Шпаргалка - Фізико-хімічні технології виробництва палива і мастильних матеріалів - файл n1.doc

Шпаргалка - Фізико-хімічні технології виробництва палива і мастильних матеріалів
скачать (73276.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc73277kb.06.11.2012 15:02скачать

n1.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8

  1. Роль нафти та газу в сучасному світі.


Основним призначенням нафти та газу є одержання енергії. Взагалі понад 70% корисних копалин відноситься до джерел енергії.

Основними видами енергоресурсів є: вугілля, нафта, природний газ, гідро електроенергія, ядерна енергія..

До переваг нафти та газу відносяться:

Світові розвідані запаси нафти оцінюються в 90-95 млрд.т, а прогнозовані – 250-270 млрд.т.

Нафта являє собою складну суміш органічних та гетеро органічних сполук.

До складу нафти входять сотні різних вуглеводнів. Повністю розділити нафту на індивідуальні сполуки неможливо.

Значення нафти для енергетики, транспорту, різних галузей промисловості надто велике. Із нафти виробляються все можливі види рідкого палива (бензин, керосин, дизпаливо, газотурбінне, котельне), змащувальні і спеціальні масла, пластичні мастила, парафіни, сажа, бітуми, нафтові кокси і інші товарні продукти.

Отримані при переробці нафти легкі алкани і алкени, рідкі і тверді парафіни, індивідуальні ароматичні вуглеводні являють собою цінну сировину для подальшої хімічної переробки (нафтохімічного синтезу). За допомогою нафтохімічного синтезу отримують все можливі пластичні масла, синтетичні смоли і каучуки, синтетичні миючі засоби, індивідуальні органічні кислоти, спирти, альдегіди і кетони.

Використання нафтової сировини звільняє велику кількість продуктів (зерно, картопля, жири), які раніше використовувалися на технічні цілі.

Гази широко використовуються як паливо на електростанціях, в металургійній, цементній і скляній промисловості, при виробництві будівельних матеріалів і для комунально-побутових потрібностей. На базі природного газу організовано виробництво аміаку, метилового спирту, ацетальдегіду, оцтової кислоти, ацетилену, етилену і пропілену.

2.Фракційний та хімічний склад нафти

Фракційний нафти визначається при лабораторній перегонці, в прцесі якої при збільшенні температури з нафти відганяють фракції, що відрізняються одна від одної інтервалом википання.

Кожна з фракцій характеризується температурою початку та кінця кипіння.

При промисловій перегонці нафти використовують схему з однократним випаровуванням з подальшою ректифікацією.

Фракції, що википають до 350 С відганяють при тиску, вищому за атмосферний.

При атмосферній перегонці отримують наступні фракції:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

1. За паливно-масляною схемою:

400-450°С - средняя масл. фракц.; 450-500°С -тяжел масл.фракц.; остаток - гудрон; 2-й вариант :350-420°С - легкая; 420-490°С – тяжелая; остакток - гудрон.Гудрон является сырьем для получения высоковязких смазочных масел. Мазут и полученные из него фракции наз. темными.

2. За паливною:

350-500 – вакуумний газойль (вакуумний дистилят)

Вище 500 – вакуумний залишок гудрон.

Хімічний склад. Головні елементи, із яких складаються всі компоненти нафти ­ вуглець і водень. Вміст водню і вуглецю в різних нафтах різний. С – 83,5-87% і Н – 11,5-14%.

Для получения топлив:

350-500оС – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят)

>500оС – вакуумный остаток (гудрон)

Для получения масел:

300-400 (350-420) – легкая масляная фракция (трансформаторный дистиллят)

400-450 (420-490_ - средняя масляная фракция (машинный дистиллят)

450-490 – тяжелая масляная фракция (цилиндровый дистиллят)

>490 – гудрон

Мазут и полученные из него фракции называют темными. Продукты, получаемые при вторичных процессах переработки нефти, так же, как и при вторичной перегонке, относят к светлым, если они выкипают до 350оС, и к темным, если пределы выкипания 350 и выше.

Нефти различных месторождений заметно различаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций.

Основные химические элементы, из которых состоит нефть – углерод и водород. Содержание углерода в нефти 83-87%, а водорода 11,5-14%. В нефтях содержится также азот, кислород, сера.

