. Проводят гидрокрекинг полученного сырья и выделение из продуктов гидрокрекинга бензина и средних дистиллятов. Каталитической конверсии подвергают прямогонный бензин и хотя бы тяжелую часть бензина, полученного при гидрокрекинге с использованием катализатора, содержащего цеолит группы пентасилов и гидрирующий/дегидрирующий компонент, в условиях образования ароматических углеводородов из парафинов и нафтенов. Осуществляют каталитическую конверсию пропан-бутановой фракции с использованием катализатора, содержащего цеолит группы пентасилов и гидрирующий/дегидрирующий компонент, в условиях образования ароматических углеводородов и водорода. Смесь продуктов каталитической конверсии газов и бензинов, направляют на разделение с получением водородсодержащего газа, хотя бы часть которого используют для гидрокрекинга, пропан-бутановой фракции, которую направляют на каталитическую конверсию, и высокооктанового бензина. Технический результат – упрощение технологии процесса.
Изобретение относится к способам переработки углеводородов, включающим гидрокрекинг и риформинг, и может быть использовано в нефтепереработке.
Технологическая схема НПЗ определяется потребностью в нефтепродуктах и качеством перерабатываемой нефти. Для максимального производства моторных топлив реализуют топливные схемы с глубокой переработкой нефти, включающие крекинг, гидрокрекинг, гидроочистку, риформинг. Типичная схема такого НПЗ приведена в "Справочнике нефтехимика", ред. Огородников С. К., Л.: Химия, 1978, т. 1, с. 54 /прототип/. Известный способ получения моторных топлив из нефти включает ее первичную переработку с получением бензина, средних дистиллятов и сырья для гидрокрекинга, гидрокрекинг полученного сырья и выделение из продуктов гидрокрекинга легкого бензина, тяжелого бензина и средних дистиллятов, каталитическую конверсию прямогонного бензина и полученного при гидрокрекинге тяжелого бензина. Каталитическую конверсию бензинов осуществляют в процессе риформинга на катализаторах, содержащих благородные металлы, в условиях образования ароматических углеводородов из нафтенов.
Для обеспечения моторным топливом расположенных в удаленных районах Сибири нефте – и газодобывающих предприятий предусматривается строительство в этих районах малотоннажных заводов по переработке нефти, имеющих простую схему с минимальным числом стадий для обеспечения приемлемого срока окупаемости. Описаны /Рудин М. Г., Охтинский О. А., "Нефтепереработка и нефтехимия", 1992 г. , N 10, с. 10-14/ проекты малотоннажных НПЗ по производству моторных топлив, включающие первичную переработку нефти на установках ЭЛОУ-АТ или ЭЛОУ-АВТ, риформинг бензиновой фракции, гидродепорафинизацию дизельной фракции, производство битумов. Секция риформинга включает блок предварительной гидроочистки.
Перспективным для использования на малотоннажных НПЗ является процесс переработки прямогонных бензинов в высокооктановые, обогащенные ароматическими углеводородами, без их предварительной гидроочистки, с использованием катализаторов на основе цеолитов группы пентасилов. Типичный процесс осуществляют при температуре 260-800 o C, предпочтительно 370-480 o C, и объемной скорости подачи сырья 0,5-10 час -1 /US, патент N 3890218, C 10 G 35/06, 1975/. Известен цеоформинг – способ переработки низкооктановых бензиновых фракций, выкипающих до 200-220 o C, на цеолитном катализаторе, не содержащем драгоценных металлов, путем каталитической изомеризации и ароматизации парафиновых и дегидрирования нафтеновых углеводородов негидроочищенного сырья без циркуляции водородсодержащего газа /Степанов В. Г., Ионе К. Г., "Химическая промышленность", 1996 г., N 3, с. 59-70/. Описан способ получения высокооктановых топлив из прямогонной бензиновой фракции н. к. -140 o C с использованием цеоформинга /Агабалян Л. Г. и др. "Химия и технология топлив и масел", 1988 г., N 5, с. 6-7/: из сырья в насадочной колонне выделяют фракцию н. к. -58 o C, которую используют в качестве компонента товарного бензина, и фракцию 58-140 o C, которую направляют на цеоформинг; продукты цеоформинга в блоке сепарации, стабилизации и ректификации разделяют на углеводородный газ C1-C4, целевую бензиновую фракцию и фракцию 185 – к. к., которую используют в качестве компонента дизельного или котельного топлива.
В качестве высокооктанового компонента бензина может быть использован концентрат ароматических углеводородов, который получают из легких алифатических углеводородов в описанных в патентной литературе процессах их превращения на цеолитных катализаторах /Дорогочинский А. З. и др. "Ароматизация низкомолекулярных парафиновых углеводородов на цеолитных катализаторах", М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1989 г., вып. 4/. В качестве сырья могут быть использованы сжиженные газы, выделенные из попутного или нефтезаводского газа. Продуктами превращения легких парафинов являются водород, топливный газ и ароматические углеводороды.
Предлагаемый способ получения моторных топлив позволяет получать высокооктановый бензин и низкозастывающее дизтопливо без строительства дорогостоящих установок по производству водорода или классического риформинга бензинов. Среднедистиллятные топлива с высоким выходом получают при гидрокрекинге прямогонного сырья, а высокооктановый бензин и необходимый для гидрокрекинга водородсодержащий газ – при каталитической переработке прямогонного бензина и бензина гидрокрекинга, а также при каталитической переработке пропан-бутановой фракции, образующейся при конверсии бензинов, и углеводородов C3+, содержащихся в попутном газе, выделяемом при добыче нефти. Объем перерабатываемого попутного газа определяется потребностью завода в водороде. Вовлечение в переработку попутного газа позволяет рационально использовать углеводородное сырье и увеличить производство моторных топлив из нефти за счет снижения жесткости процесса каталитической переработки низкооктановых бензинов и увеличения выхода жидкого продукта.
Предложенная комбинация известных способов переработки углеводородного сырья при балансе процессов гидрокрекинга и каталитической конверсии бензинов и газов по водороду позволяет создать экономичную и гибкую технологию получения моторных топлив, эффективную при малотоннажном производстве.
Предлагаемый способ получения моторных топлив из нефти включает первичную переработку нефти с получением прямогонного бензина, прямогонных средних дистиллятов и сырья для гидрокрекинга, гидрокрекинг полученного сырья и выделение из продуктов гидрокрекинга бензина и средних дистиллятов, каталитическую конверсию бензинов и отличается тем, что каталитической конверсии подвергают прямогонный бензин и хотя бы тяжелую часть бензина, полученного при гидрокрекинге, конверсию осуществляют с использованием катализатора, содержащего цеолит группы пентасилов и гидрирующий/дегидрирующий компонент, в условиях образования ароматических углеводородов из парафинов и нафтенов, осуществляют каталитическую конверсию пропан-бутановой фракции с использованием катализатора, содержащего цеолит группы пентасилов и гидрирующий/дегидрирующий компонент, в условиях образования ароматических углеводородов и водорода, получают смесь продуктов каталитической конверсии газов и бензинов, направляют ее на разделение с получением водородсодержащего газа, хотя бы часть которого используют для гидрокрекинга, пропан-бутановой фракции, которую направляют на каталитическую конверсию, и высокооктанового бензина.
Первичная переработка нефти включает удаление воды и соли в процессе электрообессоливания и разделение на фракции при атмосферной или атмосферной и вакуумной перегонке. Продуктами первичной переработки нефти в предлагаемом способе получения моторных топлив являются прямогонный бензин, прямогонные средние дистилляты – предпочтительно зимнее и/или летнее дизтопливо, а также сырье для гидрокрекинга – мазут или тяжелый вакуумный газойль – фракция с началом кипения, как правило, не ниже 330 o C и концом кипения 500 o C или более.
Гидрокрекинг прямогонного сырья осуществляют с целью получения высококачественного реактивного и/или дизельного топлива, а также дополнительного количества бензина. Для максимального производства светлых продуктов процесс осуществляют при давлении 13-17 МПа, при температуре 340-440 o C, при объемной скорости подачи сырья 0,3-1,0 час -1 , при кратности циркуляции водородсодержащего газа 1000-2000 нм 3 /м 3 , с рециркуляцией фракций продукта, выкипающих выше целевого топлива. Гидрокрекинг с рециркуляцией позволяет получать до 85 мас.% дизельного топлива или до 80 мас.% реактивного топлива с одновременным получением около 12 или 15 мас.% соответственно бензиновых фракций. Расход водорода на сырье составляет 2,7-3,2 мас.% по реактивно-топливному варианту и 2,3-2,5 мас.% по дизельно-топливному /Курганов В. М., Папуша Л. В. "Нефтепереработка и нефтехимия", 1996 г., N 10, с. 21-24/. Ряд запатентованных катализаторов и процессов одностадийного гидрокрекинга вакуумных дистиллятов и мазута для получения авиационных и дизельных топлив приведен в обзоре /Коновальчиков О. Д. и др. "Катализаторы и процессы одностадийного гидрокрекинга для получения среднедистиллятных топлив", М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995 г./. Остаток гидрокрекинга может быть использован как котельное топливо или сырье для термического крекинга или коксования.
Для реализации на малотоннажных заводах предпочтителен одноступенчатый гидрокрекинг вакуумного газойля при среднем давлении с рециклом непревращенного сырья. При давлении 7-10 МПа качество фракции 160-360 o C продукта гидрокрекинга, как правило, соответствует экологически чистому дизтопливу. При этом расход чистого водорода в процессе гидрокрекинга составляет не более 1,6 мас.% на сырье. Прямогонные дизельные фракции, полученные при первичной переработке сернистой нефти, могут быть использованы без гидроочистки при смешении с дизельными дистиллятами, полученными при гидрокрекинге.
При одноступенчатом гидрокрекинге получают до 15 мас. % бензиновых фракций. Легкий бензин /фракция н. к. -85 o C, в основном углеводороды C5 и C6/ является высокооктановым и может быть использован как компонент товарного бензина, тогда как тяжелый бензин гидрокрекинга /углеводороды C7+/ имеет октановое число не более 60 п. по моторному методу. Весь бензин, полученный при гидрокрекинге, или его тяжелую часть в смеси с прямогонным бензином направляют на каталитическую переработку.
При гидрокрекинге получают 3-15 мас.% на сырье газа, содержащего сероводород. Сероводород выделяют и используют для получения серы, а очищенный газ используют в качестве топливного.
Каталитическую переработку бензиновых фракций и газов осуществляют с целью получения высокооктанового бензина и водорода. При реализации предлагаемого способа получения моторных топлив может потребоваться гидроочистка прямогонных средних дистиллятов и соответствующее дополнительное количество водорода. Производство водорода по этому способу, однако, ограничено и при определенном качестве нефти может быть недостаточным даже для обеспечения гидрокрекинга. Поэтому предлагается также способ производства моторных топлив, включающий каталитическую конверсию углеводородов C3+, содержащихся в попутном газе, выделяемом из нефти на промыслах. Каталитическую переработку активных в дегидроциклодимеризации компонентов C3+ попутного газа осуществляют в смеси с пропан-бутановой фракцией. Условия каталитической переработки бензинов и объем используемого попутного газа определяются из требований производства заданного количества высокооктанового бензина и водорода, необходимого для осуществления гидрокрекинга, а также для гидроочистки прямогонных средних дистиллятов. Разумеется, возможны случаи, когда потребность в водороде полностью обеспечивается переработкой только нефтяного сырья.
Повышение детонационной стойкости перерабатываемых на цеолитсодержащих катализаторах бензиновых фракций происходит в основном при конверсии алифатических парафинов и нафтенов в ароматические углеводороды и водород, а также при крекинге нормальных парафинов. Использование катализаторов, содержащих цеолиты группы пентасилов, позволяет ограничить образование тяжелых ароматических углеводородов. Гидрирующие/дегидрирующие компоненты в составе катализатора – обычно частично или полностью восстановленные из оксидов и других соединений по известным методикам металлы /Zn, Ga, Cd, Pt, Pd и другие/ – позволяют повысить селективность образования ароматических углеводородов, активность катализатора и продолжительность его работы до регенерации. Катализатор может включать и другие компоненты.
Условия каталитической конверсии бензиновых фракций зависят от их состава, от требований к качеству продукта и от активности используемого катализатора. Типичные условия следующие: температура 380-500 o C, давление до 3 МПа, объемная скорость подачи сырья до 5 час -1 . Из прямогонного бензина с концом кипения 180 o C можно получить с выходом не менее 80% бензин с октановым числом 76-80 п. по моторному методу, содержащий около 30 мас.% ароматических углеводородов. В более жестких условиях получают обогащенный ароматическими углеводородами продукт с меньшим выходом – 65-75%, включающий тяжелый компонент с концом кипения 220-260 o C, который можно использовать в составе дизтоплива. Октановое число бензина при этом, как правило, не ниже 93 п. по исследовательскому методу.
При конверсии бензина образуется 20-30 мас.% на сырье водородсодержащего газа /около 60 об. % водорода/, включающего 70-75 мас.% пропана и бутана. Пропан-бутановую фракцию перерабатывают в концентрат ароматических углеводородов и водород путем каталитической конверсии в условиях дегидроциклодимеризации легких парафинов. Как и при конверсии бензинов, используют известные катализаторы, содержащие цеолит группы пентасилов и гидрирующий/дегидрирующий компонент, например, 0,1-5,0% галлия /US 4636483, 1987 г., В 01 J 29/06/; 0,99-5% галлия и 0,01-1% цинка /US 4392989, 1983 г., В 01 J 29/30/; 0,2-1% галлия и 0,1-2% редкоземельного металла /US 4855522, 1989 г., C 07 C 12/02/; 0,1-10% цинка и металла из групп IВ или VIII Периодической системы, германия, рения, редкоземельных металлов /US 4128504, 1978 г., B 01 J 29/06/; 0,5-5,0% цинка, 0,1-2,0% железа и 0,1-2,0% галлия /RU 2133640, 1999 г. , В 01 J 29/46/; 0,5-3% оксида цинка, 0,5-3% оксидов редкоземельных элементов, а также 0,5-2% пятиокиси фосфора /RU 2100075, 1997 г., В 01 J 29/40/. Условия каталитической конверсии пропан-бутановой фракции следующие: температура 500-650 o C, давление до 3 МПа, объемная скорость подачи сырья до 10 час -1 . В предпочтительном варианте каталитическую конверсию газов, как и бензинов, осуществляют в стационарном слое катализатора. Продукт содержит ароматические углеводороды /до 60 мас.% на превращенное сырье/, до 6 мас.% водорода, метан и этан, образующиеся в результате крекинга сырья и продуктов, а также непревращенные пропан и бутан.
Увеличение производства водорода для компенсации его расхода в процессах гидрокрекинга и гидроочистки может быть достигнуто при увеличении жесткости процесса каталитической конверсии бензинов. При этом возрастает содержание ароматических углеводородов в бензине-продукте и его октановое число, а также увеличивается выход пропан-бутановой фракции, при конверсии которой также получают дополнительное количество водорода. Однако при конверсии бензинов в жестком режиме уменьшается выход жидкого продукта и еще в большей степени – высокооктанового бензина.
В предпочтительном варианте реализации способа каталитическую конверсию бензинов осуществляют в относительно мягком режиме, в условиях получения в качестве жидкого продукта бензина с октановым числом не более 80 п. по моторному методу. Каталитическую конверсию пропан-бутановой фракции осуществляют в смеси с углеводородами C3+, содержащимися в попутном газе, увеличивая таким образом производство водорода и высокооктанового компонента бензина. Вовлекаемые в переработку компоненты C3+ попутного газа выделяют из попутного газа или используют в его составе. То есть, пропан-бутановую фракцию смешивают с попутным газом или с углеводородами C3+, выделенными из него известными методами, и полученное сырье направляют на каталитическую конверсию.
Смесь продуктов каталитической конверсии бензинов и газов направляют на разделение. Методами сепарации и ректификации выделяют стабильный высокооктановый бензин, обогащенный ароматическими углеводородами, пропан-бутановую фракцию, которую направляют на каталитическую переработку газов, и водородсодержащий газ, хотя бы часть которого используют в процессе гидрокрекинга прямогонного сырья. Концентрирование водорода до необходимой для гидрокрекинга при среднем давлении /8-12 МПа/ концентрации 90-95 об.% осуществляют на мембранных модулях или с помощью короткоцикловой адсорбции. Полученный водород может быть использован также в процессах гидроочистки прямогонных средних дистиллятов.
Полученные по предлагаемому способу моторные топлива являются товарными или используются как компоненты при компаундировании.
На чертеже приведена блок-схема переработки нефти и попутного газа по предлагаемому способу.
Http://www. ntpo. com/patents_fuel/fuel_2/fuel_79.shtml
Просмотров: 2403 Комментариев: 3 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно Скачать
Топливом называют существующие в природе или искусственно полученные вещества, являющиеся источником тепловой энергии и сырьем для химической промышленности.
Роль топлива в народном хозяйстве страны велико и все время возрастает, так как бурное развитие промышленности органического синтеза — производство пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, красителей, растворителей и т. д. — требует огромным количеств углеродного сырья, которое получается в результате химической переработки различных топлив.
Все топлива можно разделить по агрегатному состоянию на твердые, жидкие и газообразные, а по происхождению — на естественные в искусственные.
Искусственные топлива получают главным образом при переработке естественных топлив. Твердые искусственные топлива — кокс, полукокс, древесный уголь; жидкие — бензин, керосин, лигроин и др.; газообразные — генераторные газы, коксовый газ, газы переработки нефти и др.
Нефть в основном состоит из углерода (80-85%) и. водорода (10-14%), входящих в состав сложной смеси углеродов. Кроме углеродной в нефти имеется небольшая неуглеводородная часть я минеральные примеси. Состав природных и попутных газов очень разнообразен.
В таблице представлен состав органической, или горючей, массы топлива — той части топлива, которая при горении дает тепло. .
Газообразное топливо обладает рядом преимуществ по сравнению с твердым и жидким топливом, которые обусловлены его свойствами. При сгорании газа можно довести до минимума потерю теплоты с уходящими в дымовую трубу продуктами горения; при сгорании газа не образуетсязолы, шлака, дыма. Газ можно транспортировать самым дешевым видом транспорта — трубопроводом. По этим причинам газообразное топливо находит все более широкое применение в промышленности, а также в качестве бытового топлива и топлива для автотранспорта.
Методы переработки твердого топлива основаны на гетерогенных, главным образом некаталитических процессах в системах «твердое — газ», «твердое — жидкость — газ» и многофазных, осуществляемых при высоких температурах.
При нагревании уголь и другие виды топлива претерпевают сложные изменения, ведущие к образованию новых твердых, жидких и газообразных продуктов.
Основными методами, переработки твердого топлива являются коксование, полукоксование, газификация и деструктивная гидрогенизация.
Коксование — метод переработки каменных углей нагреванием без доступа воздуха до 900-1060 0 С в коксовых печах. Коксохимическое производство включает три технологические стадии: подготовку сырья, коксование и переработку коксового газа.
Сырьем для коксования служит смесь каменных углей, способных при нагревании спекаться (т. е, размягчаться и слипаться в общую массу). К таким углям относятся коксующие угли различных марок: коксующиеся, паровично-спекающиеся, паровично-жирные и др. Но запасы коксовых углей ограничены, поэтому наряду с ними применяютдругие марки каменных углей — неспекающиеся: жирные, газовые, длинно пламенные.
Поступающие на переработку угли подвергаются подготовке: дроблению, сортировке, обогащению, обезвоживанию. Эта работа по улучшению качества угля требует дополнительных расходов, но она экономически целесообразна.
Процесс коксования протекает в коксовых печах, представляющих собой щелевидные камеры 2 шириной 0,4 м, высотой 4 м и длиной 14-15 м, сложенные из огнеупорного материала. В своде такой камеры имеются отверстия — люки для загрузки угля. Несколько десятков вечей (до 75), расположенных параллельно друг другу и связанных кирпичной кладкой, образуют коксовую батарею. В простенках между печами располагаются отопительные каналы 1. В них сжигается какое-либо газообразное топливо. Полученное при этой тепло через стенки печей, передается загруженному в них углю.
Коксование длится 13-14 часов. По окончании процесса открывают переднюю и заднюю двери печи и специальным толкателем выталкивают кокс из камеры в стальной полувагон, в котором его тушат. После выгрузки кокс сортируют. Из одной тонны угольной шихты получают 730-780 кг кокса, содержащего 85-95% чистого углерода, 5-11% золы и небольшое количество других веществ.
Образующийся при коксовании газ (до 350 м 3 на 1 т угля) содержит много ценных веществ. Кроме водорода, метана, окиси и двуокиси углерода, в его состав входят пары каменноугольной смолы, бензола, аммиака, сероводорода и ряд других соединений. Парогазовую смесь, отходящую из коксовых камер, улавливают и отводят V цех конденсации на переработку, извлекая содержащиеся в газе компоненты.
Полукоксование — низкотемпературный пиролиз низкосортного твердого топлива (каменные и бурые угли, сланцы) при нагревании до конечной температуры 500-550 0 С без доступа воздуха.
Полукокс — слабо спекшийся хрупкий продукт, содержащий до 10% летучих веществ, обладающий высокой реакционной способностью 8 большой зольностью. Применяют как местное энергетическое топливо я как составляющую шихты для коксования.
Смола, в особенности сланцевая, служит источником получения моторных топлив, растворителей я самых разнообразных органических мономеров, выделяемых прямой перегонкой смолы.
Газификация. В последнее время газификация твердого топлива приобретает особое значение как источник энергия и химического сырья.
Газификации могут быть подвергнуты любые виды твердого топлива — торф, низкосортные угли, сланцы, полукокс, отходы лесоразработок и др. При газификации, проводимой вреакторах, называемых газогенераторами, органическая масса топлива превращается в генераторные газы. Твердый остаток газификации (шлак) представляет собой минеральную часть топлива, т. е. золу. В зависимости от назначения генераторного газа применяют различные виды дутья и получают газ заданного состава.
Представляет интерес возрождение идеи Д. И. Менделеева о подземной бесшахтной газификации каменных углей, Когда газификация протекает в подземном газогенераторе без извлечения топлива на поверхность, т. е. без трудоемких горных работ.
Метод заключается в том» что с поверхности земли к угольному пласту бурятся скважины на расстоянии 25-30 м друг от друга, после чего забои этих скважин соединяются каналом газификации по угольному пласту. Одна скважина предназначена для подвода дутья, а другие — для отвода образующихся газов.
Деструктивная гидрогенизация — это метод прямого получения искусственного жидкого топлива — заменителя нефтепродуктов — из бурых и каменных углей, сланцев и других видов твердого топлива.
Сырьем служат каменные и бурые угли, содержащие в своей массе минимум серы, азота, кислорода, но максимум водорода. Угли подготавливают; дробят, измельчают, обогащают и сушат. Тонко измельченный угольный порошок смешивают с тяжелым маслом. Полученную массу нагревают в автоклавах под давлением в присутствии водорода и катализатора. В этих условиях уголь насыщается водородом — гидрогенизуется. Одновременно с гидрогенизацией происходит расщепление (деструкция) больших молекул, составляющих уголь, в смесь жидких и газообразных веществ с меньшим молекулярным весом. В результате образуются углеводороды (Сn Нm), аналогичные молекулам веществ, составляющих нефть. В зависимости от степени гидрирования можно получить бензин, керосин, дизельное топливо и другие вещества.
Нефть — основа энергетики и ряда отраслей промышленности. Добытую нефть направляют в трапы и сепараторы. Здесь от нее отделяют попутный газ (дегазация) и подают его на отбензинивание. Пары бензина и газа выделяют либо путем сжатия газа я последующего охлаждения, при котором бензин переходит в жидкое состояние, либо, пропуская газ через специальные поглотители (соляровое масло), из которых бензин затем отгоняют. Отбензяненный сухой газ направляют на компрессорную станцию для последующего использования. После дегазации нефть подают в мерники, где ее освобождают от взвешенных частиц (песка, глины и др.), а затем замеряют. Помимо песка и глины нефтьсодержит воду и соли. Поэтому ее подвергают дальнейшей обработке, обезвоживанию и обессоливанию.
Переработку нефти, в зависимости от качества используемого сырья и характера производимых продуктов, осуществляют разными методами. Все методы нефтепереработки можно разделить на два вида: физические и химические. К первым относится перегонка, ко вторым — крекинг, пиролиз и др.
Перегонка представляет собой процесс разделения нефти как сложной жидкости на отдельные фракции (части). В основе такого процесса лежит метод раздельной конденсации паров веществ, составляющих нефть. Обычно перегонка производится в две стадии. Вначале из нефти под атмосферным давлением выделяют моторное топливо, получая в остатке мазут, а затем под вакуумом мазут перерабатывают.
Перегонка нефти производится на атмосферных или атмосферно-вакуумных установках, состоящих их трубчатой печи 1, ректификационной колонны 2, теплообменников 3, насосов и других аппаратов.
Трубчатая печь 1 — это устройство, внутри которого помещена система стальных труб, обогреваемых теплом сжигаемого горючего газа или мазута. Ректификационная’ колонна 2 представляет собой вертикальный стальной цилиндр высотой до 40 м разделенный внутри горизонтальными перегородками (барботажными тарелками) на отделения.
Пройдя ряд теплообменников, нефть попадает в змеевики трубчатой печи, где нагревается до 320 "С. При этом наиболее легкие углеводороды нефти закипают, переходя в газообразное состояние. Смесь жидкости и паров попадает в нижнюю часть ректификационной колонны и здесь разделяется. Пары устремляются вверх, проходя. Через отверстия в тарелках, а жидкая, неиспарившаяся часть нефти (мазут) стекает вниз.
Выделенные из нефти при перегонке вещества (дистилляты) являются полупродуктами. Чтобы получить товарные нефтепродукты, дистилляты очищают и, если необходимо, вторично ректифицируют. Например, бензиновый дистиллят при разгонке дает различные марки автомобильного и авиационного бензина, уайт-спирита (лаковый бензин) и другие продукты.
В настоящее время в нефтеперерабатывающей промышленности вое большее значение приобретают химические процессы. Они позволяют резко увеличить выходцелевых продуктов и улучшить их качество.
При перегонке нефти выход бензина составляет в среднем 10-25% веса взятого сырья. Такое количество бензина не может покрыть возрастающий спрос народного хозяйства на этот вид топлива. Увеличение производства бензина (как и других видов моторного топлива) достигается применением крекинга. Он представляет собой химико-термический процесс расщепления молекул тяжелых углеводородов, в результате которого образуется смесь веществ меньшего молекулярного веса.
Крекингу подвергают различные нефтепродукты, преследуя разные цели, но его главная задача — получение бензина, выход которого при этом может достигнуть 70% веса взятого сырья.
Термический крекинг осуществляют при высокой температуре и значительном давлении. В таких условиях молекулы тяжелых углеводородов расщепляются легче.
Установка термического крекинга включает трубчатую печь для нагрева сырья, испарители, ректификационную колонну, газосепараторы.
Особой разновидностью крекинга является пиролиз. Он проводится при температуре 700-720 С и атмосферном давлении. Исходным материалом для этого процесса служат легкие фракции: нефтелигроин и керосин. Цель пиролиза — получение газа и ароматических углеводородов.
Каталитический крекинг — более совершенный процесс крекингования, осуществляемый с применением катализатора. Наличие последнего ускоряет разложение высокомолекулярных углеводородов, позволяет вести процесс при более низкой температуре и давлении близком к атмосферному. Таким способом обычно получают авиационный бензин, выход которого достигает 70% веса взятого сырья. Исходным материалом для каталитического крекинга служит преимущественно керосиновый и соляровый дистиллят.
Продукты переработки нефти. При переработке нефти получают большое количество разнообразных продуктов. Их можно разделить на три обширные группы: горючие, смазочные и прочие. К первой группе относится моторное, реактивное и котельное топливо, ко второй — смазочные масла и разнообразные консистентные смазки, а к третьей — битумы, нефтяные кислоты и их производные, ароматические углеводороды, парафины, вазелин, церезин и др.
Газообразное топливо имеет значительные преимущества по сравнению с твердым топливом.
Газообразное топливо находит широкое применение в промышленности» в быту, в автотранспорте, химической промышленности.
К газовому топливу относят природные, нефтяные (попутные) газы, а также промышленные, получаемые при переработке топлива. Промышленными являются крекинг-газ, коксовый, полукоксовый, генераторный. При химической переработке газ предварительно разделяют на составляющие компоненты или узкие фракции. Состав при – родных и попутных газов весьма разнообразен. Они. содержат метан, этан, пропан, бутан и небольшое количество азота. В газах нефтепереработки содержится этилен, пропилен, бутилен. В генераторных газах находится окись углерода и водорода. Вещества, содержащиеся в этих газах, являются сырьем для получения удобрений, пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, растворителей, моющих средств и т. д. Чтобы получить эти продукты, газы необходимо переработать.
Прямое использование веществ, входящих в состав газа; присоединением 1$ ним кислорода (окисление), хлора (хлорирование), воды (гидрирования), присоединением к молекулам групп СН, СnНm, (алкирование), изменением структуры молекул (изомеризация), соединением многих простых молекул в сложные (полимеризация).
Крекинг углеводородов, входящих в состав газов для получения непредельных углеводородов.
Конверсия — взаимодействие с водяными парами для получения окиси углерода и водорода.
В результате этих процессов из газов можно получать самые разнообразные продукты. Следует отметить большой экономический эффект использования газов.
Сейчас более половины потребляемого газа расходуется промышленностью» с его применением производятся все основные промышленные продукты — чугун, сталь, прокат, цветные металлы, штамповки для машиностроения, минеральные удобрения. Наиболее эффективно применение газа в качестве химического сырья.
Http://www. bestreferat. ru/referat-147172.html
К жидким химическим топливам относятся нефть и продукты ее переработки (нефтепродукты), а также продукты гидрирования твердого топлива. В настоящее время практическое значение имеют только нефтепродукты, для производства которых сырьем является нефть.
Нефтью называется жидкое ископаемое топливо, распространенное в осадочной оболочке литосферы Земли. Свое название нефть получила от персидского слова «нафта» — вытекающая, просачивающаяся.
В настоящее время общепринята теория органического (биогенного) происхождения нефти, согласно которой она образовалась в результате воздействия бактериального и геологических факторов на останки низших животных и растительных организмов, обитавших в толще воды (планктон) и на дне водоемов (бентос). В верхних слоях осадочных пород этот захороненный органический материал подвергался воздействию кислорода и бактерий и разлагался с образованием газов (оксид углерода, азот, аммиак, метан и др.) и растворимых в воде жидких продуктов.
