Задачи по переработки нефти

В книге приведены примеры и задачи по курсу технологии переработки нефти и газа, относящиеся к процессам первичной переработки нефти, к процессам теплообмена, разделения неоднородных систем и др. Является учебным пособием для студентов нефтяных специальностей ВУЗов и может служить практическим руководством для инженерно-технических работников нефтеперерабатывающих заводов.

Даны типовые методы расчета процессов переработки нефти и газа, основы выбора технологических схем, режимов и конструктивного их оформления, а также обоснование выбора оптимальных проектных решений. Приведены алгоритмы и программы расчета на ЭВМ физических и химических процессов нефтепереработки. Изложены методы.

В учебном пособии приведены примеры расчета технологических процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях. Сформулированы задачи для самостоятельного решения по расчету свойств нефти и газа, сепарации нефти от газа, промысловых трубопроводов.

Первая часть учебника “Технология переработки нефти и газа” посвящена первичным методам переработки нефти, а так же природных и попутных нефтяных газов.

В учебнике кратко изложена история развития нефтеперерабатывающей промышленности СССР, рассмотрены физико-химические свойства углеводородны.

Общая характеристика, состав и классификация нефти и природного газа, с.

В книге рассмотрены свойтсва нефти, углеводородных газов и важнейших нефтепродуктов. Описаны технологические схемы переработки нефти и газов, их аппаратурное оформление, контроль и регулирование, экономика и техника безопасности.

Книга является учебником для учащихся средних специальных учебных заведений, специализирующихся в области технологии переработки нефти к газа. В книге рассмотрены теоретические основы расчета типовых пр.

В части 1 приведены темы лекционного курса, подробно изложены теоретические основы.

Процессах аппаратов. Примеры составлены с таким расчетом, чтобы дать оператору сведения, необходимые для рациональной эксплуатации установок. В ряде случаев они помогут наметить пути ин­тенсификации на.

Учебное пособие подготовлено в соответствии с действующими учебными программами курсов “Химическая технология топлив”, “Технология первичной переработки нефти”.

Рассмотрены методы расчета важнейших физико-химических характеристик нефти, нефтепродук.

Http://www. studmed. ru/sardanashvili-ag-lvova-ai-primery-i-zadachi-po-tehnologii-pererabotki-nefti-i-gaza_c14573eec9d. html

Задача углубления переработки нефти в нашей стране обусловлена в первую очередь сокращением объемов ее переработки при достаточно высоком спросе на светлые нефтепродукты и сырье для нефтехимического синтеза.  [1]

Задача углубления переработки нефти по-разному формулируется в странах Западной Европы, Японии и США. Для первых двух регионов в ближайшие годы наиболее актуальной является деструктивная переработку тяжелых дистиллятных фракций ( с помощью процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга) – первый этап углубления. Для США, где и до 1973 г. была характерна довольно глубокая переработка нефти ( выход. Западной Европе), на первое место выдвигается задача деструктивной переработки остатков – второй этап углубления, связанный со значительно большими технологическими трудностями и несравненно более высокими капитальными вложениями.  [2]

Задача углубления переработки нефти и создания новых дешевых материалов с широким диапазоном эксплуатационных свойств требует разработки новых нейтральных путей переработки тяжелых нефтяных остатков, в частности химических процессов.  [3]

В целом задача углубления переработки нефтей облегчается и может быть в определенной степени решена внедрением методов увеличения отбора светлых от потенциала и обеспечением сырьем в достаточном объеме существующие процессов переработки вакуумных дистиллятов.  [4]

Стоящая перед отраслью задача углубления переработки нефти нацравлена прежде всего на увеличение производства моторных топ-лив других остродефицитных продуктов ( нефтяных битумов и коксов) за счет сокращения объема котельного топлива. В этой связи возникает проблема переработки тяжелых нефтяных остатков с получением из нит товарных нефтепродуктов.  [5]

Перед отраслью поставлена задача углубления переработки нефти, поэтому особо важное значение приобретает процесс висбрекинга, позволяющий снизить вязкость остатка, исключить разбавление и тем самым сэкономить ценные дистиллятные продукты для производства моторных топлив.  [6]

Перед отраслью поставлена задача углубления переработки нефти, поэтому особо важное значение приобретает процесс висбрекинга, позволяющий снизить вязкость остатка, исключить разбавление и тем самым сэкономить ценные дистиллатные продукты для производства моторных топлив.  [7]

В последнее время ставится задача углубления переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Эта задача на установках АВТ решается путем организации мероприятий, направленных на увеличение отбора дистиллятных фракций как в атмосферной, так и в вакуумной колоннах и обеспечение их четкого выделения.  [8]

В последнее время ставится задача углубления переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Эта задача на установках АВТ решается путем организации мероприятий, направленных на увеличение отбора дистиллятных фракций, как в атмосферной, так и в вакуумной колоннах, и обеспечение их четкого выделения.  [9]

В последнее время ставится задача углубления переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Эта задача на установках АВТ решается путем организации мероприятий, направленных на увеличение отбора дистиллятных фракций как в атмосферной, так и в вакуумной колоннах и обеспечение их четкого выделения.  [10]

В настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью стоит задача углубления переработки нефти. Для ее эффективного решения необходимы данные по физико-химическим свойствам фракций, выкипающих при температурах до 560 – 580 С.  [11]

В настоящее время все большее значение приобретает задача углубления переработки нефти. Один из вариантов решения этой задачи заключается – в термокаталитической переработке мазута и других нефтяных остатков на природном желэзоокисром катализаторе с лолу-чениом олефинсодержащего газа и жидких нефтепродуктов.  [12]

Таким образом, внедрение на предприятиях Уфимской группы НПЗ современных технологий Института нефтехимпереработки не только позволяет решить задачи углубления переработки нефти и модернизации производства, но и способствует улучшению экологической обстановки на самих предприятиях и в зоне города Уфа.  [13]

В связи с этим наряду с сокращением1 большого количества мощностей по первичной переработке нефти путем консервации или закрытия ряда установок и заводов возникла задача углубления переработки нефти в целях получения из нее максимального количества светлых нефтепродуктов. Данная задача решается путем интенсивного наращивания мощностей процессов деструктивной переработки нефти. Отмеченная тенденция, которая по прогнозам сохранится и в перспективе, должна в конечном счете повсеместно привести к практически безостаточной переработке нефти в наиболее ценные светлые нефтепродукты. Это характерно для многих НПЗ США, где реализуется программа второго этапа углубленной переработки нефти – деструктивной переработки остатков. В других развитых капиталистических странах в настоящее время успешно решается задача деструктивной переработки тяжелого дистил-лятного сырья – программа первого этапа углубленной переработки нефти.  [14]

В соответствии с основными направлениями работ БашНИИНП представленные в настоящем сборнике статьи отражают результаты исследования состава и структуры продуктов при проведении ректификации нефтей, при получении нефтяных коксов и битумов. В свете задачи всемерного углубления переработки нефти актуальными являются вопросы, рассматриваемые в статьях, посвященных ректификации: создание лабораторного аппарата для получения высококипящих дистиллятов, изучение закономерностей испарения компонентов при глубоковакуумной перегонке, изучение продуктов фракционирования нефти в сверхкритических условиях т. е. методом, отличным от обычной ректификации. Для получения качественного нефтяного кокса, особенно кокса специальной структуры, большое значение имеет как качество сырья, так и условия коксования. Изучению закономерностей влияния качества сырья, условий термообработки, образования и развития мезофазных превращений посвящен ряд статей сборника. Не менее важной является задача оценки качества полученного кокса. В первую очередь это касается всесторонней оценки структуры кокса, выбора параметров, определяющих пригодность кокса для последующего квалифицированного его использования а также оценка содержания вредных примесей в нем. Этому вопросу посвящены статьи по рентгеноструктурному исследованию коксов и спектральному определению содержания мешающих примесей различных элементов.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id24999p1.html

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

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

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

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

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

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

Нефти различных месторождений заметно отличаются по фрак­ционному составу — содержанию легких, средних и тяжелых дистиллятов. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, и 45-55% фракций, перего­няющихся до 300-350 °С.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти, – углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,5-1%).

Общее содержание алканов (парафины) в нефтях достигает 30-50%, циклоалканов (циклопарафины, нафтены) — от 25 до 75%. Арены (ароматические углеводороды) содержатся, как пра­вило, в меньшем количестве по сравнению с алканами и цикло-алканами (10-20%).

Соотношения между группами углеводородов придают неф-тям различные свойства и оказывают влияние на выбор метода переработки нефти и номенклатуру получаемых продуктов.

Нефть является основным источником сырья для нефтепере­рабатывающих заводов при получении моторных топлив, масел и мазута. Нефть и продукты ее переработки служат также сы­рьем для синтеза многочисленных химических продуктов: по­лимерных материалов, пластических масс, синтетических каучу-ков и волокон, спиртов, растворителей и др. В перспективе большая часть нефтепродуктов (особенно энергетических топ­лив) может быть замещена альтернативными энергоносителями, в то время как замена нефтяного сырья в качестве источника получения нефтехимических продуктов мало вероятна. Более того, доля нефти, используемой в нефтехимических произ­водствах, в ближайшие годы в мире возрастет до 8% и по про­гнозам в 2000 г. достигнет 20-25%. В связи с этим происходит интеграция нефтеперерабатывающей и нефтехимической про­мышленности и формирование нефтехимических комплексов.

Комбинирование нефтепереработки (первичная переработка, каталитический крекинг, риформинг) с нефтехимическими про­цессами (пиролиз, синтез мономеров, производство пластмасс и др.) значительно расширяет возможности выбора оптимальных схем глубокой переработки нефти, повышает гибкость произ-водственньгх систем для получения моторных топлив или неф­техимического сырья, способствует увеличению их рентабель­ности. В настоящее время имеется большое число процессов и их комбинаций, которые потенциально могут обеспечить глуби­ну переработки нефти вплоть до 100%.

Существуют первичные и вторичные методы переработки неф­ти. Первичными являются процессы разделения нефти на фрак­ции перегонкой, вторичные процессы — это деструктивная (химическая) переработка нефти и очистка нефтепродуктов (фракции перегонки различаются интервалом температур кипе­ния компонентов).

Http://www. ronl. ru/zadachi/himiya/289649/

Задача С1. Определить фугитивность паров узкой бензельной фракции (М=100), находящейся при 400°С и 4,55 МПа. Критические параметры фракции tkp=321°С и Pkp=3,72 МПа.

Задача С2. Рассчитать константу фазового равновесия А для н-гексаиа при 180 °С и 784 кПа. Критические параметры tkp= -234,7°С, РКР=2932 кПа. Давление насыщенных паров Р = 1252кПа.

Задача С3. Условная вязкость масляной фракции при 50 и 100 °С соответственно 20,1 и 2,26°ВУ. Какова кинематическая вязкость масляной фракции при тех же температурах.

Задача С4. Условная вязкость масляной фракции при 100 и 50 С соответственно 2,6 и 20°ВУ. Определить по графику условную вязкость при 70 °С.

Задача С5. Определить теплоемкость паров нефтепродукта при 400°С и 1,5МПа имеющегося d15=0,75, Pkp=3 МПа и среднюю температуру кипения 110°С.

Задача С6 Определить энтальпию нефтепродукта молекулярной массы 100 при 330°С и 3432 кПа. Нефтепродукт имеет tkp=291°С плотность d20=0,76

Задача С7. Построить линию ОИ при атмосферном давлении для узкой фракции (220-290°С) шкаповской нефти. Линия ИТК

Задача С8. Дана разгонка по Энглеру: 10% – 170°С, 50% – 250°С, 70% – 375°С. Определить точки для построения ОИ по методу Пирумова

Задача С9. Найти угол наклона линии ИТК для мазута и температуру отгона 50% его, если tgИТК нефти К=4 и температура, соответствующая отгону 60% светлых, равна 310°С.

Задача С10. Определить парциальное давление паров бензина наверху ректификационной колонны, если оттуда уходит G1=6000 кг/ч (1,666 кг/с) паров бензина молекулярной массы 142 и G2=1200 кг/ч (0,333 кг/с)| водяных паров. Давление наверху колонны = 0,151 МПа.