Углеводородный состав нефти многообразен. В нефтях обнаружены углеводороды почти всех гомологических рядов, за исключением алкенов. Нефти различных месторождений сильно различаются по содержанию углеводородов. Известны нефти с повышенным содержанием алканов, циклоалканов (нафтенов) и аренов.


3.Хімічна класифікація нафти Гірничого Бюро США
Горным бюро США была предложена так называемая хими­ческая классификация нефтей, в основу которой положена связь между плотностью и углеводородным составом нефтей. Исследованию подвергают фракцию, перегоняющуюся при атмосферном давлении в интервале 250—275вС (характерная фрак­ция легкой части нефти), и фракцию, перегоняющуюся при остаточком давлении 5.3 кПа в пределах 275—300 оС (харак­терная фракция тяжелой части нефти). Определив плотность обеих характерных фракций, легкую и тяжелую части нефти относят к одному из трех классов соответственно границам, установленным для нефтей различных типов (табл. 2.1). Затем на основе данных о характерных фракциях определяют, к ка­кому из семи классов должна быть отнесена нефть (табл. 2.2). Недостатки этой классификации— в известкой условности гра­ниц плотностей характерных фракций и в том, что обозначения отдельных классов не отражают действительного состава нефти.
Табл. 2.1. Нормы для классификации нефтей, предложенной Горным бюро США

Фракция

Плотность

Парафинового основания

Промежуточного основания

Нафтенового основания

250-275оС (при атм давлении)

275-300оС (при 5,3 кПа)

<0,8251

<0,8762

0,8251-0,8597

0,8762-0,9334

>0,8597

>0,9334


Табл.2.2. химическая классификация нефтей, предложенная Горным бюро США

Номер класса

Название класса

Основание легкой части нефти

Основание тяжелой части нефти

1

2

3

4

5

6

7

Парафиновый

Парафино-промежуточный

Промежуточно-парафиновый

Промежуточный

Промежуточно-нафтеновый

Нафтено-промежуточный

Нафтеновый

Парафиновое
Промежуточное

Нафтеновое

Парафиновое

Промежуточное

Парафиновое

Промежуточное

Нафтеновое

Промежуточное

Нафтеновое


4. Хімічна класифікація нафт Грондзі (Гронзии)
Классификация, отражающая химический состав нефти, предложена Грозненским нефтяным научно-исследовательским інститутом (ГрозНИИ). В основу этой классификации положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного ли нескольких клас сов углеводородов. Различают нефти: парафиновые, парафино-нефтеновые, нафтенове, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические.

В парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50%, масляные— 20% и более. Наиболее типичными парафиновыми нефтями являются нефти полуострова Мангышлак (узеньская, жетыбайская). В парафинонафтеновых нефтях содержатся наряду с алканами в заметных количествах циклоалканы, содержание аренов невелико. Как и в чисто парафиновых, в нефтях этой группы мало смол и асфальтенов. К группе парафинонафтеновых относятся нефти наиболее крупных месторождений ВолгоУральского бассейна и Западной Сибири. Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60% и более) содержание циклоалканов во всех фракциях; алканов в этих нефтях мало, смолы и асфальтены имеются также в ограниченном количестве. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская), на Эмбе    (доссорская и макатская), в Майкопе.

В парафинонафтеноароматнческих нефтях углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах, твердых парафинов мало (не более 1,5 %), а количество смол и асфальтенов достигает 10%. Нафтеноароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, в особенности в тяжелых фракциях. Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве. Содержание твердого парафина в нефти не превышает 0,3 %, а смол и асфальтенов— 15—20 %. Ароматические нефти    характеризуются    высокой    плотностью; во всех фракциях этих нефтей содержится много аренов. К ароматическим нефтям относятся прорвинская в Казахстане, бугурусланская в Поволжье.


5. Технологічна класифікація нафт.
В нашей стране с 1967 г. действует технологическая классификация нефтей. Нефти подразделяют на классы — по содержанию серы в нефти, бензине, реактивном и дизельном топливе; типы — по выходу фракций до 350 °С; группы — по потенциальному содержанию базовых масел; подгруппы — по индексу вязкости базовых масел, виды — по содержанию твердых алканов (парафинов) в нефти.