В дальнейшем, по мере погружения на глубину 1,5—3 км в толщу осадочных пород, органические вещества нерастворимого остатка разложения подвергались в течение миллионов лет уже в восстановительной атмосфере действию высоких (120— 2000С) температур и давлений (10—30 МПа) и каталитическому воздействию окружающих пород (алюмосиликаты глин). На этой стадии в результате термических и термохимических процессов липиды органического вещества остатка (жиры, масла, воска) превращались в смесь углеводородов, составляющих нефть.
Большинство нефтей представляют маслянистые жидкости от тимно-коричневого до темно-бурого цвета, который зависит от содержания в них окрашенных смолистых веществ. Плотность нефтей составляет 0,82—0,90 т/м3, температура затвердевания лежит в пределах от – 20°С до +20°С. Вязкость нефтей значительно выше вязкости воды. Элементный состав нефтей колеблется в очень незначительных пределах: углерод 14—17% , водород 12—14% , сера 0,1 — 5% , кислород и азот (в сумме) до 1,0%.
В нефти различают углеводородную часть, неуглеводородную часть и минеральные примеси. Углеводородная часть нефти представляет собой раствор газообразных и твердых углеводородов в смеси жидких углеводородов различной природы и сложности. В низкомолекулярной части нефти, перегоняющейся до 350°С, содержатся вещества с молекулярной массой не более 250—300, а именно: алканы, моно-, би – и трициклические нафтены, моно – и бициклические ароматические углеводороды, углеводороды смешанного строения. В состав высокомолекулярной части нефти, перегоняющейся выше 350°С, входят вещества с молекулярной массой от 300 до 1000 — высокомолекулярные алканы, моно – и полициклические нафтены с боковыми цепями, ароматические углеводороды с боковыми цепями, конденсированные многоядерные соединения и полициклические углеводороды смешанного строения.
В зависимости от того, углеводороды какого класса преобладают в составе нефти, они подразделяются на парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Наиболее распространены нефти так называемого смешанного основания, в которых нельзя выделить определенный класс углеводородов. В соответствии с технологической классификацией нефти подразделяются на группы по выходу фракций, выкипающих до 350° С, по потенциальному содержанию масел, по содержанию парафина и др.
В неуглеводородную часть нефти входят разнообразные кислородные (фенолы, нафтеновые кислоты, гетероциклы), азотистые (производные пиридина и хинолина, амины) и сернистые (тиофен, тиоспирты и тиоэфиры) соединения. По содержанию серы нефти делятся на:
Минеральные примеси в нефти составляют различные соли, перешедшие в нее из пластовых вод, механические примеси песка и глины и эмульгированная вода. В нефтях в весьма малых количествах содержатся такие элементы, как ванадий, никель, железо, титан, германий и др.
В природе нефть находится в виде нефтяных залежей, так называемых ловушек, образовавшихся в результате движения нефти и газа по пористым пластам породы под воздействием гравитационного и тектонического факторов. При достаточно большом объеме этих залежей они называются нефтяными месторождениями. В большинстве случаев нефтяные залежи расположены на глубине от 900 до 2300 м.
Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 90 – 95 млрд т, прогнозируемые ресурсы составляют 250 – 270 млрд т. Распределение нефтяных месторождений по планете неравномерно. Наиболее крупные из них сосредоточены в Саудовской Аравии, Кувейте, Ираке, Венесуэле, Алжире, Иране, Ливии и США, Российской Федерации.
В зависимости от условий залегания и давления в нефтеносном пласте методы извлечения нефти из пробуренных скважин делятся на фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный. При высоком давлении нефть поступает из недр земли под собственным давлением и через запорную аппаратуру направляется в сборные емкости (фонтанный метод). При малом давлении нефть извлекают методом газлифта путем накачивания в кольцевое пространство между трубами природного газа под давлением до 5 МПа. В скважине газ смешивается с нефтью, уменьшает ее вязкость и «транспортирует» ее на поверхность (компрессионный метод). При глубоком залегании нефти и низком давлении в пластах нефть извлекают с помощью поршневого насоса, опущенного в скважину, и приводимого в движение балансирным станком-качалкой, который обеспечивает возвратно-поступательное движение плунжера насоса.
При современном уровне техники и технологии добычи из нефтяных пластов извлекается лишь около 50% содержащейся в них нефти. Увеличение нефтеотдачи пластов до 10—90% может быть достигнуто тепловым воздействием на пласты (закачивание в скважину горячей воды, прогрев пласта сжиганием нефти), введением в скважину ПАВ, гидравлическим разрывом пласта и другими интенсифицирующими извлечение нефти из недр методами.
В настоящее время вся извлекаемая из недр нефть подвергается переработке с целью получения из нее разнообразных нефтепродуктов, которые используют как в качестве целевых продуктов, так и в качестве сырья для дальнейшей переработки. Все нефтепродукты можно разделить на следующие группы.
Карбюраторное для поршневых двигателей с зажиганием от электрической искры (автомобильные и тракторные бензины);
Дизельное для поршневых дизельных двигателей с воспламенением от сжатия (дизельное топливо).
Котельные топлива для топок паровых котлов, генераторных установок, металлургических печей (мазут, гудрон).
Реактивное топливо для авиационных реактивных и газотурбинных двигателей (авиокеросины).
Смазочные масла для смазки трущихся деталей машин с целью уменьшения трения и отвода тепла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла).
Консистентные смазки для уменьшения трения между деталями, защиты от коррозии, герметизации соединений,
Продукты, используемые для нефтехимического синтеза (мазут, широкая фракция и др.).
Нефтепродукты, используемые в качестве топлив и смазочных материалов, должны удовлетворять определенным требованиям. Так, основными эксплуатационными характеристиками нефтяных смазочных масел являются вязкость, вязкостно-температурные свойства, маслянистость, подвижность при низких температурах, химическая стабильность, защитные свойства. К аналогичным характеристикам топлив для двигателей внутреннего сгорания относятся детонационная стойкость, фракционный состав, химическая стабильность, антикоррозионные свойства, а для дизельных топлив также вязкость, температура застывания и коксуемость. Важнейшей характеристикой моторных топлив является их устойчивость к детонации — детонационная стойкость.
Детонацией называется особый ненормальный режим сгорания топлива в двигателе, при котором часть топливной смеси, находящаяся перед фронтом пламени, воспламеняется мгновенно, в результате чего скорость распространения пламени достигает 1500—2500 м/с. Это приводит к резкому скачкообразному возрастанию давления в цилиндре и возникновению ударной детонационной волны. На режиме детонации мощность двигателя падает, расход топлива увеличивается и ускоряется износ деталей.
Мерой детонационной стойкости для карбюраторных двигателей является октановое, а для дизельных двигателей – цетановое числа. В основе их определения лежит принцип сравнения испытуемого топлива со смесями эталонных топлив.
Октановым числом (ОЧ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах изооктана (2,2,4-триметилпентана) в смеси с н-гептаном, которая детонирует при той же степени сжатия в цилиндре карбюраторного двигателя, что и топливо.
При этом октановое число изооктана СН3-С(СН3)2–СН2-СН(СН3)-СН3 принимается равным 100, а н-гептана СН3-(СН2)5-СН3 равным 0.
Октановое число зависит от класса, молекулярной массы и строения углеводорода, как это видно из нижеприведенных данных.
И при переходе от алканов к алкенам, нафтенам и ароматическим углеводородам с одинаковым числом углеродных атомов:
Цетановым числом (ЦТ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах цетана (гексадекана) в смеси с
α-метилнафталином, которая детонирует при той же степени сжатия в цилиндре дизеля, что и топливо.
При этом цетановое число цетана С16Н34 принимается равным 100, а α-метилнафталина α-С10Н7-СН3 равным нулю.
В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее подготовку и процессы первичной и вторичной переработки.
Подготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных солей и воды и стабилизацию по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.
Первичная переработка нефти (первичные процессы) заключается в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим из первичных процессов является прямая гонка нефти.
Вторичная нефтепереработка (вторичные процессы) представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой гонки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами.
Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообразны. Они подразделяются:
Процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счет высококипящих (крекинг);
Процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);
Термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений;
Каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов;
Важнейшими из вторичных процессов является термический и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 1.1 представлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.
Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м3/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:
Удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;
На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 1.2 представлена подобная система.
Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 1 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 1 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары
1—скважины, 2 — групповая замерная установка, 3 — коллектор, 4 — дожимная насосная станция, 5 — газоперерабатывающий завод, 6 — установка подготовки нефти, 7 — установка очистки воды, 1 — насосы, 9 — нагнетательные скважины, 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин», 12 — товарные резервуары, 13 – магистральный нефтепровод.
Для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары
И из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.
В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.
Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1—С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН (рис.1.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 1.3).
В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепара-ционном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1—C4.
Обессоливание и обезвоживание нефти. Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).
В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1100 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.
Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неиногенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил – и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоно-вые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессолива-ния, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле.
Установки электротермохимического удаления солей и воды, или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис. 1.3 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.
Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в
1 — резервуар нефти, 2 — теплообменник, 3 — подогреватель, 4 — смеситель, 5 — электродегидрататор I ступени, 6 — электродегидрататор II ступени, 7 — холодильник, 1 — сборник обессоленной нефти, 9 — нефтеотделитель смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрата-торы 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 1—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборник 1. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.
Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.
Первичная перегонка нефти (прямая гонка) — процесс переработки нефти, основанный на разделении смеси составляющих ее углеводородов методом фракционной разгонки (ректификации) на отдельные дистилляты (фракции) с определенными интервалами температур кипения. Прямой гонке подвергается вся добываемая нефть. В соответствии с назначением получаемых дистиллятов различают три варианта прямой гонки:
Нефтехимический процесс (получение сырья для химического производства).
Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники. В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:
Двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при остаточном давлении 5—1 кПа.
Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка — мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатка — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис.1.4 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.
Нефть из ЭЛОУ последовательно проходит через теплообменники 4, нагреваясь за счет теплоты дистиллятов атмосферной и вакуумной перегонки, и подается насосом под давлением 1,5— 2,0 -105Па в трубчатую печь 1, где нагревается до 350 0С. Из печи парожидкостная смесь поступает в ректификационную колонну I ступени 3, в которой давление снижается до 0,1 МПа и происходит испарение летучих фракций нефти и отделение их паров от мазута. По высоте колонны в точно определенных интервалах температур отбираются дистилляты, которые поступают в секции отпарной колонны 6 для дополнительного отделения летучих углеводородов, которые вместе с водяным паром возвращаются в колонну 3. Отобранные дистилляты проходят через теплообмен-
1 —трубчатая печь подогрева нефти, 2 — сепаратор газа, 3 — ректификационная колонна атмосферного давления, 4 — теплообменники-конденсаторы, 5 — холодильники, 6,7 — отпарные колонны, 1 — трубчатая печь подогрева мазута, 9-—вакуумная ректификационная колонна. I — бензин, II — лигроин, III — керосин, IV — дизельное топливо, V — газойль, VI — мазут, VII — пар, VIII — веретенное масло, IX — машинное масло, X — легкое цилиндровое масло, XI — тяжелое цилиндровое масло, XII — гудрон, XIII — газы
Ники 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 1 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005—0,001 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.
Аппаратура, применяемая при прямой гонке нефти и других процессах нефтепереработки, должна обеспечивать нагревание сырья до высоких температур, при которых процесс протекает с достаточной скоростью и достаточно четким разделением получаемых продуктов. Основными аппаратами в этих процессах нефтепереработки являются трубчатые печи и ректификационные колонны.
В трубчатых печах нефть и мазут проходят по трубам, расположенным внутри печи, и нагреваются за счет теплоты сгорания жидкого или газообразного топлива. Печь состоит из двух камер: радиационной, где размещаются горелки и радиантные трубы, воспринимающие теплоту излучения, и конвекционной, в которой расположены трубы, обогреваемые дымовыми газами, выходящими из камеры радиации. Конструкции трубчатых печей весьма разнообразны. Они различаются способом передачи тепла (радиантные, конвекционные, радиантно-конвекционные), способом сжигания топлива (с пламенным и беспламенным горением), расположением труб змеевика. Экономически наиболее эффективным являются печи беспламенного типа с излучающими стенками. Производительность трубчатых печей установок АВТ составляет от 100 до 1000 т/ч при коэффициенте полезного действия (коэффициенте использования теплоты) до 10% . Из многочисленных конструкций ректификационных колонн в установках прямой гонки используются, главным образом, барботажные колпачковые колонны тарельчатого типа. Они содержат от 30 до 60 тарелок прямоточного действия с подвижными клапанами, что обеспечивает динамический режим работы колонны и постоянство скорости паров ректифицируемого продукта.
Состав и выход продуктов прямой гонки зависят от типа процесса и состава перегоняемой нефти. В табл. 1.1 приведен выход дистиллятов прямой гонки нефти по топливно-масляному варианту процесса.
Http://refeteka. ru/r-120076.html
Лекция 1. Введение в спецкурс. Задачи нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Особенности развития нефтеперерабатывающей мире в промышленности
Лекция 2. Химическая природа, состав и свойства физические нефти и газоконденсата
Лекция 3. Методы состава исследования нефти и продуктов ее переработки
Лекция 7. потерями с Борьба легких фракций и стабилизация нефтей
Производственно 8. Лекция-приемная оценка нефтей и основные переработки их направления
Лекция 10. Перегонка нефти в вакууме. экстрактивная и Азеотропная ректификация
Лекция 13. Установки перегонки вторичной, четкой, азеотропной и экстрактивной ректификации
Аппаратурное 14. Лекция и технологическое оформление процессов первичной нефти переработки и газа
Лекция 1. Введение в спецкурс. нефтеперерабатывающей Задачи и нефтехимической промышленности. Особенности развития промышленности нефтеперерабатывающей в мире
Курс посвящен физико-свойствам химическим и классификации нефти и нефтепродуктов, процессам нефти подготовки к переработке и технологии ее первичной переработки. базируется Курс на знаниях студентов в области общей и химии неорганической, коллоидной химии, аналитической химии, химии физической, органической химии, процессов и аппаратов технологии химической, общей химической технологии, химии газа и нефти, а также ряда других фундаментальных, социально и общеинженерных-экономических дисциплин. В данном курсе история изучается развития нефтепереработки, основные районы переработки и добычи нефти в республике и за рубежом, роль газа и нефти в структуре топливно-энергетического баланса в рубежом и за республике, химическая природа и состав нефти и газов нефтяных, свойства нефти и нефтепродуктов (химические, физико, физические-химические и социальные показатели), классификация и характеристики товарные нефти и нефтепродуктов производственно-проектная нефти оценка и направление их переработки.
Использование нефтепродуктов с запасом необоснованным качества приводит к большим нерациональным нефтеперерабатывающей в расходам промышленности, а применение нефтепродуктов, не отвечающих эксплуатации требованиям – к снижению надежности и долговечности техники;
) улучшения для эксплуатационных свойств товарных нефтепродуктов более все широко применяют разнообразные присадки. условием Важнейшим при выборе процессов очистки сырья нефтяного становится обеспечение высокой приемистости присадкам и продуктов;
) теория и практика рационального использования оформилась нефтепродуктов в самостоятельную отрасль знаний, названную химия (химмотологией+мотор+наука). В ее задачи входят качества оптимизация нефтепродуктов, их унификация, разработка и обоснование расхода норм топлив и смазочных материалов, совершенствование методов и систем оценки качества нефтепродуктов. Основные химмотологии проблемы тесно связаны с задачами нефтеперерабатывающей решение, и промышленности их существенно влияет на заключительные стадии товарных приготовления нефтепродуктов. Существенной особенностью нефтеперерабатывающей явилось промышленности изменение топливно-энергетического баланса направлении в страны роста топливно-энергетического потенциала счет за преимущественно гидроэнергии, атомной энергии и дешевых Добываемые. углей нефть и газ все в большей используются степени для производства высококачественных нефтепродуктов и нужд для нефтехимии. В настоящее время нефтеперерабатывающая существенно промышленность влияет на повышение эффективности всего Прежде. производства всего, в развитие топливно-энергетического страны комплекса. Особенно бурно нефтеперерабатывающая и нефтехимическая развивается промышленность в Западной и Восточной Сибири. В настоящее введены время в строй новые предприятия: комплексы по переработке глубокой нефти в Москве, Ачинске, Чимкенте, коксование; Павлодаре – в Куйбышеве (Самаре), Баку; по производству углеводородов ароматических – Уфе, Омске; централизованные газофракционирующие Тобольске – установки. Весь прирост объема производства обеспечить планируется за счет повышения производительности труда снижении при численности рабочих, повысить энерговооруженность снизить, труда затраты на 1 руб. товарной продукции и прибыль получить более чем в двое больше, стоимость чем капитальных вложений, выделенных в отрасли. основных из Одним направлении интенсивного развития экономики более является рациональное использование сырья, т. е. высококвалифицированной максимальное, нефти повышение глубины ее переработки, вовлечение в мазута переработку и тяжелых остатков нефти, рациональное газового использование конденсата, попутного и природного газа. В время настоящее глубокая переработка нефти проводится в производства направлении моторных топлив, но и серопроизводство масел, повышение, парафинов качества продукции и сырьевой базы счет за нефтехимии гидрокаталитических процессов. Мировые потенциальные нетрадиционных запасы ископаемых оценивается 682 млрд. т топлива условного (т. у. т.). Из них извлекаемые 128 млрд. т. у. т. крупные Наиболее запасы сосредоточены в СНГ, Бразилии, Канаде, Китае, Мексике. Основными причинами снижения роста темпов и объемов производства нефти является:
) запасов ограниченность нефти. При современном уровне нефти добычи хватит на несколько десятилетия. Не равномерность запасов распределения нефти. Основные запасы (70%) и нефти добычи приходится на средний и Ближний Восток (Ирак, Иран, Кувейт, Саудовская Аравия и т. д.);
) удорожание 1970: нефти – (1т нефти) – 17 долларов; 1990 – 131 удорожание;
) долларов добычи нефти (цены), связано с что, тем старые месторождения источаются, а новые дальше все удаляются. Современный коэффициент извлечения среднем в нефти мире составляет 30%. Новые нефти месторождения открывают в труднодоступных районах (Западной и Сибири Восточной, Сахаре), либо на все большей морского глубине дна (Каспийское море, Эквадор и т. д.). часть Четвертая добычи нефти приходится на морское 2000. К дно году эта доля повысится на Удорожание (1/3). 12% добычи нефти, доля горючих возрастает ископаемых;
) развитие атомной и гидроэнергетики – использование энергоресурсов возобновленных – энергии солнца, моря, ветра, сырья растительного и т. д.;
) увеличение глубины переработки нефти. До времени настоящего нефть (около 90% от общего являлась) производства транспортным и энергетическим топливом. Нефть горючих среди ископаемых является наиболее дешевым, видом высококачественным энергии и практически единственным источником производства для моторных топлив. Общей мировой структуре в тенденцией использования нефти является снижение ее потребления доли в тепло – и электроэнергетике в качестве котельно-топлива печного. Увеличение в качестве транспортного моторного нефтехимического и топлива сырья. Наряду с достоинствами топливно-комплекса энергетического (ТЭК) им характерны существенные недостатки, следующие показывающие негативные воздействия на природу:
) механические воздуха загрязнения, воды земли твердыми частицами (зола, пыль);
) химические, радиоактивные, ионизационные, тепловые, шумовые, электромагнитные и другие виды загрязнений;
) парниковый глобальный эффект, постепенное повышение средней биосферы температуры земли и опасность катастрофы на планете.
Мировые. Нефть потенциальные запасы нефти оцениваются млрд 306. т (438 млрд. т. у. т.), из которых 95 млрд. т (млрд 136. т. у. т.) считается промышленно извлекаемым. Более млрд (54 половины. т.) из извлекаемых запасов нефти расположены в Ближнего странах и Среднего Востока среди стран региона этого первое место по запасам нефти Саудовская занимает Аравия – 23 млрд. т. из разведанных запасов; запасами огромными обладает Кувейт – 12 млрд. т. Природный Мировые. газ потенциальные запасы природного газа 330 оценивается млрд. т. у. т., т. е. 282 трлн. м3. Из них запасы извлекаемые составляет 92 трлн. м3. По разведанным запасам СНГ газа занимает первое место в мире (Около). 40% 25% запаса газа в мире страны на приходится Среднего и Ближнего Востока, где добывается преимущественно попутный газ с нефтью; на Американском находится континенте 16% от общих мировых запасов газа природного.
В настоящее время нефть и газ основным является сырьем не только топлив и смазочных также, а масел сырьем химической и нефтехимической промышленности. Из получают нефти все виды моторных топлив: керосин, бензин, реактивное топливо, дизельное топливо, топливо котельное, а также все виды смазочных машинные: масел, турбинные, индустриальные и т. д. Углеводородные газы только не используются в качестве топлива, но и сырьем для всех производства видов органических веществ: пластмасс, Поэтому и т. д. красители роль нефти и газа в народном сохраняет хозяйстве свое ведущее место. Использование нефтехимического углеводородного сырья позволило высвободить значительные пищевых количества продуктов, которые расходовались ранее химической для переработки. В металлургической промышленности применение газа природного привело к повышению производительности доменных и печей мартеновских и позволило сэкономить более 30% кокса дорогостоящего. За последние годы созданы крупные нефтехимические и нефтеперерабатывающие комбинаты в районах массового потребления продуктов и нефтепродуктов органического синтеза, освоены новые органическому по процессы синтезу и производству нефтехимического сырья чистоты высокой. Предусматривается дальнейший рост нефтяной, нефтеперерабатывающей, газовой и нефтехимической промышленности; повышение качества бензинов автомобильных, дизельных топлив и смазочных масел, расширение существенное производства ароматических углеводородов, малосернистого кокса электродного и нефтяного сырья для химической Лекция.
Промышленности 2. Химическая природа, состав и физические нефти свойства и газоконденсата
Нефть – это жидкий минерал горючий, маслянистая, чаще всего темная Цвет. жидкость ее зависит от содержания и строения смолистых Встречаются. веществ иногда красные, бурые и даже бесцветные почти нефти. Нефть легче воды. растворимость Взаимная нефти и воды ничтожна. Однако интенсивном при перемешивании образуются иногда очень нефтяные стойкие эмульсии. По составу нефть представляет сложную собой смесь жидких углеводородов и органических которой, в соединений также растворены твердые углеводороды и предельные газообразные углеводороды. Основными химическими элементами, состав в входящими нефти, являются углерод – 82-87%, 15% – 11-водород, сера – 0, 1-7, 0%, азот до 2, 2%, кислород – до 1, 5%. Среди ископаемых полезных исключая нефтяной газ, нефть как известна горючее с наивысшей теплотой сгорания, т. к. в содержится ней наибольшее количество водорода. Из компонентов ископаемых горючих водород обладает самой высокой сгорания теплотой. В состав нефтей входят в основном следующих углеводороды четырех групп: парафиновые, олефиновые, ароматические и нафтеновые. Кислород, сера и азот содержатся в кислородных виде, сернистых и азотистых соединений. Относительное групп содержание углеводородов во фракциях нефтей весьма Преобладание. различно той или другой группы придает углеводородов нефтям различные свойства, что сказывается неизбежно на методах их переработки и областях применения Парафиновые.
Нефтепродуктов углеводороды присутствуют во всех нефтях и одной являются из основных составных ее частей. Распределяются фракциям по они неравномерно, концентрируясь главным образом в газах нефтяных и бензинокеросиновых фракциях. В масляных дистиллятах их резко содержание падает. Для некоторых нефтей почти характерно полное отсутствие парафинов в высококипящих Углеводороды. фракциях С1-С4 при нормальных условиях находятся в состоянии газообразном. Все они входят в состав нефтяных и природных попутных газов. Почти 96% газовых всех запасов нашей страны не связаны с месторождения, т. е. нефтью природного газа пространственно отделены от залежей нефтяных. Месторождения природных газов бывают типов двух: чисто газовые и газоконденсатные. В большинстве природного месторождений газа основным компонентом является Газы. метан конденсатных месторождений отличаются от чисто тем газовых, что метану в них отсутствуют количества большие его газообразных гомологов, начиная с также, а пропана значительные количества жидких парафиновых, ароматических и нафтеновых углеводородов. Образование конденсатных месторождений растворимостью объясняется нефти в газах под высоким глубинных в давлением пластах. Плотность газов при температурах сверхкритических под давлением около 75 МПа и превышает более плотность жидких углеводородов, и поэтому растворяются последние в сжатом газе. При разработке месторождений газоконденсатных давление снижается, и жидкие углеводороды газа от отделяются в виде газового конденсата.
Углеводороды С5-жидкие – С15 вещества. По своим температурам кипения пентана от углеводороды до декана и все их многочисленные изомеры попасть должны при разгонке нефти в бензиновый Известно. дистиллят, что температуры кипения разветвленных ниже углеводородов температур кипения соответствующих их изомеров с цепью прямой. При этом чем более строение компактно молекулы, тем температура кипения Парафиновые. ниже углеводороды с разветвленной цепью придают качество высокое бензинам, тогда как парафины строения нормального отрицательно влияют на поведение топлива в двигателях карбюраторных. Углеводороды парафинового ряда нормального являются строения желательными компонентами реактивного и дизельного смазочных, топлив масел, однако до определенных концентраций, которых при эти нефтепродукты удовлетворяют требованиям низкотемпературным по ГОСТ свойствам. Следует отметить, что углеводороды парафиновые нефти изучены лучше всего. 450 из Примерно индивидуальных углеводородов, уже выделенных из более нефтей 130 приходится на нормальные алканы (изоалканы 45) и примерно (примерно 85), а из последних более 20 приходится на состава изопреноидные С9-С25. Содержание парафиновых углеводородов в очень нефтях разнообразно 10-70%, считая на светлые Парафиновые. фракции углеводороды С17 и выше при условиях нормальных представляют собой твердые вещества, плавления температура которых с увеличением молекулярного веса Твердые. повышается углеводороды входят в состав товарных церезинов и парафинов. Твердые парафины присутствуют во всех чаще, но нефтях в небольших количествах до 5%. В типично парафинистых содержание их нефтях повышается до 7-12%. Твердые парафины в находятся нефтях в растворенном или взвешенном кристаллическом Парафины. состоянии характеризуются пластинчатой или ленточной кристаллов структурой, температура плавления их колеблется от 40 до 700С, углеродных число атомов в молекуле от 21 до 32, молекулярный вес от 450 до 300. Присутствуют твердые парафины преимущественно в фракциях масляных, выкипающих при температуре 350-Что С. 5000 является одной их причин высокой застывания температуры этих фракций.
Церезины по составу и значительно свойствам отличаются от парафинов. Температура плавления церезинов товарных 65-880 С, температура кипения выше молекулярная С, 6000 масса 500-700. По химическим церезины свойствам менее инертны, чем парафины. состав Химический церезинов имеют игольчатое строение. В их наряду состав с парафиновыми углеводородами входят твердые ароматические и нафтеновые углеводороды с длинными боковыми цепями. одной При и той же температуре плавления церезины большими характеризуются по сравнению с парафинами плотностью, вязкостью и весом молекулярным. Церезины концентрируются главным образом в вакуумной остатках перегонки нефти, вызывая повышение размягчения температуры гудрона. Парафины и церезины находят техническое разнообразное применение во многих отраслях промышленности: радиотехнической – и электро бумажной, спичечной, химической, кожевенной, Парафин и др. парфюмерной как загуститель применяется также в пластичных производстве смазок. Особенное значение жидкие и парафины твердые имеют сейчас как сырье получения для белково-витаминных концентратов (БВК) на микробиологического заводах синтеза, а также синтетических жирных спиртов, кислот и поверхностно-активных веществ на заводах синтеза нефтехимического. Таким образом, парафины, церезины, нефти из выделенные, имеют большое практическое значение, и их сильно потребление возросло. С другой стороны, присутствие углеводородов твердых в смазочных и специальных маслах недопустимо, т. к. повышают они температуру застывания и уменьшают подвижность при масел низких температурах. Поэтому масла специальной подвергают очистке от парафина.
В нефтях крайне незначительных и в редко количествах встречаются олефины. По общему большое содержанию количество олефинов и некоторых других углеводородов непредельных появляются в продуктах деструктивной переработки Эти. нефти углеводороды отличаются высокой реакционной поэтому и способностью легко полимеризуется, осмоляются, что снижению к приводит срока службы и хранения нефтепродуктов. углеводороды Непредельные являются нежелательными компонентами моторных смазочных и топлив масел. Многие непредельные углеводороды – этилен, ацетилен, пропилен, бутилен, бутадиен – получили применение широкое в производстве полиэтилена, полипропилена, синтетического каучука и спирта, пластических масс и других продуктов.
По содержанию общему нафтеновые углеводороды во многих нефтях над преобладают остальными классами углеводородов. В среднем в нефтях различных от 25 до 75% полиметиленовых углеводородов всех Нафтены. типов входят в состав всех нефтей и всех во присутствуют фракциях. Их содержание, как правило, мере по растет утяжеления фракций. Только в наиболее масляных высококипящих фракциях их количество уменьшается за счет ароматических увеличения структур. В нефтях обнаружены нафтеновые одним с углеводороды, двумя, тремя и четырьмя циклами. нафтеновых Распределение углеводородов по фракциям самое разнообразное. В нефтях одних содержание их возрастает с утяжелением фракций, в оно других остается неизменным или понижается. углеводороды Нафтеновые являются важнейшей составной частью топлив моторных и смазочных масел. Автомобильным бензинам придают они высокие эксплуатационные свойства. Моноциклические углеводороды нафтеновые с длинными боковыми парафиновыми цепями желательными являются компонентами реактивных и дизельных топлив, а смазочных также масел. Являясь главной составной масел частью, они обеспечивают выполнение одного из требований основных, предъявляемых к смазочным маслам – малое вязкости изменение с изменением температуры. При одинаковом углеродных числе атомов в молекуле нафтеновые углеводороды большой характеризуются плотностью и меньшей температурой застывания, парафиновые чем углеводороды. В настоящее время нафтеновые легких углеводороды фракций нефтей широко применяются в сырья качестве для получения ароматических углеводородов: толуола, бензола и ксилолов. Находящиеся в бензиновых фракциях углеводороды нафтеновые в процессе каталитического риформинга превращаются в состав.
В ароматические нефтей входят ароматические углеводороды с циклов числом от одного до четырех. Распределение их по фракциям Как. различно правило, в тяжелых нефтях содержание их возрастает резко с повышением температуры кипения фракций. В средней нефтях плотности и богатых нафтеновыми углеводородами углеводороды ароматические распределяются по всем фракциям почти легких. В равномерно нефтях, богатых бензиновыми фракциями, ароматических содержание углеводородов резко снижается с повышением кипения температуры фракций. Ароматические углеводороды бензиновых выкипающих, фракций от 30 до 2000 С, состоят из гомологов бензола. фракции Керосиновые (200-3000 С) наряду с гомологами содержат бензола производные нафталина, но в меньших количествах. углеводороды Ароматические газойлевых фракций (400-5000 С) преимущественно состоят из гомологов нафталина. По сравнению с другими углеводородов группами ароматические обладают наибольшей плотностью. По они вязкости занимают промежуточное положение между нафтеновыми и парафиновыми.