Задача С11. Определить температуру наверху ректификационной колонны, в которой идет разделение этилбензола и ксилолов. Температура кипения этилбензола 136°С, средняя для ксилолов 140,5°С. С верха колонны должна уходить фракция с содержанием низкокипящего компонента у=0,980. Давление в колонне близко к атмосферному.

Задача С12. Определить температуру выхода из колонны 6538 кг/ч (1,816 кг/с) жидкой нефтяной фракции молекулярной массы 114,4. Линия ИТК фракции приведена на рис. 18. Давление вверху колонны составляет 0,15 кПа. Фракция отбирается с 19-ой тарелки сверху, через которую проходит 1000 кг/ч (0,2777 кг/с) водяных паров, 1500 кг/ч паров бензина (М-100). Перепад давления на каждой тарелке принят равным 0,399 кПа.

Задача С13. Определить температуру внизу изобутановой колонны, работающей под давлением 0,707 МПа. С низа колонны уходят компоненты, мольные доли которых в смеси следующие: изобутана 0,045; н-бутана 0,377; пентанов 0,009; легкого алкилата 0,556 (средняя температура кипения 107 С), тяжелого алкилата 0,013 (средняя температура кипения 205 °С).

Задача С14. Определить массовую долю отгона от нефти при 300 °С и давлении в месте ввода сырья в колонну 120 кПа. Состав нефти, молекулярная масса и средние температуры кипения приведены в таблице. Мольную долю отгона принять е=0,35.

Задача С15. Определить температуру вводы сырья в колонну, если давление в секции питания 668,7 кПа, мольные доли компанентов в сырье даны в таблице. Средняя температура кипения алкилатов: легкого 107, тяжелого 205°С.

Задача С16. В ректификационную колонну подают 351800 кг/ч нефти, нагретой до 360°С (d20 =0,875) и 9490 кг/ч водяного пара (П=0,3 МПа, t=400 С). В результате ректификации получают 28,6 т/ч бензиновой фракции (d20=0,712), 60 т/ч керосиновой (d20=0,776), 63,3 т/ч фракции дизельного топлива (d20=0,8553) и 199,9 т/ч мазута (d20=0,9672). Определить необходимую массу подаваемого в колонну циркуляционного орошения. Температурный режим колонны дан на рис. 31. При составлении теплового баланса следует учесть тепло, вносимое водяным паром, поступающим из отпарных колонн: фракции дизельного топлива 1266 кг/ч и керосиновой фракции 1200 кг/ч, Кроме того, за счет подачи водяного пара в низ колонны от мазута отпаривается 5300 кг/ч бензиновой, 8800 кг/ч керосиновой и 8800 кг/ч дизельной фракции.

Задача С17. Рассчитать горизонтальный воздушный холодильник, предназначенный для охлаждения 14400 кг/ч нефтепродукта d20=0,74 от 120 до 40 С. Начальная температура воздуха (сухого) 25 С, конечная 60С. Коэффициент теплопередачи 46 Вт/(м2-К)

Задача С18. Определить тепловую нагрузку печи вакуумной установки производительностью 50000 кг/ч мазута (d20=0,930). В печи мазут нагревается от 226 до 430°С; при этом 40% его переходит в паровую фазу. В печи имеется пароперегреватель, где перегревается 650 кг/ч водяного пара со 120 до 400 °С. Отгон имеет плотность d15 =0,91, а остаток – 0,95. Влажность водяного пара 2%.

Задача С19. Определить теплоту сгорания топлива, содержащего 11,4% (масс.) водорода и 88,6% масс. углерода

Задача С20. Определить поверхность и тепловую напряженность радиантных труб атмосферной печи для нагрева 344000 кг/ч нефти от температуры t1=240 C до t2=340 C. Полезное тепло, сообщаемое нефти в печи Qпол=38 МВт. Топливо сухой газ с Qp=46673 кДж/кг. Масса газов, образующихся при сгорании 1 кг топлива (в кг) CO2 – 2,98; H2) – 2,4; N2 – 14,2; O2 – 0,72. Коэффициент полезного действия печи n=0,809. Расход топлива В=3664 кг/ч. Коэффициент избытка воздуха 1,2. Плотность нефти 0,87.

Задача С21. Определить поверхность и тепловую напряженность конвекционных труб печи, если ее полезная тепловая нагрузка 38451 кВт, а тепловая нагрузка радиантной камеры 28377 кВт. Остальные данные для расчета взять из Задачаа 1 – расчета поверхности радиантной камеры. Расход воздуха на – сгорание 1 кг топлива равен 15,73 кг. Принять 1ПОЛ равным 14,6 м.

Задача С22. В конденсатор-холодильник с верха вакуумной колонны поступает продукт следующего состава: Давление на верху колонны 5332 Па; температура 90 °С. Потери напора в шлеме 266,6 Па. Определить расход воды и поверхность поверхностного конденсатора. Принять: конечную температуру охлаждения продукта 29 °С, начальную температуру воды 25 °С и конечную 29 °С. Плотность нефтепродукта d15=0,85. Коэффициент теплопередачи К=58 Вт/(м2-К).

Задача С23. Определить высоту и диаметр газосепаратора-водоотделителя (с внутренней перегородкой), в который после конденсации в конденсаторе-холодильнике и охлаждения до 35 °С поступает 3700 кг/ч газа, 14500 кг/ч бензина, 1110 кг/ч воды. Давление в аппарате 392 кПа; молекулярная масса газа 30; относительная плотность бензина при 35 °С 0,670. На орошение из аппарата откачивают 4630 кг/ч бензина. Схема аппарата приведена на рис. 47, а.

Задача С24. Продолжительность термического крекинга газойлевой фракции при t1=450 °С с выходом бензина 20% масс: составляет Т1=80 мин. Какова продолжительность крекинга тг при t2= 500 С и той же глубине разложения?

Задача С25. Скорость реакции термического крекинга газойлевой фракции при t1 = 450°С составляет x1 = 0,25% масс, в 1 мин, Определить скорость реакции крекинга Х2 при t2 = 500°С.

Задача С26. Определить длину L реакционного змеевика в трубчатой печи легкого крекинга полугудрона (р=955 кг/м3), если известно: выход бензина за однократный пропуск сырья Х=4,5%; температура и давление на выходе из печи составляет 470 °С и 2,45 МПа соответственно; загрузка печи G=60000 кг/ч.

Задача С27. Определить высоту и диаметр реакционной камеры установки термического крекинга мазута, если известно: температура продуктов крекинга на входе в камеру t=490°С; давление в камере 1,96 МПа; в реакционную камеру поступает газа G = 3300 кг/ч, бензина Сб = 13 200 кг/ч, легкого газойля Gя. г= 32300 кг/ч, тяжелого газойля Gт. г=66600 кг/ч и остатка G0 =50600 кг/ч, всего Gс=166000 кг/ч; реакция крекинга углубляется на 20% от общей глубины процесса, т. е. Х=20%.

Задача С28. Подсчитать выходы газа, бензина и кокса в процессе коксования (в кипящем слое теплоносителя) гудрона арланской нефти, если известно, что: выход газойля (фр. 205-500 °С) составляет 29,1% масс; температура процесса 540 “С.

Задача С29. Определить размеры и число реакционных камер установки замедленного коксования, если известно, что: сырьем является гудрон плотностью d20 = 0,995; производительность установки 1100 т/сут по загрузке печи, или 250 т/сут по коксу; объемная скорость подачи сырья w = 0,13 1/ч; плотность коксового слоя pkc = 0,85 т/м2; продолжительность заполнения камер коксом 24 ч.

Задача С30. Определить диаметр и высоту реактора коксования с подвижным слоем гранулированного коксового теплоносителя, если известно, что: производительность установки Gс = 33200 кг/ч по сырью; насыпная плотность коксового теплоносителя рнас =880 кг/м3; продолжительность пребывания коксовых частиц в реакторе т=10 мин; скорость движения коксовых частиц w =0,8 см/с; кратность циркуляции коксового теплоносителя 14: 1.

Задача С31. Определить количество кокса (Gk), которое необходимо сжечь, чтобы нагреть коксовый теплоноситель в коксонагревателе до 600 С; если известно: на установке с подвижным гранулированным коксовым теплоносителем циркулирует Gц. к= 647000 кг/ч кокса; на сжигание 1 кг кокса расходуется 13,3 кг воздуха; температура воздуха и коксового теплоносителя на входе в коксонагреватель составляет соответственно 300 и 510°С; температура выходящих дымовых газов 600 °С; теплота сгорания кокса Qp=33488 кДж/кг; удельные теплоемкости (в кДж/кг) воздуха Св; кокса Ck и дымовых газов Сд г соответственно 1,00; 1,25; 1,046.

Задача С32. Определить диаметр и высоту реактора (без учета отпарной секции) установки коксования гудрона в кипящем слое коксового теплоносителя, если известно: объемная скорость паров, проходящих через реактор vп = 2,85 м3/с; скорость движения паров над кипящим слоем u = 0,4 м/с; кратность циркуляции коксового теплоносителя 8,0; продолжительность пребывания коксовых частиц в реакторе т = 7 мин; плотность кипящего слоя рк. с = 450 кг/м3; производительность установки по сырью Gс=25000 кг/ч; высота отстойной зоны принимается равной h0.3= = 4,6 м.

Задача С33. Определить диаметр и высоту коксонагревателя установки коксования в кипящем слое теплоносителя, если известно: температура и давление в коксонагревателе 600 °С и 0,181 МПа; расход воздуха 59500 кг/ч; масса сжигаемого кокса 4800 кг/ч; молекулярная масса дымовых газов 30; скорость движения дымовых газов над кипящим слоем кокса w=0,5 м/с; масса циркулирующего кокса Gцк =600 000 кг/ч; плотность кипящего слоя ркс= 450 кг/м3.

Задача С34. Определить продолжительность пребывания сырья и продуктов пиролиза в радиантных трубах печи, если известно: сырьем служит низкооктановый бензин (фракция 40-160 °С); температура на выходе из печи 750°С; производительность установки по сырью 15000 кг/ч; выходы продуктов (в % масс.): газа до С4 59,0; бензина с к. к. 200 °С 30,0; фракции выше 200 °С 10,0; кокса 1,0; молекулярная масса газа 29,6; в трубы печи подают водяного пара 50% масс, на сырье; давление на входе в радиантную секцию 0,2 МПа, на выходе 0,15 МПа; число радиантных труб N=22; длина одной трубы 8 м.

Задача С35. Определить выход бензина при каталитическом крекинге в кипящем слое катализатора, если известно: сырьем служит керосино-газойлевая фракция плотностью d20=0,870; глубина превращения сырья Х=0,62; температура в реакторе 468°С.

Задача С36. Определить глубину превращения сырья, при которой выход бензина максимален, если значение константы скорости реакции k = 0,30.

Задача С37. На установке каталитического крекинга с шестисекционным реактором ступенчато-противоточного типа при 475 С перерабатывается вакуумный газойль. Определить выход продуктов, если глубина превращения сырья составляет 65% масс.

Задача С38. Производительность установки каталитического крекинга с подвижным слоем катализатора составляет 1000 т/сут по сырью. Определить диаметр реактора и высоту слоя катализатора в нем, если известно: сырьем установки является газойль плотностью d20 =0,878; выход кокса Хк = 5,9% масс, на сырье; объемная скорость подачи сырья w = 2,0 1/ч; насыпная плотность катализатора рнас=0,7 т/м3; допустимое отложение кокса на катализаторе Хк =2,0% масс.; линейная скорость движения катализатора в реакторе u=0,008 м/с.

Задача С39. На установке каталитического крекинга с подвижным слоем катализатора перерабатывают 1000 т/сут газойля. Определить размеры регенератора и продолжительность пребывания в нем частиц катализатора, если известно: насыпная плотность катализатора рнас=0,7 т/м3; линейная скорость движения частиц катализатора в регенераторе u=0,004 м/с; интенсивность выжигания кокса K=15 кг/м3 слоя в 1 ч; допустимое отложение кокса на отработанном катализаторе Хк=2%; выход кокса Хк=5,9% масс, на сырье.