Малосернистая нефть содержит не более 0,5 % серы, при этом бензиновая и реактивнотопливная фракции — не более 0,1 %, дизельная — не более 0,2 %. Если серосодержащие соединения сосредоточены в тяжелых остатках, а дистиллятные топливные фракции содержат серу в количествах, не превышающих нормы, установленные для 1 класса, то нефть относят к малосернистой. Если содержание серы в какомлибо одном или нескольких видах дистиллятных топлив превышает указанные пределы, то нефть не может считаться малосернистой.
Сернистая нефть содержит от 0,51 до 2,0 % серы, при этом бензиновая фракция —не более 0,10%, реактивнотопливная—не более 0,25%, дизельная — не более 1,0 %. Если один или несколько видов дистиллятных топлив содержат серу п большем количестве, то нефть относят к высокосернистой.
Высокосернистая нефть содержит более 2 % серы, содержание серы в дистиллятах из этой нефти составляет: в бензиновом — более 0,1 %; реактивнотопливном — более 0,25 %, дизельном — более 1,0 %. Если дистиллятные топлива из высокосернистой нефти содержат серу в меньших количествах и по содержанию серы отвечают требованиям, предъявляемым ктопливам из сернистой нефти, то даже при содержании серы в нефти более 2 % такую нефть следует отнести к сернистой.
По выходу светлых фракций, перегоняющих до 350 °С, нефти делят на три типа, а по суммарному содержанию дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы. В зависимости от значения индекса вязкости базовых масел различают четыре подгруппы.

Если в нефти содержится не более 1,5 % парафина и из этой нефти можно без депарафинизации получить реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами перегонки 240— 350 °С и температурой застывания не выше —45 °С, а также индустриальные базовые масла, то такую нефть относят к малопарафинистым. Если в нефти содержится 1,5—6,0 % парафинов и из нее можно без депарафинизации получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами кипения 240— 350 °С и температурой застывания не выше —10 °С, то нефть относят к парафинистым. Для получения дизельного зимнего топлива и базовых дистиллятных масел из этих нефтей требуется депарафинизация. Нефти, в которых содержится более 6,0 % парафина, называют высокопарафинистыми. Из них и реактивное, и летнее дизельное топливо получают только после депарафинизации.

Если из парафинистой нефти летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации, то нефть следует относить к третьему классу. И наоборот, если для выработки летнего дизельного топлива из нефти, содержащей больше 6% парафина, депарафинизации не требуется, то такую нефть относят ко второму классу.


6. Основні напрямки переробка нафти та газу.
Розрізняють три основні напрямки переробки:

  1. За паливним варіантом, нафту переробляють переважно на моторні та котельні палива. Цей варіан переробки характеризується найменшим числом технічних установок і низьким капіталовкладенням.

Переробка нафти за паливним варіантом може бути глибокою та неглибокою.

При глибокій переробці намагаються одержати максимально можливий вихіл високоякісних авіаційних та автомобільних бензинів, зимових і літніх палив для реактивних двигунів. Вихід котельного палива в цьому варіанті зводиться до мінімуму.

Таким чином передбачений такий набір процесів вторинної переробки за яких з важких нафтових фракцій і залишків гудрону одержують високоякісні легкі моторні палива.

Сюди відносять каталітичні процеси: кат. Крекінг, кат. Риформінг, гідро крекінг, гідроочищення, термічні прцеси.

Переробку газів в цьому випадку спрямовано на збільшення виходу високоякісних бензинів.

При неглибокій переробці нафти передбачається високий вихід котельного палива.

За паливною схемою одержуємо наступні фракції:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

350-500 – вакуумний газойль (вакуумний дистилят)

Вище 500 – вакуумний залишок гудрон.

  1. За паливно-масляним варіантом поряд з паливом одержують змащувальні масла.

Для виробництва змащувальних масел зазвичай підбирають нафти з високим потенційним вмістом масляних фракцій. В цьому випадку для одержання високоякісних масел необхідно мінімальне число технологічних установок . Масляні фракції після виділення піддають очищенню вибірними розчинниками для видалення смолистих речовин та низько індексних вуглеводнів. Потім проводять депарафінізацію для зниження температури застигання масла. Закінчують обробку масляних фракцій доочищенням відбілюючою глиною. Частіше застосовують процеси гідроочищення.