Ароматические углеводороды являются ценными бензинов компонентами, однако снижают качество реактивных и топлив дизельных, т. к. ухудшают характеристики их сгорания. Согласно ГОСТ требованиям содержание ароматических углеводородов в реактивном должно не топливе превышать 20-22%.
Ароматические углеводороды, по другими с сравнению группами углеводородов обладают высокой способностью растворяющей по отношению к органическим веществам, но содержание их во растворителях многих нефтяного происхождения ограничивают из-за высокой Предельно. токсичности допустимая концентрация паров бензола в толуола 5 мг/м3, воздухе и ксилолов – 50 мг/м3.
В настоящее время ароматические применяются углеводороды как компоненты нефтепродуктов, растворители, а производстве в также взрывчатых веществ и в качестве сырья нефтехимического для синтеза.
Неуглеводородные соединения. Сера всех во встречается нефтях за некоторым исключением. С повышением серы содержания в нефтях возрастает их плотность, коксуемость, смол содержание и асфальтенов. Распределение серы по отдельным зависит фракциям от природы нефти и типа сернистых Обычно. соединений содержание серы увеличивается от низкокипящих к достигает и высококипящим максимума в остатке от вакуумной перегонки Типы. нефти сернистых соединений в нефти весьма Отдельные. разнообразны нефти содержат свободную серу, при которая длительном хранении их выпадает в резервуарах в аморфной виде массы. В других случаях сера нефтях в пребывает и нефтепродуктах в связанном состоянии, т. е. в виде сероорганических и сероводорода соединений: меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофанов, тиофенов. Среди сернистых соединений нефтей и фракций нефтяных различают три группы. К первой из относятся них сероводород и меркаптаны обладающие кислотными, а наиболее и потому сильными коррозионными свойствами. К второй относятся группе нейтральные на холоде и термически мало сульфиды устойчивые и дисульфиды. При 130-1600 С начинают они распадаться с образованием сероводорода и меркаптанов. В группу третью сернистых соединений входят термически циклические стабильные соединения – тиофаны и тиофены.
До недавнего нефтеперерабатывающих на времени заводах старались не извлекать и утилизировать соединения сернистые нефтей, а разрушать и возможно полнее товарных их из удалять продуктов в основном с целью предотвращения аппаратуры коррозии и оборудования в процессах переработки нефти и нефтепродуктов применения. Сернистые соединения моторных топлив химическую их снижают стабильность и полноту сгорания, придают запах неприятный, вызывают коррозию двигателей. В бензинах, того кроме, они понижают антидетонационные свойства и тетраэтилсвинцу к приемистость, который добавляется для повышения настоящее. В качества время лучшим способом обессеривания фракций нефтяных и остатков от перегонки нефтей является присутствии в очистка катализаторов и под давлением водорода. этом При сернистые соединения превращаются в сероводород, затем который улавливают и утилизируют с получением серной элементарной и кислоты серы. Извлеченные из нефтяных фракций соединения сернистые могут использоваться как сырье нефтехимической для промышленности.
Азот находится в нефтях в соединений виде, обладающих основным, нейтральным и кислым числу. К характером азотистых соединений основного характера пиперидин относятся, пиридин и хинолин; к нейтральным – бензопиррол, и кислотным; к карбазол – пиррол и др. Реагируя со щелочными металлами, соединения азотистые образуют соответствующие соли. Содержание нефтяных в азота фракциях увеличивается с повышением их температуры Наибольшее. кипения количество его находится в тяжелых перегонки от остатках. Между содержанием азота серы и веществ смолистых в нефтях имеется некоторая связь: азотистыми богаты и сернистыми соединениями тяжелые смолистые легкие; нефти, малосмолистые нефти содержат крайне азота мало.
Во нефтях всех обнаружено незначительное количество кислорода в соединений виде – нафтеновых кислот, фенолов, асфальто-веществ смолистых. Нафтеновые кислоты представляют собой кислоты карбоновые циклического строения. Содержание нафтеновых нефтях в кислот невелико. Наименьшее количество нафтеновых содержится кислот в парафинистых нефтях и их фракциях, наибольшее – в нефтях смолистых. Распределение их по фракциям неравномерное. Преимущественно сосредоточены они в легких и средних газойлевых фракциях, беднее значительно или бензинокеросиновые и тяжелые дистилляты. нефтях в Фенолы содержатся в очень незначительном количестве. выделения Процессы фенолов из нефтяных фракций пока не промышленного получили применения. Асфальто-смолистые вещества неотъемлемым являются компонентом почти всех нефтей. встречающиеся Редко белые нефти представляют собой разной продукты степени обесцвечивания темных смолосодержащих Содержание. нефтей и химический состав асфальто-смолистых значительной в веществ мере влияют на выбор направления нефти переработки и набор технологических процессов в схемах перспективных и действующих НПЗ. В связи с этим одним из показателей главных качества товарных нефтей при их является классификации относительное содержание асфальто-смолистых принятой. По веществ в настоящее время классификации асфальто-вещества смолистые нефтей подразделяются на четыре вида:
) асфальтогеновые ангидриды и их кислоты. Общее содержание асфальто-смолистых Наряду. веществ с этими смолистые вещества обладают ценных рядом технических свойств и, входя в состав битумов нефтяных, придают им качества, позволяющие широко остаточные использовать продукты для разнообразного применения в хозяйстве народном. Главные направления их использования: дорожные гидроизоляционные, покрытия материалы в строительном деле и т. д. В основе нефти переработки и газа и применения товарных нефтепродуктов в областях различных народного хозяйства лежат физико-процессы химические. Управление этими процессами требует физических знания и физико-химических свойств газа, нефтяных, нефти фракций, составляющих их углеводородов и других соединений органических нефтяного сырья. К основным физическим нефти свойствам и нефтепродуктов относятся: плотность – в практике чаще нефтепереработки всего определяют относительную плотность – безразмерная это величина, численно равная отношению нефтепродукта массы при температуре определения к массе воды чистой при 40 С, взятой в том же объеме; масса молекулярная – широко используется при подсчете парообразования теплоты, объема паров парциального давления, а при также определении химического состава узких фракции нефтяных и т. д.; вязкость – характеризует прокачиваемость нефти транспортировании при ее по трубопроводам, прокачиваемость топлив в двигателях сгорания внутреннего, поведение смазочных масел в механизмах и т. д. – внутреннее это трение нефти и нефтепродуктов, зависит от фракционного и химического состава.
Все процессы переработки газа и нефти связаны с нагреванием или охлаждением потоков материальных, т. е. подводом или отводом тепла. этих Введение процессов, а также технологические расчеты, нефтезаводской проектирование аппаратуры требуют всестороннего изучения свойств тепловых нефтей и нефтепродуктов. К тепловым свойствам удельная: относятся теплоемкость, теплота сгорания, теплота сублимации и плавления, теплота парообразования, энтальпия, теплопроводность и т. д.
Характеристики Для низкотемпературных свойств нефтепродуктов введены условные чисто показатели: для нефти, дизельных и топлив котельных и нефтяных масел – температура застывания; карбюраторных для, реактивных и дизельных топлив – температура для; помутнения карбюраторных и реактивных топлив, содержащих углеводороды ароматические – температура начала кристаллизации. Все температуры эти определяются в строго стандартных условиях и кондиционности служат товарных продуктов.
Лекция 3. Методы состава исследования нефти и продуктов ее переработки
Задачей анализа группового светлых дистиллятов является последовательное определение количественное углеводородов различных классов и групп. В прямой продуктах перегонки или получаемых в процессах, под идущих давлением водорода, присутствуют углеводороды классов трех: алканы, цикланы и ароматические. В продуктах пиролиза и крекинга наряду с этими углеводородами могут ненасыщенные и содержаться соединения; моноолефины, диолефины, циклоолефины и углеводороды ароматические с насыщенными боковыми цепями (типа При). стирола детализированном исследовании состава светлых фракций нефтяных задачей анализа уже является определение количественное и качественная идентификация, т. е. доказательство наличия индивидуальных отдельных углеводородов или гетероатомных веществ, исследуемом в находящихся образце. Успешному решению этой последнее в задачи время способствовал значительный прогресс в сложной создании и автоматизированной аппаратуры для проведения хроматографии газожидкостной и спектральных методов исследования. Именно аналитические эти приемы позволяют расшифровать состав нефтяных многокомпонентных смесей не только узкого, но и широкого состава фракционного. Так, сочетание газожидкостной хроматографии и спектроскопии – масс дает возможность устанавливать индивидуальный бензинов состав с пределами кипения 35-1800С.
Среди методов спектроскопических для исследования химического состава наибольшее нефти значение получили анализы по спектрам рассеяния комбинационного света, по спектрам поглощения в инфракрасной и области ультрафиолетовой, масс-спектроскопия, а в последнее время и ядерного спектроскопия магнитного резонанса. Комбинационное рассеяние заключается света в том, что при пропускании волны длины через вещества молекулы этого частично вещества поглощают электромагнитные колебания, в спектре света рассеянного, помимо линии, частота которой частотой с совпадает источника света, появляются по обе нее от стороны дополнительные линии слабой интенсивности, симметрично расположенные от центральной линии частоты и интенсивность дополнительных этих линии характерны для данного вещества рассеивающего. В настоящее время имеются подробные спектров атласы комбинационного рассеяния света очень индивидуальных многих углеводородов, что и дает возможность этот применять метод для идентификации, а иногда и оценки для количественного содержания тех или углеводородов иных в исследуемых узких фракциях.
Спектроскопия магнитного ядерного резонанса основана на поглощении веществом, сильное в помещенным однородное магнитное поле, энергии излучения радиочастотного.
Масс-спектральный метод анализа ионизации на основан потоком электронов в паровой фазе глубоким под вакуумом исследуемой углеводородной смеси. при Образующийся этом поток ионов в магнитном делится поле на группы в зависимости от их масс. Ионизацию таким ведут путем, что происходит не только распад, но и ионизация молекул углеводородов с образованием осколочных Между. ионов структурой соединения и его масс-существуют спектром определенные зависимости, которые и положены в количественного основу анализа этим физическим методом. углеводород Каждый дает на масс-спектрограмме свои полосы характерные, по которым ведется в дальнейшем расшифровка Любое.
Спектрограмм соединение в той или иной поглощает степени падающие на него инфракрасные лучи в области определенной длин волн. Это появляется в полос виде поглощения в инфракрасном спектре данного Спектр. соединения смесей представляет собой наложение отдельных спектров соединений. Следовательно, изучая инфракрасные поглощения спектры, можно качественно расшифровать состав смеси углеводородной, а по интенсивности полос в отдельных случаях количественный и определять состав смеси. Идентификация ароматических хорошо углеводородов проводится также и по спектрам поглощения в части ультрафиолетовой спектра.
Все химические методы определения количественного непредельных углеводородов основаны на реакции месту по присоединения кратной связи. В качестве реагентов галогены применяется и их соединения, серная кислота, полухлористая водород, сера, уксусно-кислая ртуть, окислы другие и азота вещества, способные количественно присоединяться к углеводородам непредельным. Наиболее простые и самые распространенные – определения методы бромных и иодных чисел.
Хромным иодным или числом называется количество граммов иода (брома), присоединившееся к 100 г исследуемого вещества. бромного Определение (иодного) числа в общем виде проведении в заключается реакции галогенирования с последующим титрованием натрия тиосульфатом не вошедшего в реакцию галогена. Зная массу молекулярную продукта, по назначению бромного или числа иодного подсчитывают количество непредельных углеводородов в %.
Константы Физические ароматических углеводородов значительно отличаются по величине абсолютной от констант предельных углеводородов. Это основу в положено многих методов определения количественного ароматических содержания углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях, не непредельных содержащих углеводородов. Наибольшее распространение имеет определения метод критических температур растворения в анилине – анилиновых метод точек. Ароматические углеводороды имеют низкие самые анилиновые точки по сравнению с насыщенными Для. углеводородами определения количественного содержания ароматических получили углеводородов также распространение дисперсиометрический и креоскопический анализа методы.
После удаления из смеси непредельных и соединений ароматических в так называемом предельном остатке определить можно содержание нафтеновых и парафиновых углеводородов. этого Для используют различие их физических констант. одинаковым с Примерно успехом, с точностью анализа, применяют плотностям по данные, анилиновым точкам, показателям преломления и рефракциям удельным. Указанные физические методы дают судить возможность о суммарной количестве нафтенов с циклопентановыми и кольцами циклогексановыми. Во фракциях выше 3000С содержание парафинов твердых определяется непосредственно методом вымораживания. количественного Для определения содержания нормальных алканов в применяют бензинах молекулярные сита типа 0, 5 нм. Анализ колонке в проводится, снабженной электрообогревателем. О количестве алканов привесу по судят колонки после их поглощения молекулярными Освобождение. ситами пор адсорбента для следующего регенерация (анализа) проводится в токе абсолютно сухого при водорода 3750С в течение 1ч.
На основе методов, для разработанных определения отдельных классов и групп применяют, углеводородов различные схемы группового химического фракций анализа, перегоняющихся до 3000С. Необходимой подготовительной является операцией разделение исходного продукта на следующие 122: 60-95, 95-фракций, 122-150, 150-175, 200-175, 200-250, 250-3000С. фракционировании При учитывается количественный выход фракций в %. дальнейшие Все анализы проводятся с каждой фракцией Анализ.
Отдельно фракций, не содержащих непредельных углеводородов в простом наиболее случае сводится к последовательному определению нафтеновых, ароматических и парафиновых углеводородов методом анилиновых всех. Во точек случаях удаление ароматических углеводородов получения для предельного остатка рекомендуется проводить через фильтрованием колонку с силикагелем.
Анализ фракций, непредельные содержащих углеводороды обычная схема предусматривает непредельных определение углеводородов по бромному или иодному суммы, а числу непредельных и ароматических – сернокислотным или методом криоскопическим. По разности узнается содержание ароматических предельном. В углеводородов остатке нафтеновые и парафиновые углеводороды любым определяются физическим методом. При анализе содержащего, бензина непредельные углеводороды, на индивидуальной углеводородный предложена состав следующая схема, сочетающая ректификацию и Ректификация:
2) Жидкостная хроматография фракций 100-120 и 120-1500С с выделением из каждой фракций нафтеновой-парафино части, непредельных и ароматических углеводородов. этого Суть метода заключается в адсорбционном разделении силикагеле на пробы в присутствии индикатора, состоящего из смеси Эти. красителей красители при ультрафиолетовом освещении границы показывают раздела зон в хроматографической колонке групп указанных углеводородов, что гарантирует их более разделение четкое.
) Газожидкостная хроматография на капиллярных колонках 100 до высотой м фракции н. к. – 1000С и всех групп выделенных, углеводородов из других двух фракций.
Химический фракций состав нефти, перегоняющейся выше 3000С, сложен очень. Помимо высокомолекулярных углеводородов в масляных присутствуют фракциях кислородные, сернистые, смолистые вещества, а твердые также парафины. Комбинируя различные способы прежде, разделения всего отделяют твердые парафины и вещества смолистые. Дальнейшее разделение на более узкие возможно фракции путем вакуумной разгонки, адсорбции на сорбентах различных и другими методами. Полученные тем иным или путем узкие фракции подвергают детальному затем исследованию. Определяют их элементарный состав, массу молекулярную, плотность, показатель преломления, вязкость, точку анилиновую, температуру застывания. По молекулярной массе и составу элементному выводят эмпирические формулы углеводородных Рассчитывают. рядов удельную фракцию и интерцепт рефракции.
По этим всем данным, а также путем сравнения с константами физическими синтезированных индивидуальных углеводородов в ряде удается случаев установить типы молекул и примерные исследуемой их в соотношения фракции. Для детального изучения фракций масляных более доступны групповой хроматографический и групповой-структурно анализы. Когда говорят о групповом масляных составе фракций, то имеют в виду лишь те органических группы веществ с более или менее свойствами общими, которые удается отделять друг от путем друга избирательной адсорбции на некоторых адсорбентах.
Анализа Для высококипящих фракций применяется жидкостная хроматография адсорбционная. В качестве сорбентов используется силикагели АКС марки, активная окись алюминия и активированный силикагеле. На уголь метано-нафтеновая часть хорошо ароматических от отделяется углеводородов, а последние – от смолистых веществ. соединения Сернистые сорбируются в основном вместе с ароматическими активированном. На фракциями угле из метано-нафтеновой фракций дополнительно можно отделить нормальные парафиновые углеводороды. отдельных Десорбция групп компонентов масляных фракций последовательно проводится:
) растворителем типа легкого деароматизированного для бензина отмывки метано-нафтеновой фракции;
) спирто-смесью бензольной или ацетоном для десорбции веществ смолистых. Контроль за составом десорбируемых фракций показателям по ведется преломления. Адсорбцию на разных сорбентах проводят обычно последовательно. Вначале на силикагеле получают нафтеновую-метано и суммарную ароматическую фракцию. Затем углеводороды ароматические разделяют на фракции легких, средних и ароматических тяжелых углеводородов на колонке с окисью алюминия. необходимости При метано-нафтеновую фракцию хроматографируют на угле активированном для отделения нормальных алканов.
Другие и Применяются модификации хроматографического анализа, например, на двойным с колонках сорбентом. Идея структурно-группового, кольцевого или, анализа состоит в том, что смесь разнообразная гибридных углеводородов исследуемой фракции как представляется бы в виде одной усредненной молекулы, которой свойства определяются соотношением нафтеновых и бензольных парафиновых и циклов цепей. Иначе говоря, на основании группового-структурно анализа можно судить лишь об содержании относительном отдельных структурных элементов, но не о количестве групп отдельных углеводородов в исследуемой фракции.
Состав и нефтей свойства всех промышленных и вновь вводимых в месторождений эксплуатацию исследуются по обширной единой программе.
Материал Фактический, получаемый в результате всестороннего исследования нефти сырой и ее погонов, дает возможность проводить производственную-проектно оценку нефти данного месторождения и судить заранее о качестве и эксплуатационных особенностях тех иных или нефтепродуктов, которые намечено получать из нефти данной. Материалы исследования также необходимы проектировании при нефтеперерабатывающих заводов и установок.
Единая предусматривает программа проведение следующих определений, аналитических углубленных и операций исследований.
- выделение растворенных газов и углеводородов низкокипящих (до С5) и анализ их с помощью хроматографического метода; физико определение-химических показателей по действующим ГОСТам (вязкости, плотности, температуры вспышки, температуры застывания, золы, коксуемости, молекулярной массы); определение количественного парафина содержания, серы, нейтральных смол, асфальтенов, кислот нафтеновых и фенолов; определение состава золы; нефти разгонка в стандартном аппарате по ГОСТу; перегонка аппарате на нефти АРН-2, снабженном ректификационной колонкой теоретические в 22 эффективности тарелки; однократное испарение нефти разных при температурах; групповой анализ бензиновой анилиновым фракций методом; определение углеводородного состава фракции бензиновой методом газожидкостной хроматографии; определение нормальных содержания алканов в бензиновой фракции при молекулярных помощи сит; определение содержания индивидуальных углеводородов ароматических состава С8 с помощью ультрафиолетовой спектроскопии; фракций анализ, выкипающих выше 2000С методом адсорбционной жидкостной хроматографии; структурно-групповой анализ 50-керосино градусных-газойлевых и масляных фракций по методу преломления показатель – плотность, молекулярная масса; определение содержания потенциального базовых дистиллятных и остаточных масел; исследования углубленные керосино-газойлевых и масляных фракций, а отдельных также групп углеводородов и их смесей, выделенных адсорбционном при разделении дистиллятных и остаточных фракций.
Образом Таким, основной принцип исследования химического нефти состава заключается в том, что комбинируя методы разнообразные разделения веществ, достигают вначале упрощения постепенного состава отдельных фракций исходной Химическая. нефти природа и молекулярное строение отдельных нефти компонентов при этом не должны изменяться. фракции Полученные затем анализируются вышеизложенными методами. В такого результате исследования в зависимости от молекулярной массы и смеси сложности в выделенных фракциях удается установить содержание либо отдельных индивидуальных веществ, при газов анализе и легких фракций до 1500 С, либо отдельных содержание групп углеводородов или других нефти компонентов, либо относительное распределение структурных гибридных в элементов молекулах, в тяжелых фракциях нефти.
К показателям важнейшим, характеризующим электрические свойства нефтепродуктов, электропроводность относятся, электровозбудимость, диэлектрическая проницаемость, диэлектрическая тангенс и прочность угла диэлектрических потерь. Чистые плохие – нефтепродукты проводники электрического тока, поэтому их качестве в применяют электроизолирующих материалов для кабелей Электропроводность и т. д. трансформаторов жидких нефтепродуктов зависит от содержания посторонних, влаги примесей, а также от температуры. По оптическим нефтей свойствам и нефтепродуктов можно косвенно судить о них в содержании асфальто-смолистых веществ, о глубине нефтепродуктов очистки, о возрасте и происхождении нефти и т. д. К оптическим нефтепродуктов свойствам относятся цвет, лучепреломление и оптическая Определение.
Активность фракционного состава нефти и нефтепродуктов содержание показывает в них различных фракций, выкипающих в температурных определенных пределах. Этот показатель имеет практическое большое значение. По фракционному составу нефти том о судят, какие нефтепродукты и в каких количествах нее из можно выделить. Фракционный состав бензинов испаряемость их характеризует. Температура выкипания 10% бензина возможность показывает запуска двигателя при низких температура; температурах выкипания 50% – скорость прогрева перехода и двигателя на меньшее или большее число Для и т. д. оборотов определения фракционного состава нефтей и фракций нефтяных в лабораторной практике распространены следующие перегонки методы:
) низкотемпературная ректификация – для сжиженных фракций и газов, кипящих при температуре ниже среднетемпературная;
200С перегонка – для нефтепродуктов, выкипающих до вакуумная; 3500С перегонка для жидкостей, выкипающих 3500С выше; молекулярная дистилляция – для высокомолекулярных например (веществ, смол); перегонка методом однократного Лекция.
Ассортимент товарных получаемых, нефтепродуктов в результате переработки нефтей, определяется техническими многими и экономическими факторами. Среди них роль главную играют структура потребления нефтепродуктов и предъявляемые, требования к их качеству, а также состав и свойства переработке к намечаемых нефтей. Существенную помощь при оптимального выборе варианта нефтепереработки оказывает всесторонняя нефтей классификация: Химическая классификация нефтей: Горное США бюро разработало форму для классификации базирующуюся, нефтей на взаимосвязи между их плотностью и углеводородным этому. По составом методу было установлено семь нефтей типов:
) основания нафтенового. Эта классификация несколько условна и не подлинной отражает химической природы нефтей. Классификация этой: По ГрозНИИ классификации различают нефти шести парафиновые:
) ароматические. Эта классификация отражает точнее истинный химический состав нефтей. классификация Технологическая: В основу этого метода положено серы содержание в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход выкипающих, фракций до 3500С, потенциальное содержание, а также вязкости индекс базовых масел и содержание парафина в содержанию. По нефтях серы нефти делятся на три малосернистые: I-класса (не выше 5%); II-сернистые (от 0, 5 до 2%); III-высокосернистые (содержанию 2%). По выше фракции до 3500С нефти делятся на типа три: Т1 – не менее 45%; Т2 – 30÷45%; Т3 – менее зависимости. В 30% от суммарного содержания дистиллятных и остаточных масел базовых делятся на четыре группы: М1-не менее расчете в 25% на нефть; М2-15 ÷25% в расчете на нефть и не 45% менее в расчете на мазут; М3-15÷25% в расчете на 45% и 30÷нефть в расчете на мазут. По величине индекса базовых вязкости масел классификацией предусмотрены две нефтей подгруппы: Н1-индекс вязкости выше 85; Н2-индекс содержанию 40÷85. По вязкости парафина различают нефти трех малопарафиновые: П1-видов (не выше 1, 5%); П2-парафиновые (1, 5÷6%); П3 – высокопарафиновые (более 6%). эту Используя классификацию, для любой промышленной можно нефти составить шифр. По шифру нефти составить легко представление о наиболее рациональных путях ее возможности и о переработки замены ею ранее применявшейся нефти в технологическом данном процессе.
Основное количество нефтепродуктов народном в используется хозяйстве в качестве горючих и смазочных Относительно. материалов малая доля нефтяного сырья производство на расходуется битумов, используемых в дорожных и кровельных сажи, покрытиях, электродного кокса, твердых парафинов и рода разного растворителей, и еще меньшая – в промышленности органического тяжелого синтеза для производства пластмасс, волокна синтетического, каучука, моющих веществ, удобрений и т. д.
В этим с соответствии различают следующие группы нефтепродуктов:
) карбюраторные (авиационные, автомобильные бензины и топлива тракторные);
В карбюраторных качестве топлив применяются низко – и среднекипящие нефтей фракции (бензиновые, лигроиновые, керосиновые), сжиженные газы углеводородные, а также легкие продукты вторичной нефти переработки и газа. Авиационные бензины представляют смеси собой бензиновых фракций прямой перегонки, крекинга каталитического и риформинга (базовые бензины) с высокооктановыми присадками и компонентами. К числу высокооктановых компонентов относятся: углеводороды индивидуальные изостроения (изооктан, изопентан); продукты изобутана алкилирования и бензола непредельными углеводородами (алкилбензины и качестве). В алкилбензолы присадок применяют: для повышения числа октанового – тетраэтилсвинец (не более 3, 3 г/кг бензина), который топливо в вводится в виде этиловой жидкости, и для срока удлинения хранения – антиокислители. Авиационные бензины яркие в окрашивают цвета оранжевый, зеленый и желтый, свидетельствует что о наличии в топливе ядовитой этиловой Автомобильные. жидкости бензины выпускаются промышленностью пяти Цифры. марок, входящие в марку бензина, означают число октановое по моторному методу, для АИ-93 и АИ-98 – по исследовательскому Современные. методу автомобильные бензины предусматриваются двух летние: видов и зимние. Их готовят из бензиновых фракций каталитического продуктов крекинга и риформинга, частично термического реже, крекинга прямой перегонки. Бензин А-72 не содержит все. Во антидетонатора остальные сорта вводят тетраэтилсвинец в этиловой виде жидкости.
Важнейшими показателями качества автомобильных и авиационных бензинов являются: стойкость против фракционный, детонации состав и испаряемость, давление насыщенных химическая, паров стабильность, т. е. стойкость против окисления воздуха кислородом. Стойкость бензинов против детонации октановыми характеризуется числами. В настоящее время выпускаются бензины автомобильные с октановыми числами по моторному методу от 66 до 89. В требования дальнейшем к детонационной стойкости бензинов будут связи в повышаться с увеличением степени сжатия в карбюраторных Тракторные.
Двигателях карбюраторные топлива – лигроины и керосины – теми характеризуются же константами, что и автомобильные бензины, т. е. числом октановым, фракционным составом, содержанием фактических Реактивные и т. д.
Смол топлива. Для обеспечения надежной и работы безотказной двигателей реактивные топлива должны следующим удовлетворять требованиям: свободно прокачиваться по системе при питания высоких и низких температурах; полностью воспламеняться и испаряться в широких пределах состава топливной устойчиво; смеси, полно и с высокой скоростью сгорать образования без нагаров; иметь высокую теплоту корродировать; не сгорания детали топливной системы. Помимо реактивные этого топлива должны обладать высокой стабильностью термоокислительной, температура начала их кипения должна выше быть температуры возможного нагрева топлива в Перечисленным. полете выше требованиям удовлетворяют авиакеросины – фракции нефтяные прямой перегонки. Фракционный состав зависит авиакеросинов от химического состава исходной нефти. керосины Авиационные должны иметь конец кипения не 2500С выше. Снижение конца кипения приводит к выхода уменьшению фракции авиакеросина, а, следовательно, снижает ресурсы его. Повысить ресурсы можно либо расширения путем фракционного состава, т. е. включению в авиакеросин фракции бензиновой, либо за счет использования аналогичных получаемых, фракций при вторичных процессах переработки Дизельные.
Нефтей топлива. В производстве дизельных топлив быстроходных для двигателей используются средние (200-фракции) 3500С нефтей; для стационарных судовых (двигателей) тихоходных – тяжелые соляровые дистилляты, мазуты и нефти отбензиненные. Полнота сгорания и экономичность использования определяются дизтоплива числом оборотов двигателя. Для дизелей быстроходных требуются топлива, состоящие из низкомолекулярных, парафиновых преимущественно углеводородов. Таким топливом являются фракции керосиновые парафинистых нефтей. Тихоходные стационарные могут дизели работать на высококипящих тяжелых фракциях Газотурбинные.
Нефтей топлива. Наиболее экономичны и доступны различных среди видов газотурбинных топлив в настоящее мазуты время и газойлевые фракции вторичных процессов нефти переработки. Одним из важнейших требований к ГТТ отсутствие считается коррозионной агрессивности их по отношению к металлам турбин газовых. Наиболее коррозионно-агрессивными элементами ванадий являются, натрий и сера. Для снижения топливо в коррозии добавляют магниевые и цинковые присадки.
Топлива Котельные. Жидкие котельные топлива применяются отопления для паровых котлов тепловых электростанций, установок судовых, паровозов и промышленных печей. В качестве топлива котельного используют в основном крекинг-остатки и в мере меньшей мазуты прямой перегонки нефти и высокосмолистые тяжелые нефти. По назначению котельные топлива мазуты на делятся флотские, топочные и топливо для печей промышленных.
Осветительные керосины: От керосина, сжигаемого в для лампах освещения и в керосинках, требуется, чтобы он поднимался легко по фитилю, давал яркое пламя и без сгорал копоти и нагара. Осветительную и нагарообразующую керосина способности в лаборатории оценивают при помощи фитильной стандартной лампы по максимальной высоте (в мм) некоптящего стандарту. По пламени высота некоптящего пламени должна менее не быть 20 мм. Ароматические углеводороды, сернистые и азотистые снижают соединения качество осветительного керосина, а парафиновые наоборот, углеводороды повышают его.
Растворители и высокооктановые растворителям. К добавки, вырабатываемым нефтяной промышленностью, относятся растворитель: БР-1, бензины для лакокрасочной промышленности (уайт-экстракционный) и спирит, а также петролейный эфир и бензол. применяется БР-1 Бензин в резиновой промышленности в качестве растворителя для каучука приготовления резинового клея. Он отличается фракционным узким составом и ограниченным содержанием ароматических Уайт. углеводородов-спирит служит растворителем в лакокрасочном частично, производстве заменяя скипидар. Экстракционный бензин для применяется извлечения масла из семян и в других экстракции процессах.