Задача С40. Определить массу воздуха, необходимого для сжигания 1 кг кокса в регенераторе установки каталитического крекинга, если элементарная формула его [СН0,6]n. В процессе горения вовлекается 90% введенного кислорода и отношение СО к СО2 в дымовых газах 35 : 65.

Задача С41. На установке каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора перерабатывают 67400 кг/ч широкой газойлевой фракции 320-500 °С. Определить диаметр и высоту реактора (без отпарной секции), если известно: объем паров, проходящих через реактор, Vп=10,8 м3/с; скорость паров над кипящим слоем катализатора и=0,8 м/с; плотность сырья d20=0,870; объемная скорость подачи сырья wв=2,0 1/ч; насыпная плотность катализатора и плотность кипящего слоя соответственно рнас=800 и ркс = 400 кг/м3; высота отстойной зоны принимается равной h0.3 = 4,5 м.

Задача С42. Определить размеры отпарной секции, расположенной внутри реактора, на установке каталитического крекинга типа Ортофлоу В, если известно: масса циркулирующего катализатора Gкц=900000 кг/ч; продолжительность пребывания катализатора в отпарной секции т= 1 мин; плотность кипящего слоя катализатора в реакторе рк. с = 500 кг/м3; соотношение между плотностями кипящего слоя в реакторе и отпарной секции n’=1,2; удельная нагрузка отпарной секции по катализатору gо = 3000 кг/(мин-м2).

Задача С43. Определить температуру в топке котла-утилизатора для дожига СО, если известно: в котел-утилизатор поступает Vдг=21 м3/с дымовых газов с температурой 560 °С; топливо и воздух поступают в топку с температурой 30 °С; сжиганием дополнительного топлива вносится 25% от всего вводимого в топку тепла; коэффициент избытка воздуха а=1,4; содержание СО в дымовых газах, поступающих из регенератора, 4,1% объемн.; суммарный теоретический расход воздуха Lо=16,3 м3/м3 топлива; дополнительным топливом служит газ с теплотой сгорания Qр = 60362 кДж/м3.

Задача С44. При крекинге в лифт-реакторе образуется (в кг/ч): газа 10935,3 (М = 29,4), бензина 28249,55 (М = 113), легкого газойля 13604 (М = 398), тяжелого газойля 7941 (М = 466). Рабочие условия: температура 538С, давление 0,2 МПа, линейная скорость 20 м/с. Масса циркулирующего катализатора 387564 кг/ч. Определить диаметр лифт-реактора.

Задача С45. Определить высоту лифт-реактора, если известно: масса катализатора в лифт-реакторе 2209,8 кг, диаметр лифт-реактора 1,162 м, средняя плотность суспензии на входе в лифт-реактор 63,5 кг/м3.

Задача С46. Определить выход бензина каталитического риформинга фракции 105-180 С, если известно: суммарное содержание в исходном сырье ароматических и нафтеновых углеводородов 40% масс.; бензин риформинга имеет октановое число 80 (по моторному методу).

Задача С47. Определить выход дебутанизированного бензина платформинга, если известно: сырье – фракция 110-180 °С с характеризующим фактором 11,8; октановое число бензина платформинга (по исследовательскому методу) 90.

Задача С48. Определить размеры и число реакторов на установке платформинга производительностью 940 т/сут, если известно: сырьем служит фракция 80-180 °С (d20 =0,745; M=116; Tkр=570°С; Ркр=2,70 МПа, температура и давление в реакторе 500 С и 4,04 МПа, объемная скорость подачи сырья w = 1,5 1/ч; кратность циркуляции водорода 1000 м3/м3 сырья; скорость движения паров сырья и циркулирующего водорода по всему сечению реактора u=0,4 м/с.

Задача С49. На установке платформинга производительностью 25000 кг/ч по сырью перерабатывают фракцию 110-180 °С (d20 =0,762; М=120; Tкр=572 К; Pkp=2,8 МПа). Определить температуру выхода продуктов реакции из первого реактора, если известно: температура сырья и циркулирующего газа на входе в реактор 525 и 550 °С; давление в реакторе 3,03 МПа; выход (в % масс.) сухого газа 6,4; бутановой фракции (Tkр = 425 К, Ркр = 3,6 МПа) 9,2, катализата (d20 =0,777; Tкр=560°С; Рkр =2,62 МПа; М=110) 84,4; состав сухого газа (в % масс.): Н2 14; С1- 4,6; С2 – 11; С3 – 40,4; циркулирующего газа (в % масс.): Н2 58,8; С1 – 5; С2 – 6,7; С3 – 29,4; кратность циркулирующего газа 800 м3/м* сырья; глубина превращения в первом реакторе 50%; теплота реакции qР = 418 кДж/кг превращенного сырья.

Задача С50. Определить размеры и число трубчатых реакторов на установке парофазной изомеризации n-бутана в присутствии хлористого алюминия, если известно: производительность установки по жидкому сырью Gс =100 м3/сут; объемная скорость подачи сырья w=0,8 1/ч; глубина превращения за однократный пропуск сырья Х’=45% масс; трубка реактора имеет внутренний диаметр 50 мм, длину 6 м.

Задача С51. Определить выход продуктов гидрокрекинга вакуумного дистиллята ромашкинской нефти при 10 МПа и 425 °С на алюмокобальтмолибденовом катализаторе, если известно, что: K’=1,3; K”=2,0; объемная скорость подачи сырья а=1,0 1/ч.

Задача С52. Определить выход продуктов гидрокрекинга фракции 195-450 °С на алюмосиликатникелевом катализаторе и расход водорода, если известно, что: объемная скорость подачи сырья w0 = 2,0 1/ч; температура процесса 415°С.

Задача С53. На установке полимеризации в присутствии ортофосфорной кислоты перерабатывают 400 000 м3/сут углеводородного газа. Составить материальный баланс установки и определить состав отработанного газа, если известно: состав сырья (в % масс.): С3Н6 – 13,6; С3Н8 – 33,4; С4Н8 – 23,0; С4Н10 – 30,0; глубина превращения бутиленов 100%, пропилена 90%.

Задача С54. На установке полимеризации бутан-бутиленовой фракции в присутствии ортофосфорной кислоты на кизельгуре перерабатывают 400 т/сут сырья. Определить диаметр и число реакторов трубчатого типа, если известно: массовая скорость подачи сырья w=0,8 1/ч; насыпная плотность катализатора р = 1,0 т/м3; диаметр трубок 102X8 мм, длина их 6 м; расстояние между центрами трубок b = 170 мм.

Задача С55. На установке полимеризации в присутствии орто-фосфорной кислоты перерабатывают 400 т/сут пропан-пропиленовой фракции. Определить размеры реактора камерного типа, если известно: высота одного слоя катализатора в реакторе h = 1,1 м, а расстояние между соседними слоями a=0,6 м; массовая скорость подачи сырья w = 1,0 1/ч; насыпная плотность катализатора рнас=10 т/м3.

Задача С56. Составить материальный баланс установки алкили-рования бутан-бутиленовой фракции производительностью 68 000 т/год по сырью, если известно: состав сырья (в % масс.): С3Н6 – 1,2; С3Н8; изо-С4Н8 – 5,5; н-С4Н8 – 26,6; мзо-С4Н10 – 38,8; н-С4Н10 – 26,6; массовое отношение реагирующего изобутана к олефинам 1,1 : 1; алкилат состоит на 90% из авиаалкилата и на 10% из ав-тоалкилата; глубина превращения пропилена и бутиленов 100%.

Задача С57. На установке сернокислотного алкилирования бутан-бутиленовой фракции перерабатывают 70000 т/год сырья. Определить выход авиаалкилата и автоалкилата, если известно, что в исходной смеси содержится олефинов 31,4% масс.

Задача С58. Составить материальный баланс установки сернокислотного алкилирования бензола пропиленом, если известно: состав сырья – пропан-пропиленовой фракции (в % масс.): С3Н6 – 38,27; С3Н8 – 55,47; С4Н8 – 2,94; С4Н10 3,32; производительность установки 20 000 т/год по пропан-пропиленовой фракции; глубина превращения пропилена 99%, бутиленов 100%; число рабочих дней в году 310, массовое соотношение изопропилбензола в полиизопропилбензола 8:1

Задача С59. Определить объем реакционного пространства реактора установки сернокислотного алкилирования бутан-бутиленовой фракции, если известно: объемное соотношение углеводородного сырья реактора и кислоты 1:1, производительность установки по сырью Gс = 8000 кг/ч; плотность жидкой бутан-бутиленовой фракции p=0,602; продолжительность контакта в реакторе т = 20 мин; содержание олефинов в сырье 31,4% масс.; массовое отношение циркулирующего изобутана к олефинам 6:1; температура реакции 0 °С.

Задача С60. Определить тепловой эффект процесса замедленного коксования гудрона (d20=0,975), если известны выходы продуктов (в % масс): газа 6,2; бензина (40-200°С, d20 =0,739) 12,1; легкого газойля (200-350 °С, d20 =0,862) 39,4; тяжелого газойля (350-500 С, d20 =0,914) 22,7; кокса 19,6.

Задача С61. Определить тепловой эффект процесса каталитического крекинга тяжелого газойля (350-500 °С), если молекулярная масса продуктов крекинга 145.

Задача С62. Подсчитать тепловой эффект процесса платформинга прямогонной фракции 85-170 °С, если известно, что групповой углеводородный состав сырья (в массовых долях): ароматические 0,081; нафтеновые 0,255; парафиновые 0,664; выход стабильного платформата 89,0% масс.; состав платформата (в % масс.): ароматические 39,8; нафтеновые 3,6; парафиновые 56,6.

Задача С63. Подсчитать тепловой эффект процесса гидрокрекинга вакуумного газойля (350-460 С, d20 =0,934), если известно, что выходы продуктов (в % масс.) следующие [15]: сухой газ 3,1; бутановая фракция 3,2; фракция 40-82 °С – 5,4; фракция 82 – 149 С – 9,7; фракция 149-288 ° С – 78,6.

Http://www. engineer-oht. ru/index. php? option=com_content&view=category&layout=blog&id=229&Itemid=273

Потребление моторных топлив и других нефтепродуктов на душу населения остается крайне низким по сравнению с развитыми странами мира. [c.24]

Очень важны вопросы обновления технической базы, увеличения глубины и объемов переработки нефти. [c.24]

Во многих развитых странах объемы переработки значительно больше, чем добычи нефти (млн т/год) США—800 и 360 Западная Европа — 700 и 300 соответственно, в то время как в России эти цифры составляют 180—200 и 400—450. Таким образом, даже имеющиеся в стране мощности первичной переработки нефти (около 268 млн т/год) загружены не полностью. [c.24]

Одна из главных задач отрасли в нашей стране — углубление переработки нефти с получением ценных продуктов, отвечающих современным требованиям по эксплуатационным и экологическим характеристикам. [c.24]

Глубина переработки нефти характеризуется в основном количеством полученных моторных топлив (составляющих большую часть нефтепродуктов) — самых крупнотоннажных продуктов производства. Суммарное количество вырабатываемых предприятием моторных топлив зависит от мощности вторичных процессов, сырьем которых является тяжелое нефтяное сырье — остатки атмосферной и вакуумной перегонки, тяжелые вакуумные газойли, газойли термических процессов, дающее возможность получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов. [c.24]

В США в качестве промышленного топлива используется в основном природный газ, а мазут, вакуумные и другие тяжелые газойли перерабатываются в светлые нефтепродукты на установках каталитического крекинга, гидрокрекинга и коксования. В России же основным видом топлива для электростанций, печей, котельных установок и т. п. является мазут. Замена топочного мазута другими видами топлив (газом, углем), а также развитие деструктивных вторичных процессов переработки тяжелого сырья — один из главных путей повышения глубины переработки нефти. [c.24]

Работу НПЗ принято характеризовать величиной отбора светлых нефтепродуктов и глубины переработки нефти. [c.24]