При цьому напрямі отримуємо:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

400-450°С - средняя масл. фракц.; 450-500°С -тяжел масл.фракц.; остаток - гудрон; 2-й вариант :350-420°С - легкая; 420-490°С – тяжелая; остакток - гудрон.Гудрон является сырьем для получения высоковязких смазочных масел. Мазут и полученные из него фракции наз. темными.

3. Нафтохімічний (комплексний) характеризується більшим асортиментом нафтохімічних продуктів і з зв’язку з цим більшим числом технологічних установок і відповідно високим капіталовкладенням . Нафтовім. Варіант переробки нафти являє собою складні сполучення підприємств на яких окрім виробництва якісних моторних палив і масел не тільки проводиться підготовка сировини для важкого органічного синтезу , але і здійснююся важкі фіз..-хім. Поцеси пов’язані з багатотоннажним виробн. род. Синтезу.

7. Паливний варіант переробки нафти.
За паливним варіантом, нафту переробляють переважно на моторні та котельні палива. Цей варіан переробки характеризується найменшим числом технічних установок і низьким капіталовкладенням.

Переробка нафти за паливним варіантом може бути глибокою та неглибокою.

При глибокій переробці намагаються одержати максимально можливий вихід високоякісних авіаційних та автомобільних бензинів, зимових і літніх палив для реактивних двигунів. Вихід котельного палива в цьому варіанті зводиться до мінімуму.

Таким чином передбачений такий набір процесів вторинної переробки за яких з важких нафтових фракцій і залишків гудрону одержують високоякісні легкі моторні палива.

Сюди відносять каталітичні процеси: кат. Крекінг, кат. Риформінг, гідро крекінг, гідроочищення, термічні прцеси.

Переробку газів в цьому випадку спрямовано на збільшення виходу високоякісних бензинів.

При неглибокій переробці нафти передбачається високий вихід котельного палива.

За паливною схемою одержуємо наступні фракції:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

350-500 – вакуумний газойль (вакуумний дистилят)

Вище 500 – вакуумний залишок гудрон.


  1. Паливно-масляний варіант переробки нафти


За паливно-масляним варіантом поряд з паливом одержують змащувальні масла.

Для виробництва змащувальних масел зазвичай підбирають нафти з високим потенційним вмістом масляних фракцій. В цьому випадку для одержання високоякісних масел необхідно мінімальне число технологічних установок . Масляні фракції після виділення піддають очищенню вибірними розчинниками для видалення смолистих речовин та низько індексних вуглеводнів. Потім проводять депарафінізацію для зниження температури застигання масла. Закінчують обробку масляних фракцій доочищенням відбілюючою глиною. Частіше застосовують процеси гідроочищення.

При цьому напрямі отримуємо:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

400-450°С - средняя масл. фракц.; 450-500°С -тяжел масл.фракц.; остаток - гудрон; 2-й вариант :350-420°С - легкая; 420-490°С – тяжелая; остакток - гудрон.Гудрон является сырьем для получения высоковязких смазочных масел. Мазут и полученные из него фракции наз. темными.

9. Нафтохімічний (комплексний) варіант переробки нафти
Нафтохімічний (комплексний) характеризується більшим асортиментом нафтохімічних продуктів і з зв’язку з цим більшим числом технологічних установок і відповідно високим капіталовкладенням . Нафтовім. Варіант переробки нафти являє собою складні сполучення підприємств на яких окрім виробництва якісних моторних палив і масел не тільки проводиться підготовка сировини для важкого органічного синтезу , але і здійснююся важкі фіз..-хім. Поцеси пов’язані з багатотоннажним виробн. род. Синтезу.

За паливною схемою одержуємо наступні фракції:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

350-500 – вакуумний газойль (вакуумний дистилят)

Вище 500 – вакуумний залишок гудрон

При паливно-масляній отримуємо:

ПК-140 – бензинова

140-180 лігреїнова (важка нафта)

140-220 –(180-240) – керосинова

180-350(240-250) – дизельна (легкий газойль, соляровий дистилят). Залишок, що залишається після 350 – мазут, його переганяють при вакуумі.