Высокооктановые компоненты авиационных топлив, нефтяной вырабатываемые промышленностью, включают в основном продукты изобутана алкилирования бутиленами и бензола пропиленом. Наряду с качестве в этим компонентов бензина, повышающих его число октановое, применяют смесь бензола, толуола и пиробензол (ксилола), изопентан, технический изооктан.
Нефтяные химическому. По масла составу нефтяные масла представляют смеси собой высокомолекулярных парафиновых, нафтеновых и ароматических некоторой с углеводородов примесью смолистых и асфальтообразных веществ. получают Масла различными способами из высококипящих фракций способу. По нефти выделения из нефтей различают дистиллятные, смешанные и остаточные нефтяные масла. По методу обработки масла сырья делятся на выщелоченные, кислотно-щелочной кислотно, очистки-контактной очистки, селективной очистки, очистки адсорбционной и гидроочистки. Выбор метода очистки определяется сырья его химическим составом, требованиями к масла качеству и экономической целесообразностью. По областям применения подразделяются масла на смазочные: моторные (для двигателей сгорания внутреннего); индустриальные (для промышленного оборудования); масла; цилиндровые специального назначения – турбинные, компрессорные, электроизоляционные, трансмиссионные, гидравлические, "белые" и т. д. К моторным маслам авиационные относятся, автомобильные и дизельные. Авиационные масла дистиллятов из получают и остатков от перегонки отборных масляных путем нефтей селективной очистки и депарафинизации, реже контактной-кислотно очистки. В поршневых и реактивных двигателях масла авиационные работают в условиях высоких температур и Предусматривается. нагрузок производство зимних и летних масел, уровнем отличающихся вязкости и температурой застывания. Автомобильные применяются масла для смазки карбюраторных двигателей тракторов, автомобилей и мотоциклов. Эти масла получают из смесей и дистиллятов дистиллятов с остаточными компонентами путем селективной и кислотной очистки. По условиям эксплуатации предусмотрены летние и зимние масла. Дизельные масла предназначены смазки для быстроходных и тихоходных дизелей. Индустриальные легкие: масла индустриальные масла применяются для машин смазки и механизмов, работающих с малой нагрузкой и числом большим оборотов. Основными параметрами, характеризующими группу эту масел, являются вязкость, температура 250С (от +5 до – застывания), отсутствие кислот и щелочей. Исходным для сырьем производства легких индустриальных масел соляровые служат дистилляты беспарафиновых нефтей. К средним маслам индустриальным относятся веретенные и машинные масла при вязкостью 500С от 10 до 58 сСт и температурой застывания от – 30 до – Они. 100С предназначены для металлообрабатывающих станков, Тяжелые и т. д. вентиляторов индустриальные масла служат для прокатного смазки, кранового, кузнечно-прессового оборудования и т. д. масла Цилиндровые применяют для смазки цилиндров паровых поршневых машин, работающих на насыщенном или водяном перегретом паре. Турбинные масла предназначаются смазки для и охлаждения подшипников паровых и водяных генераторов и турбин электрического тока. Сырьем для служат их получения дистилляты нефтей, очищенные кислотно-способом контактным. Компрессорные масла служат для цилиндров смазки и клапанов, для уплотнения штока ротационных и поршневых компрессоров, воздуходувок, холодных машин. масла Эти должны быть стойкими против иметь и окисления низкую температуру застывания.
Вазелины собой представляют мазеобразные вещества с температурой плавления 37-Различают. 520С естественные, искусственные, медицинские и технические Естественные. вазелины вазелины получаются из концентратов парафинистых очисткой мазутов их серной кислотой и отбеливающими глинами. вазелины Искусственные представляют собой композиции из минерального парафина и масла. Медицинский вазелин получают смешением церезина белого и парафина с парфюмерным маслом; а технический – или парафина петролатума с машинным (легким индустриальным) Нефтяные.
Маслом битумы – это высокосмолистые или нефтепродукты твердые, получаемые из тяжелых остатков от перегонки способу. По нефти производства различают нефтяные битумы типов двух: остаточные и окисленные. Остаточные нефтяные получаются битумы как остатки при глубоковакуумной смолистых перегонке нефтей. Окисленные нефтяные битумы окислением вырабатываются остатков от вакуумной перегонки мазутов продувки путем их воздухом при высоких температурах. битумы Нефтяные применяются в различных отраслях промышленности: в кровельных производстве материалов на бумажной основе, при берегов закреплении водоемов и сыпучих дюн, в судостроении и т. д. основное Однако количество нефтяных битумов потребляется строительства для и ремонта дорог. Здесь их применяют в видах трех: твердом, разжиженном и в виде битумных зависимости. В эмульсий от характера растворителя различают соответственно средне, быстро и медленно затвердевающие битумы. Важнейшее битума назначение в дорожных покрытиях – быть прочным материалом вяжущим, цементирующим гранулы каменного наполнителя дорожному сообщать покрытию прочность и стабильность.
Прочие органические: нефтепродукты (нефтяные) кислоты и их соли. Выпариванием щелочных из воды отходов очистки керосиновых, соляровых и маловязких других дистиллятов нефтей и высоливанием раствором получают NaCl натриевые соли нафтеновых кислот – применяется. Он мылонафт в кожевенной промышленности, для дезинфекции, в эмульгатора качестве в процессах приготовления разного рода текстильной в эмульсий промышленности при окрашивании. Нефтяной получают кокс при коксовании нефтяного сырья в кубах коксовых, не обогреваемых камерах и в аппаратах с движущимся Исходным. теплоносителем сырьем для этого процесса нефтяные является остатки: гудрон, мазут, крекинг-меньшем. В остаток количестве используются тяжелых ароматизированные пиролиза дистилляты, каталитического крекинга. Важнейшими показателями кокса качества являются содержание серы и зольность, зависят которые от состава перерабатываемой нефти (остатка). кокс Нефтяной – ценный углеродистый материал, используемый изготовления для электродной продукции, применяемой для алюминия выплавки и высококачественных сталей, используется как материал конструкционный для изготовления химической аппаратуры и том, в оборудования числе для футеровки атомных также, реакторов используется в качестве топлива.
Сажа собой представляет твердый тонкодисперсный углеродистый продукт сгорания неполного или термического распада углеводородов. золы Источником в составе сажи является вода, для используемая охлаждения горючих частиц сажи производстве ее при и грануляции. Сажу характеризуют средним частиц диаметром, удельной поверхностью, количеством адсорбируемого содержанием, масла летучих веществ и т. д. Основным сырьем производства для сажи являются жидкие нефтепродукты, а природные также и попутные газы и газы нефтепереработки. применяется Сажа также для изготовления типографских копировальной, красок бумаги, карандашей, изоляционных материалов.
Консистентные (Пластичные) смазки представляют собой пластические системы коллоидные. Это особый класс смазочных приготавливаемых, материалов путем введения в смазочные масла твердых, специальных загустителей, ограничивающих их текучесть. Большинство смазок этих в широком интервале температур ведет как себя твердые упругие тела. В качестве при основы производстве консистентных смазок применяют синтетические и нефтяные масла. Основная масса консистентных получается смазок на кальциевых, натриевых, алюминиевых и литиевых Консистентные. мылах смазки разделяются на два основных антифрикционные – типа и предохранительные. Первые применяются как материалы смазочные, вторые – как средства, предохраняющие металлоизделий поверхности от коррозии. Из антифрикционных смазок наиболее применяются широко солидолы различных марок; из предохранительных – вазелины технические, представляющие собой загущенные петролатумом масла минеральные средней вязкости.
Товарные бензины получают смешением (бензиновых) компаундированием фракций, получаемых различными процессам нефти переработки. Смешение компонентов позволяет получить продукт товарный необходимого качества, рационально использовать каждого свойства компонента и ресурсы бензиновых фракций.
Качество и Количество компонентов, применяемых для приготовления автомобильных товарных бензинов, существенно различаются. Даже одной бензины марки, выработанные одним заводом в время разное, могут отличаться по компонентному составу в проведением с связи планово-предупредительных ремонтов отдельных изменением, установок программы завода по выпуску продуктов и т. д.
В время настоящее на НПЗ производят автомобильные бензины Кроме а-66, а-72, а-76, аи-93 и АИ-98. марок того, по специальным техническим условиям в количестве небольшом производят бензин "экстра", который обозначают иногда как АИ-95. Такое обилие марок бензинов товарных связано с разнообразием требований двигателей находящихся, автомобилей в эксплуатации. Тогда как в большинстве мира стран выпускают две марки автомобильного регулятор: бензина и премия. Еще одна марка небольшом в выпускается количестве – бензин "супер" для автомобилей специальных.
Современные бензины готовят компаундированием полученных, компонентов путем прямой перегонки, термического каталитического, крекинга крекинга и риформинга, коксования, гидрокрекинга, полимеризации, алкилирования, изомеризации и др. процессов переработки нефти и Чаще. газа всего соотношение компонентов в товарных определяется бензинах их детонационной стойкостью, иногда – требованиями к составу фракционному, содержанию серы, химической стабильности и т. д.
В прямой бензинах перегонки нефти, как правило, много содержится слаборазветвленных парафиновых углеводородов с низкой стойкостью детонационной, т. е. с небольшим октановым числом. Лишь из отборных "некоторых" нефтей можно получить бензин перегонки прямой с октановым числом около 70. Однако таких ресурсы нефтей весьма ограничены, а их независимая от нефтей других переработка на заводах сопряжена со значительными понижением. С трудностями температуры конца кипения бензинов перегонки прямой их детонационная стойкость повышается.
В бензинах крекинга термического велико содержание непредельных углеводородов, стойкость детонационная которых выше, чем у нормальных поэтому, парафинов октановое число бензинов термического обычно крекинга больше, чем у бензинов прямой тех из перегонки же нефтей. А бензины каталитического крекинга более имеют высокую детонационную стойкость, чем термического бензины крекинга, благодаря увеличенному содержанию в ароматических них и парафиновых углеводородов изостроения. Бензины риформинга каталитического имеют высокое октановое число из-за содержания большого ароматических углеводородов (70%). В качестве товарных компонента бензинов используют как бензины целиком риформинга, так и их отдельные фракции, остающиеся извлечения после из платформата индивидуальных ароматических углеводородов.
Стойкость Детонационная смеси различных компонентов бензинов не подчиняется всегда закону аддитивности. Эту особенность учитывать следует, особенно при смешении базовых ароматическим с бензинов углеводородами. В настоящее время при товарных получении бензинов различных марок на НПЗ часто наиболее применяют следующие рецептуры: Бензин А-66 компаундированием готовят в основном двух компонентов – бензинов перегонки прямой и термического крекинга. На некоторых заводах в количестве небольшом добавляют компоненты, полученные каталитическими Бензин. процессами А-72 готовят с вовлечением большого количества каталитических компонентов процессов в основном каталитического крекинга и обычного риформинга режима. Бензин А-76 является, по существу, добавлением А-72 с бензином этиловой жидкости. При получении неэтилированном А-76 в бензина виде состав его изменяют: увеличивают несколько долю компонентов каталитических процессов, используют иногда бензин платформинга жесткого режима, его либо фракции. Бензин АИ-93 получают на базе платформинга бензина жесткого режима. Для обеспечения фракционному по требований составу в него добавляют небольшое узких количество фракций бензинов прямой перегонки, алкилирования продуктов и изомеризации. Бензин АИ-98 можно производить, этиловую добавляя жидкость в неэтилированный бензин АИ-93. В неэтилированном бензин виде АИ-98 получать очень трудно, так требуется как большое количество алкилата, изомеризата и высокооктановых других компонентов.
По фракционному составу и давлению паров насыщенных все автомобильные бензины делят на зимние и летние. Зимние бензины рассчитаны на всесоюзное северных в применение и северо-восточных районах страны. позволяют Они осуществить пуск холодного двигателя предварительного без разогрева до температуры воздуха – 300 С и образования избежать паровых пробок в системе питания до воздуха температуры +300 С. Летние бензины рассчитаны на применение всесоюзное в южных районах страны. При летнего использовании бензина паровые пробки могут при возникать температуре воздуха выше 45-500 С, а холодного пуск двигателя возможен до температуры воздуха – Для С.
100 приготовления зимних сортов бензина на используют НПЗ специальные легкокипящие компоненты – бутан-фракцию бутиленовую, газовый бензин, технический изопентан и т. д.
Улучшения Для пусковых свойств бензинов весьма смесь эффективна бутанов, однако при этом увеличивается резко склонность бензина к образованию паровых Поэтому. пробок общее содержание бутанов в товарных должно не бензинах превышать 10%. Вводить в зимние товарных сорта бензинов газовый бензин с точки пусковых зрения свойств более эффективно, чем изопентан технический, однако последний целесообразно использовать в низкокипящего качестве компонента для повышения октанового товарного числа бензина.
Авиационные бензины производят в количествах начальных, так как поршневые двигатели настоящее в используют время в авиации очень ограниченно. выпускаются Авиабензины 4 марок: Б-100/130 (где октановое – 100 число по моторному методу, 130 – богатой на сортность смеси); Б-95/130, Б-91/115, Б-70. Бензин – 70 прямой готовят перегонкой некоторых индивидуальных нефтей, а базе на также бензинов платформинга после извлечения из некоторых них ароматических углеводородов. Все остальные бензины авиационные готовят на базе бензинов каталитического риформинга и крекинга. Содержание ТЭС в авиабензинах намного чем, больше в автомобильных. Давление насыщенных паров должно авиабензинов быть не менее 30 кПа, чтобы не паровые образовались пробки при пониженном давлении на Топлива.
Высоте для реактивных двигателей принято топлива на делить для двигателей дозвуковой авиации. деление Такое связано с тем, что температурные использования условия топлив в этих двигателях существенно сверхзвуковых. В различаются самолетах топливо нагревается за счет нагрева аэродинамического всей конструкции самолета. При полета скорости, более чем в 2 раза превышающей звука скорость, топливо может нагреваться до 1800С. В время настоящее вырабатывают три марки реактивных для топлив двигателей дозвуковой авиации (Т-1, ТС-1, РТ) и две топлив марки для сверхзвуковой авиации (Т-8, Т-6). Топливо Т-1 – фракция керосиновая 150-3800 С прямой перегонки нефтей малосернистых. Из таких нефтей удается получить температурой с топливо начала кристаллизации ниже – 600 С высокой при температуре кипения (2800 С). Топливо ТС-1 прямой получают перегонкой сернистых нефтей. Оно топлива от отличается Т-1 – более легким фракционным составом. являются Т-1 и ТС-1 Топлива наиболее массовыми, в условиях эксплуатации взаимозаменяемы они. Однако по ряду показателей они не удовлетворяют полностью требования авиационных двигателей. Поэтому новое разработано единое топливо для реактивных самолетов двигателей с дозвуковой скоростью полета – топливо РТ. можно РТ Топливо получать прямой перегонкой любых применением с нефтей процесса гидроочистки. Топливо отличается термической высокой стабильностью, малым содержанием серы, присадки содержит для улучшения эксплуатационных свойств. представляет Т-8 Топливо собой керосиновую фракцию прямой сернистых из перегонки нефтей после гидроочистки, разработано для специально сверхзвукового самолета ТУ-144, отличается от РТ высокой более температурой начала перегонки, высокой стабильностью термической. Топливо Т-6 представляет собой газойлевую продуктов фракцию прямой перегонки или вторичных очень, процессов ценную и стабилизированную путем глубокого Современное.
Гидрирования топливо для реактивных двигателей из нефтей сернистых должно представлять собой гидроочищенный низкой с дистиллят температурой начала кристаллизации, содержащий антиокислительную, противоизносную, защитную присадки. В такое топливо аэродромных в непосредственно условиях вводят еще присадку, образование предотвращающую льда при охлаждении.
Топлива дизельных для двигателей: все дизельные двигатели по качеству к требованиям топлив делят на быстроходные и тихоходные. быстроходных Для дизелей используют топлива более для, легкие тихоходных – более тяжелые. Топлива быстроходных для дизелей производят в наибольших количествах. В топлив качестве для этих дизелей (ДЗ, ДЛ, ДС) применяют 180 фракции-3600 С прямой перегонки. В топлива З и Л добавлять разрешено не более 20% газойля каталитического Цетановое.
Крекинга число дизельных топлив зависит от их состава углеводородного: чем больше в топливе парафиновых тем, углеводородов выше его цетановое число; больше чем ароматических углеводородов, тем оно Цетановое. ниже число зависит также от фракционного топлива состава. Как правило, при облечении состава фракционного цетановое число понижается и наоборот. эффективным Наиболее средством повышения цетанового числа топлив дизельных является добавление присадок (до 1% изопропилнитрита). основных из Одним показателей качества дизельных топлив общее является содержание серы. В соответствии с требованиями серы содержание в товарных топливах должно быть не Нефтеперерабатывающая 0, 2-0, 5%.
Более промышленность выпускает два сорта (ДТ и ДМ) высоковязких тяжелых топлив для среднеоборотных и малооборотных Эти. дизелей топлива отличаются по вязкости, коксуемости и застывания температуре. Топливо ДТ предназначено для дизелей, не системой оборудованных подготовки топлива. Топливо ДМ можно только использовать в двигателях, имеющих систему подготовки Топлива. топлива ДТ и ДМ готовят на базе остаточных продуктов – крекинг, мазутов-мазутов, полугудронов и гудронов. В необходимых для случаях снижения вязкости в товарные топлива более добавляют легкие продукты: соляровый дистиллят перегонки прямой, каталитический газойль, продукты замедленного термического, коксования крекинга и т. д.
Топлива для газотурбинных Газотурбинные: двигателей двигатели имеют ряд преимуществ двигателями перед других типов, поэтому быстро качестве в распространяются силовых агрегатов во многих видах Главным. техники достоинством этих двигателей является получения возможность большой мощности в одном агрегате, т. к. двигатели эти имеют малые габариты и малый единицу на вес мощности. Газотурбинный двигатель может топливе на работать любого вида – газообразном, жидком, пылевидном и твердом. Однако транспортные газотурбинные двигатели использование на рассчитывают жидких топлив. Наиболее совершенные двигатели газотурбинные с высокими параметрами (мощностью, температурой устанавливают и т. д.) газов на самолетах, и в качестве топлив для используют них керосиновые фракции прямой перегонки многих. На нефтей кораблях, некоторых перекачивающих станциях, электростанциях небольших используют газотурбинные установки, рассчитанные на для топлива быстроходных двигателей. Однако возможность и использования целесообразность газовой турбины во многих случаях доступностью оценивается и стоимостью применяемого топлива. В качестве для топлив ГТУ предложено использовать дистилляты происхождения вторичного – замедленного коксования и термического крекинга. таких Недостатком топлив является повышенное содержание по дизельным с сравнению топливом ароматических и непредельных углеводородов и условиях. В смол хранения и особенно при нагреве окисляются они с образованием высокосмолистых отложений. Производство топлив дешевых для газотурбинных установок является проблемой актуальной нефтепереработки. Топлива для котельных многих: Во установок областях техники в качестве силовых используют агрегатов паротурбинные установки. В качестве топлива судовых для и стационарных котельных установок используют остаточные жидкие продукты различных процессов переработки Жидкое. нефти котельное топливо имеет ряд перед преимуществ твердыми топливами: большая теплота высокая, сгорания скорость и большая полнота сгорания, содержание небольшое балласта (воды и золы), удобства хранения и транспортирования. Жидкие тяжелые нефтяные топлива (выпускают) мазуты шести марок: мазуты флотские Ф5 и мазуты, Ф12 топочные 40, 100, 200 и топливо МП мартеновских для печей. Флотские мазуты Ф5 и Ф12 для предназначены котельных установок кораблей морского Мазут. флота Ф5 получают из продуктов прямой перегонки нефтей сернистых (60-70% мазута и 30-40% газойлевых Допускается). фракций содержание в нем до 22% керосиногазойлевых термического фракций и каталитического крекинга. Мазут Ф12 собой представляет смесь продуктов переработки малосернистых 70% (60-нефтей мазута прямой перегонки, около газойлевых 10% фракций и 20-30% крекинга-остатка). мазут Топочный 40 применяют для паротурбинных установок мазуты; кораблей 100 и 200 – в стационарных котельных промышленных и установках печах. Топочные мазуты представляют тяжелые собой крекинг остатки, а также смеси их с прямой мазутами перегонки. При получении мазута 200 марки иногда используют гудрон. Топочные сравнению по мазуты с флотскими имеют большие вязкость и содержат, зольность больше серы, смолистых веществ и Лекция.
Добываемая из земли недр нефть, помимо растворенных в ней содержит, газов некоторое количество примесей – частицы глины, песка, кристаллы солей и воду. Содержание частиц твердых в неочищенной нефти обычно не превышает 1, 5%, а воды количество может изменяться в широких пределах. С продолжительности увеличением эксплуатации месторождения возрастает обводнение пласта нефтяного и содержание воды в добываемой нефти. В старых некоторых скважинах жидкость, получаемая из пласта, 90% содержит воды и только 10% нефти. перекачки Для по магистральным нефтепроводам принимают нефть, более не содержащую 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, быть должно не более 0, 3% воды.
Присутствие в нефти примесей механических затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, эрозию вызывая внутренних поверхностей труб нефтепроводов и отложений образование в теплообменниках, печах и холодильниках, что снижению к приводит коэффициента теплопередачи, повышает зольность перегонки от остатков нефти (мазутов и гудронов), содействует стойких образованию эмульсий.
Растворенные в воде и находящиеся в кристаллов виде в нефти соли ведут себя Хлористый. различно натрий почти не гидролизуется. Хлористый соответствующих в кальций условиях может гидролизоваться в количестве до образованием с 10% НСl. Хлористый магний гидролизуется на причем, 90% гидролиз протекает и при низких Поэтому. температурах соли могут быть причиной нефтяной коррозии аппаратуры. Содержание солей в нефти, НПЗ на поставляемой, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, перегонку на направляемой – не более 5 мг/л. От основного количества воды и частиц твердых нефти освобождают путем отстаивания в холоду на резервуарах или при подогреве. Окончательно их обессоливают и обезвоживают на специальных установках.
Вода и нефть образуют часто трудно разделимую нефтяную эмульсию. В случае общем эмульсия есть система из двух нерастворимых взаимно жидкостей, в которых одна распределена в взвешенном во другой состоянии в виде мельчайших капель. Та которая, жидкость образует взвешенные капли, называется фазой дисперсной, а та, в которой взвешены капли – дисперсионной Смолистые. средой нефти, содержащие нафтеновые кислоты сернистые или соединения, отличаются большей склонностью к эмульсий образованию. Эмульгированию нефти способствует также перемешивание интенсивное ее с водой при добыче.
Различают типа два нефтяных эмульсий: нефть в воде гидрофильная или эмульсия, и вода в нефти, или эмульсия гидрофобная. В первом случае нефтяные капли дисперсную образуют фазу внутри водной среды, во капли – втором воды образуют дисперсную фазу в среде нефтяной. Образованию стойкой эмульсий предшествует поверхностного понижение натяжения на границе раздела фаз и вокруг создание частиц дисперсной фазы прочного слоя адсорбционного. Такие слои образуют в системе вещества третьи – эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) способствуют эмульгаторы образованию эмульсий типа нефть в растворимые, а воде в нефтепродуктах (гидрофобные) – вода в нефти. тип Последний эмульсий чаще всего встречается в практике промысловой. К гидрофильным эмульгаторам относятся такие активные-поверхностно вещества, как щелочные мыла, крахмал, желатин. Гидрофобными являются хорошо растворимые в щелочноземельные нефтепродуктах соли органических кислот, смолы, а мелкодисперсные также частицы сажи, глины, окислов легче и т. д., металлов смачиваемые нефтью, чем водой. эмульсию в Введение данного типа эмульгатора, способствующего эмульсии образованию противоположного типа, облегчает ее расслоение. эмульсия Гидрофильная легко разрушается в воде, гидрофобная – в или бензине в бензоле.
Основными факторами, определяющими нефтяных стойкость эмульсий, являются физико-химические нефти свойства, степень дисперсности (размер частиц), время и температура существования эмульсии. Чем выше вязкость и плотность нефти, тем устойчивее эмульсия. дисперсности Степень зависит от условий образования эмульсий, поддаются труднее разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем температура выше, тем менее устойчива нефтяная Эмульсии. эмульсия способны "стареть", т. е. повышать свою временем со устойчивость. Свежие эмульсии легче поддаются поэтому и разрушению обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо промыслах на проводить.
Существуют три разновидности методов нефтяных разрушения эмульсии: механические, химические и электрические. методов из Каждый основан на слиянии и укрупнении капель что, воды способствует более интенсивному ее отстаиванию. одного Выбор из методов определяется главным образом нефтяной типом эмульсии и ее стойкостью.
К механическим способам эмульсий разрушения относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование.
Применимо Отстаивание к свежим нестойким эмульсиям, способным нефть на расслаиваться и воду вследствие разности плотностей составляющих, компонентов эмульсию. При обезвоживании нефтей на для промыслах каждой эксплуатационной скважины или группы для их устанавливают аппарат для отстаивания нефти от воды – дегидратор – подогреватель в виде вертикальной диаметром емкости 1, 5-2, 0 м и высотой 4-5 м. В нижней части дегидратора газовая вмонтирована горелка, связанная с автоматическим регулятором Нефть. температуры обычно подогревают до 600С. На нефтеперегонных нефть установках дополнительно подогревают для отделения 120 до воды-1600С и отстаивание ведут под атм 8-15 давлением, не допуская испарения воды. Продолжительность Центрифугирование 2-3ч.
Процесса: При этом вода и механические выделяются примеси из нефти под действием центробежной Центробежная. силы сила, а следовательно, и скорость отделения воды капель изменяются пропорционально радиусу вращения и числа квадрату оборотов ротора. В промышленности применяются сепараторы и центрифуги с числом оборотов от 3500 до 50000 в Чем. минуту больше число оборотов, тем разделительная больше способность центрифуги, но меньше ее производительность. пропускная Малая способность центрифуг, а также высокие затраты эксплуатационные – основные причины ограниченного их применения деэмульгирования для нефтей.
Фильтрование основано на избирательном веществ смачивании различными жидкостями. Для обезвоживания фильтрованием нефтей может использоваться стекловата и стружка из тополя, осины и других несмолистых пород древесины. частицы Мелкие воды, прилипая к острым кромкам или стружки волокон стекловаты, соединяются в крупные легко, капли стекающие вниз. Фильтровальные колонны в применяют основном там, где нефтяные эмульсии разрушены уже, но капли воды все еще взвешенном во держатся состоянии и не оседают на дно. Эффективность колонн фильтровальных высокая. Существенным недостатком метода являются фильтрования сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей механическими поверхности примесями и необходимость ее частой смены.
Методы Химические: Разрушение нефтяных эмульсий в этом достигается случае применением поверхностно-активных веществ (действующих), ПАВ как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных может эмульсий быть результатом: а) адсорбционного вытеснения эмульгатора действующего веществом с большой поверхностной активностью и прочностью меньшей адсорбционной пленки; б) образования эмульсии типа противоположного (инверсия фаз); в) растворения (разрушения) пленки адсорбционной в результате ее химической реакции с вводимым в деэмульгатором систему. При выборе деэмульгатора необходимо тип учитывать нефти (смолистая, парафинистая), содержание в воды ней, интенсивность перемешивания, температуру, стоимость Реагент и т. д. препарата, подобранный для данной эмульсий, только эффективен для нее и без предварительного может не исследования быть рекомендован для других Деэмульгаторы. эмульсий вводят в отстойные резервуары, в трубопровод, сборный связывающий резервуар с обезвоживающей установкой, и непосредственно в скважины нефтяные. В последнем случае уменьшается возможность эмульсии старения.
Разрушение эмульсий химическими методами широких в применяется масштабах. Эти методы отличаются простотой и гибкостью. Лучшими деэмульгаторами считаются такие, эффективно которые разрушают эмульсию, расходуются в малых недефицитны, дозах, не корродируют аппаратуру, не изменяют свойств безвредны, нефти или легко извлекаются из сточных Для. вод ускорения химического деэмульгирования нефть подогревают предварительно.
По характеру действия на нефтяные эмульсии делятся деэмульгаторы на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. К электролитам некоторые относятся минеральные и органические кислоты (соляная, уксусная, серная), щелочи (едкий натр, известь) и поваренная (соли соль, хлористый кальций, железный хлорное, купорос железо, нафтенат алюминия и т. д.).
Неэлектролиты, качестве в применяемые деэмульгаторов – это органические соединения, растворять способные защитную пленку эмульгатора, понижать нефти вязкость и тем самым способствовать осаждению воды частиц. К ним относятся бензол, сероуглерод, спирты, ацетон, фенол, эфиры, бензин и т. д. Неэлектролиты в условиях промышленных не применяются из-за их высокой стоимости. В группу коллоидов – деэмульгаторов входят поверхностно-активные вещества, преобразовывать способные исходную эмульсию в эмульсию противоположного ослаблять, типа и разрушать пленку эмульгатора. К таким относятся веществам ПАВ трех групп: анионактивные, неиогенные и катионактивные.
Электрические способы разрушения нефтяных Использование. эмульсий электрического поля для обезвоживания широко нефтей применяется на промыслах и НПЗ. При нефтяной попадании эмульсии в переменное электрическое поле воды частицы, заряженные отрицательно, начинают передвигаться элементарной внутри капли, придавая ей грушевидную форму, конец острый которой обращен к положительно заряженному При. электроду перемене полярности электродов капля новое претерпевает изменение формы, вытягиваясь острым противоположную в концом сторону. Под действием сил отдельные притяжения капли, стремясь передвигаться в электрическом направлению по поле к положительному электроду, сталкиваются друг с при и другом достаточно высоком потенциале заряда пробой наступает оболочки диэлектрика, в результате чего капли мелкие воды укрупняются, что и облегчает их электродегидраторе в осаждение. Обезвоженная нефть поднимается и выводится электродегидратора сверху. Эмульгированная нефть после подогрева свежей со контактируется водой. К этой смеси добавляют после, деэмульгатор чего она поступает в два работающих параллельно электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия вода, разрушается выводится снизу в канализацию, а нефть отстойник в сверху. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается в нефтехранилища промысловые и далее в нефтепровод. При переработке эмульсии нестойкой процесс обезвоживания проводится в две термохимическая: I-ступени обработка; II-электрическая. При разрушении эмульсий стойких предусматривается трехступенчатая их обработка: I-термохимическая, II и электрическая – III. При двухступенчатой работе электродегидраторов в термохимической с сочетании обработкой степень обезвоживания и обессоливания эмульсий нефтяных достигает 98% и выше. Существуют видов несколько электродегидраторов:
) цилиндрические электродегидраторы имеют производительность небольшую и поэтому для обессоливающей установки сравнительно требуется большое число параллельно включенных что, аппаратов усложняет их обслуживание. Более высокую имеют производительность сферические (шаровые) электродегидраторы. Однако электродегидраторы шаровые громоздки и требуют большого расхода настоящее. В металла время широкое распространение получили электродегидраторы горизонтальные, которые допускают ведение процесса температуре при до 160ºС и давлении до 18 атм. Установка пропускную имеет способность 7 млн. т. нефти в год. ведется Обессоливание с добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из насосом резервуара прокачивается через систему теплообменников, работающие последовательно электродегидраторы. Одновременно в нефть подается вода горячая и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом напряжением поле 32-33 кВт при температуре 120-подºС и 130 давлением 8-10 атм. Обработанная нефть солей 5-10 мг/л содержит, что позволяет нефтеперегонной установке без работать остановки на ремонт не менее двух Аппарат. лет имеет диаметр 3, 6 м, длину около 18 м. предназначенные, Электродегидраторы для высоких давлений и температур, конструкции по аналогичны, но оборудованы проходными и подвесными изоляторами этих для рабочих условий. В таком аппарате обрабатывается эмульсия последовательно в трех зонах. В первой между зоне нижним маточником и уровнем воды, промывка происходит эмульсии слоем воды, содержащей результате, в деэмульгатор чего отделяются наиболее крупные воды капли. Далее нефть, перемещаясь в вертикальном проходит, направлении вторую зону, расположенную между воды уровнем и плотностью нижнего электрода, подвергаясь слабого воздействию электрического поля. Затем она сильное в попадает электрическое поле третьей зоны, между находящейся двумя электродами. Различие в напряженности поля электрического позволяет в средней зоне обеспечить эмульсии из выделение более крупных частиц воды и таким разгрузить образом третью зону для наиболее выполнения сложной задачи – отделение мелких воды капель.
Сортировка и смешение нефтей. Нефти месторождений различных отличаются по своему химическому составу и свойствам товарным. Из некоторых нефтей можно получить дополнительной без обработки высокооктановый бензин; другие, большом в содержат количестве парафиновые углеводороды, являющиеся нефтехимическим ценным сырьем. Схема переработки нефти на выбор, заводе тех или иных технологических зависят процессов от качества нефти. При переработке нефтей сернистых в состав завода включают установку по продукции очистке от серы, а при переработке парафинистых установки – нефтей депарафинизации.
Однако, раздельные сборы, перекачка и хранение нефтей в пределах месторождения с большим нефтяных числом пластов сильно осложняют нефтепромысловое требует и хозяйство больших капиталовложений на сооружение огромного парка резервуарного и сложной сети нефтепроводов, поэтому физико по близкие-химическим и товарным свойствам нефти на смешивают промыслах и направляют на совместную переработку. Смешивать рекомендуется нефти после проведения комплекса исследовательских Иначе. работ может произойти обесценивание получаемой Например. продукции, если смешивать сернистую и малосернистую удастся, то не нефть получить малосернистый нефтяной кокс, особо являющийся ценным и дефицитным продуктом. Таким вопросу, по образом о сортировке нефтей можно сделать выводы следующие:
) сортировке нефтей должно предшествовать всестороннее и глубокое исследование товарных свойств сырья и него из получаемых продуктов;
) смешивать целесообразно лишь нефти такие, которые близки по физико-химическим недопустимо;
) свойствам смешение нефтей, при котором ценные теряются свойства одного из компонентов из-за низкого другого качества компонента нефтесмеси;
) смешение нефтей с свойствами различными допустимо лишь в тех случаях, оно когда приводит к облагораживанию смешанного сырья и нефтепродуктов производству, удовлетворяющих нормам без повышения применения, затрат дорогостоящих реагентов и сложных технологических приемов и процессов очистки.
Лекция 7. Борьба с потерями фракций легких и стабилизация нефтей
При перемещении скважин от нефти до нефтезаводских емкостей из нее испаряются легкие наиболее компоненты (метан, этан, пропан и т. д., бензиновые включая фракции), которые безвозвратно теряются, принять не если специальных мер по герметизации емкостей и выделяющихся сбору газов и паров: Такие потери достигать могут 5% от нефти.
Следует, что при нефтепромыслового от транспортировании трапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти фракций 2, 2% потеряно, выкипающих до 100° С. Естественно, что дольше чем хранится нефть, тем больше летучих теряется компонентов. С другой стороны, если в поступающей, нефти на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то отбираются они вместе бензином и он делается нестабильным, т. е. изменять способным свой фракционный состав при хранении. и перекачке.
Поскольку потери летучих компонентов из нефтепродуктов и нефти в основном происходят в резервуарах, рассмотрим подробно более этот случай. При наполнении него из резервуара в атмосферу вытесняется некоторый объем насыщенный, воздуха парами углеводородов, выделившимися из нефти нефтепродукта или, поступающих в резервуар. Это явление под известно названием "большого дыхания" резервуара. углеводородных Количество газов и нефтяных паров, вытесняемых из при резервуара его заполнении, может быть номограмме по определено.
Давление насыщенных паров определяют по через графику давление насыщенных паров по Рейду. одном При и том же давлении потери от испарения больше тем, чем больше нефти поступает в чем и резервуар больше парциальное давление летучих Последнее. компонентов в свою очередь возрастает при температуры повышении и концентраций летучих компонентов в нефти (При).
Бензине хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах потери наблюдаются от так называемых малых дыханий Малые. резервуаров дыхания протекают по следующей схеме. пары Днем в газовом пространстве резервуара нагреваются, этом при давление повышается. Когда давление превысит паров величину, на которую рассчитан дыхательный последний, клапан открывается и сбрасывает часть паров в выдох ("атмосферу"). Ночью, когда температура в газовом понижается пространстве, газы сжимаются, в резервуаре образуется дыхательный, вакуум клапан открывается и атмосферный воздух резервуар в поступает, заполняя его газовое пространство ("Для").
Вдох сокращения потерь от испарения предложено мероприятий много. Самым надежным из них является герметичных устройство резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, баллонов дышащих, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических приспособленных, резервуаров к хранению бензинов под повышенным Большое. давлением значение имеют герметизация оборудования по нефти добыче на промыслах; уменьшение газового пространства в путем резервуарах устройства плавающих крыш или поливиниловых плавающих покрытий; охлаждение крыш и стенок путем резервуаров орошения их водой, окрашивание наружных резервуаров стен алюминиевой краской и т. д. Сопоставляя различные борьбе по мероприятия с потерями, можно отметить следующее. баллоны Дышащие и крыши являются совершенными устройствами сокращения для потерь летучих компонентов. Однако на их расходуется сооружение много металла и они сложны в связи. В изготовлении с этим один дышащий баллон несколько на ставят резервуаров, главным образом бензиновых.
Баллонами Дышащими называют резервуары емкостью до 10000 м3, крыши и днища которых выполнены из гибкой стали нерабочем 2 мм. В толщиной состоянии крыша и днище соприкасаются другом с друг. В, рабочем состоянии баллон наполняется и приподнимается крыша на высоту 2-3 м. Для уравновешивания баллона особые предусмотрены противовесы. Взамен дышащих баллонов быть могут использованы обычные газгольдеры.
Дышащие допускают крыши увеличение объема хранилища на величину до 5% от что, первоначальной достаточно для ликвидации потерь от дыханий малых при заполненном резервуаре. Изготовляются гибкой из они стали толщиной 3-5 мм. Нижнее положение ограничивается крыш опорными столбами. Разрыв крыши чрезмерном при расширении газа предотвращается специальным клапаном предохранительным, выпускающим избыточный газ в атмосферу.
Крыши Плавающие почти полностью устраняют потери от при испарения больших и малых дыханиях резервуаров. крыша Плавающая представляет собой полый диск из 2-3 мм стали листовой. Радиальными перегородками она разделена на герметических ряд отсеков, предупреждающих ее потопление в случае Плавающие. течи крыши тяжелее обычных и обходятся Кроме. дорого того, они требуют постоянного спуску по ухода дождевой воды, очистке от выпавшего предупреждению и снега замерзания затвора при сильных Плавающие. морозах крыши во время грозы не безопасны в отношении пожарном.
Оригинальным является применение поливинилхлоридного плавающего, ковра в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти нефтепродукта или. Ковер представляет гибкую поливинилхлоридную которой, к пленку снизу прикреплены поплавки из того же покрывает. Он материала всю свободную поверхность жидкости за кольца исключением шириной 2, 5 см от стенок, в котором вмонтированы Z-уплотнители образные. Ковер собирается из частей, связанных собой между застежкой-молнией. Для спуска жидкости конденсированной имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные снижают ковры потери от испарения на 60-90%.
Стабилизация Для. нефтей сокращения потерь от испарения и улучшения транспортирования условий нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению углеводородов низкомолекулярных (метана, этана и пропана) а также промыслах на сероводорода или на головных перекачивающих станциях рис.
На нефтепроводов.1.1 представлена одна из возможных схем стабилизации и дегазации нефти на промыслах. Поступающая из скважины нефтяная-газо смесь вследствие перепада давлений, редукционными создаваемого клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 и 3 разделяется на жидкую (нефть, вода) и газовую фазы. Газы высокого и давлений среднего направляются в соответствующие газовые магистрали, а колонну в нефть-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет тепла подвода через кипятильник 5 из нефти выделяются в фазу паровую растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. паровая-Газо смесь выводится сверху колонны 4, конденсаторе в конденсируется-холодильнике 10, после чего конденсат газосепаратор в поступает 6, где разделяется на жидкую фазу – бензин газовый и газ низкого давления. Последний компрессором сжимается 7 и вместе с газами высокого и среднего направляется давлений на газоперерабатывающий завод. Освобожденная от растворенных стабильная газов нефть снизу колонны 4 поступает в оттуда, а резервуар по нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.
Рисунок 1.1 схема Принципиальная установки для дегазации нефти на вышка: 1 – промыслах; 2, 3, 6 – газосепараторы; 4 – колонна стабилизатор; 5 – кипятильник; 7 – редукционные; 8, 9 – компрессор клапаны; 10 – конденсатор-холодильник. Линии: I – нефть сырая, II-IV – газ; V – газовый бензин; VI – стабильная Схема.
Нефть промысловой стабилизационной установки, используемая нефтей для с высоким содержанием растворенных газов, рис на приведена.1.2 По этой схеме нефть насосом 1 через прокачивается теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от затем, и воды направляется в ректификационную колонну 4, работающую давлением под от 2 до 5 am. Перетекая по тарелкам колонны, нефть легких от освобождается фракций, которые, пройдя вместе с конденсатор газами-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. несконденсированные Здесь газы отделяются от жидкой фазы, главным состоящей образом из бутана, пентана, гексана и Первые. высших направляются в газовую магистраль и далее на фракционирующую-газо установку, а вторые через теплообменник 7 в колонну стабилизационную 8 газового бензина. Колонна 8 работает давлением под 8-12 am. Лишенная низкокипящих фракций нефть насосом горячим 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую оставшаяся 9, а печь доля насосом 11 направляется через кипятильник 2, теплообменник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти.
Бензиновые Легкие фракции, ректифицируясь в стабилизаторе S, освобождаются от количества избыточного пропан-бутановых фракций. Последние конденсации после и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, часть откуда конденсата насосом 18 подается на орошение, а переводится избыток в емкость сжиженного газа или на завод газоперерабатывающий на разделение. Стабилизированный бензин проходит кипятильник через 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо емкость в направляется, либо смешивается со стабилизированной нефтью и нефтеперерабатывающий на направляется завод.
Рисунок 1.2 Схема установки нефти стабилизации: 1, 11, 17, 18 – насосы; 2, 7 – теплообменники; 3 – водоотделитель; 4 – первая колонна ректификационная; 5, 15 – конденсаторы-холодильники; 6 – емкость бензина; 8 – ректификационная вторая колонна; 9 – печь; 10 – горячий насос; 12 – паровым с кипятильник пространством; 13, 14 – холодильники; 16 – емкость орошения. сырая: I – Линии нефть; II – сухой газ; III – газ сжиженный; IV – стабильная нефть; V – бензин.
Лекция 8. приемная-Производственно оценка нефтей и основные направления их Планирование
Переработки нефтепереработки, проектирование НПЗ, правильная их постоянное и эксплуатация совершенствование технологии процессов требуют знания глубокого сырья и его потенциальных возможностей. помощь Большую в этом оказывают данные лабораторных предъявляемые, исследований в виде кривых разгонок нефтей, т. е. ИТК кривых, ОИ, а также графиков плотности, молекулярного вязкости, веса, температуры вспышки и других констант нефтяных различных фракций. Методика построения кривых заключается разгонок в следующем. На стандартной колонке ИТК от нефти перегоняемой отбирают 3% – ные (по весу) фракции. фракцию Каждую анализируют и по полученным данным строят графиков серию. Пользуясь этими графиками, можно выход определить и качество каждой фракции. Но этот определения метод выходов товарных фракций является Точность. приближенным метода зависит от степени совпадения ректификации четкости в лабораторных и в заводских условиях, от того, кривые насколько разгонки ближе подходят к прямым насколько, линиям узка отбираемая фракция и как физико точно-химические свойства подчиняются правилу При.
Аддитивности установлении выходов моторных топлив главным руководствуются образом фракционным составом и антидетонационными дистиллята свойствами, а также содержанием в нем серы. дистиллят Бензиновый после его очистки обычно градусные на 10-разгоняют фракции. Из этих фракций затем смеси составляют, выкипающие до 80, 90, 1000С и т. д. Свойства смесей, чистом в как виде, так и с добавкой этиловой детально жидкости изучают. На основании полученных данных кривые строят отдельно для бензинов, по которым по доле заданной отгона от нефти определяют основные отбираемых свойства бензинов.
О качестве и выходах керосинов основании на судят исследования композиций из 1-градусных фракций, 120 от выкипающих до 300-3200С. За вычетом некоторых последних и первых из 10-градусных фракций получают керосины, качеству по отвечающие нормам ГОСТ. Для полученных определяют композиций плотность, высоту некоптящего пламени, серы содержание и т. д. Подобно этому определяют выход и фракции качество дизельного топлива. Фракционный состав пересчитывают дистиллятов на фактический их состав по кривым с помощью Потенциальное.
Графика содержание дистиллятных и остаточных масел в определяют нефтях с помощью адсорбционного метода. Масляный направляют дистиллят на депарафинизацию. Затем депарафинированное масло адсорбционному подвергают разделению (пропускают через слой получают) и силикагеля парафино-нафтеновую часть дистиллята. На остаются силикагеле ароматические углеводороды и смолистые вещества. силикагель Промывая последовательно различными растворителями, десорбируют легкие сначала ароматические углеводороды, затем средние, тяжелые, полутяжелые и смолистые вещества. Смешивая парафино-фракцию нафтеновую вначале с легкими ароматическими углеводородами, средними со затем и полутяжелыми получают дистиллятные масла качества заданного. Выход его на нефть и соответствует содержанию потенциальному этого масла в нефти.
Для потенциального определения содержания и качества остаточного масла гудрон вначале подвергают деасфальтизации, а затем разделяют силикагеле на деасфальтизат. Полученную при адсорбционном разделении нафтеновую-парафино фракцию смешивают с легкими ароматическими Смесь. углеводородами подвергают депарафинизации с помощью избирательных Депарафинированное. растворителей масло смешивают со средними ароматическими или углеводородами, если нужно, с полутяжелыми до получения масла остаточного заданного качества. Суммируя выходы масел базовых, получаемых из дистиллятных фракций (при остатка) и перегонке, вычисляют потенциальное содержание масел, нефть на считая.
О выходах и качестве остатков (гудронов) основании на судят кривых, построенных следующим путем: от глубоком в мазута вакууме отбирают ряд узких образования до фракций высококонцентрированного (без разложения) остатка. остаток Этот анализируют. Затем к нему прибавляют по начиная, очереди с последней, масляные фракций, смеси анализируют вновь. На основании полученных данных строят качества кривые остатка.
Выбор направления переработки ассортимента и нефти получаемых нефтепродуктов определяется физико-свойствами химическими нефти, уровнем развития техники потребностями и нефтепереработки в товарных нефтепродуктах данного экономического Ряд. района нефтеперерабатывающих предприятий и заводов работают по технологическому полному циклу, включающему в себя следующие производства основные: производство топлив, производство нефтехимической производство, продукции смазочных и специальных масел, производство Вместе. присадок с тем, существуют предприятия, работающие по вариантов из одному. Различают три основных варианта нефти переработки:
По комплексный варианту нефть перерабатывают в основном на котельные и моторные топлива. При одной и той же завода мощности по нефти топливный вариант переработки наименьшим отличается числом технологических установок и низкими Переработка. капиталовложениями нефти по топливному варианту может глубокой быть и неглубокой. При глубокой переработке стремятся нефти получить максимально возможный выход авиационных высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних топлив дизельных и топлив для реактивных двигателей. котельного Выход топлива в этом варианте сводится к Таким. минимуму образом, предусматривается такой набор вторичной процессов переработки, при котором из тяжелых фракций нефтяных и остатка – гудрона получают высококачественные моторные легкие топлива. Сюда относятся каталитические каталитический – процессы крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг, также, а гидроочистка термические процессы, например коксование. заводских Переработка газов в этом случае направлена на выхода увеличение высококачественных бензинов. При неглубокой нефти переработке предусматривается высокий выход котельного мазута из топлива. А бензин и дизельное топливо получают в равном, количестве их содержанию в нефти, т. е. около 50% на топливно.
По нефть-масляному варианту переработки нефти топливами с наряду получают смазочные масла. Для смазочных производства масел обычно подбирают нефти с потенциальным высоким содержанием масляных фракций. В этом для случае выработки высококачественных масел требуется число минимальное технологических установок. Масляные фракций (выкипающие, фракций выше 3500С), выделенные из нефти, подвергают сначала очистке избирательными растворителями: фенолом и чтобы, фурфуролом удалить часть смолистых веществ и углеводороды низкоиндексные, затем проводят депарафинизацию при смесей помощи метилэтилкетона или ацетона с толуолом понижения для температуры застывания масла. Заканчивается масляных обработка фракций доочисткой отбеливающими глинами. За годы последние в технологию производства масел все внедряются больше процессы гидроочистки взамен селективной обработки и очистки отбеливающими глинами. Таким способом дистиллятные получают масла (легкие и средние индустриальные, Остаточные и т. д.). автотракторные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из путем гудрона его деасфальтизации жидким пропаном. этом При образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат дальнейшей подвергают обработке, подобно, масляным дистиллятам, а перерабатывают асфальт в битум или кокс.
При двух из любом вариантов переработки нефти следует процессы предусматривать по производству сырья для нефтехимической этилена: промышленности, пропилена, бутиленов, бензола, толуола, года и т. д. Из ксилолов в год увеличивается доля нефти как используемой сырье для нефтехимической промышленности. На нефтехимической производство продукции ориентированы крупные нефтеперерабатывающие обладающие, предприятия значительными ресурсами бензиновых фракций, подвергают которые риформингу для получения ароматических Обычно. углеводородов на таких заводах бывает организован и комплекс сложный разделения изомеров ксилола, производство парафинов, этилена и другой нефтехимической продукции.
Нефтехимический (вариант) комплексный переработки нефти по сравнению с предыдущими отличается вариантами большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в этим с связи наибольшим числом технологических установок и капиталовложениями высокими. В последние годы наблюдается тенденция к крупных строительству нефтеперерабатывающих комбинатов с весьма широким процессов применением нефтехимии. Нефтехимический вариант переработки представляет нефти собой сложное сочетание предприятий, на помимо которых выработки высококачественных моторных топлив и только не масел проводится подготовка сырья (олефинов, нормальных, ароматических и изопарафиновых углеводородов и т. д.) для тяжелого синтеза органического, но и осуществляются сложнейшие физико-химические связанные, процессы с многотоннажным производством азотных удобрений, каучука синтетического, пластмасс, синтетических волокон, моющих жирных, веществ кислот, фенола, ацетона, спиртов, многих и эфиров других продуктов.
Поставщиками олефинов на заводах таких являются главным образом установки процессы; пиролиза термического крекинга и коксования значительно этом им в уступают отношении. Сырьем для процессов служат пиролиза сухие газы нефтепереработки, низкооктановые бензины газовые, рафинаты с установок по извлечению ароматических катализатов из углеводородов риформинга. Производство ароматических углеводородов специальных на осуществляется установках риформинга. Нормальные парафиновые получают углеводороды с установок карбамидной депарафинизации дизельных изопарафиновые, а топлив углеводороды получают с установок изомеризации парафиновых нормальных углеводородов (бутана, пентана и т. д.). Циклогексан либо получают четкой ректификацией из легкого бензина, гидрированием либо химически чистого бензола.
При варианта выборе работы завода, определяющего его входящие, т. е. структуру в его состав технологические установки, ряд учитывают факторов: потребность в тех или нефтепродуктах иных в данном регионе, потребность нефтехимической отдельных в промышленности видах сырья или полуфабрикатах, перерабатываемой качество нефти, гибкость отдельных процессов, позволяет что при необходимости изменять ассортимент продуктов получаемых. Основное направление нефтеперерабатывающей промышленности – переработки углубление нефти и существенное увеличение выработки топлив моторных, а также сырья для нефтехимии.
Показано Как ранее, нефть представляет собой смесь сложную взаимно растворимых органических веществ. нацело ее Разделить на составляющие компоненты практически невозможно, но для этого промышленного применения нефтепродуктов не требуется. производства Для многочисленных продуктов различного назначения и со свойствами специфическими применяют методы разделения нефти на группы и фракции углеводородов, а также изменения ее химического Различают. состава первичные и вторичные методы переработки первичным. К нефти относят процессы разделения нефти на когда, фракции используются ее потенциальные возможности по ассортименту, качеству и количеству получаемых продуктов и полупродуктов. К вторичным относят методам процессы деструктивной переработки нефти и нефтепродуктов очистки. Процессы деструктивной переработки нефти для предназначены изменения ее химического состава путем каталитического и термического воздействия. При помощи этих удается методов получить нефтепродукты заданного качества и в количествах больших, чем при прямой перегонке современных.
На нефти НПЗ основным первичным процессом разделение служит нефти на фракции, т. е. ее перегонка. Различают однократным с перегонку, многократным и постепенным испарением.
В основе процессов промышленных, осуществляемых на установках непрерывного действия, перегонка находится нефти с одно – и многократным испарением. процессы Промышленные перегонки нефти основаны на сочетании одно с перегонки – и многократным испарением и последующей ректификацией жидкой и паровой фаз.
При перегонке с однократным нефть испарением нагревают в змеевике какого-либо заранее до подогревателя заданной температуры. По мере повышения образуется температуры все больше паров, которые равновесии в находятся с жидкой фазой, и при заданной парожидкостная температуре смесь покидает подогреватель и поступает в испаритель адиабатический. Последний представляет собой пустотелый котором, в цилиндр паровая фаза отделяется от жидкой и сверху выводится. Пары проходят конденсатор-холодильник, конденсируется где, а образовавшийся конденсат охлаждается и стекает в Жидкая. приемник фаза выводится снизу испарителя, холодильнике в охлаждается и направляется в соответствующий приемник. Таким при, образом перегонке нефти с однократным испарением паровая образующаяся фаза находится в состоянии равновесия с фазой жидкой и лишь при определенной температуре их Температура. разделяют паровой и жидкой фаз в этом одна случае и та же. Четкость разделения нефти на фракции перегонке при с однократным испарением наихудшая по сравнению с многократным с перегонкой и постепенным испарением. Перегонка с многократным состоит испарением из двух или более однократных изменения процессов фазового состояния нефти, т. е. однократных При. испарений каждом из них образовавшиеся пары жидкого от отделяются остатка, последний подвергается дальнейшему вновь и нагреву образовавшиеся пары снова отделяются от фазы жидкой; таким образом нефть нагревается число заданное раз. Если при каждом испарении однократном происходит бесконечно малое изменение ее состояния фазового, т. е. образовавшиеся пары непрерывно отделяются от фазы жидкой, а число однократных испарений бесконечно такая, то большое перегонка называется перегонкой с постепенным Иногда. испарением ее называют простой перегонкой. Перегонка двух смеси углеводородов с многократным или постепенным при испарением одной или той же температуре меньшую обеспечивает долю отгона, чем с однократным Важным. испарением преимуществом однократного испарения является что и то, также при максимально допустимой температуре нефти нагрева 350-3700С больше продуктов паровую в переходит фазу по сравнению с многократным или испарением постепенным. Для отбора из нефти фракций, выше выкипающих 350-3700С, принимают вакуум, т. к. более при высокой температуре начинается разложение также, а углеводородов водяной пар или совместно водяной и вакуум пар. Использование в промышленности принципа однократным с перегонки испарением в сочетании с ректификацией паровой и фаз жидкой позволяет достигать высокой четкости нефти разделения на фракции, непрерывности процесса и экономичного топлива расходования на нагрев сырья. Перегонка нефти в испаряющего присутствии агента: одним из методов повышения высококипящих концентрации компонентов в остатке от перегонки нефти ввод является в нижнюю часть ректификационной колонны агента испаряющего. В качестве такого можно применять пар водяной, инертный газ (азот, двуокись нефтяной, углерода газ), пары бензина, лигроины керосина или. Наиболее широко в качестве испаряющего при агента перегонке нефти применяют водяной его. В пар присутствии в ректификационной колонне снижается давление парциальное углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В наиболее результате низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой после фазе однократного испарения, переходят в парообразное вместе и состояние с водяным паром поднимаются вверх по Водяной. колонне пар проходит всю ректификационную уходит и колонну с верхним продуктом, понижая температуру в 200С на 10-ней. Рекомендуется применять перегретый водяной вводит и пар его в колонну с температурой, равной подаваемого температуре сырья или несколько выше. Не применение практикуется насыщенного водяного пара, т. к. его давление и температура взаимосвязаны. С повышением давления стоимость водяного насыщенного пара резко возрастает, поэтому его применять не экономично. Влияние водяного пара следующем в заключается:
) интенсивно перемешивается кипящая жидкость, способствует что испарению низкокипящих углеводородов;
) создается поверхность большая испарения тем, что испарение происходит углеводородов внутри множества пузырьков водяного Расход.
Пара водяного пара зависит от количества компонентов отпариваемых, их природы и условий внизу колонны. хорошей Для ректификации жидкой фазы внизу необходимо колонны, чтобы примерно 25% ее переходило в состояние парообразное. Замена водяного пара инертным могла газом бы привести к большой экономии тепла, производство на затрачиваемого водяного пара, и к снижению расхода идущей, воды на его конденсацию. Весьма рационально инертный применять газ при перегонке сернистого сернистые, т. к. сырья соединения в присутствии влаги вызывают коррозию интенсивную аппаратов. Однако инертный газ не применения получил при перегонке нефти из-за громоздкости газа подогревателей и конденсаторов парогазовой смеси, т. е. низкого теплоотдачи коэффициента и трудности полного извлечения отгоняемого газового из нефтепродукта потока. Более удобно в качестве агента испаряющего использовать легкие нефтяные фракции, т. к. исключает это применение открытого водяного пара перегонке при сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей Чем. аппаратуры ниже температура кипения испаряющего больше и агента его относительное количество, тем температура ниже перегонки. Однако чем легче агент испаряющий – нефтепродукт, тем больше его процессе в теряется перегонки. Поэтому в качестве испаряющего рекомендуется агента применять лигроино-керосино-газойлевую промышленности. В фракцию применяют различные испаряющие агенты, но всего чаще водяной пар, который подают ректификационных вниз колонн, работающих при атмосферном вакууме и в давлении.
Лекция 10. Перегонка нефти в вакууме. экстрактивная и Азеотропная ректификация
Как уже отмечалось, нефти перегонку на промышленных установках непрерывного действия при осуществляют температуре не выше 3700С, т. к. при высокой более температуре начинается разложение углеводородов – данном. В крекинг случае крекинг нежелателен, т. к. при образуются этом непредельные углеводороды, которые резко качество снижают нефтепродуктов. В результате атмосферной перегонки при нефти 350-3700С остается мазут, перегонки для которого необходимо подобрать условия, возможность исключающие крекинга и способствующие отбору максимального дистиллятов количества. Самым распространенным методом выделения мазута из фракций является перегонка в вакууме. Вакуум температуру понижает кипения углеводородов и тем самым при позволяет 410-4200С отобрать дистилляты, температуры имеющие кипения до 5000С в пересчете на атмосферное Нагрев. давление мазута до 4200С тоже сопровождается крекингом некоторым углеводородов, но если получаемые дистилляты подвергаются затем вторичным методам переработки, то присутствие непредельных следов углеводородов не оказывает существенного влияния. получении При масляных дистиллятов разложение их сводят к повышая, минимуму расход водяного пара, снижая давления перепад в вакуумной колонне и т. д. Существующими методами поддерживать удается остаточное давление в ректификационных колоннах 20-60 мм. рт. ст. резкое Наиболее снижение температуры кипения углеводородов при наблюдается остаточном давлении ниже 50 мм. рт. ст. Следовательно, применять целесообразно самый высокий вакуум, какой можно только создать существующими в настоящее время Чтобы. методами увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в колонну вакуумную подают перегретый водяной пар перегоняют или полученный остаток (гудрон) с испаряющим лигроино – агентом-керосиновой фракцией.
Азеотропная и экстрактивная Рассмотренные. ректификация методы перегонки нефти на отдельные основаны, фракции на различие летучести этих фракций. использовании При ректификации эти методы дают четкое достаточно разделение, однако оказываются непригодными, нефтяных из когда фракций требуется выделить индивидуальные высокой углеводород чистоты (96-99%), которые служат для сырьем нефтехимической промышленности. Так, обычной удается не перегонкой выделить бензол из бензольной фракций 62-толуол, 850С из толуольной фракции 85-1200С и т. д. Эти поддаются не углеводороды четкому выделению потому, что близкокипящие образуют и азеотропные, т. е. постоянно кипящие смеси с углеводородами соответствующими других классов. Для выделения углеводородов этих требуются специальные методы перегонки: экстрактивная и азеотропная ректификация. Эти методы основаны на что, том при введении в систему постороннего увеличивается вещества разница в летучести разделяемых углеводородов, и при тогда помощи ректификации удается выделить углеводород индивидуальный высокой чистоты. Показателем летучести углеводородов чистых является давление их насыщенных паров данной при температуре или температура кипения атмосферном при давлении. Таким образом, чем разница больше в температурах кипения углеводородов, тем разделить легче их обычной перегонкой. Однако, если отличаются углеводороды по химическому строению, то можно использовать виды специальные перегонки, изменяющие летучесть этих Легкость. углеводородов разделения углеводородов перегонкой зависит от их летучести относительной. Если в смесь углеводородов ввести вещество третье, которое увеличит относительную летучесть число, то компонентов теоретических тарелок в колонне, необходимое разделения для этих углеводородов, резко снизится. добавляемый Если третий компонент менее летуч, исходные чем углеводороды, то его вводят сверху выводят и колонны снизу вместе с остатком. Такая называется ректификация экстрактивной. При этом вводимое называют вещество растворителем, ввод его в систему повышению к приводит коэффициентов относительной летучести из-за различной нем в растворимости компонентов смеси. Растворитель для ректификации экстрактивной должен иметь достаточно высокую кипения температуру, чтобы компоненты, полученные с растворителем в одной виде фазы, можно было легко него от отделить при помощи перегонки. Он должен растворять хорошо разделяемые компоненты, чтобы не требовалось отношения большого растворитель: смесь и не образовывалось смесь жидких двух фаз на тарелке. В качестве растворителя экстрактивной при ректификации применяют фенол, крезолы, анилин, фурфурол и алкилфталаты.
Если добавляемое вещество летуче более, чем исходные компоненты, то его ректификационную в вводят колонну вместе с сырьем и выводят из вместе нее с парами верхнего продукта. Такую называют ректификацию азеотропной. В этом случае вводимое образует вещество азеотропную смесь с одним из компонентов Это. сырья вещество называют уводителем. Уводитель обеспечивать должен образование постоянно кипящей смеси (одним) с азеотропа или несколькими компонентами разгоняемой образует. Он смеси азеотропную смесь вследствие молекулярных между различий компонентами смеси. При азеотропной качестве в ректификации уводителей применяют метиловый и этиловый метилэтилкетон, спирт (МЭК) и др. вещества, образующие азеотропную парафино с смесь-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси. должен Уводитель иметь температуру кипения, близкую к кипения температуре отгоняемого вещества. Это позволяет заметную получить разницу между температурой кипения других и азеотропа компонентов смеси. Он должен также выделяться легко из азеотропной смеси. Весьма часто бывает разделение более полным, чем этого ожидать можно на основании лишь температурной разницы. объясняется Это большим отклонением системы от идеальной. значение Важное в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций подготовка имеет сырья, которое должно выкипать в узких весьма пределах, т. е. установке по перегонке с третьим должна компонентом предшествовать установка предварительного разделения посредством смеси обычной ректификации.
Переработкой Первичной (прямой перегонки) называют процесс нефтяных получения фракций, различающихся по температуре кипения, термического без распада компонентов составляющих дистиллят. процесс Этот можно проводить на кубовых или установках трубчатых при атмосферном и повышенном давлениях вакууме в или. Первые нефтеперегонные установки – это кубовые были установки периодического действия. В годы периода восстановительного нефтяной промышленности кубовые установки реконструированы были и оснащены ректификационными колоннами. Благодаря четкость этому погоноразделения повысилась, качество товарных улучшилось продуктов. Однако малая производительность, большое аппаратов число, их высокая стоимость, громоздкость и пожарная препятствовали опасность развитию модернизированных кубовых батарей на Аналогично. НПЗ обстояло дело с перегонкой мазута получения для масляных дистиллятов на масляных кубовых Они. батареях, как и керосиновые кубовые батареи, свое уступили место высокопроизводительным трубчатым установкам – вакуумным и атмосферным. На трубчатых установках перегонка осуществлялась по однократного принципу испарения, что позволило снизить нагрева температуру сырья, а следовательно, уменьшить разложение повысить и сырья качество дистиллятов. Кроме того, установки трубчатые отличались большим тепловым к. п. д., меньшими капиталовложениями удельными и эксплуатационными расходами. На современном этапе трубчатые нефтепереработки установки входят в состав всех служат и НПЗ поставщиками, как товарных нефтепродуктов, сырья и так для вторичных процессов. Получившие распространение широкое вторичные методы переработки нефти требования повысили к четкости погоноразделения, к более глубокому средних отбору и тяжелых фракций нефтей. В связи с требованиями этими на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции колонн ректификационных, увеличивая в них число тарелок и эффективность их повышая, применять вторичную перегонку, глубокий брызго, вакуум-отбойные средства, противопенные присадки и т. д.
Повышением с Наряду мощности установок по первичной переработке стали нефтей комбинировать этот процесс нефти с технологическими другими процессами. Прежде всего с обезвоживанием и стабилизацией, обессоливанием и вторичной перегонкой бензина, с каталитическим коксованием, крекингом и т. д. Маломощные установки первичной переработки модернизуются нефтей или заменяются более производительными, современному отвечающими уровню и техники.
В зависимости от давления в колоннах ректификационных трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ), атмосферно (ВТ) и вакуумные-вакуумные (АВТ). По числу ступеней различают испарения трубчатые установки одно-, двух-, четырехкратного – и трех испарения. На установках однократного испарения из одной в нефти ректификационной колонне при атмосферном получают давлении все дистилляты – от бензина до вязкого Остатком. цилиндрового перегонки является гудрон. На установках испарения двухкратного перегонка до гудрона осуществляется в две сначала: ступени при атмосферном давлении нефть мазута до перегоняется, который затем перегоняется в вакууме до остатке в получения гудрона. Эти процессы осуществляются в ректификационных двух колоннах; в первой из них поддерживается давление атмосферное, во второй вакуум. Двухкратное испарение мазута до нефтей может также проводиться при давлении атмосферном в двух ректификационных колоннах: в первой только отбирают бензин и остатком перегонки является нефть отбензиненная; во второй отбензиненная нефть, нагретая до высокой более температуры, перегоняется до мазута. Подобные установки двухколонные относятся к группе атмосферных (АТ).
Установки испарения однократного нефти. На этих установках стабилизированная и нефть обессоленная прокачивается через теплообменники и змеевик печи трубчатой в ректификационную колонну. Наверху этой избыточное колонны давление составляет около 0, 2 атм, соответствует что гидравлическому сопротивлению конденсатора, вниз подается колонны перегретый водяной пар. Из колонны различающиеся отбирают по температуре кипения фракции: бензиновую, керосиновую, лигроиновую, газойлевую, соляровую и другие. Низкокипящие лигроиновой из компоненты фракции отгоняются в отпарной колонне, кипятильником снабженной. Установка перерабатывает до 1000 т/сутки нефти легкой. Выход фракций составляет: бензиновой 23-лигроиновой, 30% 7-14%, керосиновой 5-8%, газойлевой и соляровой 19-легкого, 20% и тяжелого парафинистого дистиллятов 15-18%, гудрон – остальное.
В ректификационной колонне ниже ввода установлено сырья 6 тарелок, выше ввода – 32 тарелки, того кроме, в каждой из пяти внутренних отпарных стриппингов (секций) вмонтировано по 3 тарелки, т. е. всего 53 тарелки. топлива Расход составляет 2, 5%; водяного пара подается 6% на Положительными.
Нефть особенностями одноступенчатой трубчатой установки меньшее являются число аппаратов и, как следствие, длина меньшая коммуникационных линий; компактность; меньшая занимаемая, площадь установкой; более низкая температура сырья нагрева в печи; отсутствие вакуумных устройств; расход меньший топлива и водяного пара. К недостаткам установок таких относится высокие гидравлические сопротивления сырья потоку в теплообменниках и трубчатой печи и, как повышенный, следствие расход энергии для привода насоса сырьевого; повышенное противодавление в трубах и кожухе аппаратуры теплообменной и, в связи с этим, вероятность попадания дистилляты в нефти при нарушении герметичности теплообменников.
Установки Работа однократного испарения упрощается при нефтей перегонке до мазута или полугудрона. Особенностью установки этой является применение промежуточного циркуляционного выносных и орошения отпарных секций для каждого из погонов боковых. На трубчатых установках однократного испарения успешно можно перерабатывать только тщательно стабилизированные и нефти обессоленные. В противном случае трубы теплообменников и забиваются печей солями, что приводит к повышению сырьевом на давления насосе и способствует прогару печных Установки.
Труб двухкратного испарения нефти до мазута. этих Для установок характерно предварительное частичное нефти испарение перед поступлением в трубчатую печь. может Испарение происходить в испарителе (пустотелой колонне), ректификационной в либо колонне с тарелками. Испаритель применяют в случаях тех, когда в качестве сырья служит дегазированная (стабилизированная) слегка обводненная и не содержащая сероводорода Нефти. нефть же, содержащие растворенные газы (включая воду), сероводород и соли, направляют в отбензинивающую ректификационную Обессоленная.
Колонну нефть двумя потоками прокачивается теплообменники через и водогрязеотделитель и с температурой около 2000С испаритель в поступает, где разделяются паровая и жидкая Паровая. фазы фаза направляется в основную колонну, после же туда нагрева в печи до 330-3400С жидкая и поступает фаза. Колонна имеет 31 тарелку в части концентрированной, тепло отводится промежуточным циркуляционным тарелок с 10, 17 и 25 орошением, считая снизу.
В качестве боковых отбираются погонов фракции 140-240, 240-300, 300-3500С. Головным продуктом колонны бензин является н. к. – 1400С. Пары его проходят далее, конденсатор конденсат поступает в водоотделитель и газосепаратор. конденсата Часть используется в качестве орошения, а балансовое направляется количество на щелочную промывку в колонну и далее в парк товарный. Несконденсировавшиеся углеводороды направляются на газофракционирующую остатком, установку колонны является мазут.
Большое имеют распространение установки двухкратного испарения, в которых испарителя вместе установлена отдельная ректификационная колонна. На установках таких нефть несколькими параллельными потоками через прокачивается группу теплообменников в среднюю часть предварительного колонны испарения. Пары бензина и воды растворенными с вместе в нефти углеводородными газами и сероводородами через проходят конденсатор-холодильник в газосепаратор. Газ из направляется газосепаратора на газофракционирующую установку, а бензин частично колонну в подается в качестве орошения, остальное его подается количество в стабилизационную колонну. Головным продуктом колонны этой, работающей под давлением, является газ сжиженный, также направляемый на газофракционирующую установку. нефть Отбензиненная из колонны прокачивается по змеевику печи в колонну основную под 7-ую тарелку, считая снизу колонне в всего 40 тарелок. Ее головным продуктом является бензин тяжелый, пары которого, пройдя конденсатор-поступают, холодильник в газосепаратор, а оттуда частично на орошение в остальное, а колонну количество после выщелачивания и промывки компаундирование на водой со стабильным бензином из колонны. На установке также отбираются фракции авиационного керосина, дизельног снизу и топлива колонны мазут.
Вакуумные установки перегонки для мазута: При перегонке в вакууме из получают мазута масленые дистилляты, вязкости и другим качестве, в свойствам остатка – полугудрон или гудрон. установки Вакуумные (ВТ) делятся на топливные и масляные.
На топливных мазута из установках отбирают широкую фракцию до 550 0С – газойль вакуумный, который используют в качестве сырья каталитического для крекинга или гидрокрекинга. Требования к погоноразделения четкости при отборе широкой фракции строгие менее, чем при отборе масляных необходимо: дистиллят главным образом предотвратить попадание капелек мельчайших гудрона в вакуумный газойль, чтобы в повысилось не нем содержание металлоорганических соединений, отравляющих чтобы, и катализатор при крекинге не увеличилось коксообразование. этого Для применяют противопенные присадки типа устанавливают и силиконов над местом ввода сырья устройства отбойные из прессованной или гофрированной металлической Число. сетки тарелок в вакуумных колоннах топливных невелико установок: до 8 в концентрационной части и 4 в отгонной. Гидравлическое тарелок сопротивление должно быть возможно меньшим. колонне в Вакуум составляет 700-740 мм. рт. ст.; соответствующее низкое этому остаточное давление в колонне наряду с водяного наличием пара способствует большей глубине дистиллята отбора. Более жесткие требования предъявляются к погоноразделения четкости при получении масляных дистиллятов: в устанавливают колоннах большее число тарелок (до 8 на каждый применяют) и дистиллят отпарные секции. Пределы выкипания масляных отбираемых фракций зависят от природы нефти, работы режима вакуумной колонны ее погоноразделительной способности, вязкости требуемой дистиллятов, конструкции тарелок. Чем пределы меньше выкипания масляных дистиллятов, тем обеспечивается легче необходимый режим очистки, тем качество выше получаемых масел. Для более разделения четкого масляных фракций мазут перегоняют на установках двухколонных. По одному из вариантов в первой вакуумной отбирают колонне широкую масляную фракцию, а во второй колон вакуумной не с большим числом тарелок эту разделяют фракцию на более узкие фракции. По другому двухколонной варианту перегонки мазут перегоняют в двух соединенных последовательно вакуумных колоннах. В первой колонне более отбирают легкие дистилляты и полугудрон, который вторую во поступает колонну для получения вязких гудрона и дистиллятов.
Обе колонны оборудованы самостоятельными устройствами пароэжекторными для создания вакуума. Огневые выполнены нагреватели из сборных блоков жароупорного железобетона и беспламенными оборудованы горелками. Насосы расположены на открытой под площадке постаментом блока ректификации.
Другим двухколонной вариантом перегонки мазута является процесс с испаряющегося использованием агента. В этом процессе остаток вакуумной первой агента. В этом процессе остаток вакуумной первой колонны (полугудрон или гудрон) легкоиспаряющейся с смешивается нефтяной фракцией, например, керосином газойлем или, и после нагрева в трубчатой печи вторую во направляется вакуумную колонну, где отбирается масляный высоковязкий дистиллят, испаряющийся агент, возвращаемый процесс в обратно, и остаток – битум. Такой вариант осуществлен перегонки на АВТ четырехкратного испарения испаряющимся служит агентом бензин, перегонка ведется при давлении атмосферном, различных температурах и кратности бензина к Выход. сырью масляного дистиллята тем больше, больше чем кратность растворителя к сырью, чем температура выше ОИ и чем ниже давление в испарителе.
Этого Недостатком метод являются большой расход испарения на тепла и воды на конденсацию испаряющегося агента, расход высокий металла на конденсаторы и холодильники.
Возрастающая Все мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих требует заводов комплектования их минимальным числом технологических что, установок снижает капиталовложения, сокращает строительства Решение. заводов этой задачи достигается как производительности повышением технологических установок, так и комбинированием одной на процессов установке. Трудности при эксплуатации и таких ремонте установок были успешно продлены. опыт Накопленный и современный уровень развития автоматики, дистанционного, телемеханики управления и регулирования технологических процессов расширить позволяет область применения комбинированных установок и надежными их сделать в работе. Основное внимание было созданию уделено прямой перегонки других процессов нефти переработки. Возможны различные комбинации процессов на установке одной: АВТ, ЭЛОУ-АВТ, АВТ – перегонка вторичная нефти – каталитический крекинг вакуумного деструктивная – газойля перегонка гудрона; первичная перегонка коксование – нефти мазута в кипящем слое кокса и т. д.
Вакуумные-Атмосферно установки: Вакуумные трубчаты установки сооружают обычно в едином комплексе с атмосферной ступенью нефтей перегонки. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной одной на перегонки установке имеет следующие преимущества: коммуникационных сокращение линий; меньшее число промежуточных компактность; емкостей; удобство обслуживания; возможность более использования полного тепла дистиллятов и остатков, сокращение металла расхода и эксплуатационных затрат; большая производительность Назначение.
Труда процесса – разделение нефти на фракции последующей для переработки или использования в качестве продукции товарной.
Сырьем – является обессоленная и обезвоженная полученная, нефть на установках и блоках ЭЛОУ.
) газ углеводородный – выводится с установок в газообразном и жидком ("стабилизации головка") виде, направляется для дальнейшей газофракционирующие на переработки установки; используется как топливо печей нефтезаводских;
) бензиновая фракция – выкипает в пределах 50-используется, 1800С как компонент товарного автобензина; установок сырье каталитического риформинга и пиролиза; подвергается перегонке вторичной для получения узких фракций;
) фракция керосиновая – выкипает в пределах 120-3150С, как используется топливо для реактивных и тракторных двигателей карбюраторных, для оснащения; как сырье гидроочистки установок;
) дизельная фракция (атмосферный газойль) – пределах в выкипает 180-3600С, используется как для топливо дизельных двигателей и сырье установок мазут;
) гидроочистки – остаток атмосферной перегонки – выкипает 3500С выше, применяется как котельное топливо сырье или для установок гидроочистки и термического вакуумные;
) крекинга дистилляты (вакуумный газойль) – выкипают в 350 пределах-5000С, используется как сырье крекинга каталитического и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой получают переработки несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;
) гудрон – атмосферно остаток-вакуумной перегонки нефти, выкипает температуре при выше 5000С, используется как установок сырье термического крекинга, коксования производства масел и битума.
Описание установки: Обессоленная и обезвоженная проходит нефть ряд теплообменников, где нагревается за тепла счет отходящих продуктов, после чего отбензинивающую в поступает колонну. В этой колонне из нефти легкая выделяется бензиновая фракция, которая конденсируется в конденсаторе-холодильнике и собирается в емкости, откуда подается в емкости. В стабилизатор выделяется также газ, направляемый на переработку дальнейшую. Полуотбензиненная нефть с низа отбензинивающей направляется колонны через трубчатую печь в атмосферную Часть. колонну потока полуотбензиненной нефти возвращается в колонну отбензинивающую, сообщая дополнительное количество тепла, для необходимое ректификации. В основной атмосферной колонне разделяется нефть на несколько фракций. С верха колонны в фазе паровой уходит тяжелый бензин, который холодильнике в конденсируется-конденсаторе, а затем поступает в стабилизатор. В боковых качестве погонов выводится керосиновая и дизельная которые, фракции первоначально подаются в секции отпарной отпарной. В колонны колонне из боковых погонов удаляются в водяного присутствии пара легкие фракции. Затем дизельная и керосиновая фракции выводятся с установки. С низа колонны атмосферной выходит мазут, который через подается печь в колонну вакуумной перегонки, где вакуумные на разделяется дистилляты и гудрон. С верха этой помощью с колонны пароэжекторного насоса отсасываются водяные газы, пары разложения, воздух и некоторое количество нефтепродуктов легких (дизельная фракция). Вакуумные дистилляты и через гудрон теплообменники подогрева нефти и холодильники установки с уходят. Для снижения температуры низа и полного более извлечения дистиллятных фракций в атмосферную и колонны вакуумную подается водяной пар. Избыточное этих в тепло колоннах снимается циркулирующими орошениями. В колонне стабилизационной получают с верха "головку стабилизации" – углеводородный сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин, не углеводородов содержащий С3-С4.
Установка АВТ и вакуумной перегонки Описание. бензина установки: Из испарителя пары бензина и нефти в растворенные газы, направляются в испарительную секцию атмосферной основной колонны. Туда же поступает и полуотбензиненная после нефть нагрева в трубчатой печи. Тепло орошений циркуляционных, организованных в трех сечениях основной используется, колонны для нагрева нефти. Острое подается орошение наверх колонны. Боковые погоны из колонны основной ректифицируется в трехсекционной отпарной колонне. основной из Мазут колонны после нагрева в печи вакуумную в подается колонну. В этой колонне отбирается 350 (широкая-4900С) фракция, а также имеется промежуточных три циркуляционных орошения. Блок вторичной широкой перегонки бензиновой фракции состоит из трех колонн ректификационных, в каждой из них по 60 тарелок. Перед перегонкой вторичной широкая бензиновая фракция поступает в колонну стабилизационную, а газообразные углеводороды – в абсорбер. Абсорбентом стабильный служит бензин, который затем подвергают вторичной и защелачиванию перегонке на узкие фракции: до 62, 62-85, 85-120, 140-120 и остаток выше 1400С. Третья вторичной колонна перегонки снабжена отпарной колонной. 140 Фракция-2400С, как и бензиновая подвергается сушке и защелачиванию.
Отбор светлых составляет 44, 7%, в том бензина числе 11, 5%, керосина 10, 5% и дизельных топлив 22, 7%. Для сероводородной предотвращения коррозии в шлемовые линии подается аммиак газообразный.
Установки ЭЛОУ-АВТ: Описание Подогретая: установки в теплообменниках сырая нефть с температурой 1400С-120 в дегидраторах подвергается термохимическому электрообезвоживанию и присутствии в обессоливанию воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная образом таким нефть дополнительно подогревается в других температурой и с теплообменниках 2200С поступает в отбензинивающую колонну. этой Сверху колонны отбирается фракция легкого Остаток. бензина снизу колонны подается в печь, нагревается где до 3300С, и поступает в основную атмосферную Часть. колонну нефти из печи возвращается в отбензинивающую качестве в колонну горячей струи. Сверху атмосферной отбирается колонны тяжелый бензин, а сбоку через колонны отпарные фракции 140-240, 240-300 и 300-3500С. Мазут снизу колонны печь в подается, где нагревается до 4200С, и поступает в колонну вакуумную, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. ст. пары Водяные, газообразные продукты разложения и легкие сверху пары вакуумной колонны поступают в барометрический несконденсировавшиеся, конденсатор газы отсасываются эжектором. Боковыми вакуумной погонами колонны являются фракции 350-остатком, 5000С является фракция выше 5000С – Бензины. гудрон, получаемые из отбензинивающей и основной атмосферной смешивают, колонн и отводят в стабилизатор. Газ из сепараторов абсорбер, в подается, орошаемый стабильным бензином. Сухой сбрасывается газ к форсункам печей. Головной продукт направляется стабилизации на газофракционирующие установки. Стабильный бензин защелачиванию подвергается.
Способы создания вакуума: Вакуум в создается колоннах с помощью вакуум-насосов или эжекторов пароструйных. Вакуум – насосов по принципу действия компрессорам аналогичны. Существуют поршневые, ротационные и водокольцевые насосы-вакуум.
Принцип работы пароструйных эжекторов – кинетической использование энергии водяного пара. Струя большой с пара скоростью вытекает из сопла, захватывает газожидкостную отсасываемую смесь и вместе с ней выбрасывается в Чтобы. атмосферу создать небольшой вакуум (до 90КПа), одноступенчатые используют эжекторы. Если требуется более вакуум глубокий, применяют многоступенчатые пароэжекторные агрегаты, промежуточными снабженные конденсаторами. В конденсаторах рабочий пар и выходящие, газы из предыдущей ступени, охлаждаются и конденсируются. вакуум и Эжекторами-насосами из вакуумных колонн отсасываются разложения газы, водяной пар, подаваемый в колонны улучшения для ректификации, а также воздух, попавший вследствие аппаратуру ее недостаточной герметичности. Основным аппаратом, для применяемым конденсации, является барометрический конденсатор представляет. Он смешения собой цилиндрический аппарат с каскадными тарелками ситчатыми, под нижнюю из которых поступают верха с пары вакуумной колонны. Охлаждающая вода верхнюю на подается тарелку. Сконденсировавшиеся нефтяные пары и сливаются вода по трубе в барометрический колодец, а газ с барометрического верха конденсатора отсасывается паровыми эжекторами вакуум или-насосами. Существенный недостаток такой состоит схемы в том, что при непосредственном нефтяными с смешении парами охлаждающая вода сильно сероводородом загрязняется и нефтепродуктами. Экспериментально установлено, что в конденсаторов воде содержится до 5% от получаемой на АВТ дизельной Вода. фракции, загрязненная нефтепродуктами, попадает затем в воды сточные завода, загрязняя почву и водоемы.
По схеме другой, опасность загрязнения воды устранена. верха с Пары вакуумной колонны поступают в поверхностный где, конденсатор конденсируется основная часть водяных унесенных и паров нефтяных фракций. В качестве поверхностного применяются конденсатора кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой аппараты или воздушного охлаждения. Затем конденсат и поступают пары в газосепаратор, из которого не конденсировавшиеся пары эжекторами отсасываются. Конденсат по барометрической трубе поступает в сепаратор-отстойник. Сюда также подаются паровые межступенчатых из конденсаты конденсаторов эжектора. Вода из отстойника канализацию в сбрасывается, а нефтепродукт, отделенный от воды, возвращается в дизельной линию фракции. Выхлопные газы из эжектора трубчатой в сжигаются печи. На всех действующих АВТ использованием с система конденсаторов смешения заменяется системой с конденсаторами поверхностными. Современные схемы создания и вакуума поддержание обеспечивает в колоннах установок АВТ остаточное кПа 5-9 давление. Такими способами создается вакуум в комбинированных колоннах установок. Помимо вышеизложенных достоинств, установки комбинированные имеют и недостатки. К ним относится связей жесткость между отдельными процессами.
Нарушения в одной работе секции могут влиять на всю расстраивая, установку другие технологические процессы. Комбинированную сложнее установку, чем обычную, остановить на ремонт и вывести затем на режим. Но несмотря на эти недостатки в нефтеперерабатывающей современной промышленности старается первые комбинированные производства установки масел, позволяющие из мазута получить 4 высококачественных сорта базовых масел, на базе которых приготовить можно моторные и индустриальные масла 12 наименований. высокопроизводительные Строятся комбинированные установки производства этилена и включающие, пропилена процессы пиролиза, получения ароматических бутадиена, углеводородов, циклопентадиена, полимерных материалов, сырья производства для технического углерода.
Лекция 13. Установки перегонки вторичной, четкой, азеотропной и экстрактивной ректификации
Перегонка Вторичная нефтяных дистиллятов, в частности широкой фракции бензиновой, применяется с целью производства бензина сортов специальных ("Экстра" и БР-1). Перегонными аппаратами раньше кубы служили с паровым обогревом, погоноразделителями – дефлегматоры и колонны насадочные. В дальнейшем кубы были заменены печами трубчатыми, а дефлегматоры – ректификационными колоннами с колпачковыми Внедрение. тарелками в нефтеперерабатывающей промышленности процесса термического потребовало крекинга применения вторичной перегонки крекинг подвергшихся, бензинов сернокислотной очистке, с целью удаления из полимеров них. Для этого строились атмосферные и вакуумные-атмосферно установки. Применение вакуума для температуры снижения перегонки до 130-1400С диктовалось предупредить стремление распад сернистых соединений, приводящих к коррозионно образованию-агрессивного сероводорода. Однако эксплуатация установок подобных показало, что разложение и коррозия устраняются не аппаратуры. Поэтому вместо сернокислотной очистки применять стали более совершенные способы сероочистки, которых из лучшим ныне является гидроочистка. Вторичная широко перегонка применялась для выделения из бензиновых изомеров фракций, используемых в качестве высокооктановых компонентов бензинов авиационных. В настоящее время подобный процесс названием под четкой ректификации широко используется выделения для изомеров парафиновых углеводородов, а также ксилолов и этилбензола, используемых в качестве сырья для синтеза органического. Развитие каталитического риформинга и потребность в бензиновых узких фракциях побудили включать установки перегонки вторичной в состав современных нефтеперерабатывающих заводов. установки Эти стоят отдельно или включают в комбинированных состав установок. Потребность нефтехимической промышленности в чистых практически индивидуальных углеводородах стимулировала дальнейшую совершенствование и разработку методов вторичной перегонки, в частности установок оснащение колоннами четкой и сверхчеткой ректификации, несколько имеющими десятков, а иногда и сотен тарелок. оформление Промышленное процессов вторичной перегонки различно и характера от зависит сырья, требуемой четкости ректификации, конструкции и числа ректификационных тарелок, кратности орошения и т. д. оценки Критерием возможного применения ректификации для углеводородных разделения смесей на составляющие их компоненты, как является, известно коэффициент относительной летучести. Чем этот больше коэффициент, тем легче разделяются смеси компоненты. Рассчитывая число теоретических тарелок, для требуемых разделения смесей с различным значением летучести коэффициента и получения ректификатов различного состава, заключить можно, что для повышения чистоты например, ректификата, с 0, 90 до 0, 99 требуется примерно в 2 раза увеличить тарелок число, также для разделения смесей с летучестью низкой необходимо исключительно большое число современных.
На тарелок заводах широко применяют установки перегонки вторичной бензина с целью получения сырья каталитического для риформинга, который осуществляется для высокооктановых получения компонентов бензина, либо для ароматических получения углеводородов – бензола, толуола, ксилолов. каталитической Для ароматизации из бензина выделяют фракции 62-бензольную (850С); 85-1200С (толуольную); 120-1400С (Широкая).
Ксилольную бензиновая фракция после нагрева в поступает теплообменниках в ректификационную колонну. Головным ее продуктом фракция является н. к. – 850С. Часть паров конденсируется и колонну в возвращается в качестве орошения, остальные пары следующую в направляются ректификационную колонну. Остаток снизу ректификационной первой колонны переводится в третью ректификационную часть, а колонну его циркулирует через печь в ту же ректификационную первую колонну. Головным продуктом второй колонны ректификационной является фракция н. к. – 620С, остатком – 850С 62-фракция. В качестве головного продукта в третьей получают колонне фракцию 62-1200С. Эта колонна отпарной оснащена колонной, в которой фракция 120-Остатком. 1400С этой колонны является фракция 1800С-140. Как и в первых двух колоннах, циркулируя, остаток через печь, вносит в ректификационную требуемое колонну для фракционирования тепло. Эти приспособлены печи для работы как на жидком, газообразном и на так топливе. В каждой колонне установлено по 60 При. тарелок мощности установки 1 млн т/год около ее стоимость 1 млн. руб., а площадь 80х82 м. топлива Расход составляет 3, 2%, воды 15 м3 на 1 т сырья. Обслуживается рабочими 3 установка в смену. Установка четкой ректификации разделения для ароматических углеводородов: Моноциклические ароматические извлекаемые, углеводороды жидкостной экстракцией или высокоароматизированных фракций бензиновых, полученных при перегонке нефтей и разделяют, газоконденсатов с получением индивидуальных углеводородов высокой экстракт чистоты, представляющий собой смесь ароматических после, углеводородов адсорбционной очистки для извлечения соединений непредельных и смол подается в среднюю часть колонны бензольной, сверху которой отбирается азеотропная состоящая, смесь из неароматических углеводородов и части бензола (сырье в возвращаемого), а боковым погоном служит бензол чистоты высокой. Остаток этой колонны – смесь тяжелых более ароматических углеводородов направляется в толуольную где, колонну в виде ректификата отбирается толуол, а остаток как – смесь ксилолов и высших ароматических Эта. углеводородов смесь подается в ксилольную колонну, а фракция – остатком С9 и выше. В ректификационных колоннах имеется по 30-40 Значительно. тарелок труднее разделяется смесь изомеров так, ксилола как они имеют близкие кипени температуры. Разделение таких изомеров в промышленности комбинированием проводится процессов сверхчеткой ректификации, для орта выделения-ксилола и этилбензола и низкотемпературной кристаллизации, выделения для параксилола. В первой стадии для ксилола о-получения 98% – ной чистоты при орошения кратности 8: 1 требуется минимум 200 тарелок отборе при от потенциала 70%. Для этилбензола кратности при орошения 100: 1 требуемое число зависит тарелок от величины отбора, от потенциала и чистоты промышленности. В изомера для выделения этилбензола 99, 6% – ной применяют чистоты колонны с числом практических тарелок при 350 кратности 100:
. Для размещения большого столь числа тарелок ректификационная колонна быть должна очень высокой, что может нарушению к привести горизонтальности тарелок из-за отклонения оси вертикали от колонны. Поэтому предложено применять три соединенные последовательно колонны меньшей высоты вместо высокой одной. В частности, для получения о-ксилола ной -98% чистоты требуется двухколонная система с числом общим тарелок 230.
Установки азеотропной и ректификации экстрактивной: выделение индивидуальных углеводородов из их смесей возможно ректификацией, когда разделяемые компоненты различаются кипения температурой и не образуют азеотропной смеси. Известны азеотропные гомогенные смеси с минимумом и максимумом температуры Типичным. кипения гомогенным азеотропом с минимумом температуры является кипения смесь бензола и циклогексана, которая в соответствующей, точке содержанию бензола 51,5 мол. % имеет температуру постоянную кипения 77, 20С. Ректификация в колонне с числом любым тарелок не приводит к разделению такой составляющие на смеси компоненты. В любом случае названный выделяется азеотроп как головной продукт, так кипит он как при минимальной для данной температуре системы. В остатке в зависимости от состава исходной может смеси быть получен бензол или Однако. циклогексан, при добавлении третьего компонента, разделяющим называемого агентом, например этанола или характер, фенола разделения смеси может измениться. способствует же Этому понижения давления при ректификации. полное, Так разделение азеотропа этилового спирта и наступает воды, когда перегонка ведется при давлении остаточном 70 мм рт. ст. Разделяющий агент подбирают с таким чтобы, расчетом он с одним из компонентов смеси, образовывая азеотроп второй, кипящий при более низкой чем, температуре исходный. Разделяющий агент должен не коррозии вызвать аппаратуры, быть инертным по отношению к сырья компонентам, термически стойким, нетоксичным, недефицитным и низкой обладать теплотой испарения. Кроме того, он иметь должен температуру кипения на 10-400С меньшую, углеводородная чем смесь. При рабочих температурах, колоннах в существующих, емкостях орошения и трубопроводах, разделяющий должен агент растворяться в углеводородах. Регенерироваться он должен экономичными и простыми методами, например экстракцией водой другим или дешевым растворителем. Рассмотрим процессы, промышленной в применяемые практике для извлечения ароматических смесей из их углеводородов с неароматическими. Азеотропная ректификация отличается третьего применением компонента повышенной летучести, способного к одним с образованию из компонентов исходной смеси второго более с азеотропа низкой температурой кипения, чем Для. исходный рассматриваемого примера промышленного извлечения качестве в толуола разделяющего агента принят водный метилэтилкетона раствор (МЭК). На такой установке чистота толуола выделенного достигает 99% и более. На других для установках тех же целей служит метанол. полного Для отделения толуола от неароматических углеводородов в необходимо колонну подавать в 2, 8-3 раза больше МЭК, содержится чем неароматических углеводородов в исходной смеси. воды Содержание в МЭК не превышает 10%. Основная масса его отводится с головным продуктом колонны и водой экстрагируется во второй колонне. Из водного раствора легко МЭК извлекается обычной ректификацией. Получаемый регенерационной сверху третьи колонны МЭК содержит 10% около воды и является разделяющим агентом смешения для с толуольным концентратом в первой колонне – ректификации азеотропной. Выделившаяся в третьей колонне вода процесс в возвращается на экстракцию МЭК. Азеотропная ректификация для предпочтительнее сырья, содержащего небольшое количество углеводородов неароматических. Экстрактивная ректификация: В этом случае разделения для компонентов смеси применяют разделяющий менее агент летучий, чем компоненты сырья. В разделяющего присутствии агента изменяется летучесть компонентов что, сырья позволяет фракционировать смесь в колонне с числом умеренным тарелок и кратностью орошения. Схема экстрактивной установки ректификации предназначена для разделения смеси азеотропной, состоящей из бензола и циклогексана, с использованием в разделяющего качестве агента фенола. Фенол термически селективен, устойчив и имеет сравнительно высокую температуру 182 (кипения, 20С). Сырье вводится в среднюю колонны часть экстрактивной ректификации, а фенол на 4-5-ую тарелку, сверху считая. Колонна орошается частью головного внизу, а продукта через кипятильник подводится тепло. В фенола присутствии летучесть неароматического углеводорода, в данном циклогексана случае, значительно возрастает по сравнению с летучестью углеводорода ароматического – бензола, поэтому исходная смесь легко сравнительно разделяется на циклогексан – головной продукт и смеси в бензол с фенолом, отводимый снизу колонны. расположенные, Тарелки выше ввод фенола, предназначены извлечения для следов фенола из паров циклогексана. фенола Смесь и бензола, отбираемая снизу колонны, регенерацию на поступает фенола во вторую колонну, где продуктом головным является бензол, а остатком – регенерированный возвращаемый, фенол в процесс.
Лекция 14. Аппаратурное и технологическое процессов оформление первичной переработки нефти и газа
Колонны Ректификационные: Ректификация простых и сложных смесей колоннах в осуществляется периодического или непрерывного действия. периодического Колонны или непрерывного действия. Колонны действия периодического применяют на установках малой производительности необходимости при отбора большого числа фракций и четкости высокой разделения. Составными частями одной из установок таких являются перегонный куб, ректификационная конденсатор, колонна, холодильник и емкости. Периодичностью процесса большой обусловлены расход тепла, меньшая производительность менее и труда эффективное использования оборудования. Установки с непрерывного колоннами действия лишены этих недостатков. схема Принципиальная для разделения смеси пентанов. состоит Установка из подогревателя сырья, ректификационной колонны, конденсатора, теплообменников-холодильника, кипятильников.
В зависимости от числа продуктов получаемых при разделении многокомпонентных смесей простые различают и сложные ректификационные колонны. В-первых, ректификации при получают два продукта, например полумазут и бензин. Вторые предназначены для получения более и трех продуктов. Они представляют собой соединенные последовательно простые колонны, каждая из которых поступающую разделяют в нее смесь на два компонента. В простой каждой колонне имеются отгонная и концентрационная Отгонная. секция или отпарная секция расположена ввода ниже сырья. Тарелки, на которую подается для сырье разделения, называется тарелкой питания. продуктом Целевым этой секции являются пары Для. ректификата нормальной работы ректификационной колонны подача обязательны орошения наверх концентрационной секции ввод и колонны тепла, через кипятильник или водяного острого пара в отгонную секцию. В зависимости от устройства внутреннего, обеспечивающего контакт между восходящими нисходящей и парами жидкостью (флегмой), ректификационные колонны насадочные на делятся, тарельчатые, роторные и т. д.; в зависимости от давления делятся они на ректификационные колонны высокого давления, вакуумные и атмосферные. Первые применяют в процессах стабилизации бензинов и нефтей, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. вакуумные и Атмосферные ректификационные колонны в основном применяют перегонке при нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистиллятов. В конкретном каждом случае выбор тепла тарелки тщательного требует обоснования. Ректификационная колонна должна работать удовлетворительно с учетом возможного колебания нагрузки по обеспечить и сырью заданную четкость погоноразделения при эксплуатационных минимуме затрат и удельных капиталовложений. В нефтеперерабатывающей колпачковые промышленности тарелки получили наибольшее распространение, об их накоплены работе значительные данные, поэтому они служат обычно эталоном для сравнения с тарелками конструкций других. Данные показывают, что колпачковые ряду по тарелки показателей хуже других тарелок. многих на Поэтому строящихся и действующих установках тарелки типов новых вытесняют колпачковые. Преимуществом решетчатых, клапанных и сетчатых тарелок являются не только меньшая большая, но и стоимость производительность, низкие гидравлические сопротивления, унос меньший капелек жидкости восходящими потоком другие и паров важные факторы. Виды орошения: тепла отвод сверху колонны для образования осуществляется орошения одним из следующих методов: горячим при (орошением помощи парциального конденсатора); испаряющимся холодным (циркуляционным) орошением неиспаряющимся циркуляционным орошением.
Орошение Горячее подается при помощи парциального трубчатого – конденсатора или змеевикового, его устанавливают ректификационной над колонной или внутри нее. агентом Охлаждающим служит вода или иной реже, хладоагент – сырье. Поступающие в межтрубное пространство частично пары конденсируются и возвращаются на верхнюю тарелку в горячего виде орошения из-за трудности монтажа и ремонта конденсатора парциального. Этот метод создания орошения ограниченное получил применение, главным образом на установках производительности небольшой при ректификации неагрессивного сырья.
Орошение Холодное организуют по схеме: пары выходят колонны сверху и проходят через конденсатор-холодильник. собирается Конденсат в емкости, откуда частично насосом обратно подается в ректификационную колонну в качестве холодного балансовое, а орошения количество ректификата отводится как продукт готовый. Количество холодного орошения тем чем, меньше ниже температура составляет 30-400С.
Неиспаряющееся Циркуляционное орошение с первой или со второй прокачивается тарелки через тепловоспринимающую среду в теплообменнике и является обычно исходное сырье, которое таким подогревается образом. Циркуляционное орошение иногда комбинирует с испаряющимся холодным. Количество последнего в таких случаях используют и ограничивают его для более точной температуры регулировки наверху колонны. На установках прямой нефти перегонки с использованием сложных колонн циркуляционное организуют орошение в двух-трех промежуточных сечениях. циркуляционное Промежуточное орошение позволяет разгрузить ректификационную вышерасположенных в колонну сечениях, а также усилить предварительный сырья подогрев и снизить тепловую нагрузку печей. циркуляционного Внедрение орошения позволило значительно увеличить установок производительность по перегонке нефти. Для его необходимы осуществления более мощные насосы для большого перекачки количества жидкостей. Перекачка сопровождается повышенным несколько расходом энергии, что, однако с компенсируется избытком экономией топлива и воды. Подвод вниз тепла колонны: В промышленной практике его при осуществляют помощи пучка труб, вмонтированного колонну в непосредственно; теплообменника – обычно или с паровым или пространством циркулирующей через трубчатую печь струи горячей. Подводимое вниз колонны тепло часть испаряет жидкости, образуя необходимый для поток ректификации паров, и нагревает остаток до температуры высокой более, чем на нижней тарелке отгонной Применение. секции пучка труб внутри колонны только возможно при наличии относительно небольшой теплообмена поверхности, коррозионно-агрессивной среды и чистого Наиболее. теплоносителя распространенным способом подвода тепла применение является горизонтальных или вертикальных теплообменников и случае. В кипятильников применения первых необходимо, чтобы двигалась жидкость в них снизу вверх, предупреждая паровых образования пробок. При подводе тепла из паровым с кипятильника пространством жидкость снизу колонн кипятильник в поступает, пройдя который через перегородку левую в перетекает секцию аппарата и оттуда выводится конечный как продукт. При подводе тепла помощи при горячей струи жидкость с нижней прокачивается тарелки через трубчатую печь, где ей необходимое сообщается количество тепла. Из печи смесь паров образовавшихся и нагретой жидкость возвращается в колонну. циркулирующей Количество горячей струи зависит от температуры на печей из выходе: чем выше это температура и количество больше образовавшихся паров, тем меньше горячей требуется струи. Этот метод широко типовых на применяется трубчатых установках первичной перегонки Температурный. нефти режим является одним из основных процесса параметров, изменением которого регулируется качество ректификации продуктов. Важнейшими точками контроля являются поступающего температуры сырья и продуктов ректификации, покидающих колонну ректификационную. При расчете ректификационных колонн разделения для нефтей и нефтяных фракций температурный определяют режим при помощи кривых однократного Как (ОИ). испарения показала практика работы трубчатых перегонка, установок нефти при атмосферном давлении при ведется температурах на входе сырья в колонну 360-320. Перегонка мазутов ведется в вакууме и температуре при на выходе из печи не выше 4400С. нагрева Температура мазута в печи лимитируется его разложением возможным и ухудшением качества получаемых масляных вязкости (дистиллятов, температуры вспышки, цвета и т. д.). Температуру погонов боковых определяют по нулевой точке на ОИ для дистиллятов отбираемых с учетом их парциального давления. Температура паров нефтяных зависит также от давления в колонне и водяного расхода пара. Температура остатка для Лекция
Показатели условий труда – самостоятельная и важная социальной задача политики. Большое постоянное внимание созданию уделяется здоровых и безопасных условий труда.
На первичной установке переработки нефти и газа в процессе пожароопасные участвуют и взрывоопасные нефтепродукты, опасные в обращении Наличие. реагенты тока высокого напряжения и высоких создает температур особые условия опасности производства. опасными Основными моментами в производстве топливных компонентов Образование:
) являются взрывоопасных концентраций нефтепаров и газа из-за аппаратуры пропуска;
) Повышение концентрации нефтепаров в других газов вредных в воздухе, что может привести к обслуживающего отравлению персонала;
) Разрыв аппаратов и трубопроводов повышении при давления в них выше допустимого;
) утечка Всякая и выброс нефтепродуктов может привести к Поражение;
В результате нарушения режима технологического, несоблюдения правил безопасности при НЛП эксплуатации происходят аварии, несчастные случаи.
Предотвращения Для этих случаев на установках необходимо безусловное обеспечить выполнение всеми работающими норм и техники правил безопасности. Особое внимание при установок эксплуатации должно быть обращено на герметизацию трубопроводов и аппаратов, контроль за исправным состоянием приборов регулирования автоматического. При проектировании и эксплуатации заводов следующие предусматривают мероприятия по технике безопасности и охране Для.
) труда исключения переброски огня в случае одного с пожара очистка на другой между производствами противопожарные выдерживают разрывы. Технологические установки и объекты стационарными оборудуют и передвижными средствами пожаротушения;
) В помещениях, возможно где возникновение взрыво – или токсически концентраций опасных продуктов устанавливают специальных приборы, сигнализируют которые о том, что концентрация этих приближается веществ к максимально допустимому значению;
) Все работающие, аппараты под давлением выше 0, 07 МПа, предохранительными снабжают клапанами, которые открываются при повышении опасном давления в аппарате и сбрасывают избыточное газа количество или жидкости;
) Для обеспечения работы безопасной предусматривают ряд специальных мероприятий: насосы, например, перекачивающие нефтепродукты, устанавливают на открытом что, воздухе позволяет отказаться от сооружения специальных насосных – зданий, которые ранее были основным возникновения очагом взрывов у пожара;
) Чтобы предотвратить случаи несчастные во время ремонта, проектами установок стационарные предусматриваются и передвижные механизмы: кран-балки ремонта для насосов; кран-укосины на колоннах эффективности и т. д.
Об аппаратах работы перегонных установок судят по показателям таким, как производительность установки, продолжительно пробега безостановочного; глубина отбора целевых фракций (в % – ах от содержания потенциального этих фракции в нефти); качество продукции получаемой; соблюдение норм и экономия в расходовании воды, пара, электроэнергии, реагентов. Основные направления установок совершенствования первичной переработки нефти состоят в обеспечение: следующем высокого отбора от потенциала светлых масляных и нефтепродуктов дистиллятов, повышение качества дистиллятов, коэффициента повышение использования энергоресурсов за счет более использования полного теплоты отходящих потоков, сокращение расходов удельных топлива, электроэнергии, воды, воздуха, использование, реагентов более эффективного оборудования, внедрение средств прогрессивных контроля и автоматики, схем комплексной управления автоматизации процессами.
Http://energo. jofo. me/292569.html
К жидким химическим топливам относятся нефть и продукты ее переработки (нефтепродукты), а также продукты гидрирования твердого топлива. В настоящее время практическое значение имеют только нефтепродукты, для производства которых сырьем является нефть.
Нефтью называется жидкое ископаемое топливо, распространенное в осадочной оболочке литосферы Земли. Свое название нефть получила от персидского слова «нафта» — вытекающая, просачивающаяся.
В настоящее время общепринята теория органического (биогенного) происхождения нефти, согласно которой она образовалась в результате воздействия бактериального и геологических факторов на останки низших животных и растительных организмов, обитавших в толще воды (планктон) и на дне водоемов (бентос). В верхних слоях осадочных пород этот захороненный органический материал подвергался воздействию кислорода и бактерий и разлагался с образованием газов (оксид углерода, азот, аммиак, метан и др.) и растворимых в воде жидких продуктов.
В дальнейшем, по мере погружения на глубину 1,5—3 км в толщу осадочных пород, органические вещества нерастворимого остатка разложения подвергались в течение миллионов лет уже в восстановительной атмосфере действию высоких (120— 2000С) температур и давлений (10—30 МПа) и каталитическому воздействию окружающих пород (алюмосиликаты глин). На этой стадии в результате термических и термохимических процессов липиды органического вещества остатка (жиры, масла, воска) превращались в смесь углеводородов, составляющих нефть.
Большинство нефтей представляют маслянистые жидкости от тимно-коричневого до темно-бурого цвета, который зависит от содержания в них окрашенных смолистых веществ. Плотность нефтей составляет 0,82—0,90 т/м3, температура затвердевания лежит в пределах от – 20°С до +20°С. Вязкость нефтей значительно выше вязкости воды. Элементный состав нефтей колеблется в очень незначительных пределах: углерод 14—17% , водород 12—14% , сера 0,1 — 5% , кислород и азот (в сумме) до 1,0%.
В нефти различают углеводородную часть, неуглеводородную часть и минеральные примеси. Углеводородная часть нефти представляет собой раствор газообразных и твердых углеводородов в смеси жидких углеводородов различной природы и сложности. В низкомолекулярной части нефти, перегоняющейся до 350°С, содержатся вещества с молекулярной массой не более 250—300, а именно: алканы, моно-, би – и трициклические нафтены, моно – и бициклические ароматические углеводороды, углеводороды смешанного строения. В состав высокомолекулярной части нефти, перегоняющейся выше 350°С, входят вещества с молекулярной массой от 300 до 1000 — высокомолекулярные алканы, моно – и полициклические нафтены с боковыми цепями, ароматические углеводороды с боковыми цепями, конденсированные многоядерные соединения и полициклические углеводороды смешанного строения.
В зависимости от того, углеводороды какого класса преобладают в составе нефти, они подразделяются на парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Наиболее распространены нефти так называемого смешанного основания, в которых нельзя выделить определенный класс углеводородов. В соответствии с технологической классификацией нефти подразделяются на группы по выходу фракций, выкипающих до 350° С, по потенциальному содержанию масел, по содержанию парафина и др.
В неуглеводородную часть нефти входят разнообразные кислородные (фенолы, нафтеновые кислоты, гетероциклы), азотистые (производные пиридина и хинолина, амины) и сернистые (тиофен, тиоспирты и тиоэфиры) соединения. По содержанию серы нефти делятся на:
Минеральные примеси в нефти составляют различные соли, перешедшие в нее из пластовых вод, механические примеси песка и глины и эмульгированная вода. В нефтях в весьма малых количествах содержатся такие элементы, как ванадий, никель, железо, титан, германий и др.
В природе нефть находится в виде нефтяных залежей, так называемых ловушек, образовавшихся в результате движения нефти и газа по пористым пластам породы под воздействием гравитационного и тектонического факторов. При достаточно большом объеме этих залежей они называются нефтяными месторождениями. В большинстве случаев нефтяные залежи расположены на глубине от 900 до 2300 м.
Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 90 – 95 млрд т, прогнозируемые ресурсы составляют 250 – 270 млрд т. Распределение нефтяных месторождений по планете неравномерно. Наиболее крупные из них сосредоточены в Саудовской Аравии, Кувейте, Ираке, Венесуэле, Алжире, Иране, Ливии и США, Российской Федерации.
В зависимости от условий залегания и давления в нефтеносном пласте методы извлечения нефти из пробуренных скважин делятся на фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный. При высоком давлении нефть поступает из недр земли под собственным давлением и через запорную аппаратуру направляется в сборные емкости (фонтанный метод). При малом давлении нефть извлекают методом газлифта путем накачивания в кольцевое пространство между трубами природного газа под давлением до 5 МПа. В скважине газ смешивается с нефтью, уменьшает ее вязкость и «транспортирует» ее на поверхность (компрессионный метод). При глубоком залегании нефти и низком давлении в пластах нефть извлекают с помощью поршневого насоса, опущенного в скважину, и приводимого в движение балансирным станком-качалкой, который обеспечивает возвратно-поступательное движение плунжера насоса.
При современном уровне техники и технологии добычи из нефтяных пластов извлекается лишь около 50% содержащейся в них нефти. Увеличение нефтеотдачи пластов до 10—90% может быть достигнуто тепловым воздействием на пласты (закачивание в скважину горячей воды, прогрев пласта сжиганием нефти), введением в скважину ПАВ, гидравлическим разрывом пласта и другими интенсифицирующими извлечение нефти из недр методами.
В настоящее время вся извлекаемая из недр нефть подвергается переработке с целью получения из нее разнообразных нефтепродуктов, которые используют как в качестве целевых продуктов, так и в качестве сырья для дальнейшей переработки. Все нефтепродукты можно разделить на следующие группы.
—карбюраторное для поршневых двигателей с зажиганием от электрической искры (автомобильные и тракторные бензины);
—дизельное для поршневых дизельных двигателей с воспламенением от сжатия (дизельное топливо).
2.Котельные топлива для топок паровых котлов, генераторных установок, металлургических печей (мазут, гудрон).
3.Реактивное топливо для авиационных реактивных и газотурбинных двигателей (авиокеросины).
4.Смазочные масла для смазки трущихся деталей машин с целью уменьшения трения и отвода тепла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла).
5.Консистентные смазки для уменьшения трения между деталями, защиты от коррозии, герметизации соединений,
6.Продукты, используемые для нефтехимического синтеза (мазут, широкая фракция и др.).
Нефтепродукты, используемые в качестве топлив и смазочных материалов, должны удовлетворять определенным требованиям. Так, основными эксплуатационными характеристиками нефтяных смазочных масел являются вязкость, вязкостно-температурные свойства, маслянистость, подвижность при низких температурах, химическая стабильность, защитные свойства. К аналогичным характеристикам топлив для двигателей внутреннего сгорания относятся детонационная стойкость, фракционный состав, химическая стабильность, антикоррозионные свойства, а для дизельных топлив также вязкость, температура застывания и коксуемость. Важнейшей характеристикой моторных топлив является их устойчивость к детонации — детонационная стойкость.
Детонацией называется особый ненормальный режим сгорания топлива в двигателе, при котором часть топливной смеси, находящаяся перед фронтом пламени, воспламеняется мгновенно, в результате чего скорость распространения пламени достигает 1500—2500 м/с. Это приводит к резкому скачкообразному возрастанию давления в цилиндре и возникновению ударной детонационной волны. На режиме детонации мощность двигателя падает, расход топлива увеличивается и ускоряется износ деталей.
Мерой детонационной стойкости для карбюраторных двигателей является октановое, а для дизельных двигателей – цетановое числа. В основе их определения лежит принцип сравнения испытуемого топлива со смесями эталонных топлив.
Октановым числом (ОЧ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах изооктана (2,2,4-триметилпентана) в смеси с н-гептаном, которая детонирует при той же степени сжатия в цилиндре карбюраторного двигателя, что и топливо.
При этом октановое число изооктана СН3-С(СН3)2–СН2-СН(СН3)-СН3 принимается равным 100, а н-гептана СН3-(СН2)5-СН3 равным 0.
Октановое число зависит от класса, молекулярной массы и строения углеводорода, как это видно из нижеприведенных данных.
И при переходе от алканов к алкенам, нафтенам и ароматическим углеводородам с одинаковым числом углеродных атомов:
Цетановым числом (ЦТ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах цетана (гексадекана) в смеси с
α-метилнафталином, которая детонирует при той же степени сжатия в цилиндре дизеля, что и топливо.
При этом цетановое число цетана С16Н34 принимается равным 100, а α-метилнафталина α-С10Н7-СН3 равным нулю.
В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее подготовку и процессы первичной и вторичной переработки.
Подготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных солей и воды и стабилизацию по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.
Первичная переработка нефти (первичные процессы) заключается в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим из первичных процессов является прямая гонка нефти.
Вторичная нефтепереработка (вторичные процессы) представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой гонки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами.
Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообразны. Они подразделяются:
—процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счет высококипящих (крекинг);
—процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);
—термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений;
—каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов;
Важнейшими из вторичных процессов является термический и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 1.1 представлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.
Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м3/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:
—удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;
На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 1.2 представлена подобная система.
Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 1 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 1 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары
1—скважины, 2 — групповая замерная установка, 3 — коллектор, 4 дожимная насосная станция, 5 — газоперерабатывающий завод, 6 — установка подготовки нефти, 7 — установка очистки воды, 1 — насосы, 9 — нагнетательные скважины, 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин», 12 товарные резервуары, 13 – магистральный нефтепровод.
11для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары
12и из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.
В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.
Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1—С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН (рис.1.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 1.3).
В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепара-ционном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1—C4.
Обессоливание и обезвоживание нефти. Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).
В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1100 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.
Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неиногенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил – и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоно-вые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессолива-ния, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле.
Установки электротермохимического удаления солей и воды, или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис. 1.3 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.
Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в
1 — резервуар нефти, 2 — теплообменник, 3 — подогреватель, 4 смеситель, 5 — электродегидрататор I ступени, 6 — электродегидрататор II ступени, 7 холодильник, 1 — сборник обессоленной нефти, 9 — нефтеотделитель смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрата-торы 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 1—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборник 1. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.
Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.
Первичная перегонка нефти (прямая гонка) — процесс переработки нефти, основанный на разделении смеси составляющих ее углеводородов методом фракционной разгонки (ректификации) на отдельные дистилляты (фракции) с определенными интервалами температур кипения. Прямой гонке подвергается вся добываемая нефть. В соответствии с назначением получаемых дистиллятов различают три варианта прямой гонки:
—нефтехимический процесс (получение сырья для химического производства).
Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники. В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:
—двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при остаточном давлении 5—1 кПа.
Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка — мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатка — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис.1.4 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.
Нефть из ЭЛОУ последовательно проходит через теплообменники 4, нагреваясь за счет теплоты дистиллятов атмосферной и вакуумной перегонки, и подается насосом под давлением 1,5— 2,0 -105Па в трубчатую печь 1, где нагревается до 350 0С. Из печи парожидкостная смесь поступает в ректификационную колонну I ступени 3, в которой давление снижается до 0,1 МПа и происходит испарение летучих фракций нефти и отделение их паров от мазута. По высоте колонны в точно определенных интервалах температур отбираются дистилляты, которые поступают в секции отпарной колонны 6 для дополнительного отделения летучих углеводородов, которые вместе с водяным паром возвращаются в колонну 3. Отобранные дистилляты проходят через теплообмен-
1 —трубчатая печь подогрева нефти, 2 — сепаратор газа, 3 ректификационная колонна атмосферного давления, 4 теплообменники-конденсаторы, 5 — холодильники, 6,7 — отпарные колонны, 1 трубчатая печь подогрева мазута, 9-—вакуумная ректификационная колонна. I — бензин, II — лигроин, III — керосин, IV — дизельное топливо, V — газойль, VI — мазут, VII — пар, VIII — веретенное масло, IX — машинное масло, X — легкое цилиндровое масло, XI — тяжелое цилиндровое масло, XII — гудрон, XIII — газы
Ники 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 1 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005—0,001 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.
Аппаратура, применяемая при прямой гонке нефти и других процессах нефтепереработки, должна обеспечивать нагревание сырья до высоких температур, при которых процесс протекает с достаточной скоростью и достаточно четким разделением получаемых продуктов. Основными аппаратами в этих процессах нефтепереработки являются трубчатые печи и ректификационные колонны.
В трубчатых печах нефть и мазут проходят по трубам, расположенным внутри печи, и нагреваются за счет теплоты сгорания жидкого или газообразного топлива. Печь состоит из двух камер: радиационной, где размещаются горелки и радиантные трубы, воспринимающие теплоту излучения, и конвекционной, в которой расположены трубы, обогреваемые дымовыми газами, выходящими из камеры радиации. Конструкции трубчатых печей весьма разнообразны. Они различаются способом передачи тепла (радиантные, конвекционные, радиантно-конвекционные), способом сжигания топлива (с пламенным и беспламенным горением), расположением труб змеевика. Экономически наиболее эффективным являются печи беспламенного типа с излучающими стенками. Производительность трубчатых печей установок АВТ составляет от 100 до 1000 т/ч при коэффициенте полезного действия (коэффициенте использования теплоты) до 10% . Из многочисленных конструкций ректификационных колонн в установках прямой гонки используются, главным образом, барботажные колпачковые колонны тарельчатого типа. Они содержат от 30 до 60 тарелок прямоточного действия с подвижными клапанами, что обеспечивает динамический режим работы колонны и постоянство скорости паров ректифицируемого продукта.
Состав и выход продуктов прямой гонки зависят от типа процесса и состава перегоняемой нефти. В табл. 1.1 приведен выход дистиллятов прямой гонки нефти по топливно-масляному варианту процесса.
На современных нефтеперерабатывающих заводах используются комбинированные установки ЭЛОУ—АВТ, в которых совмещены процессы обессоливания и прямой гонки нефти. Мощность их достигает 6 млн т перерабатываемой нефти в год. Применение комбинированных установок значительно улучшает технико-экономические показатели процесса переработки нефти. Расходные коэффициенты для таких установок составляют: пар 49 кг, вода 4,1 м3, электроэнергия 37,5-103 кДж, жидкое топливо 33,4 т на 1 т перерабатываемой нефти.
Крекингом называется вторичный процесс переработки нефтепродуктов, проводимый с целью повышения общего выхода бензина. Применение вторичных процессов в нефтепереработке позволяет увеличить на 30—35% выход светлых продуктов (моторных топлив), повысить их антидетонационные свойства и термическую стабильность, а также расширить диапазон производимого переработкой нефти химического сырья.