Ужесточение требований к экологическим и эксплуатационным характеристикам нефтепродуктов выдвигает другую важную задачу нефтепереработки — улучшение качества нефтепродуктов, в первую очередь повышение показателей, связанных с горением топлива, улучшение низкотемпературных свойств средних топлив и нефтяных масел, а также снижение содержания серы и других вредных примесей во всех продуктах нефтепереработки. [c.25]

В связи с последним обстоятельством громадное значение приобретает процесс очистки сырья и нефтепродуктов под давлением водорода — гидроочистка. Важно, что наряду с удалением серы в этом процессе происходит общее облагораживание сырья и нефтепродуктов — снижение содержания азота, насыщение олефинов, гидрирование ароматических углеводородов. [c.25]

Повышение качества автомобильных бензинов связано с повышением октанового числа при одновременном снижении в них содержания ароматических углеводородов, особенно бензола [сумма ароматических углеводородов — не более 25—30 % (об.), а бензола —не более 1 % (об.)]. Для дизельных топлив следует повышать цетановое число (не ниже 50) при ограничении содержания ароматических углеводородов. Улучшение низкотемпературных свойств топлив (реактивных, дизельных), а также нефтяных масел — температуры начала кристаллизации, помутнения, застывания, предельной температуры фильтруемости и других характеристик — достигается проведением процесса депарафинизации, а также использованием соответствующих присадок — деп-рессорных. Развитие производства новых эффективных многофункциональных присадок к топливам и маслам — одно из важнейших направлений улучшения показателей отрасли. [c.25]

В связи с изменением требований к нефтепродуктам и изменением конъюнктуры рынка будут меняться структура НПЗ, роль и направленность процессов, их значимость и взаимосвязь. [c.25]

До последнего времени одним из основных высокооктановых компонентов товарного бензина являлся риформат — продукт процесса каталитического риформинга (ароматизации) прямогонной бензиновой фракции. Однако задача снижения содержания ароматических углеводородов в товарных бензинах диктует необходимость изменения роли процесса риформинга, разработки новых катализаторов, способствующих изомеризации парафиновых углеводородов, что позволит получать бензины с пониженным содержанием ароматики при сохранении высоких октановых чисел. [c.25]

Уже сегодня часть установок риформинга, имеющихся практически на всех отечественных НПЗ, реконструируется в установки изомеризации легкой бензиновой фракции (пС —С ). По-видимому, каталитический крекинг также в перспективе перестанет быть одним из основных поставщиков бензина вследствие повыщенного содержания в нем серы, ароматических и непредельных углеводородов. Качество легкого газойля крекинга как компонента дизельного топлива неудовлетворительно из-за его низкого цетанового числа, химической нестабильности и т. п. В связи с этим каталитический крекинг может изменить свою направленность на получение газа для алкилирования, производства оксигенатов, а также для нефтехимического синтеза. [c.26]

Очевидно, что возрастание роли гидрогенизационных процессов с одновременным снижением производства водорода при изменении подхода к процессу каталитического риформинга более остро поставит проблему получения водорода отдельным процессом, например паровой конверсией метана. [c.26]

Основная задача отечественного нефтяного комплекса состоит в структурной перестройке нефтеперерабатывающей отрасли в первую очередь для экспортозамещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами, а также насыщения ими внутреннего рынка. Для этого необходима выработка оптимального соотнощения между объемами модернизации старых и строительства новых установок. [c.26]

Значительный потенциал модернизации российской нефтепереработки заключен в катализаторных технологиях — возможности производства новых каталитических систем на отечественных катализаторных фабриках, которые сегодня загружены не более чем на 30—40 %. [c.26]

Для того чтобы соответствовать новым требованиям и получить возможность реализации готовой продукции на европейских и других рынках, каждый НПЗ должен разработать план развития применительно к конкретным условиям данного НПЗ. При этом разработка такого плана должна базироваться на новой Федеральной программе, в которую будут включены все перспективные направления нефтепереработки. [c.26]

Наряду с углублением переработки нефтяного сырья важнейшей проблемой в первом десятилетии нового века для каждого НПЗ и российской нефтепереработки в целом является повыщение эксплуатационных и экологических характеристик моторных топлив, масел, битумов и других нефтепродуктов до уровня мировых стандартов. [c.26]

В настоящее время получили распространение три варианта производства и потребления моторных топлив — преимущественно бензиновый (в основном в США), дизельный (Германия, Франция, Испания) и равновесный (Великобритания). Россия в сфере потребления тяготеет к равновесному варианту, а в сфере производства (с учетом экспорта) —к западноевропейскому (соотнощение дизельное топливо автобензин составляет 1,8—1,9 1,0). По мере углубления переработки нефти и повышения в перспективе потребления моторных топлив легко можно перейти как к бензиновому, так и к дизельному вариантам. [c.26]

Http://chem21.info/article/677872/

Для этой цели применяются 2 м. обменных процесса 1) простая перегонка, или дистилляция,

Перегонка или дистилляция – это процесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фракции, кот-ые отличаются по температурам кипения между собой и с исх. смесью.

При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и W, которые по составу отличаются от исх. смеси. Перегонку нефти проводят в аппаратах однократного испарения. Низкокипящие фракции, перейдя в паровую фазу, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что дает возможность несколько снизить температуру перегонки.

При однократном испарении и последующей конденсации паров получают две фракции: легкую и тяжелую. В легкой фракции содержится больше низкокипящих компонентов; в тяжелой – больше высококипящих компонентов. Следовательно происходит обогащение одной фазы (паровой) низкокипящими компонентами, а другой (жидкой) – высококипящими.

(выполняется 1-ый закон Коновалова: пар обогащен тем компонентом, при добавлении которого к жидкости повышается полное давление пара).

“-”Получаются только две фракции. При простой перегонке двухкомпонентной смеси не удается получить в достаточно чистом виде оба компонента. Они все равно летучие (один в большей степени, другой – в меньшей) и оба при нагревании переходят в паровую фазу, один в большей степени, другой – в меньшей.

Более подходящее – это применение другого м/обм процесса – Ректификации (Традиционно называют ректиф. установки перегонными) – процесса разделения взаимно растворимых жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет многократного противоточного взаимодействия (контактирования) паровой фазы, образовавшейся при перегонке и жидкой фазы, образовавшейся в результате конденсации полученных паров. Условия, удаленные от состояния равновесия.

Происходит постепенное обогащение жидкой фазы тяжелыми высококипящими компонентами, а паровой фазы – легкими низкокипящими компонентами

Вопр. Возобновляемые и невозобновляемые топливные источники энергии. Сравнение экологичности их применения. Сравнение влияния этих видов энергии на величину парникового эффекта.

“-” невозобн.: pагрязнение природной среды побочными продуктами горения топлив (SOx, NOx, пыль, сажа, канцерогены …)

СО2 , вод. пар Н2О, SO2, NH3 и некоторые другие газы, имеющиеся в атмосфере поглощают инфракрасное излучение. Происходит повышение температуры внутри слоев атмосферы.

Сжигание 1 кг топлива приводит в среднем к образованию 3 кг углекислого газа.

Каждый год сжигается около 2 млрд. тонн ископаемого топлива, значит в атмосферу попадает около 6 млрд. тонн углекислого газа. Еще приблизительно 1,7 млрд. т. попадает в атмосферу за счет естественных процессов окисления органического вещества почвы (гумуса).

Использование в качестве топлива биомассы или полученных из нее продуктов – короткий цикл круговорота углерода.

Использование ископаемого (запасенного) топлива – длинный цикл круговорота углерода.

Вопр. Основные виды продуктов, которые м. б. получены из нефти (1). Качественные хар-ки топливных нефтепродуктов (2). Качество моторных топлив и их влияние на окр. среду (3).

(1)Все горючие полезные ископаемые подразделяются на два ряда: угольный (уголь – образ. уг. пласты) и нефтяной (нефть и газ — подвижные вещества).

Нефть образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубине более 1,5-2 км и залегает на глубине от десятков метров до 5-6 км. На больших глубинах преобладают газовые и газоконденсатные залежи с небольшим количеством легких фракций нефти.

Физ. св-ва нефти: ж-ть от светло-коричневого (почти бесцв.) до темно-бурого (почти черн.) цвета. = 0,65 – 1,05. Легкая нефть0,83 – легкая,= 0,831-0,86 – средняя или утяжеленная,=0,86 – тяжелая.

-Топлива (газы нефтепереработки, попутные нефтяные газы, бензины, реактивные топлива, газотурбинные топлива, дизельные топлива, котельные топлива)

(2)Нефть, добытая из скважин, и извлеченная либо фонтанным методом (при большом давлении нефти в свежем месторождении), либо компрессорным или газлифтным (при погружении в скважину 2 концентрических труб, когда через кольцевое пространство нагнетают у. в. газ, выдавливающий нефть по центральной трубе на поверхность), либо глубинно-насосным методами (при погружении штанговых глубинных насосов и погружных центробежных насосов) является многокомпонентной неоднородной системой «жидкость-газ-твердое» или «жидкость1-жидкость2-газ-твердое». Она содержит попутный газ, воду, мин. Соли, механические примеси (песок, глинозем)

Отработанные газы ДВС содержат: N2, O2, H2O, CO2, CO, NOx, SOx, у. в, альдегиды, бензапирен, сажу.

Наиболее опасные выбросы – оксиды азота. Они разрушают озоновый слой, с у. в. участвуют в образовании фотохимического смога, служат причиной возникновения кислотных дождей, сильные окислители. Для Их образования надоКоэфф. избытка воздуха,Степень сжатия,Сод-е в топливе аромат. у. в.

Второй по степени опасности – СО. Для Их образования надоКоэфф. избытка воздуха,Долю тяж. фракций в составе моторных топлив.

Содержание S – образование отложений, выбросы тв. частиц, выбросы оксидов серы.

Содержание аром. у. в – образование отложений, выбросы тв. частиц, выбросы ПАУ.

Содержание Pb – образование отложений, токсичность, выбросы свинца.

Воспламеняемость (октановое число) – полнота сгорания топлива, кпд двигателя.

Вопр. (1)АТ и АВТ первичная переработка нефти. (2)Основные различия процессов. Получаемые продукты и состояние окр. среды в результате их применения.

(1) Различают два типа ректиф. установок – атмосферные (атмосферные трубчатые установки АТ), и атмосферно-вакуумные (атмосферно-вакуумные трубчатые установки АВТ). Они наз. трубчатыми, т. к. нагрев нефти, подаваемой на ректификацию, производится в трубчатых печах (в составе этих установок).

Процесс энергоемкий, при его проведении нужно максимально обеспечить экономию энергии и использование вторичных энергоресурсов.

До попадания в трубчатую печь нефть предварительно нагревается в т/обменниках за счет теплоты горячих продуктов ректификации. Обеспечивается предварительный нагрев до Т= 170-175 ºС. Далее в трубчатой печи происходит нагрев дымовыми газами до Т= 350 ºС.

Нагретая до этой температуры нефть под давлением подается в среднюю, испарительную часть первой колонны. Там происходит снижение давления и быстрое испарение поданной нефти. На это расходуется часть теплоты.

На каждой из тарелок в стационарном режиме устанавливается какая-то своя Т и свой состав жидкой и паровой фаз. Поэтому по Н колонны можно в качестве продуктов отбирать дистилляты разл. состава с определенными интервалами температур кипения.

1.топливный ( в результате получается одна фракция – вакуумный газойль, который направляют на переработку – каталитический крекинг или гидрокрекинг для получения высокооктанового бензина)

АТ: 1) При атм. давл., 2) Фракции: бензин, лигроин, керосин, солярка, W – мазут, вверху – газойль. 3) Только топливный режим работы.

АВТ: 1) Создается вакуумное разряжение, за счет этого пониж. t кип. 2) Фракции: веретенный дистиллят, машинный дистиллят, легкий дистиллят, тяжелый дистиллят, W – гудрон, вверху – газойль. 3) Топливный и топливно-масляный режимы.

Вопр. (1) Термический и (2) каталитический крекинг нефтяного сырья. (3) Сравнение методов с точки зрения качества получаемых продуктов, сложности и стоимости переработки и влияния на окр. среду. Основные химические методы переработки нефпрод: гидроочистка, термический крекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг, изомеризация, риформинг. Их задача: изменение состава предельных фракций для улучшения потребительских свойств и получения необходимых фракций.