400-450°С - средняя масл. фракц.; 450-500°С -тяжел масл.фракц.; остаток - гудрон; 2-й вариант :350-420°С - легкая; 420-490°С – тяжелая; остакток - гудрон.Гудрон является сырьем для получения высоковязких смазочных масел. Мазут и полученные из него фракции наз. темными.
10. Шкідливі домішки в нафтах.
Нафта, що видобувається зі свердловин називається сирою. В ній міститься вода з розчиненій в ній солями, гази орг походження(попутні нафтові гази) та неорганічного походження (Н2S, СО2) та механічні домішки – пісок, глина, вапняк тощо. Вміст твердих частинок в неочищеній нафті не перевищує 1,5%. На 1 т нафти припадає від 50 до 100 м3 супутного газу. Кількість води може коливатися в досить широких межах. Зі збільшенням тривалості експлуатації свердловини та родовища вцілому зростає обводнення нафтового шару та вміст води в нафті.

Наявність в нафті механічних домішок ускладнює її транспортування і переробку. Викликає ерозію внутрішніх поверхонь труб і утворенню відкладень в теплообмінниках, печах, і холодильниках. Це призводить до зниження коефіцієнта теплопередачі, збільшує зольність залишків, сприяє утворенню стійких емульсій. Розчинені у воді та представлені у вигляді солі ведуть себе по різному. NaCl практично не гідролізується, CaCl2 гідролізується в кількостях 10%; MgCl2 на 90% гідролізує при низьких температурах.:

MgCl22О = MgОНCl + НСІ

Солі відкладаються на стінках труб теплообмінної апаратури, що призводить до частого очищення труб, знижують коефіцієнт теплопередачі. Продукти гідролізу викликають корозію , корозія відбувається як в зонах високої температури, так і низьких. При перегонці нафти в результаті розпаду сірчистих сполук утворюється Н2S, який особливо в сполученні з НСІ є причиною найбільш сильної корозії.

Н2S в присутності Н2О або при підвищених температурах реагує з металом в апараті з утворенням сульфіда заліза.

Сульфідна плівка частково захищає метал від подальшої корозії, але за наявності НСІ вона руйнується.:

Fe + Н2S= FeS + H2

FeS + НСІ = FeCl2+H2S

FeCl2 переходить у водний розчин, а H2S знову руйнує.

Вміст солей в нафті, що подається на НПЗ має бути не більше 5, для перекачування по трубопроводу не більше 1% води, а в нафті, що на переробку 0,3% води.

11. Нафтові емульсії. Методи руйнування нафтових емульсій.
Вода та нафта утворюють нафтові емульсії, що важко розділяється. Емульсія – це система 2-х взаємнонерозчиненихрідин, з яких одна розподілена в іншій у зваженому стані у вигляді найдрібніших частин.

Рідину, що утворює зважені краплі називають дисперсною фазою, а ту в якій розподіляються – дисперсним середовищем.

Розрізняють 2 види нафтових емульсій:

  1. нафта уводі

  2. вода у нафті.

Емульсії утворюються завдяки інтенсивному перемішуванні нафти з водою при видобуванні і транспортуванні. Додатково утворюють емульсії емульгатори. Основним фактором, що визначають стійкість нафтових емульсій є фіз..хім власт.нафти, ст.. дисперстності, температура і час існування емульсії. Чим вище густина і в’язкість нафти, тим стійкіша емульсія. Важче руйнуються дрібнодисперсні емульсії. Чим вища температура, тим менше стійка нафтова емульсія.. Емульсії здатні старіти, тобто збільшувати свою стійкість з часом. Свіжі емульсії легше руйнуються, тому зневоднення та знесолення потрібно проводити на промислах.

Методи руйнування нафтових емульсій.. Механічне руйнування складається з таких стадій:

Методи руйнування емульсії

Механічні методи : 1. відстоювання застос. Для свіжих нестійких емульсій здатних розшаровуватися на нафту і воду, в результаті різни ці густини.

2.Центрифугування, воду і мех..домішки виділяють з нафти під дією відцентрових сил. Мала пропускна здатніст центрифуг і високі затрати – недорліки.

3.фільтрування ґрунтується на вибірному змочуванні речовин різними рідинами. Фільтр. Колони застосовують, коли емульсії вже зруйновані, а краплі води ще не осаджуються на дно. Ефективністт цього методу дуже висока, проте фільтр дуже швидко засмічується.

Термічний метод ґрунтується на застосуванні тепла. При нагріванні емульсії плівка емульгатора руйнується, а краплі зливаються.