Крекинг нефтепродуктов может быть термическим и каталитическим. Термический крекинг проводится при температурах от 420 до 550°С и давлениях до 5 МПа. В настоящее время термический крекинг используется для получения ограниченного числа продуктов: котельного топлива из гудрона (висбрекинг), высокоароматизированного сырья, сырья для технического углерода (сажи), α-олефинов для производства моющих веществ. Для получения светлых нефтепродуктов, в том числе бензина, используется преимущественно метод каталитического крекинга. Это объясняется тем, что каталитические процессы нефтепереработки по сравнению с термическими имеют ряд преимуществ. К ним относятся:
—высокая скорость превращений углеводородов и, как следствие, более мягкие условия процесса и меньшие энергозатраты;
—увеличенный выход товарных продуктов, в том числе высокого качества (октановое число, стабильность);
—возможность проведения процесса в заданном направлении и получение продуктов определенного состава;
—использование сырья с высоким содержанием серы вследствие гидрирования сернистых соединений и выведения их в газовую фазу.
При высоких температурах углеводороды нефтяного сырья подвергаются разнообразным превращениям. Это первичные реакции деструкции, приводящие к образованию продуктов с меньшей молекулярной массой, и вторичные реакции изомеризации и конденсации, в результате которых образуются продукты с той же или большей молекулярной массой.
Тип этих реакций и, следовательно, скорость, глубина и последовательность превращений зависят от стабильности углеводородов различных классов в условиях крекинга. Мерой стабильности с достаточной степенью точности может служить величина изобарно-изотермического потенциала образования углеводородов AG°o6, который является сильной функцией температуры. В табл. 1.2 приведены значения AG°об углеводородов различных классов с одинаковым числом атомов углерода и углеводородов одного класса (алканов) с различным числом атомов углерода.
1 При низкой температуре (291°К) углеводороды различных классов, но с одинаковым числом углеродных атомов в молекуле, по уменьшению их стабильности располагаются в ряд (ряд термической устойчивости)
2 Термодинамическая устойчивость углеводородов всех классов понижается с ростом температуры, но в различной степени, поэтому при высокой температуре (температуре крекинга) положение углеводородов в ряду термической устойчивости меняется (рис. 1.5):
3 Термическая устойчивость углеводородов одного класса падает с увеличением их молекулярной массы (числа атомов углерода) (рис. 1.6).
Таким образом, при температуре крекинга в первую очередь деструкции подвергаются алканы и нафтены преимущественно с высокой молекулярной массой, а наиболее устойчивыми являются ароматические углеводороды и алкены. В результате в продуктах крекинга накапливаются ароматические углеводороды и низшие алкены, которые затем вступают во вторичные реакции полимеризации.
Реакции превращения углеводородов нефтяного сырья при крекинге могут быть сведены к следующим типам.
Рис. 1.6 – Зависимость ∆Gоб алканов от числа углеродных атомов в молекуле nc
При этом, в соответствии с рядом термической устойчивости, из продуктов реакции деструктируются далее в первую очередь алканы. Для низших алканов помимо реакции деструкции по связи С-С, энергия которой равна 315—370 кДж/моль, становится возможной и реакция дегидрирования с разрывом связи С-Н, энергия которой составляет 310—410кДж/моль и становится соизмеримой с первой. Поэтому в газе крекинга всегда содержится водород.
3 Превращения алкенов, в том числе реакции: деструкции с образованием низших алкенов, алканов и алкадиенов
4. Синтез и превращения ароматических углеводородов по реакциям конденсации алкенов и алкадиенов, например
Из этих реакций реакции деструкции алканов и алкенов, деалкилирования и превращения ароматических углеводородов протекают по радикально-цепному механизму, а реакции термического распада нафтенов – по молекулярному механизму.
Скорость реакций первичной деструкции алканов и высших алкенов, а также скорость реакции деалкилирования приближенно описывается уравнением реакции первого порядка (1.1)
При углублении процесса крекинга константа скорости уменьшается вследствие тормозящего действия продуктов деструкции и в уравнение 1.1 вводятся эмпирические поправки. Глубина превращения крекируемого сырья и выход целевого продукта — бензина зависят от температуры, времени пребывания сырья в зоне высоких температур и давления.
С ростом температуры выход бензина сначала увеличивается вследствие ускорения деструкции нестабильных тяжелых углеводородов, а затем падает в результате разложения образовавшихся легких углеводородов до газообразных продуктов (рис. 1.7 а).
При увеличении времени контактирования выход бензина сначала также возрастает, а затем снижается вследствие тех же причин (рис. 1.7 б). Влияние давления при достаточно высокой и постоянной температуре на выход бензина аналогично влиянию температуры. Поэтому для повышения выхода бензина процесс крекинга ведут при умеренно повышенном давлении, а для увеличения выхода газа при пониженном давлении (рис. 1.7 в).
Таким образом, максимальный выход бензина при крекинге достигается при некоторых оптимальных значениях параметров процесса.
Рис. 1.7 – Зависимость выхода бензина при крекинге от температуры (а), времени контактирования (б) и давления (в)
Крекинг нефтяного сырья в присутствии катализаторов (каталитический крекинг) имеет ряд особенностей, которые обусловили широкое использование его в нефтеперерабатывающей промышленности для производства моторных топлив. К этим особенностям относятся:
—высокая скорость процесса, в 500—4000 раз превышающая скорость процесса термического крекинга;
—увеличенный выход бензинов с большим содержанием изоалканов и малым содержанием алкенов, характеризующихся высоким октановым числом и стабильностью при хранении;
—большой выход газообразных продуктов, содержащих углеводороды C1—C4, являющихся сырьем для органического синтеза.
К катализаторам, используемым в каталитическом крекинге, предъявляются следующие требования:
—устойчивость к истиранию, действию высоких температур и водяного пара.
Мерой активности катализатора при крекинге является «индекс активности», определяемый экспериментально на лабораторных установках. Индекс активности равен выходу бензина, перегоняющегося до 200°С при крекинге эталонного сырья в стандартных условиях.
Стабильностью катализатора называется его способность сохранять свою активность во время эксплуатации. Катализаторы каталитического крекинга достаточно быстро дезактивируются вследствие отложения на поверхности зерен кокса и нуждаются в регенерации.
В каталитическом крекинге в качестве катализаторов ранее применялись природные глины с содержанием оксида алюминия до 25% и индексом активности около 35. В настоящее время все установки каталитического крекинга работают на синтетических алюмосиликатных катализаторах, содержащих в своем составе цеолиты с индексом активности около 50: nNa2O·mAl2O3·pSiO2·qH2O. Селективность катализатора может быть повышена введением в его состав оксида рения.
Носителем активности подобных катализаторов является гидратированный алюмосиликат HAlO2·SiO2, сохраняющий активность до 700°С. Все реакции, протекающие на поверхности алюмосиликатного катализатора, имеют цепной характер. Последовательность реакций крекинга углеводородов различных классов определяется скоростью адсорбции их на зернах катализатора, так как при температуре крекинга процесс идет в диффузионной области и лимитируется скоростью диффузии молекул сырья к поверхности катализатора. При этом ароматические углеводороды деалкилируются с образованием алке-нов и простейших ароматических углеводородов, нафтены дегидрируются, деалкилируются и расщепляются с разрывом цикла. Алкены, образовавшиеся при крекинге, деструктируют-ся, изомеризуются и гидрируются с образованием циклических и ароматических углеводородов.
Важнейшим направлением превращений при каталитическом крекинге являются реакции алканов, которые подвергаются реакциям деструкции и изомеризации. Последовательность реакций алканов на алюмосиликатном катализаторе может быть представлена в следующем виде.
2 Дегидрирование алкана до алкена под воздействием тер мического фактора:
2) изометрия в стабильный третичный карбкатион через рестабильный первичный карбкатион:
С образованием конечных продуктов — изоалкана и изоалкена и вторичного карбкатиона, генерирующего цепь.
Распад молекул алканов может происходить в различных участках углеродной цепи, однако вероятность распада с образованием метана, этана и этилена незначительна. Поэтому в газе каталитического крекинга содержатся преимущественно углеводороды С3—С4. Таким образом, при каталитическом крекинге образуются преимущественно алканы и алкены изостро-ения и ароматические углеводороды и крекинг-бензин имеет высокое октановое число.
Вследствие низкой энергии активации реакций на алюмосиликатных катализаторах скорость их незначительно зависит от температуры. Она определяется, главным образом, активностью катализатора. Давление влияет на скорость реакций поликонденсации и коксообразования и практически не оказывает влияния на скорость распада углеводородов, протекающих на поверхности катализатора.
Характерной особенностью процесса каталитического крекинга является перераспределение (диспропорционирование) водорода. Это явление связано с тем, что в системе протекают одновременно как реакции дегидрирования с образованием алкенов, полимеризующихся на поверхности катализатора до кокса, так и реакции гидрирования и образования насыщенных соединений. Таким образом, в процессе крекинга одни молекулы обедняются водородом, а другие им насыщаются:
Перераспределение водорода в процессе каталитического крекинга вызывает отложение кокса на поверхности катализатора и потерю его активности. Вследствие этого появляется необходимость в непрерывной регенерации катализатора, что достигается выжиганием кокса в токе воздуха. Поэтому работа катализатора при крекинге складывается из двух последовательных стадий: рабочего процесса в реакторе и восстановления активности в регенераторе (регенерация), как показано на рис. 1.1.
Существующие установки каталитического крекинга делятся на три типа:
—непрерывного действия с кипящим слоем микросферического или пылевидного катализатора. Установки этого типа наиболее распространены.
Сырьем для каталитического крекинга служат нефтепродукты, выкипающие в интервале 200—500°С. К ним относятся:
Сырье должно удовлетворять определенным требованиям по содержанию смол, сернистых и азотистых соединений. Поэтому перед крекингом его подвергают гидроочистке.
Основными параметрами процесса каталитического крекинга являются температура, время контактирования паров сырья с катализатором и кратность циркуляции катализатора. Современные промышленные процессы каталитического крекинга используют непрерывно циркулирующий поток катализатора. Отношение массы катализатора к массе сырья, подаваемых в реактор, называется кратностью циркуляции катализатора (кг/кг):
От кратности циркуляции катализатора зависят время пребывания его в зоне реакции и степень его закоксованности, а также количество теплоты, вносимой с катализатором в реактор как теплоносителем. С увеличением кратности циркуляции возрастает активность катализатора, повышается выход бензина и газа, но увеличиваются размеры регенератора и расход энергии на транспортировку катализатора в установке. Оптимальные значения параметров каталитического крекинга: температура 410—490° С, давление 0,1—0,2 МПа, объемная скорость сырья 1,5—3,0 ч-1, кратность циркуляции катализатора 2,5—7,0 кг/кг.
На рис.1.9 представлена технологическая схема установки каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора 1—А/1—М. Крекируемое сырье через теплообменники 1 подается в печь 2. Нагретое сырье смешивается с рециркулятом (частью тяжелой фракции) и по катализаторопроводу поступает в реактор крекинга 5. В нижнюю отпарную зону реактора вводится водяной пар для отдувки катализатора. Пары продуктов реакции и водяной пар при температуре 450°С из верхней части реактора 3 поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 4. Пары бензина и водяной пар отбираются с верхней части колонны, проходят холодильник-конденсатор 5 и поступают в сепаратор 6, в котором разделяются на водяной слой, бензиновый слой и газ. Газ компрессируется и подается на газофракционирование, а бензин поступает на ректификацию. Часть бензина отбирается на орошение колонны.
Дизельное топливо и тяжелая фракция проходят через секции отпарной колонны 7, охлаждаются в теплообменниках 1 и холодильниках 1 и отводятся как товарные продукты. Часть тяжелой фракции в виде рециркулята смешивается с сырьем и подается в реактор 3, а часть направляется на орошение нижней части колонны 4. Смесь тяжелых жидких продуктов крекинга и катализаторной пыли из низа колонны 4 поступает в шламоотделитель 9, из которого шлам возвращается в реактор 3, а богатый ароматическими углеводородами декантат отводится с установки.
Дезактивированный в процессе работы катализатор из кипящего слоя реактора опускается в его отпарную зону и ката-лизаторопроводом отводится в узел смешения с воздухом 10. Из него за счет воздушного потока катализатор переносится в регенератор 11, в котором создается кипящий слой. Основная часть воздуха для выжигания катализатора подается непосредственно в регенератор. Газы, образовавшиеся в результате
1 —теплообменники, 2 — трубчатая печь, 3 — реактор «КС», 4 ректификационная колонна, 5 — холодильник-конденсатор, 6 — газоотделитель, 7 отпарная колонна, 1— холодильники, 9— шламоотделитель, 10 — узел смешения, 11 регенератор катализатора «КС», 12 — котел-утилизатор, 13 — электрофильтр
Выжигания кокса, проходят котел-утилизатор 12, электрофильтр 13 для улавливания катализаторной пыли и выбрасываются в атмосферу. Регенерированный катализатор из нижней части регенератора 11 поступает в катализаторопровод и вместе с сырьем и рециркулятом возвращается в реактор 3.
Основными аппаратами установки каталитического крекинга являются реактор кипящего слоя и регенератор катализатора кипящего слоя. Реактор крекинга «КС» представляет цилиндрический стальной аппарат диаметром 4 м и высотой 40 м с верхним штуцером для ввода паров сырья и нижним — для вывода отработанного катализатора. Внутренний объем реактора разделен на три зоны: реакционную, отпарную и отстойную. В отпарную зону подается водяной пар для отделения адсорбированных на катализаторе углеводородов. Реакционная зона реактора заполнена кипящим слоем катализатора, который создается парами сырья высотой 5—6 м и плотностью 400 кг/м3. Производительность реакторов составляет 100 т/сутки.
Регенератор катализатора «КС» выполнен в виде стального цилиндрического аппарата диаметром 12 м и высотой 30 м, футерованного изнутри огнеупорным кирпичом. Регенератор внутри разбит на зоны, в каждой из которых размещены устройства для подвода воздуха, вывода газов регенерации и змеевики для отвода реакционного тепла. Кипящий слой в регенераторе создается током воздуха. Температура выжигания кокса в регенераторе составляет 650—720°С при расходе 12—15 кг воздуха на кг кокса. Производительность регенератора характеризуется массой кокса, выжигаемого в единицу времени с единицы реакционного объема. Для установок с микросферическим катализатором она составляет 12 – 14 кг/ч·м3.
Продуктами каталитического крекинга являются крекинг-бензин, легкий газойль (дизельное топливо), тяжелый газойль (широкая фракция) и крекинг-газ. В табл. 1.3 представлены выход и состав продуктов каталитического крекинга.
Http://www. elit-material. ru/promyshlennost_proizvodstvo/kursovaya_rabota_pererabotka_zhidkogo. html
Карбюраторное для поршневых двигателей с зажиганием от электрической искры (автомобильные и тракторные бензины);
Дизельное для поршневых дизельных двигателей с воспламенением от сжатия (дизельное топливо).
Котельные топлива для топок паровых котлов, генераторных установок, металлургических печей (мазут, гудрон).
Реактивное топливо для авиационных реактивных и газотурбинных двигателей (авиокеросины).
Целью уменьшения трения и отвода тепла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла).
^ Продукты, используемые для нефтехимического синтеза (мазут, широкая фракция и др.).
Нефтепродукты, используемые в качестве топлив и смазочных материалов, должны удовлетворять определенным требованиям. Так, основными эксплуатационными характеристиками нефтяных смазочных масел являются вязкость, вязкостно-температурные свойства, маслянистость, подвижность при низких температурах, химическая стабильность, защитные свойства. К аналогичным характеристикам топлив для двигателей внутреннего сгорания относятся детонационная стойкость, фракционный состав, химическая стабильность, антикоррозионные свойства, а для дизельных топлив также вязкость, температура застывания и коксуемость. Важнейшей характеристикой моторных топлив является их устойчивость к детонации — детонационная стойкость.
^ Цетановым числом (ЦТ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах цетана (гексадекана) в смеси с
Процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);
Каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов;
Важнейшими из вторичных процессов является термический и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 8.1 представлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.
Удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;
На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и
Обработку нефти, газа и воды. На рис. 8.2 представлена подобная система.
Для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары
И из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из
В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.
Смеситель ^ 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрата-торы 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 8—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборник 8. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.
Нефтехимический процесс (получение сырья для химического производства).
Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники. В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:
Двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при остаточном давлении 5—8 кПа.
Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка — мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатка — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис.8.4 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.
Ники ^ 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 8 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005—0,008 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.
Http://do. gendocs. ru/docs/index-206768.html
Гудрон подвергается переработке с применением одного из термических процессов. Бензин термических процессов целесообразно облагораживать с применением процессов глубокого гидрирования и каталитического риформинга. Легкий газойль используется как компонент газотурбинного, моторного или печного топлива, после гидроочистки может направляться в дизельное топливо.
Газовые потоки термических процессов и каталитического крекинга содержат непредельные углеводороды. Выделенные из этих потоков пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции используются для получения дополнительных количеств высококачественного бензина.
При этой схеме на установках ЛВТ помимо светлых дистиллятов (бензинового, керосинового, дизельного) получают несколько вакуумных дистиллятов и гудрон. Затем каждый из дистиллятных погонов проходит:
Из гудрона сначала с помощью пропана извлекают асфальтовые вещества. Полученный деасфальтизат далее обрабатывается по той же схеме, что и дистиллятные фракции (селективная очистка, депарафинизация, доочистка).
После доочистки дистиллятные и остаточный компоненты направляются на компаундирование. Изменяя соотношение компонентов и вводя различные присадки, получают необходимые сорта масел.
Существуют и другие схемы масляного производства. При очистке парными растворителями (дуосол-процесс) на одной установке совмещаются деасфальтизация н избирательная очистка масел.
При переработке парафинистых нефтей одновременно с маслами получают парафины и церезины. Выделенные при депарафинизации гач и летролатум проходят дополнительную обработку на установках обезмасливания, фильтрования через отбеливающие земли или гидроочистки. После обработки получают из гача — парафин, а из петролатума — церезин.
Продукты переработки нефти используются в качестве сырья для разнообразных органических производств. Установки нефтехимического синтеза в некоторых случаях сооружаются в составе нефтеперерабатывающих заводов, что значительно расширяет ассортимент продукции предприятий. Создаются также самостоятельные нефтехимические заводы, получающие сырье с НПЗ железнодорожным или трубопроводным транспортом.
А) этилен, пропилен и бутилен-бутадиеновая фракция, полученные пиролизом;
Б) индивидуальные алканы (пропан, бутаны, пентаны), вырабатываемые на установках газофракционирования предельных газов;
В) пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции с установок газофракционирования непредельных газов;
Г) ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы), получаемые при каталитическом риформинге и пиролизе;
Д) высшие парафины, вырабатываемые при депарафинизации дизельных и масляных фракций.
Развитие технологии переработки нефти в настоящее время характеризуется тенденцией роста мощности технологических установок. За прошедшие 30 лет мощность установок первичной переработки нефти выросла более чем в 10 раз, установок каталитического крекинга — в 8 раз. На смену установкам каталитического риформинга мощностью 300 тыс. т/год пришли установки мощностью 1 млн. т/год.
При увеличении единичной мощности установки сокращаются удельные, т. е. рассчитываемые на 1 т перерабатываемого сырья, затраты на строительство установок, эксплуатационные расходы, производственный штат. Например, благодаря увеличению мощности установок первичной перегонки нефти от 3 до 6 млн. т/год капитальные вложения на единицу мощности уменьшаются на 31 %, а производительность труда повышается в 2—2,5 раза. Укрупнение установок позволяет перейти к более прогрессивным видам оборудования, например от поршневых компрессоров к центробежным. Другая особенность современной нефтепереработки — создание установок, в составе которых объединяется (комбинируется) несколько технологических процессов. Внедрение таких установок, называемых комбинированными, сокращает общую сумму капиталовложений, позволяет уменьшить площадь территории установки и всего завода. Значительно сокращается протяженность трубопроводов, уменьшаются тепловые потери вследствие того, что теплота горячих потоков одного технологического процесса используется для подогрева холодных потоков другого процесса. Первые комбинированные установки появились в середине 1950-х гг. Сначала в составе таких установок комбинировалось 2—3 процесса. Были, например, построены комбинированные установки электрообессоливания, первичной перегонки нефти и вторичной перегонки бензина. Процесс каталитического риформинга на платиновом катализаторе комбинировался с предварительной гидроочисткой бензина и экстракцией аренов из катализата, В дальнейшем комбинирование процессов углублялось, в состав установок стали включать 4—5 процессов. На нескольких отечественных НПЗ в 1975—1984 гг. были введены в эксплуатацию комбинированные установки по неглубокой – переработке нефти ЛК-6У. Установки ЛК-6У состоят из пяти секций:
2) каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой бензина;
На установке ЛК-6У применено новое укрупненное оборудование: центробежные компрессоры с паровым и электрическим приводом, воздушные холодильники с высоким коэффициентом оребрения, ректификационные тарелки клапанного типа, вертикально-секционные печи новой конструкции.
Применение комбинированных установок ЛК-6У взамен отдельно стоящих позволяет на 45 % повысить производительность труда, на 15—20 % уменьшить расход металла на изготовление оборудования, на 10—15% снизить эксплуатационные затраты.
В 1983—1984 гг. завершено строительство еще двух крупных комбинированных установок:
А) глубокой переработки мазута КТ-1, в состав которой включены процессы вакуумной перегонки мазута, гидроочистки вакуумного дистиллята, каталитического крекинга, висбрекинга гудрона и газофракционирования;
Б) производства масел КМ-2, на которой сочетанием процессов деасфальтизации, селективной очистки, депарафинизации и гидроочистки вырабатывают моторные и индустриальные масла более 10 наименований.
На нескольких НПЗ построены высокопроизводительные комбинированные установки производства этилена и пропилена, включающие процессы пиролиза, получения аренов, бутадиена, циклопентадиена, полимерных материалов, сырья для производства технического углерода. К недостаткам комбинированных установок относится жесткость связей между отдельными процессами. Нарушения в работе одной секции могут влиять на всю установку, расстраивая другие технологические процессы. Комбинированную установку сложнее, Чем обычную, остановить на ремонт и затем вывести на режим.
Http://www. newreferat. com/ref-35399-8.html
17 фев 2008 . . высокотемпературного пиролиза для переработки бурого угля и получения конечного продукта: – бензина, – дизельного топлива,.
Его переработка в государствах, не имеющих серьезных нефтяных месторождений, . Кроме Германии, моторное топливо из угля производят в Китае, . Бурый уголь и бензин химически являются близкими родственниками.
Ские жидкие топлива (СЖТ) и химические продукты с применением.. готовки угля, переработки продуктов ожижения, в т. ч. с. либдена. При гидрогенизации бурого угля Канско-Ачинского. работки угля в моторное топливо.
17 фев 2008 . . высокотемпературного пиролиза для переработки бурого угля и получения конечного продукта: – бензина, – дизельного топлива,.
Без нефтяного моторного топлива – бензина, керосина, дизельного топлива. переработка отходов растительного сырья (биомассы) и конверсия газа, полученного. Работы по получению бензина из бурого угля до войны велись и в. превращаются в моторное топливо (бензин, дизельное топливо).
Проект производства 500 тыс. т. моторного топлива из угля. . Украина, 2005 год) приведены сведения о проекте производства моторного топлива из бурого угля, . Нельзя не отметить, что для переработки в моторное топливо с.
Без нефтяного моторного топлива – бензина, керосина, дизельного топлива. переработка отходов растительного сырья (биомассы) и конверсия газа, полученного. Работы по получению бензина из бурого угля до войны велись и в. превращаются в моторное топливо (бензин, дизельное топливо).
При переработке бурого угля в синтетическое жидкое топливо необходимо. и высокотехнологично синтезировать моторное топливо начали в США.
Сжижение бурого угля в две стадии ведётся на экспериментальном заводе. переработки угля в дизельное топливо, бензин и другие нефтепродукты.
К вопросу о строительстве в Центральном регионе России завода по переработке угля и тяжелых нефтяных остатков в моторное топливо с.
Сжижение бурого угля в две стадии ведётся на экспериментальном заводе. переработки угля в дизельное топливо, бензин и другие нефтепродукты.
При переработке бурого угля в синтетическое жидкое топливо необходимо. и высокотехнологично синтезировать моторное топливо начали в США.
Его переработка в государствах, не имеющих серьезных нефтяных месторождений, . Кроме Германии, моторное топливо из угля производят в Китае, . Бурый уголь и бензин химически являются близкими родственниками.
Ские жидкие топлива (СЖТ) и химические продукты с применением.. готовки угля, переработки продуктов ожижения, в т. ч. с. либдена. При гидрогенизации бурого угля Канско-Ачинского. работки угля в моторное топливо.
Рис. Переработка природного угля в жидкое топливо. 301 . В настоящее время из бурого угля там производится более 100 наименований продукции.
Рис. Переработка природного угля в жидкое топливо. 301 . В настоящее время из бурого угля там производится более 100 наименований продукции.
К вопросу о строительстве в Центральном регионе России завода по переработке угля и тяжелых нефтяных остатков в моторное топливо с.
14 май 2014 . Производство жидкого моторного топлива из угля – в общем-то дело не новое. . переработке угля в водно-угольную смесь и в моторное топливо. Они позволяют дешевый бурый уголь (в мире запасы таких углей в.
Http://maori. in/pnmill/5211-%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0-%D0%B1%D1%83%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%BE-%D1%83%D0%B3%D0%BB%D1%8F-%D0%B2-%D0%BC%D0%BE%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BD%D0%BE%D0%B5-%D1%82%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%BE. html
Наблюдатели отмечают, что такое количество первых лиц компаний не приезжало даже на встречу с президентом Виктором Ющенко. В ходе встречи нефтяники и министры договорились о новых правилах игры на рынке горючего, изложив их в подписанном вчера Меморандуме о партнерстве. Эксперты отмечают, что это соглашение станет образцом для построения отношений нового правительства с инвесторами, работающими во всех базовых отраслях промышленности.
В Кабинте министров вчера состоялись переговоры между главами крупнейших компаний, работающих на рынке нефтепродуктов, и премьером Виктором Януковичем. Наблюдатели отмечают, что господину Януковичу удалось собрать у себя самую представительную делегацию нефтяников за все время существования украинского рынка нефтепродуктов. “Ни разу на встречу с представителем украинского Кабмина не приходили главы сразу всех российских нефтяных компаний, работающих на Украине, — рассказал аналитик консалтингового агентства UPECO Сергей Куюн. — Это говорит о беспрецедентности события”. По данным Ъ, на предыдущей встрече нефтяников с Виктором Ющенко в мае 2005 года присутствовало гораздо меньше нефтяных топ-менеджеров и владельцев бизнеса.
Официальным поводом для встречи нефтяных компаний и премьер-министра стало подписание между нефтетрейдерами и правительством Меморандума о партнерстве. Документ состоит из двух разделов — обязательств Кабинета министров и нефтяных компаний. В первом Кабмин обязуется создать и обеспечить регулярную работу экспертно-аналитической группы, которая будет обсуждать с нефтяниками все нормативно-правовые акты Кабмина, регулирующие рынок. Правительство также обещает обеспечить условия для увеличения переработки нефти и сокращения импорта готового горючего, своевременное возвращение НДС экспортерам нефтепродуктов, снижение расценок на железнодорожные перевозки топлива и введение с 2010 года европейских стандартов на топливо — “Евро-4” (см. справку на стр. 9). В ответ нефтяники пообещали провести реконструкцию НПЗ, отказаться от картельных договоренностей и обеспечить “соответствие цен на нефтепродукты как в оптовом, так и в розничном сегменте рынка мировой конъюнктуре”.
Главное, чего добился Кабмин подписанием меморандума,— возможность регулировать цены на топливо без применения так называемых “непопулярных мер”. “Нефтяные компании теперь будут ежемесячно встречаться с [вице-премьером] Андреем Клюевым и [главой Минтопэнерго] Юрием Бойко и обсуждать ценовую ситуацию на рынке нефтепродуктов, — рассказал высокопоставленный источник в департаменте нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Минтопэнерго. — Если цены будут высокими, то будут договариваться о некоем их предельном уровне. Если нет, то вопрос самоограничения вообще не будет ставиться”. “Если бы нынешний Кабинет министров попытался заставить нефтяников удерживать предельные цены, его тут же обвинили в непопулярных мерах, — считает член комитета по ТЭК Верховной рады Михаил Волынец. — Поэтому Кабмин пошел на компромисс”.
Между тем в обмен на возможность обсуждать с нефтяными компаниями вопросы образования цен на топливо Кабмин готов создать протекционистские условия для украинской нефтепереработки. В частности, правительство пообещало владельцам НПЗ ввести с начала сентября пошлины на импорт нефтепродуктов и льготы на импорт и приобретение нового оборудования для заводов.
Отвечая на вопрос Ъ о льготах, которые будут предоставлены нефтяникам, господин Бойко заявил: “По согласованию с нашими партнерами мы предложили нулевую пошлину на ввозимое оборудование для реконструкции [НПЗ] и определенные налоговые льготы по НДС на это оборудование при покупке на внутреннем рынке. Что касается процесса введения пошлин на импорт нефтепродуктов — они, безусловно, будут вводиться. Но мы считаем, что это надо начинать после окончания сезона повышенного спроса и на условиях спада цен на нефтепродукты, который мы ожидаем осенью”. Напомним, что ранее господин Клюев заявлял, что законопроект о предоставлении льгот нефтепереработчикам, реконструирующим НПЗ, уже передан на ознакомление главам парламентских фракций.
Представители нефтяных компаний в целом положительно оценили подписанный меморандум, однако заявили о необходимости поскорее обсудить конкретные механизмы его реализации. Так, вице-президент ТНК-ВР Герман Хан заявил: “В последнее время развитие нефтепереработки на Украине затормозилось. Подписание нынешнего меморандума очень важно. Оно говорит о том, что мы принципиально достигли согласия. Но не менее важно, чтобы в дальнейшем меморандум был подкреплен конкретным алгоритмом действий, через который будут воплощаться все достигнутые договоренности”.
Эксперты отмечают, что достигнутые договоренности могут стать образцом для построения отношений и с компаниями, работающими в других отраслях промышленности. “Нефтепереработчики — это наиболее организованные промышленные лоббисты. Их отношения с Кабмином всегда становятся моделью для взаимодействия правительства и с другими отраслевиками,— рассказал нефтегазовый аналитик консалтингового агентства R&J Investments Павел Качур. — В данном случае Виктор Янукович выбрал тактику ‘ты мне — я тебе’, то есть тактику взаимовыгодного компромисса с нефтяниками. Скорее всего, так же он будет вести себя и с другими промышленниками. А это значит, что перед нами новый Янукович, а не тот премьер, что работал в 2004 году”.
В переговорах и подписании меморандума со стороны Кабмина принимали участие премьер-министр Виктор Янукович, министр топлива и энергетики Юрий Бойко, министр экономики Владимир Макуха, министр аграрной политики Юрий Мельник. От нефтяных компаний, работающих на рынке нефтепродуктов Украины, во встрече участвовали:
Http://www. ukrrudprom. com/digest/jfjggjgj220806.html? print