(1) Основная задача Термического крекинга – из тяж. нефпр. путем их термического расщепления получить дополнительное количества легких дистиллятов, в частности моторных топлив.

Термический крекинг осуществляют при р = < 5 МПа и t = 420-550 С. Выход бензина составляет до 30% на исходное сырье; о. ч. бензина крекинга выше, чем прямогонного. Сырье термического крекинга – тяжелые нефтяные остатки – мазут и гудрон.

Разновидность термического крекинга – висбрекинг (легкий крекинг): р = 2 МПа, т = 400-480 С, сырье – гудрон.

-отщепление боковых цепей (напр. С6Н5-R (бензильный радикал)  С6Н6 + R’)

1).Состав сырья: чем выше М. масса (t кип), тем выше скорость. Арены более устойчивы. Наличие в сырье аренов – причина образования кокса.

2). T: t ведет к скорости процесса и доли легких УВ. В составе газовой фракции растет доля непредельных УВ.

3). P: р ведет к доли УВ с более высокой М и Количества непредельных УВ.

4). Продолжительность процесса: τ влияет примерно так, как t.

Другие процессы термической обработки нефтепродуктов: коксование (t>500С), пиролиз (температура выше 900 С, продукты – газообразные ув). (2)Каталитический крекинг.

Применяются катализаторы: 1)тв. кат. с кислотными центрами: алюмосиликаты, особенно гидратированные алюмосиликаты (HAlSiO4)x  H + + AlSiO4 − , 2) природные и искусственные цеолиты. Это позволяет ускорить процесс крекинга и получить новые продукты.

Путем внутренней перегруппировки или взаимодействия с другими молекулами неустойчивые карбокатионы стремятся перейти в более устойчивые формы.

“+” выход бензина составляет до 30% на исходное сырье; о. ч. (66-68) бензина крекинга выше, чем прямогонного, применение з-нов хим. термод. Позволяет определять вероятность протекания реакции, макс степень превращения, равновесный состав продуктов. Кокс образуется только в рез-те побочных реакций.

Кат. крек. : “-” Выход бензина до 20%. Довольно высокие требования к катализаторам. В процессе на кат. всегда образ. кокс.

“+” Применение катализаторов позволяет резко увел. выход из нефти ценных компонентов и повышает их качество, а также вырабатывать много аромат. ув. для хим. пром-ти. Менее энергоемкий, более низкие т и р, больше скорость.

Http://studfiles. net/preview/1077444/

Задача 1. Пределы выкипания нефтяной фракции 60-180°С. Определить сред­нюю молекулярную массу.

Задача 2. Относительная плотность нефтепродукта = 0,7609. Определить.

Решение: = + 5 • α = 0,7609 + 5 • 0,000818 = 0,765.

Задача 3. Относительная плотность нефтепродукта = 0,7609. Определить.

Решение: = – α (140 – 20) = 0,7609 – 0,000818 • 120 = 0,663.

Задача 4. Определить среднюю молекулярную массу фракции, если = 0,758.

Задача 5. Определить плотность газа каталитического крекинга; состав:

1. Плотность метана = 0,714 кг/ м 3 .

2. Плотность этана = 1,34 кг/ м 3 .

3. Плотность пропана = 1,96 кг/ м 3 .

4. Плотность бутана = 2,59 кг/ м 3 .

5. Плотность смеси кг/ м 3

Задача 6. Определить энтальпию паров бензина плотностью = 0,750; М ср = 100 при температуре 400 °С и давлении 4 МПа.

Т пр. = , где Т кр. – критическая температура, находится по графику [2, с. 19] в зависимости от молекулярной массы или средней температуры кипения;

П пр = , где П – давление в системе; Р кр – критическое давление, находится по графику [2, с. 19], Р кр = 2,7;

4. Находим поправку = = 49,3 кДж/ кг.

5.1 = + 5 α = 0,750 + 0,000831* 5 = 0,754;

5.2 = α (4 – ) – 308,99,

= 486,87(4 – 0,754) – 308,99 = 1272,4 кДж/ кг.

6. Находим энтальпию паров бензина при температуре 400 °С и давлении 4 МПа:

Задача 7. Относительная плотность нефтепродукта = 0,750. Определить энтальпию жидкости при температуре 120 °С.

Решение: , где = 227,05 кДж /кг [2, с. 230].

Задача 8. Определить индекс вязкости масла, имеющего кинематическую вяз­кость при t = 50 °С, равную 50 мм 2 / с, а при t = 100 °С равную 8,5 мм 2 /с.

Решение: По номограмме [2, приложение 14] аналогично приведённому при­меру определяем индекс вязкости, равный 70.

Задача 9. Расход сырья в реактор каталитического крекинга Q с = 40000 кг/ч;

Плотность сырья ρ с = 800 кг/м 3 ; объёмная скорость подачи сырья ω = 1,5 ч. Опреде­лить объём катализатора, находящегося в реакторе.

Задача 10. Объём паров, проходящих через поперечное сечение ректификаци­онной колонны V д = 3 м 3 / с; линейная скорость движения паров u = 0,5 м/с. Рассчитать диаметр колонны.

5. Фракционный состав нефти. Разгонка нефти и нефтепродуктов в лаборатор­ных условиях.

9. Газообразные алканы. Газовые и газоконденсатные месторождения. Попут­ные нефтяные газы. Сухие и жирные газы.

12. Моно – и полициклические алканы, их распределение по фракциям. Влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов.

13. Моноциклические арены. Их распределение по фракциям и влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов.

14. Полициклические арены. Их распределение по фракциям и влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов.

16. Серусодержащие соединения нефтей. Меркаптаны, их основные свойства.

17. Серусодержащие соединения нефтей. Активные и неактивные сернистые соединения.

18. Серусодержащие соединения нефтей. Необходимость их удаления. Нормы по содержанию серусодержащих соединений (серы) в основных видах топлив.

20. Азотсодержащие соединения нефтей. Их влияние на качество нефтепродуктов.

21. Гибридные углеводороды нефти. Понятие о структурном строении углеводородов.

22. Смолисто-асфальтеновые вещества нефтей. Их влияние на качество нефтепродуктов.

23. Смолисто-асфальтеновые вещества нефтей, их виды и классификация.

25. Относительная плотность нефтей и нефтепродуктов. Зависимость от температуры. Основные формулы для расчета.

26. Молекулярная масса нефтей и нефтепродуктов. Основные формулы для расчета средней молекулярной массы нефтяной фракции от средней температуры кипения.

27. Относительная плотность нефтепродукта. Формула для расчета через среднюю молекулярную массу.

28. Вязкость нефтей и нефтепродуктов. Вязкостнотемпературные свойства. Индекс вязкости.

29. Температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения. Их значение и порядок определения.

34. Растворяющие свойства и растворимость нефтей и нефтепродуктов.

35. Теплопроводность и теплоёмкость нефтяных фракций. Теплота сгорания.

36. Энтальпия жидких нефтепродуктов и энтальпия паров. Определение и рас­четные формулы.

38. Товарная классификация нефтепродуктов. Основные виды жидких топлив

40. Товарная классификация нефтепродуктов. Пластичные смазки, парафины и церезины, нефтяные битумы.

41. Товарная классификация нефтепродуктов. Технический углерод, нефтяной кокс, товарные ароматические углеводороды, присадки к топливам и маслам.

42. Бензины авиационные и автомобильные. Принцип действия карбюраторного двигателя.

43. Признаки детонационного сгорания карбюраторных топлив. Причины детонации.

44. Октановое число бензинов. Сортность. Антидетонаторы. Детонационная стойкость различных углеводородов.

45. Фракционный состав бензинов, значение отдельных показателей. Пояснить.

46. Химическая стабильность бензинов. Показатели качества, характеризую­щие химическую стабильность. Марки автомобильных бензинов.

47. Автомобильные бензины с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами (реформулированные бензины).

49. Топлива для воздушнореактивных двигателей (ВРД). Их ассортимент.

50. Особенности сгорания топлива в ВРД. Оптимальный углеводородный со­став топлив для ВРД.

51. Топлива для ВРД. Плотность, теплота сгорания. Значение этих показателей и их зависимость от углеводородного состава.

52. Топлива для ВРД. Характер пламени. Фракционный состав. Значение этих показателей и их зависимость от углеводородного состава.

53. Дизельные топлива. Принцип работы дизельного двигателя. Воспламени-тельные свойства топлив.

54. Дизельные топлива. Цетановое число, его зависимость от углеводородного состава топлив.

57. Период задержки самовоспламенения. Его значение для нормальной работы дизельного двигателя.

61. Вязкость масел — одна из основных эксплуатационных характеристик. Вязкостно-температурные свойства масел.

62. Маслянистость и подвижность масел при низких температурах. Способы улучшения этих показателей.

63. Химическая стабильность смазочных масел. Значение химической стабиль­ности. Причины ухудшения показателя

66. Необходимость обезвоживания нефтей. Типы водонефтяных эмульсий.

67. Необходимость обессоливания нефтей. Природные эмульгаторы, содержа­щиеся в нефтях, их действие.

71. Типы водонефтяных эмульсий. Условия, способствующие образованию стойких водонефтяных эмульсий.

72. Пределы выкипания фракций 130 – 200 °С. Рассчитать среднюю молекулярную массу.

73. Определить выход фракций, выкипающей в пределах 80 – 240 °С (нефть по заданию преподавателя).

74. Относительна плотность нефтепродукта = 0,861. Определить.

75. Относительная плотность нефтепродукта = 0,841. Определить энталь­пию жидкости при t = 160°С.

76. Относительная плотность нефтепродукта = 0,841. Определить энталь­пию паров при t = 280°С.

77. Относительная плотность нефтепродукта = 0,761. Определить среднюю молекулярную массу.

79. Определить энтальпию паров бензина плотностью = 0,725; М ср = 95;

80. Относительная плотность нефтепродукта = 0,718. Определить.

(Раздел 2. Темы 2.1; 2. 2; 2. 3. Раздел 3. Темы 3.1; 3. 2; 3. 3. Раздел 4. Тема 4.1)

1. Назначение первичной переработки нефти. Получаемые продукты и их характеристика.

7. Разгонка нефти до мазута. Схема с однократным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

8. Разгонка нефти до мазута. Схема с двухкратным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

11. Разгонка нефти до гудрона. Схема с однократным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

12. Разгонка нефти до гудрона. Схема с двухкратным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

15. Виды теплообменной аппаратуры АВТ, их достоинства и недостатки.

19. Показатели, по которым оценивается эффективность работы установок АВТ. Пояснить.

20. Принципиальная схема регулирования режима работы отбензинивающей колонны АВТ.

21. Влияние сероводорода и хлоридов на коррозию оборудования установок АВТ.

23. Основные мероприятия по технике безопасности при эксплуатации установки АВТ.

24. Основные мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации установки АВТ.

25. Назначение вторичной перегонки бензина. Продукты перегонки и их даль­нейшее использование.

26. Технологическая схема вторичной перегонки бензина. Начертить и дать описание.

27. Назначение и типы термических процессов переработки нефтяного сырья.

31. Термическая стабильность основных типов углеводородов. Разложение се­ру содержащих соединений.

32. Термодинамическая вероятность процесса разложения углеводородов под действием температуры.

34. Технологическая схема установки термического крекинга. Начертить и дать описание.

36. Глубина превращения сырья в условиях термического крекинга. Рециркуляция сырья. Коэффициент рециркуляции и коэффициент загрузки.

37. Назначение процесса висбрекинга. Параметры. Роль висбрекинга в углублении переработки нефтяного сырья.

48. Технологическая схема термоконтактного коксования. Начертить и дать описание.

52. Сущность процесса катализа. Гомогенный и гетерогенный катализ.

53. Сущность процесса катализа. Селективность, активность, срок службы катализаторов.

54. Назначение каталитического крекинга. Технологическая схема реакторного блока. Установки каталитического крекинга с движущимся шариковым катализатором. Начертить и дать описание.