Хімічний метод досягають руйнування за допомогою ПАР, що діють як деемульгатори. Найкращою деемульгуючою здатністю характеризуються неіоногенні деемульгатори, тому їх застосування домінуюче.

Електричний метод базується на тому, що завдяки дії електричного струму , електричне поле створює сприятливі умови для збільшення зіткнень глобул води. В промисловості для видалення з нафти води і солі широко застосовують комбіновані методи руйнування емульсій термохімічний, електротермічний та ін.

12. Стабілізація і сортування нафти
Для скорочення втрат від випаровування і покращення умов транспортування нафту піддають стабілізації. Це видалення низькомолекулярних вуглеводнів (метан, етан), а також сірководню і вуглекислого газу. Стабілізація відбувається із застосуванням процесів сепарації і ректифікації. Різні нафти і виділені з них відповідні фракці відрізняються одна від одної фіз..хім та товарними якостями. Проте роздільний збір, зберігання і перекачування нафт сильно ускладнює нафтопромислове господарство, вимагає великих капіталовкладень і вимага складної системи нафтопідгот. Тому близькі за властивостями нафти на промислах змішують і спрямовують на сумісну переробку.

При сортуванні нафти повинні виконуватися наступні вимоги:

  1. Сортування має передувати глибоке і всебічне дослідження товарних властивостей сировини і продуктів, що з неї одержують.

  2. Змішувати доцільно лише близькі за фіз..хім власт.нафти.

  3. Не припустимо змішувати нафти при якому втрачаються цінні властивості одного тз компонентів через низьку якість іншого компоненту в нафтовій суміші

  4. змішення нафт з різними властивостями допустимо лише в тих випадках , коли воно призводить до облагородження змішуваної сировини і виробництва нафтопродукту, що відповідає нормам без зростання витрат, застосування коштовних реагентів, складних технологічних процесів і методів очищення.


13. Призначення первинної переробки
Для виробництва багато чисельних продуктів різноманітного призначення та зі специфічними властивостями застосовують методи розділення нафти на фракції і групи вуглеводнів, а також зміни її хім..складу.

Виділяють первинні і вторинні методи переробки нафти.

Первинною переробкою називається процес одержання нафт. Фракцій, які розрізняються за температурами кипіння без термічного розпаду компонентів з яких складається дистилят.

Основним процесом первинної переробки нафти є первинна або пряма перегонка.

Для виробництва широкого асортименту нафтопродуктів різноманітного призначення застосовують методи розділення нафти на фракції та групи вуглеводнів, а також методи змін її хімічного складу. До первинних належать процеси розділення нафти на фракції, коли використовуються її потенційні властивості за асортиментом, кількістю та якістю одержаних продуктів і напівпродуктів. До вторинних відносять процеси деструктивної переробки нафти та процеси очищення нафтопродуктів. У результаті проходження вторинних процесів утворюються нафтопродукти заданої якості і в кількостях більших, ніж при прямій перегонці нафти.

14. Перегонка нафти: основи процесу, види перегонки
Первинна переробка нафти.

Для виробництва широкого асортименту нафтопродуктів різноманітного призначення застосовують методи розділення нафти на фракції та групи вуглеводнів, а також методи змін її хімічного складу. До первинних належать пронеси розділення нафти на фракції, коли використовуються її потенційні властивості за асортиментом, кількістю та якістю одержаних продуктів і напівпродуктів. До вторинних відносять процеси деструктивної переробки нафти та процеси очищення нафтопродуктів. У результаті проходження вторинних процесів утворюються нафтопродукти заданої якості і в кількостях більших, ніж при прямій перегонці нафти.

Перегонка нафти з однократним, багатократним та поступовим випаровуванням

На сучасних нафтопереробних заводах основним первинним процесом с
розділення нафти на фракції, тобто її перегонка. Розрізняють перегонку нафти з
однократним, багатократним та поступовим випаровуванням. Розділення нафти на
фракції шляхом перегонки базусгься на різниці температур кипіння її компонентів.