55. Назначение каталитического крекинга. Технологическая схема блока ректификации. Установки каталитического крекинга с движущимся шариковым катализатором. Начертить и дать описание.

56. Параметры процесса каталитического крекинга: температура и давление. Их влияние на эффективность процесса.

57. Параметры процесса каталитического крекинга: – объёмная скорость подачи сырья. Влияние на эффективность процесса.

58. Параметры процесса каталитического крекинга: кратность циркуляции катализатора, тепловой эффект. Их влияния на эффективность процесса.

59. Устройство реактора каталитического крекинга с движущимся слоем катализатора.

61. Устройство регенератора катализатора установки каталитического крекинга с движущимся слоем катализатора.

62. Схема установки каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора. Начертить и дать описание.

63. Устройство реактора каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора.

64. Устройство регенератора установки каталитического крекинга с кипящем слоем катализатора.

65. Назначение каталитического крекинга. Сырьё и его подготовка. Материальный баланс процесса.

69. Варианты реактора лифтного типа установки каталитического крекинга.

70. Регулирование режима работы реактора установки каталитического крекинга с шариковым катализатором.

71. Регулирование режима работы регенератора установки каталитического крекинга с шариковым катализатором.

72. Рассчитать материальный баланс АВТ, если годовая производительность по сырью 2,5 мл т/год, число дней работы в году -320 дней.

73. Кинематическая вязкость масла при t = 50 °С равна 52 мм 2 / с, при t = 100 °С равна 8,6 мм 2 /с. Определить индекс вязкости. Какое свойство масла характеризуется этим показателем.

74. Расход сырья в реактор каталитического крекинга 63000 кг/ч. Плотность сырья 900 кг/м 3 . Объёмная скорость ω = 2,5 ч. Определить объём катализатора, находя­щегося в реакторе.

75. Объём паров, проходящих через поперечное сечение колонны 2,5м з /с. Ли­нейная скорость паров – 0,5 м/с. Рассчитать диаметр колонны.

76. Рассчитать материальный баланс процесса каталитического крекинга, если годовая производительность по сырью составляет 300 тыс. т/год, число дней работы в году 330 дней.

77. Рассчитать материальный баланс процесса коксования, если годовая производительность по сырью составляет 150 тыс. т/год, число дней работы в году 310 дней.

78. Рассчитать материальный баланс процесса термического крекинга, если годовая производительность по сырью составляет 210 тыс. т/год, число дней работы в году 310 дней.

80. Рассчитать материальный баланс процесса висбрекинга, если годовая про­изводительность по сырью (гудрон) – 300 тыс. т/год, число дней работы в году 330 дней.

(Раздел 4. Темы 4. 2; 4. 3. Раздел 5. Темы 5. 1; 5. 2. Раздел 6. Темы 6. 1; 6. 2. Раздел 7. Темы 7. 1; 7. 2; 7. 3; 7. 4; 7. 5. Раздел 8. Темы 8. 1; 8. 2. Раздел 9. Темы 9. 1; 9. 2. Раздел 10. Темы 10. 1; 10. 2; 10. 3; 10. 4)

1. Назначение процесса каталитического риформинга (платформинга). Сырьё и получаемые продукты.

7. Параметры процесса каталитического риформинга: тепловой эффект и температура процесса. Их влияние на направление процесса.

8. Параметры процесса риформинга: объемная скорость и давление водородсодержащего газа. Их влияние на направление процесса.

10. Технологическая схема установки каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора. Начертить, дать описание и указать преимущества по сравнению с процессом на стационарном катализаторе.

12. Гидроочистка дистиллятов. Назначение процесса, характеристика гидрогенизационных процессов.

13. Химические превращения алканов и алкенов в условиях гидроочистки.

14. Химические превращения циклоалканов и аренов в условиях гидроочистки.

15. Параметры процесса гидроочистки: температура и давление, их значение.

16. Параметры гидроочистки: кратность циркуляции водородосодержащего газа, объемная скорость и концентрация водорода в водородосодержащем газе. Их значение для процесса.

17. Параметры гидроочистки: расход водорода и тепловой эффект реакции.

19. Технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива. Начертить и дать описание.

23. Технологическая схема двухступенчатого гидрокрекинга вакуумного га­зойля. Начертить и дать описание.

24. Материальный баланс и технологический режим гидрокрекинга. Чем отличаются продукты гидрокрекинга от продуктов каталитического крекинга.

27. Характеристика нефтяных газов. Характерные особенности состава нефтезаводских газов процессов нефтепереработки.

31. Способы разделения углеводородных газов: конденсация, компрессия и абсорбция.

32. Способы разделения углеводородных газов: адсорбция, ректификация.

33. Технологическая схема ГФУ конденсационно-компрессионно-ректификационного типа. Начертить и дать описание.

34. Технологическая схема АГФУ для разделения газов термического и ката­литического крекинга. Начертить и дать описание.

35. Почему на НПЗ, как правило, работают две газофракционирующие уста­новки.

36. Назначение процесса производства алкилата. Характеристика сырья.

37. Назначение процесса производства алкилата. Характеристика продуктов.

42. Технологическая схема установки алкилирования. Начертить и дать описа­ние.

43. Вертикальный реактор алкилирования. Устройство, работа, недостатки.

44. Каскадный самоохлаждающийся реактор алкилирования. Устройство, ра­бота, преимущества.

45. Назначение процесса изомеризации легких алканов. Катализаторы.

47. Сырье и продукты изомеризации. Их характеристика и применение.

48. Технологическая схема установки изомеризации. Начертить и дать описа­ние.

49. Технологический режим установки изомеризации и материальный баланс.

50. Назначение процесса карбамидной депарафинизации дизельного топлива. Теорети­ческие основы.

51. Параметры процесса карбамидной депарафинизации дизельного топлива.

52. Технологическая схема карбамидной депарафинизации дизельного топлива. Начер­тить и дать описание.

53. Технологический режим и материальный баланс карбамидной депарафинизации дизельного топлива.

54. Теоретические основы адсорбционной очистки светлых нефтепродуктов.

55. Технологическая схема установки «Парекс». Начертить и дать описание.

57. Какие нежелательные компоненты необходимо удалить из состава сырья для получения нефтяных масел и почему.

58. Назначение процесса деасфальтизации масел пропаном. Свойства пропана как селективного растворителя. Материальный баланс.

59. Технологическая схема установки деасфальтизации. Начертить и дать опи­сание.

61. Назначение селективной очистки масел фенолом. Свойства фенола как се­лективного растворителя. Качество продукции.

62. Свойства фурфурола как селективного растворителя в производстве масел. Качество продукции.

63. Технологическая схема установки селективной очистки масел фенолом. Начертить и дать описание.

64. Назначение и теоретические основы адсорбционной очистки масел. Техно­логическая схема. Материальный баланс.

65. Назначение депарафинизации масел. Состав и свойства растворителя. Ус­ловия, способствующие повышению эффективности процесса.

66. Технологическая схема отделения кристаллизации установки депарафини­зации масел. Начертить и дать описание. Как производится регенерация растворителя.

67. Назначение и теоретические основы сернокислотной очистки масел. Каче­ство продукции. Параметры процесса.

68. Жидкие и твердые парафины. Их свойства и применение. Выделение из нефтяных фракций. Гач и петролатум.

69. Назначение битумов. Состав. Зависимость эксплуатационных свойств би-тумов от компонентного состава.

70. Компонентный состав автомобильных бензинов. Характеристика компонентов.

71. Повышение качества автомобильных бензинов. Новые марки топлив с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами – «Евросупер-95» и др. Экологически чистые высокооктановые добавки к бензину.

73. Комбинирование процессов переработки нефти. Эффективность комбини­рования. Состав комбинированной установки ЛК – б У.

74. В чем принципиальное отличие схемы переработки нефти по топливно-масляному варианту от схемы переработки нефти по топливному варианту с высоким уровнем отбора светлых нефтепродуктов.

75. Какова роль НГПЗ в развитии нефтехимических производств завода. Ос­новные виды продукции.

76. Виды водоснабжения нефтегазоперерабатывающего завода. Роль оборотно­го водоснабжения. Схема оборотного водоснабжения.

77. Система водоотведения НГПЗ. Почему недопустимо смешение канализа­ционных потоков разных систем.

80. источники факельных сбросов. Роль факельного хозяйства в охране окружающей среды. Схема факельного хозяйства. Начертить и дать описание.

1.В. Н. Эрих. М. Г. Расина. М. Г. Рудин. Химия и технология нефти и газа. Л. Химия. 1985.

2. А. Г. Сарданашвили. А. И. Львова. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. М. Химия. 1982.

3. В. М. Школьников. Товарные нефтепродукты. Свойства и применение. М. Химия. 1978.

4. С. А. Ахметов. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа. «Гилем». 2002.

Http://refdb. ru/look/2783592-p6.html

1 . Патент РФ.. Сарданашвили А. Г., Львова А. И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. М.:Химия, с. Г. Г. Гарифзянова канд. хим. наук, докторант ЦНИТ КГТУ. УДК 60.17:60.18 А. Д. Анваров, А. С. Маминов, В. А. Булкин Г. В. Встовский ВОЗМОЖНОСТЬ ИДЕНТИФИКАЦИИ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МЕТАЛЛА ОБОРУДОВАНИЯ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ ПРИ ЭКСПЕРТИЗЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА БАЗЕ МЕТОДА МУЛЬТИФРАКТАЛЬНОЙ ПАРАМЕТРИЗАЦИИ Показана возможность определения механических свойств металла оборудования опасных производств без разрушения элемента оборудования по мультифрактальным параметрам изображения металлографической структуры на примере сталей перлитного класса. В настоящее время большая часть технических устройств (ТУ) химических производств отработала нормативный ресурс. Дальнейшая эксплуатация такого оборудования возможна только с разрешения органов Ростехнадзора на основании заключений экспертизы промышленной безопасности, выполненной экспертной организацией, имеющей лицензию на проведение соответствующих работ. В качестве базовой концепции оценки технического состояния ТУ опасных производств используется подход, основанный на принципе «безопасной эксплуатации по техническому состоянию», согласно которому оценка технического состояния ТУ осуществляется по параметрам технического состояния (ПТС). В качестве определяющих ПТС принимают параметры, изменение которых может привести объект в неработоспособное или предельное состояние, т. е. к его разрушению или созданию аварийной ситуации. Одним из важных ПТС является состояние металла ТУ его механические характеристики, которые под действием технологических (изготовление, транспортировка, монтаж) и эксплуатационных (условия эксплуатации температура, давление, среда, цикличность) факторов могли измениться относительно своего исходного состояния. 77

2 Нормативные документы предписывают при экспертизе промышленной безопасности в зависимости от условий эксплуатации выполнение механических испытаний и металлографических исследований структуры металла ТУ. Результаты испытаний используются при выполнении поверочных прочностных расчетов и далее при расчетах остаточного ресурса. Однако на практике выполнение указанных испытаний невозможно из-за временных факторов (остановки на ремонт кратковременны) и нецелесообразны, так как вырезки образцов и последующий ремонт с применением сварки наносят вред (возникают дополнительные напряжения) металлу, а следовательно, и обследуемому оборудованию. Использование же нормативных расчетных значений механических характеристик при выполнении прочностных расчетов ТУ, отработавших 0-0 и более лет в жестких условиях, некорректно. Поэтому поиск информативного способа определения механических свойств металла без разрушения элемента ТУ и учетом предъявляемых требований по удобству достоверности и быстроте – весьма актуальная задача. Для реализации данной проблемы видится перспективным установление взаимосвязи механических свойств металла с результатами мультифрактальной параметризации цифровых изображений его микроструктуры. В результате анализа литературных данных выявлен ряд работ, авторам которых удалось обнаружить некоторую взаимосвязь мультифрактальных характеристик с механическими свойствами, однако полученные результаты были относительны и, кроме того, вследствие отсутствия четкого алгоритма подготовки изображений недоступны для воспроизведения другими исследователями. При использовании современных средств автоматизированной подготовки металлографических шлифов и условии подготовки шлифов непосредственно на поверхности контролируемого ТУ метод по праву будет являться неразрушающим и, что немаловажно в условиях экономики, где каждый день простоя оборудования при диагностике сказывается значительными убытками, скоростным (экспресс-метод). Мультифрактальная параметризация структур основана на генерации каким-либо способом меры. Для этого оцифрованное изображение структуры разбивается на ячейки определённого размера. Разработанный алгоритм расчета мультифрактальных характеристик проводится в четыре этапа: 1) предварительная подготовка изображений изучаемых структур; ) проведение автоматической генерации шкал (масштабов) для построения фрактальных регрессионных графиков; ) формирование фрактальной меры на изображении; 4) расчет мультифрактальных характеристик и проверка их на корректность. Этот алгоритм успешно реализован в программе MFRDrom, разработанной д-ром физ.-мат. наук В. Г. Встовским [1,]. Для проверки чувствительности метода к механическим свойствам был проведен эксперимент. В качестве образцов использовали металлический темплет из стали 09ГС, из которого были подготовлены комплекты стандартных образцов для испытания на растяжение и ударную вязкость. Все образцы изготовлены из основного металла. Для провоцирования изменения структуры и механических свойств образцов применяли пять вариантов термической обработки (ТО). Их режимы приведены в таблице 1. На поверхности ударных образцов изготовили металлографические микрошлифы, которые были сфотографированы цифровым фотоаппаратом Pentax Optio 550 при увеличении х50, х1000, х000 с помощью микроскопа МПМ-1К. Все варианты образцов были подвергнуты механическим испытаниям. Результаты приведены в протоколах механических испытаний в табл. 1. Внешний вид полученных структур всех вариантов и их описание представлены на рис

3 Таблица 1 – Результаты механических испытаний Механические свойства варианта ТО Режим ТО σ B, МПа σ 0,, МПа, %, %, Дж/см Вариант 1 Полный отжиг 15, ,4 75,7 184 Вариант Закалка в масло 191, , 4,7 106 Вариант Закалка в щелочи (изотермическая закалка) 166, ,4 55,4 0,5 Вариант 4 Закалка в воду 47, ,1,9 5,0 Вариант 5 Нормализация 146, ,4 57,5 16,6 Вариант 1 структура феррит + перлит Вариант структура троостит мелкопластинчатый Вариант структура игольчатый троостит (нижний бейнит) Вариант 4 структура мелкоигольчатый мартенсит Вариант 5 структура сорбит мелко – пластинчатый (перлит среднедисперсный) + феррит Рис. 1 – Вид микроструктуры стали 09ГС (х50) при различных вариантах термообработки 79

4 Из фотографий предварительно подготовили изображения размером 00х00 и 600х600 пикселей. Предварительная подготовка изображений к мультифрактальному анализу осуществлялась в соответствии с методикой, описанной в статьях [,4]. Все изображения были проанализированы программой мультифрактального анализа MFRDrom. При анализе генерацию меры проводили по белым пикселям, q=00. Корреляцию получили на псевдоспектрах при 100% площади покрытия изображения. В результате анализа была найдена взаимосвязь мультифрактальных характеристик (однородность и упорядоченность) со всеми анализируемыми механическими свойствами (ударная вязкость, твердость HB, предел прочности σ В, условный предел текучести σ 0,, относительное удлинение и относительное сужение ). Взаимосвязь со всеми рассмотренными механическими характеристиками для всех видов полученных структур была найдена от параметра однородности (F00) при увеличении х000. Пример взаимосвязи с ударной вязкостью приведен на рис.. Однако для меньшего увеличения (х50) отсутствует корреляция для варианта 4 (закалка в масло). Это объясняется тем, что полученная структура мелко – игольчатый мартенсит – является структурой бездиффузионного распада в отличие от остальных структур полного диффузионного (варианты 1,, 5) и полудиффузионного (вариант ) распада. Пример взаимосвязи параметра однородности с пределом прочности при увеличении х50 представлен на рис. Дж/см Иммитационный вариант (термообработка) Шаровой резервуар (09ГС). 4,5,6 F00 4 σb, МПа Иммитационный образец (термообработка) Шаровой резервуар (0 9ГС) Водогрейный котел (1Х1МФ) Листвой прокат ТМО-образцы (сталь 0) 1 5,1,6,1,6 F00 4 Рис. – Взаимосвязь параметра однородности с ударной вязкостью при увеличении х000 Рис. – Взаимосвязь параметра однородности с пределом прочности при увеличении х50 Для проверки полученных закономерностей были исследованы структуры реальных технических устройств из сталей перлитного класса (шаровой резервуар, водогрейный котел, термомеханические образцы). Использовались результаты как собственных исследовательских работ (шаровой резервуар), так и исследований механических свойств и структуры металла работ других авторов, в частности работы В. В. Герасимова «Изменение структурных и механических характеристик жаропрочной стали при длительной эксплуатации в системах теплоэнергетических установок» (водогрейный котел) и С. В.Горбачова 80

5 [5] (термомеханические образцы). Примеры результатов анализа представлены на рис. Для всех вариантов были найдены уравнения регрессий (табл..). Таблица – Уравнения регрессий механических характеристик сталей перлитного класса от мультифрактальных параметров изображений металлографической структуры х50 х1000 х000 Однородность x ε (,4;,4) Упорядоченность x ε (-0,4; -0,1) Однородность x ε (,1;,5) Упорядоченность x ε (-0,16; -0,07) Однородность x ε (,;,57) Упорядоченность x ε (-0,15; -0,07) Кратность увеличения изображения Мультифрактальный параметр Механическая характеристика σ 0, σ 0, σ 0, σ 0, σ 0, σ 0, Уравнение регрессии y = 100,74 x 669,09 x + 116,8 y = 6,985 x 1,1 y = 197,5 x x 66 x y = 1699, x x 4994 x y = 6,71 x 57,8 x x 146 y = 108,99 x + 965,7 x 86, x + 89,6 y = 1191,5 x,8 x + 97, y = 74,46 x + 96,87 y = x x x + 148,5 y = x x + 79 x, y = 6685,7 x 46, x 905,64 x 7,00 y = 5585 x + 454,4 x,4 x + 165,96 y = 445,09 x + 118,5 y = 1748,9 x 981,7 x x y = 440 x x x y = x x x y = 168 x 8656, x x 1466 y = 199,6 x 1049,9 x,4 y = 887,6 x + 45,7 y = 619,77 x + 86,584 y = 969 x +161,54 y = 676 x x + 770,8 x + 6,17 y = x 076 x 184,8 x 74,50 y = 55,89 x + 99,87 y = 450,5 x x 8664 x y = 58,84 x 1158,1 y = 4, x x 455 y = 450,7 x + 74 x 0056 y = 77,1 x + 58,1 x 1468 x + 17 y = 191, x x 54 x y = 1976, x + 5,97 y = 186 x x 8,7 x + 109,45 y = x 1194 x + 757,89 y = x x x,1 y = 147 x 4089 x 875,6 x 8,68 y = 564,84 x + 11, 81

6 Итак, в результате исследования наглядно показана возможность неразрушающего определения механических свойств металла по мультифрактальным параметрам изображения его микроструктуры. Показаны предпочтительные схемы анализа и установлены основные уравнения регрессии. Метод позволяет получать фактические значения механических свойств непосредственно с действующего оборудования при техническом диагностировании и использовать эти данные при прочностных расчетах и далее при оценке ресурса оборудования и параметров долговечности. Литература 1. Встовский Г. В. Введение в мультифрактальную параметризацию структур материалов /Г. В. Встовский, А. Г. Колмаков, И. Ж. Бунин./ Ижевск: Научно-издательский центр «Регулярная и хаотическая динамика» с.. Встовский Г. В. Элементы информационной физики. М.: МГИУ, с.. Анваров А. Д., Маминов А. С. Методика подготовки изображений к мультифрактальному анализу //Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий: 18-я Всерос. межвуз. науч.-технич. конф. Казань, 006. С Анваров А. Д., Маминов А. С. Влияние параметров получения цифрового изображения структуры на характеристики однородности и упорядоченности // Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий: 18-я Всерос. межвуз. науч.-технич. конф. Казань, 006. С Горбачев С. В., Щипачев А. М. Структурные изменения при деформационно-термической обработке сварных соединений стали 0// Мировое сообщество: проблемы и пути решения: Сб. науч. ст. Уфа: Изд-во УГНТУ, С А. Д. Анваров – асп. каф. материаловендения и технологии материалов КГТУ(КАИ); А. С. Маминов канд. техн. наук, доц. той же кафедры; В. А. Булкин д-р техн. наук, проф. каф. машин и аппаратов химических производств КГТУ (КХТИ); Г. В. Встовский д-р фих.-мат. наук, ИФХ им. Семенова (Москва). 8

Http://docplayer. ru/49808100-2-patent-rf-3-sardanashvili-a-g-lvova-a-i-primery-i-zadachi-po-tehnologii-pererabotki-nefti-i-gaza-m-himiya-s. html

Актуальность. В условиях спуска кубатуры переработки нефти, одним из вероятных средств повышения производства высококачественных продуктов служит качественная подготовка сырья главной атмосферной колонны, в процессе первичной переработки нефти. Одним из направлений является, модернизация технологических схем, режимов и конструктивного выполнения блоков отбензинивания нефти в составе установок АТ и АВТ.

Ныне существующие технологические схемы и режимы, а также конструкции отбензинивающих колонн не позволяет удовлетворительно качественно и с наименьшими энергозатратами вести процесс подготовки нефти.

Одним из главных вопросов технологии отбензинивания нефти является обеспечения полного отбора газов и легких бензиновых фракций при минимальных энергозатратах, которые определяются суммой тепла вносимого с обессоленной нефтью и горячей струей.

Цель работы. Изучить основные задачи отбензинивающих колонн при переработке нефти с высоким содержанием светлых нефтепродуктов. Провести патентный поиск схем АТ отбензинивающих колонн. Разработать мероприятия по модернизации колонны.

Методы исследования. Исследования проводились с помощью теоритических методов, в частности, анализ, сравнение, патентный поиск и т. п. Выполнение данного исследования базировалось на основе накопленного опыта, теории и экспериментального материала. Выводы обосновывались по средствам анализа литературы, научных статей, интернет ресурсов, патентов.

Задачи исследования. Провести мониторинг литературных источников (книг, журналов, научных публикаций, и интернет статей), определить основные направления развития данного вопроса. Провести патентный поиск с целью изучения новых схем АТ отбензинивающих колонн. Разработать мероприятия по модернизации колонны для улучшения качества светлых нефтепродуктов.

Литературный обзор современного состояния вопроса 1.1 Литобзор по технической литературе

В учебной литературе существую различные интерпретации технологических схем установки ЭЛОУ-АВТ. Глагольева О. Ф в своей книге «Технология переработки нефти» предлагает множество технических решений. В частности, основные технологические узлы колонн. К таким узлам относятся – узел ввода сырья в колонну, каплеуловители, узлы ввода и распределения орошения, узлы вывода жидких боковых потоков из колонны и низ колонны.

Узел ввода сырья предусмотрен для безударного ввода парожидкостного потока в колонну, отделения паровой фазы от жидкой и направления их в укрепляющую и отгонную секцию колонны. На рисунке-1 изображены самые распространенные варианты ввода сырья [1].

Корпус колонны; 2- тарелки; 3- патрубки ввода сырья; 4- направляющие улиты; 5- перфорированные сепарирующие пластины; 6- каплеуловители; 7- сепарирующий конус; 8- разделительный патрубок; 9- отражатель; 10-козырек

Такой ввод сырья применяется в отбензинивающих и атмосферных колонных установок АВТ.

Не мало важным фактором для качественного сырья, является температурный режим отбензинивающей колонны. Для определения температурного режима колонны требуются лабораторные сведения по фракционному составу всех потоков, входящих в колонну и выходящих из нее. На основании этих данных строятся кривые истинных температур кипения (ИТК), полученные методом постепенного испарения. По кривым однакратного испарения (ОИ) определяют температурный режим обензинивающей колонны. В учебнике рекомендуется нагревать сырьё, перед входом в колонну, 330° – 370° С в зависимости от качества нефти. Верхний погон выходит из колонны полностью в паровой фазе. Температура выхода фракции должна совпадать 100% отгона по кривой ОИ, построенной для данной фракции [1].

Боковой и нижний потоки выходят из колонны в жидкой фазе, эти температуры определяются t ° начала однократного испарения при нулевой доле отгона выводимой фракции.

Температура вывода всех продуктов на 10°- 20°С ниже, чем температуры, найденные по кривой ОИ, так как это приводит к снижению парциального давления углеводородов.

Определение температурного режима графическим методам носит приближенный характер [1].

С. А. Ахметов в своей книге « Технология глубокой переработки нефти и газа» предложил способы регулирования температурного режима ректификационных колонн. Как ранее говорилось, что температурный режим влияет на качество выпускаемого продукта. В промышленных процессах перегонки нефти применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте колонн [2].

А) нагрева остатка ректификации в кипятильнике с паровым пространством;

Рудин М. Г. « Карманный справочник нефтепереработчика» предоставляет следующие данные о технологическом режиме в ректификационных колоннах. На установке ЭЛОУ-АВТ для отбензинивающей колонны [3]:

Тимонин А. С. в справочнике «Основы конструирования и расчета химико-технологического и природоохранного оборудования» говорится о температурном режиме при избыточном давлении. Температурный интервал (не ниже -40° и не выше +200°). Так же для определенного значения избыточного давления предлагает различные конструкции отбензинивающих колонн [4]:

Без давления и под вакуумом (остаточным давлением не ниже 665 Па)

В статье «Результаты внедрения в промышленность разработок по регулярным перекрестноточным насадкам учеными уфимского государственного нефтяного технического университета» которую написали Маришова Л. А., Богатых К. Ф., Рольник Л. З., Ягофарова Г. Г. рассматривается проблема интенсификации работы ректификационных колонн. В последние годы при реконструкции тарельчатых ректификационных колонн чаще всего тарельчатые контактные устройства заменяются на насадочные контактные устройства. Насадочная колонна обеспечивает меньший перепад давления по высоте аппарата, более широкий диапазон устойчивой работы, более высокий КПД, и, соответственно более высокую разделительную способность.

Проблема интенсификации работы ректификационных колонн существовала всегда: меняется сырье, производительность установок и поставленные задачи. Колонны с такими характеристиками позволяют решать вопросы углубления переработки нефти и нефтепродуктов, энергосбережения и повышения гибкости как существующих, так и проектируемых технологий.

Реализация технологии отбензинивания нефти в перекрестноточной насадочной колонне с двойным питанием по сырью и подачей водяного пара в низ колонны показала перспективность такой технологии с точки зрения повышения производительности по нефти, увеличения отбора бензина и повышения его качества [5].

В статье «Увеличение энергоэффективности, а процессе атмосферной перегонки нефти» написанной: Бабкиным В. А., Бурюкиным Ф. А., и другими говориться о разработке комплекса технических мероприятий по увеличению энергоэффективности установки атмосферной перегонки нефти ОАО «АНПЗ ВНК», позволяющего увеличить температуру сырья колонны предварительного отбензинивания нефти при одновременном уменьшении расхода технологического топлива а печи и снижении расхода электроэнергии в аппаратах воздушного охлаждения.

Разработан вариант трехпоточной технологической схемы нагрева нефти с заменой кожухотрубного теплообменного оборудования на аппараты спирального типа для более полной рекуперации тепла горячих продуктовых потоков, выводимых с атмосферной колонны и отпарной колонны комбинированной установки нефти. На основании тепловых и технико-экономических расчетов доказано, что предлагаемая схема способствует сокращению потребления электроэнергии аппаратами воздушного охлаждения за счет снижения температур поступающих технологических потоков [6].

В статье «Повышение эффективности установки АВТ» Дмитрова Ф. В., Климентова Г. Ю. говориться о модернизации не только отбензинивающей колонне, а о улучшении установки в целом. В ней предлагается установить дополнительный блок улавливания низкокипящих компонентов бензина, при этом блок конденсации подключить к блоку улавливания, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде, соответственно, неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. Технический результат – снижение энергозатрат на перегонку нефти, повышение отбора светлых нефтепродуктов и улучшение четкости их разделения. В ходе работы для улучшения эффективности установки были заменены внутренние устройства колонн на более эффективные, производителем которых является фирма Sulzer. Тарелки и насадки данной фирмы отличаются рядом улучшенных характеристик: увеличивается КПД, уменьшается перепад давлений по высоте колонны, увеличивается период межремонтного пробега [8].

В диссертации на тему «Исследование технологии отбензинивания нефти на установке первичной переработки в перекрестноточных насадочных колоннах» автора Бокова А. Б. рассматривается существенный вопрос технологии отбензинивания нефти является обеспечение полного отбора газов и лёгких бензиновых фракций при минимальных энергозатратах, которые определяются суммой тепла вносимого с обессоленной нефтью и горячей струёй. Современная технология отбензинивания нефти предполагает температуру нагрева обессоленной нефти до 230-240 °С за счёт рекуперации тепла внутренних потоков. Такая температура обеспечивает достаточно полный отбор лёгких бензиновых фракций и минимальное содержание газов (Ci-C4) в отбензиненной нефти. Также, существенную роль играет эффективность работы контактных устройств. Применительно к данному процессу недостаточно полно изучен вопрос эффективности применения той или иной технологической схемы, режима отбензинивания нефти и эффективности контактных устройств [8].

В диссертации Чураковой С. К. «Разработка энергосберегающих технологий в нефтегазопереработке на основе перекресточных насадочных контактных устройств» целью работы является разработка и внедрение энергосберегающих технологий, базирующихся на использовании перекрёстных насадочных контактных устройств в процессах под различными давлениями.

Разработка ресурсо-энергосберегающих технологий фракционирования основывается на высокоэффективных контактных устройствах с низким гидравлическим сопротивлением. В этой связи представляет интерес детальный исторический анализ применения тарельчатых и насадочных контактных устройств с низким гидравлическим сопротивлением. Преимуществами тарельчатых контактных устройств до недавнего времени считалась высокая эффективность, возможность многоуровневого отбора в целях регулирования качества продуктов разделения, меньшая металлоемкость и стоимость контактных устройств. Преимуществами насадочных контактных устройств, как известно, является: высокая производительность, низкое гидравлическое сопротивление, большой диапазон устойчивой работы, большая гибкость конструкции, малая задержка жидкости, простота обслуживания [9].

Не только доктора технических наук и ученые рассуждают над проблемами и их решениями, но и обычные студенты. В курсовом проекте одного студента технического вуза рассмотрены важные проблемы и приведены мероприятия по их решению.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

– снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

– контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т. д.;

– конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

На основе анализа всех литературных данных, которые рассмотрены в главе 1, можно сделать выводы о задачах отбензинивающих колоннах, методах повышения качества, уменьшении энергозатрат,

Для этого необходимо подобрать правильный и наиболее эффективный технологический режим. Для этого нужно руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Это самый оптимальный технологический режим исходя из данных проведенного литературного обзора. При таком режиме повышается качество нефтепродуктов, снижаются затраты на энергию [1].

Наименование работы (темы) ЗАДАЧИ ОТБЕНЗИНИВАЮЩИХ КОЛОНН ПРИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ____

Шифр работы (темы)_____________________КНИРС3МАб-1________________________________

Этап работы _Курсовое проектирование_, сроки его выполнения_____1.09.2016-28.12.2016_____

Задачи патентных исследований: _Поиск патентов-аналогов, для проверки уникальности своего изобретения___________________________________________________________

Http://www. scienceforum. ru/2017/2830/27751

Познакомить учащихся с природным источником углеводородов – нефтью, ее составом, свойствами, способами переработки.

Познакомить с экологическими проблемами, связанными с добычей и переработкой нефти.

Создать условия для становления навыков самостоятельной и коллективной работы.

Осуществлять формирование общекультурных навыков владения культурой мышления и способности формировать понятия и суждения.

Формировать умение видеть перспективы развития и основные подходы к решению проблем современности.

Формировать гуманное отношение к биосфере в целом и человечеству в частности.

Вызвать устойчивый интерес к изучаемой теме, мотивировать учебную деятельность побудить учащихся к активной работе на уроке и дома.

Создать условия для целостного осмысления и обобщения информации учащимися.

Сформировать у каждого учащегося собственное отношение к изучаемому материалу.

Пробирки с нефтью, вода, стаканы, коллекция «Нефть. Продукты переработки»

Мы рождаемся и живем в мире продуктов и вещей, полученных из нефти. В истории человечества был каменный и железный век. Как знать, может быть, историки назовут наш век нефтяным или пластмассовым.

Нефть – титулованное полезное ископаемое. Ее величают и «королевой энергетики», и «царицей плодородия», а ее королевский сан в органической химии – «черное золото».

И еще одно направление – микробиологическая переработка нефти на белок. Нашлись бактерии, которые хорошо живут на нефти, потребляя ее в пищу. Нефть исчезает, а бактерии растут. Постепенно образуется масса клеток бактерий, в основном – это белок. И, по всем данным хороший кормовой белок. Не изменит ли это баланс путей переработки нефти? Не изменит ли это структуру сельского хозяйства?

2. Нефть – сложная смесь – алканов, циклоалканов, ароматических углеводородов.

4. При прямой перегонке нефти – бензин получается некачественный и небольшое количество.

9. Нефть не только сырье топливной промышленности, но и сырье для органического синтеза.

10. 1литр разлитой нефти загрязняет 40 тысяч литров морской воды.

Внимательно работаем на уроке, делая записи в тетради, чтобы убрать эти вопросы.

С одной стороны, нефть – эффективное топливо, с другой – из нее можно получить много ценных продуктов.

В рамках нашего урока мы постараемся высказать свое видение, свое отношение к данной проблеме. Возможно в дальнейшем, вы в своей практической деятельности сможете предложить пути решения данной проблемы. Для этого необходимо выявить более узкие вопросы, касающиеся данной темы, осветить и разобрать их.

Нефть известна очень давно. Археологи установили, что ее добывали и использовали уже за 5 тысяч лет до н. э. Наиболее древние промыслы известны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань. Происхождение самого слова «нефть» следует искать в языках народов Малой Азии, «набата» – просачиваться. Упоминание о нефти, так же встречается во многих рукописных книгах. В библии говорится о смоляных ключах в окрестностях Мертвого моря (СЛАЙД).

Минеральная теория. Первым высказал эту теорию А. Гумбольдт. Опыты ученых 1860 – 1870 годов по неорганическому синтезу углеводородов послужили основой для развития этой теории. В 1867 году Д. И. Менделеев сформулировал гипотезу минерального происхождения нефти, согласно которой нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре при взаимодействии воды с корбидами металлов:

В первой половине 20 века интерес к гипотезе минерального происхождения нефти угас.

Органическая теория . Основы этой теории были положены М. В. Ломоносовым в середине 18 века. Биогенной теории придерживались академики В. И. Вернадский и И. М. Губкин. Нефть образовалась из остатков наземной растительности, которые сносились в водоемы. Один из доводов в пользу этой теории – наличие в составе нефти спор и пыльцы растений, азотсодержащих соединений, ведущих свое происхождение из хлорофила растений и гемоглобина животных.

Космическая теория . В 1892 году М. А. Соколовым была выдвинута гипотеза космического происхождения нефти. Суть ее сводилась к минеральному синтезу углеводородов из простых веществ, но на первоначальной, космической стадии формирования Земли. В основе этой гипотезы были данные о наличии углерода и водорода в хвостах комет и углеводородов в метеорита.

Но «ко времени, когда из Земли будет извлечен последний баррель нефти, еще не будут создана гипотеза ее образования» С. Пауэрс (геолог).

Нефть – одно из достояний Земли, но до сих пор так и нет ни одной правильной версии о ее происхождении.

В химическом отношении нефть сложная смесь углеводородов и углеродистых соединений. Она состоит из следующих элементов (СЛАЙД).

Http://globuss24.ru/doc/konspekt-uroka-po-himii-neftyu-sposoby-pererabotki-nefteprodukty

Добавить комментарий