В основі промислових процесів, які здійснюються на установках первинної в
переробки неперервної дії, лежить перегонка 3 однократним або багатокраіним
випаровуванням. При перегонці з однократним випаровуванням нафту нагрівають
до певної температури і відбирають усі фракції, які перейшли при цьому у парову
фазу. Перегонка нафти з багатократним (наприклад, трикратним) випаровуванням
полягає в тому, що спочатку нафту нагрівають до температури, яка дозволж відібрати легкі бензинові фракції. Відбензинену нафту нагрівають до вищої температури і відбирають більш важкі фракції (реактивне та дизельне паливо). Залишок від атмосферної перегонки - мазут - нагрівають і відбирають під вакуумом оливні фракції; в залишку одержується гудрон. При такій перегонці нафту послідовно нагрівають три рази, кожен раз відділяючи парову фазу від рідкої. Утворені парову та рідку фази піддають ректифікації. Отже, промислові процеси перегонки нафти базуються на поєднанні перегонки з одно- і багатократним випаровуванням та подальшої ректифікації парової та рідкої фаз.

Перегонку з поступовим випаровуванням застосовують переважно в лабораторній практиці або на перегонних установках періодичної дії малої продуктивності.

Перегонка нафти в присутності випаровуючого агента

Одним з методів підвищення концентрації висококиплячих компонентів у залишку від перегонки нафти є введення у нижню частину колони випаровуючого агента (водяної пари, інертного газу, бензинових або гасових парів). Найчастіше застосовують перегонку з водяною парою. У рисутності водяної пари в ректифікаційній колоні знижується парціальний тиск нафтових парів і, як наслідок, зменшується їх температура кипіння. Найлегші компоненти залишку випаровуються і в суміші з водяною парою піднімаються вверх по колоні. Температура в колоні при цьому знижується на 10...30 °С. Внаслідок введення у ректифікаційну колону водяної пари кипляча рідина у кубовій частині колони інтенсивно перемішується, що сприяє інтенсивному випаровуванню низькокиплячих вуглеводнів. Крім цього, створюється велика поверхня випаровування, тому що випаровування вуглеводнів відбувається всередині великої кількості бульбашок водяної пари. Для введення у колону використовують перегріту водяну пару з температурою трохи іншою, ніж температура сировини. Витрата водяної пари залежить від кількості компонентів залишку, які необхідно відпарити, а також від їх природи та умов внизу ректифікаційної колони.

Перегонка нафти у вакуумі

Перегонку нафти у промислових умовах проводять при температурах не вищих, ніж 370...380 °С, Оскільки при вищих температурах починається розклад вуглеводнів - крекінг. У результаті атмосферної перегонки нафти при 350...370 °С утворюється мазут, для подальшої перегонки якого потрібно підібрати умови, які виключають можливість крекінгу та сприяють відбору максимальної кількості дистилятів. Найрозповсюдженішим методом виділення фракцій з мазуту є перегонка його у вакуумі. Вакуум знижує температуру кипіння вуглеволнів і тому дозволяє при температурі 400...420°С відбирати дистиляти, що при атмосфернх умовах мають температуру кипіння до 500°С. Нагрівання мазуту до температури 420°С супроводжується незначним крекінгом вуглеводнів, однак на використання одержаних дистилятів як сировини для вторинних процесів переробки нафт істотно не впливає. При одержанні з мазуту оливних дистилятів розклад їх зводиться до мінімуму, підвищуючи витрату водяної пари або знижуючи тиск у вакууму в колоні. Існуючими промисловими методами вдається створити залишковий тиск у вакуумній колоні 20...60 мм рт. ст. Щоби збільшити відбір дистилятів з мазуту в вакуумну колону подають перегріту водяну пару або інший випаровуючий агент.

Вакуум у колоні створюють за допомогою вакуумних насосів, барометричних конденсаторів та пароежекторів або поверхневих конденсаторів та пароежекторів. Вакуумні насоси застосовуються лише на установках малої продуктивності. При застосуванні для створення вакууму барометричних конденсаторів змішування підвищується витрата стічних вод (до 1,7 м3\т сировини), забруднених
нафтопродуктами та сірководнем. Цс призводить до великих затрат на будівництво та експлуатацію очисних споруд, а також до великих втрат та забруднення довкілля. На сучасних установках замість конденсаторів змішування застосовують поверхневі конденсатори кожухо-трубного типу. При цьому виключається безпосередній контакт між охолоджуючою водою та паро-і азовою сумішшю.


  1   2   3   4   5   6   7   8


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации