Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Требования к нефтям перед трансп. Основные этапы подготовки н на промысле.
2этапа:
В задачу подг-ки на этих этапах входит удаление из нефти примесей, к-ые выходят из скважины вместе с нефтью: попут-ого нефт.газа, пластовой воды, мин.примесей и мех.прим-ей.
Сырая нефть сод-ит:
Такую нефть нельзя транспортировать и пререраб-ть на НПЗ без тщат-ой подгот-ки по след.прич-ам:
остаточное кол-во раств-ого газа в нефти нормир-ся ч/з днп нефти
3. из мин.солей наиб.опасны хлориды Ме, т.к.при повышенных t-ах в прис-вии воды они подвергаются гидрол-у с образ-ем хлороводородной к-ты (НСL) СаСl2+2H2OCa(OH)2+2HCl. При перераб-ке сернистых(высокосернистых) нефтей совместное присутствие Н2S и НCL приводит к разрушению стального обор-ия, т.к. протекает цепная реакция:
Fe+ H2S FeS+ Н2 цепная реакция
FeS+2 HCl FeCl2+H2S
4. содержание мех.примесей отрицательно в нефтях, так как они:
Ввиду этих причин сырая нефть подвергается промысловой подг-ке.
Основные этапы подготовки нефти на промысле.
Подготовка идёт в несколько этапов:
Разгазирование проводится на блоках ДНС (дожимные насосные станции), которые состоят из сепараторов и отстойников. Попутный газ на установки подготовки газа. Жидкость, выходящая с трапа – водонефтяная эмульсия.
2. обезвоживание и обессоливание нефти остается на установках подготовки нефти – УПН. В основе лежит способ разрушения водонефтяной эмульсии Обезвоживание и обессоливание нефтей (термический, термохимический и электрический).
3.стабилизация нефтей. Применима для лёгких нефтей с повышенным содержанием растворённого газа. Для большинства нефтей стабилизация организована на НПЗ.
4.сортировка нефтей , учёт, оценка качества. На нефть выдают паспорт. После 4 этапов нефть становится товарной. В соответствии с ГОСТом Р-51858 - 2002 нефть имеет тов. индекс. Каждая цифра индекса соответствует определенному показателю:
Класс (по содержанию серы) Тип (по плотности) Группа Вид
Класс нефти определяется в соответствии с массовой долей серы.
Тип нефти определяется по плотности нефти
Группа нефти определяется по степени промысловой подготовки, их 3.
|
Показатель |
Нормы для групп |
||
|
1 |
2 |
3 |
|
|
Массовая доля воды не более |
0,5 |
0,5 |
1 |
|
Кон-ия хлористых солей мг/л < |
100 |
300 |
900 |
|
Массовая доля мех примесей < |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
|
ДНП, кПа 38С < |
66,7 |
66,7 |
66,7 |
|
Сод-ие хлор-орг. Соеди нений, ppm |
Не более 10 ppm |
Вид нефти. Определяется массовая доля Н2S и меркаптановой серы. (RSH), млн-1 (ppm).
|
показатель |
Норма для вида. |
||
|
1 |
2 |
3 |
|
|
Н2S ppm, не более |
20 |
50 |
100 |
|
Масс. Доля СН3SН и С2Н5SН, ppm, не более |
40 |
60 |
100 |
Устойчивость водонефтяных эмульсий — способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.
Устойчивость эмульсий зависит от следующих факторов:
Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивым будет эмульсия. Согласно формуле Стокса скорость оседания частиц (ω0, м/с) в спокойной жидкости (Re<1) описывается формулой:
, где (1)
dk – диаметр капли, м
- плотность воды и нефти, кг/м3
μ – динамическая вязкость нефти, Па·с.
Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить отделение от нее воды, необходимо, как следует из формулы (1), укрупнить капли воды.
2. Время «жизни» эмульсии.
Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой. Имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти; чем их больше тем меньше диаметр капель, т.е. устойчивее эмульсия.
3. Физико-химических свойств нефти и химического состава эмульгированнной воды.
Из формулы 1 следует, что скорость осаждения капель при прочих равных условиях зависит от плотности нефти ( чем больше ρн, тем меньше ω0).
Обратно пропорционально влияет на скорость осаждения капель воды вязкость: снижение ее (например, за счет повышения температуры) также увеличивает скорость осаждения.
4. Температура эмульсии.
Она определяет плотность и вязкость нефти. Кроме того, с повышением температуры меняются состав и толщина сольватного слоя вокруг глобул воды (за счет увеличения растворимости в нефти).
Методы разрушения эмульсии:
1. Отстаивание (мех. способ) основан на оседании глобул воды под действием силы тяжести .
2. Термический способ. Нагревание нефти до определенных температур. В результате - ослабление оболочек и хорошие условия для их коалесценции. Температура нагрева нефти ограничена температурой кипения нефти. Температура нагрева нефти на 10-150С ниже чем температура кипения. Давление 0,3-0,4 МПа.
Механизм:
А) Адсорбируются на защитных оболочках
Б) образуют активный комплекс с молекулами эмульгатора.
В) растворяют защитные оболочки
Г) переводят в растворы
Виды деэмульгаторов:
Это жидкости с низкими температурами застывания. Под эффективностью действия деэмульгатора понимают его расход на одну тонну нефти (сепарол WF 41).
Механизм действия:
А) молекула воды + деэмульгатор
б) действие деэмульгатора
Гидрофобная часть адсорбируется вдоль сольватной оболочки и сильнее на нее влияет.
4. Термохимический способ. Это сочетание химического и термического.
5. Электрический. Пропускание нефти через электрическое поле, преимущественно переменного тока промышленной частоты и высокого напряжения (15 - 44 кВ).
Механизм действия:
Капля воды в нефти имеет форму шара, внутри имеются + и - заряженные ионы. Капля в целом электронейтральна, если ее поместить в электрическое поле то в результате индукции эл.поля, капля воды поляризуется и вытягивается, деформируется с ослаблением сольватных оболочек и образует диполи, в результате частой смены полярности электродов (50раз в секунду) увеличивается вероятность столкновения воды и диполя и происходит укрупнение глобул воды, увеличивается скорость осаждения воды. Образуется отдельная фаза вода.
E = U / L; L - расстояние между электродами.
Конечное содержание воды в нефти после электрообработки можно достичь менее 0,1 масс.%. Однако чем выше глубина обезвоживания тем больше расстояние между каплями воды, и коалесценция замедляется. Ее можно усилить повышением напряженности поля, однако при напряженности более 4-5 кВ/см начинается нежелательный процесс диспергирования капель воды (мелкие капли). Для каждой подбирают оптимальные электроды и расстояния между ними.
3.Обезвоживание и обессоливание нефти. Технологическая схема промысловой подготовки нефти.
Обезвоживание:
Методы разрушения эмульсии:
1. Отстаивание (мех. способ) основан на оседании глобул воды под действием силы тяжести .
2. Термический способ. Нагревание нефти до определенных температур. В результате - ослабление оболочек и хорошие условия для их коалесценции.. Температура нагрева нефти ограничена температурой кипения нефти. Температура нагрева нефти на 10-150С ниже чем температура кипения. Давление 0,3-0,4 МПа.
3.Химический способ. Применение деэмульгаторов, а именно ПАВы, которые обладают большей поверхностной активностью, чем эмульгаторы.
Механизм:
А) Адсорбируются на защитных оболочках
Б) образуют активный комплекс с молекулами эмульгатора.
В) растворяют защитные оболочки
Г) переводят в растворы
Виды деэмульгаторов:
Это жидкости с низкими температурами застывания. Под эффективностью действия деэмульгатора понимают его расход на одну тонну нефти (сепарол WF 41).
Механизм действия:
А) молекула воды + деэмульгатор
б) действие деэмульгатора
Гидрофобная часть адсорбируется вдоль сольватной оболочки и сильнее на нее влияет.
4. Термохимический способ. Это сочетание химического и термического.
5. Электрический. Пропускание нефти через электрическое поле, преимущественно переменного тока промышленной частоты и высокого напряжения (15 - 44 кВ).
Механизм действия:
Капля воды в нефти имеет форму шара, внутри имеются + и - заряженные ионы. Капля в целом электронейтральна, если ее поместить в электрическое поле то в результате индукции эл.поля, капля воды поляризуется и вытягивается, деформируется с ослаблением сольватных оболочек и образует диполи, в результате частой смены полярности электродов (50раз в секунду) увеличивается вероятность столкновения воды и диполя и происходит укрупнение глобул воды, увеличивается скорость осаждения воды. Образуется отдельная фаза вода.
E = U / L; L - расстояние между электродами.
Конечное содержание воды в нефти после электрообработки можно достичь менее 0,1 масс.%. Однако чем выше глубина обезвоживания тем больше расстояние между каплями воды, и коалесценция замедляется. Ее можно усилить повышением напряженности поля, однако при напряженности более 4-5 кВ/см начинается нежелательный процесс диспергирования капель воды (мелкие капли). Для каждой подбирают оптимальные электроды и расстояния между ними.
Обессоливание:
Перед первичной перегонкой нефти содержание хлоридов в ней не должно быть выше 3-5 мг/литр (воды 0,1масс%). При содержании до 5 мг/литр почти полностью удаляются Ме, это важно для показателей товарных топлив. Процесс проводят на установках ЭЛОУ. Действие основано на электро-хемо-термической обработке нефтяной эмульсии. Это совокупность всех вышеперечисленных процессов.
С целью достижения глубокого обессоливания в нефть подают оптимальное количество промывной пресной воды. чтобы растворить соли и снизить их концентрацию. Используют двухступенчатую схему с противоточной подачей воды, для того чтобы процесс был недорогим.
Термический способ:
Подогревают нефть до 60-1500С. Добиваются того чтобы кинематическая вязкость эмульсий была 2-4 * 10-6 м2/с. Повышение температуры способствует дестабилизации эмульсии, уменьшение вязкости и плотности, снижение расхода деэмульгатора. Для поддержания жидкофазного состояния повышают давления.
Химический способ:
Использование следующих деэмульгаторов. Диссольвант, сепарол и хемеликс.
Подают специальным дозировочным насосом и смешивают в смесительном устройстве.
Электрический способ. Основан на обработке эмульсий электрическим током. Под действием электрического тока идет разрушение эмульсии и происходит отстой воды. Лимитирующая стадия процесса - отстаивание.
Виды электродегидраторов:
- высокая скорость движения нефти, а условием выпадения капель воды является : скорость выпадения капель должна быть больше скорости движения нефти, а это не так.
- велик путь отстоя капель
- малая площадь занята электрическим полем
- большое число аппаратов.
2. Шаровой
преимущества:
- велика производительность аппарата
- выше рабочая температура и давление
- число аппаратов невелико.
Недостатки:
- громоздкость
- сложность перевозки
3. Горизонтальный.
Преимущества:
- скорость выпадения капель больше скорости движения эмульсии
- все пространство аппарата занято электрическим полем.
Высокая производительность и глубина обессоливания.
Технология подготовки нефти на промыслах.
Стабилизация нефти на промыслах. В некоторых случаях до подачи нефти в магистральный нефтепровод проводят ее стабилизацию. Это физический процесс удаления из нефти остатков растворенных газов (С1-С4), т. к. полностью их удалить на УПН не всегда удается и при транспорте таких нефтей эти газы произвольно выделяются из нефти и образуют газовые пробки, осложняющие перекачку. Кроме этого при хранении таких нефтей эти газы, испаряясь, захватывают с собой легкие УВ бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина до 5%. Нефть с промысла по магистральному нефтепроводу попадает на НПЗ, где нефть еще раз подвергают более глубокому обезвоживанию и обессоливанию на установках ЭЛОУ, как правило они двухступенчатые, Т до 160ºС. На этих установках нефть доводят до следующих показателей: вода <0,1% масс., соли <5 мг/л. Это связано с тем, чтобы продлить срок службы нефтезаводского оборудования. Только после доведения нефти до определенных показателей она непосредственно подвергается переработке.
Технологическая схема установки стабилизации нефти. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, затем паровой подогреватель 3 и при температуре около 60ºС подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 4. В этой колонне обычно 16-26 желобочных тарелок, давление 3-5 ат – необходимое для того, чтобы в качестве хладоагента в конденсаторе 5 использовать воду. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку сверху в низ, встречает более нагретые пары и освобождается от легких фракций. Т низа колонны 4 составляет 130-150ºС и поддерживается за счет циркуляции стабильной нефти через печь 6 насосом 7. Стабильная нефть с низа колонны 4 насосом 8 прокачивается сначала через теплообменник 2, где отдает свое тепло сырой нефти, затем через аппарат воздушного охлаждения (АВО) 9 и уходит с установки. Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 4, охлаждается в конденсаторе 5 и поступает в газоводоотделитель 10. Несконденсировавшиеся газы метан и этан с верха 10 выводятся с установки через дроссель 11 как сухой газ. Водный слой отводится с низа аппарата 10, а верхний углеводородный слой забирается насосом 12, прокачивается через теплообменник 13, где нагревается до 70ºС и поступает во вторую стабилизационную колонну 14. В колонне обычно 30-32 желобочных тарелки, давление 13-15 ат. Газ с верха колонны 14 поступает в водяной конденсатор 15, где конденсируются пропан и бутаны с последующим отделением в сепараторе 16 от метана и этана, которые отводятся с установки через дроссель 17 как сухой газ. Часть сжиженного газа из сепаратора 16 подается как орошение в колонну 14 насосом 18 для поддержания Т верха колонны в пределах 40-50ºС. Остальное количество в виде сжиженного газа направляется по назначению. Т низа колонны 14 составляет 120-130ºС и поддерживается циркуляцией стабильного бензина через паровой подогреватель 19. Стабильный бензин отдает свое тепло в теплообменнике 13, затем охлаждается в водяном холодильнике 20 и отводится с установки. Если в нефти менее 1,5% масс. растворенных газов, достаточно одной стабилизационной колонны на установке.
4.Требования к нефтям перед первичной перегонкой. Установка ЭЛОУ
Перед первичной переработкой проводят обессоливание и стабилизацию нефти.
Схема ЭЛОУ:
смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках до оптимальной температуры, смешивается в смесителе с промывной водой из электродегидатора второй ступени и подается в два последовательно работающих электродегидатора ЭГ-1 и ЭГ-2. на входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода в количестве 5-10 масс.% на нефть. После охлаждения обезвоженная и обессоленная нефть отводиться в резервуары подготовленной нефти
Технологическая схема установки ЭЛОУ
Сырая нефть прокачивается через ряд теплообменников 2, паровых подогревателей 3 и с температурой 110-120ºС поступает в горизонтальный электродегидратор первой ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, после подогревателей 3 – раствор щелочи насосом 5. Кроме этого, в нефть насосом 6 вводится отстоявшаяся вода из электродегидратора второй ступени 16. Смешение нефти с водой и щелочью происходит в инжекторном смесителе 7. При необходимости предусмотрена подача свежей нагретой до 80-90ºС воды насосом 8 через паровой подогреватель 9 и регулирующий вентиль 10. Щелочь вводится в нефть для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин. Ввод воды необходим для растворения взвешенных кристаллов солей.
Нефть поступает в низ электродегидратора 4 через распределитель 11. Обессоленная нефть выводится сверху через коллектор 12. Отстоявшаяся вода с растворенными солями через коллектор 13 отводится с установки или, в случае нарушения процесса отстоя в электродегидраторе, в дополнительный отстойник 14. Из электродегидратора первой ступени нефть поступает в смеситель 15, где она промывается только свежей нагретой водой, после чего нефть направляется в электродегидратор второй ступени 16. Обессоленная и обезвоженная нефть с верха второго электродегидратора отводится с установки через теплообменники 2, где она отдает свое тепло сырой нефти. Соленая вода из второго электродегидратора отводится с установки через регулирующий вентиль 17 или в дополнительный отстойник 14. Нефть, попавшая с водой в отстойник 14, отводится как более легкий верхний слой насосом 18 на смешение с сырой нефтью. На данной установке на первой ступени из нефти удаляется 95-98% солей и 75-80% соленой воды, на второй ступени удаляется более 90% оставшихся солей и 60-65% оставшейся воды. Электродегидраторы работают под давлением 10-18 ат. во избежание испарения воды и легких нефтяных фракций, так как температура нефти составляет 110-160ºС. Напряжение между электродами 19 в пределах
22-44 кВ.
Установки для электрообезвоживания и обессоливания – установки ЭЛОУ.
Бывают одноступенчатые и двухступенчатые.
Одноступенчатые – эмульсия подвергается однократно воздействию эл. поля.
Ввод воды (5-10 %масс на нефть) необходим для растворения взвешенных кристаллов солей в нефти. Для экономии пресной воды лучше применять двухступенчатые установки ЭЛОУ.
Здесь нефть перед I ступенью промывается соленой водой после II ступени, а чистая вода подается лишь перед II ступенью для промывки.
Т процесса ЭЛОУ подбирают такую, чтобы вязкость нефти была 2-4 сСт (70-90ºС).
5.Теоретические основы обезвоживание и обессоливание нефтей.
В основе процесса обезвоживания лежит разрушение (дестабилизация) нефтяных эмульсий, образовавшихся в нефти в результате контакта с водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины.
Сырая нефть содержит примеси, и поэтому система "нефть-вода" образует трудноразделимую эмульсию двух видов:
- гидрофильная (нефть в воде) - нефтяные капли - дисперсная фаза, вода - дисперсионная среда.
- Гидрофобная (вода в нефти), вода - дисперсная фаза, нефть - дисперсионная среда.
Структура эмульсии вода в нефти:
Капли воды (глобулы) имеют диаметр dК 0,1 -1000 мкм. Каждая из них окружена защитной оболочкой (сольватной), образованной из молекул адсорбируемого на границе раздела фаз эмульгатора. Данная оболочка препятствует слиянию капель. Чем меньше глобулы, тем труднее разрушается эмульсия. Эмульгаторы - в-ва, способствующие образованию и стабилизации эмульсий. В нефти их роль выполняют соли органических кислот, парафины и церезины. Они адсорбируются на поверхности раздела фаз, образуя защитную оболочку.
Факторы устойчивости эмульсии:
Перед первичной перегонкой нефти содержание хлоридов в ней не должно быть выше 3-5 мг/литр (воды 0,1масс%). При содержании до 5 мг/литр почти полностью удаляются Ме, это важно для показателей товарных топлив.
Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания нефтей осуществляется на установках ЭЛОУ, включающие методы: механические, термохимические и электрохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения.
Механические методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1-2 ч. Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется.
Термохимический метод. Заключается в вводе в систему деэмульгатора (химического вещества), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев до 60-1000С) и ускорения укрупнения капель воды.
Деэмульгатор вводят в поток нефти в количестве 5-50 г/т нефти.
Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с большой глубиной обессоливания.
Электрохимический метод. Этот метод заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменной промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, а результате частой смены полярности электродов увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды (до 0,1% мас.).
В промысловой практике применяется электрохимический способ обезвоживания нефтей. Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (термохимический метод), а диспергированная ее часть – в электродегидраторах (электрический способ).
Для достижения глубокого обессоливания нефти электротермо-химический способ осуществляют в две или три ступени с противоточной подачей свежей воды (установки ЭЛОУ НПЗ). При смешении нефти с пресной водой создается искусственная эмульсия (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Число ступеней обессоливания нефти определяется содержанием солей в исходной нефти и устойчивостью эмульсии.
После глубокой очистки на установках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов поддерживается содержание воды менее 0,1% мас., солей – менее 5 мг/л; такая нефть пригодна для переработки.
6. Теоретические основы процессов перегонки нефти и газоконденсатов.
Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газоконденсата на фракции, различающиеся друг от друга и от сырья температ-ми границами кипения. При перегонке не происходит хим. превращения углеводородов, не изменяется их молекулярный состав. По способу проведения перегонка делится: простая перегонка и сложная.
Простая перегонка может осущ-ся несколькими способами.
1) Способ перегонки с постепенным испарением
Суть способа в том, что нефть постепенно нагревается с постоянным непрерывным отводом образующихся паров, которые охлаждается и конденсируется.
а) Перегонка с однократным испарением.
Пи однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка.
Этот способ перегонки по сравнению с перегонкой с постепенным испарением обеспечивается при одинаковых температурах и давлениях, и дает большую долю отгона. Это объясняется тем, что легкие компоненты сырья находящиеся в паровой фазе, способствуют снижению парциального давления углеводородов, т.е понижение их температур кипения. Это важное достоинство используется в практике нефтепереработки, для достижения мах. отбора паровой фазы при ограниченной темп-ре ( во избежание крекинга нефти и термического разложения.).
Б) Перегонка с многократным испарением.
Заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.
Перегонка с двухкратным испарением при одной и тоже темп-ре обеспечивает меньшую долю отгона, чем при однократном испарении.
2) Сложная перегонка.
Простая перегонка нефти и углеводородных смесей не дает четкого разделения на составляющие компоненты. Четкость деления достигается способом сложной перегонки.
А) Перегонка с дефлегмацией
Образующиеся пары конденсируются и часть дистиллята в виде флегмы и подают на встречу поднимающегося потока пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков, уходящие из системы пары обогащаются НКК, тем самым повышается четкость разделения и так многократно.
Б) Перегонка с ректификацией.
В основе лежит способ многократного контактирования противоточных паров и жидкости. Контактирование производится либо непрерывно (насадочная колонна) либо ступенчато (тарельчатая колонна). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования между ними происходит тпело- и массобмен. В рез-те каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар обогащается низкокипящими, жидкость – высококипящими. При длительном контакте наступает состояние равновесия, что является фазовым равновесием или теоретической тарелкой.
Использование в промышленностити принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией позволяет достичь высокой четкости разделения нефти на фракции.
7.Особенности нефти как сырья процессов перегонки.
Нефть и нефтяные смеси обладают рядом спецеф.свойств, определяющих особенности в технологии их переработки.
1) Невысокая термическая стабильность. Температура её термич.стабильности по кривой ИТК равна 350-360º. Нагрев до более высоких температур вызывает её деструкцию, ухудшая качество отбираемых продуктов перегонки. Поэтому перегонку нефти и её тяжелых фракций проводят с ограничением по её температуре нагрева. В условиях этого ограничения для выделения дополнительных фракций, выкипающих выше предельно допустимой темпер.нагрева сырья используют перегонку под вакуумом (способ повышения относительной летучести компонентов). Для повышения четкости разделения при вакуумной перегонке применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. С позиции термической нестабильности нефти технология её глубокой перегонки (с отбором фракций до гудрона) должна включать 2 стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона.
2)Летучесть компонентов сырья нефти. Значение коэффициента летучести непрерывно убывает по мере утяжеления фракции, а также по мере снижения температурного интервала кипения фракции. Эта особенность нефти обуславливает определенные ограничения на четкость погоноразделения, так и по отношению к «узкости »фракций.
3)Содержание смолисто-асфальтеновых соединений и металлов, попадающих при перегонке в дистилляты ухудшает их эксплуатационные характеристики, усложняя их последующую переработку. Необходима организация четкой сепарации фаз в секции питания атмосферной и вакуумной колонн. Установкой специальных сепараторов (насадок, отб.тарелок и др.), промывкой потока паров стекающей жидкости в специальной промывной тарелке. Для повышения разделительной способности промывных нижних тарелок сепарационной секции колонны обеспечивается избыток орошения (избыток однократного испарения) путем незначительного перегрева сырья (не выше пред. допустимой температуры). Для отгона при однократном испарении в секции питания колонны должна быть на 2-5%больше выхода продуктов, отбираемых в виде дистиллята и боковых погонов.
8.Первичная перегонка нефтей. Классификация установок первичной перегонки нефтей. Комбинированные установки.
Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газоконденсата на фракции, различающиеся друг от друга и от сырья температ-ми границами кипения. При перегонке не происходит хим. превращения углеводородов, не изменяется их молекулярный состав.
Установки первичной перегонки нефти предназначены для разделения её на фракции для последующей переработки или использования как компонентов товарных нефтепродуктов. На них вырабатываются смазочные масла, моторные топлива, сырье для вторичных процессов, для нефтехим.производства. От их работы зависят технико-экономические показатели процессов последующей переработки сырья, ассортимент и качество получаемых компонентов.
Процессы первичной перегонки проводят на атмосферных трубчатых (АТ), атмосферно-вакуумных трубчатых(АВТ) или вакуумных трубчатых(ВТ)установках. От направления использования фракций установки делятся на топливные, масляные, топливно-масляные. На установках АТ проводят неглубокую перегонку нефти с получением топливных фракций и мазута. На установках ВТ – перегонку мазута. Полученные продукты(гудрон,газойлевые и масляные фракции) используются как сырья вторичной переработки с получением смазочных масел, битумов, кокса, топлив и др.нефтепродуктов.
На установках комбинированного типа проводят процессы обезвоживания, обессоливания, вторичную перегонку и стабилизацию бензиновой фракции. К ним относят ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ-вторич.перегонка и др. Преимущество таких установок – это низкие капит. и эксплуатационные затраты в сравнением с уст.малой производительности, высокая производительность труда, широкий ассортимент получаемых фракций и разнообразие схем перегонки.
Нефть пропускается сырьевым насосом через теплообменники и трубчатую печь в ректификационную колонну. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате, снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что дает возможность вести перегонку при более низких температурах.
Благодаря влиянию легких фракций, применяя однократное испарение, можно снизить конец кипения перегоняемого сырья на 50—100°С по сравнению с постепенным испарением. При однократном испарении взаимно растворимых жидкостей и последующей конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше низкокипящих фракций, чем в исходном сырье.
Поэтому после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.
В эвапорационном пространстве происходит однократное испарение нефти. Пары нефти затем разделяют ректификацией на целевые фракции, а из жидкости также с применением процесса ректификации удаляют легкокипящие фракции.
Рис. 15. Схема атмосферной перегонки с однократным испарением нефти:
/ — нефть; // — газ; /// — бензин; iv —керосин; v—дизельная фракция; vi —мазут.
Достоинством схемы с однократным испарением является то, что легкие и тяжелые фракции испаряются совместно. Это способствует более глубокому отделению тяжелых компонентов при относительно низких (300—325C) температурах подогрева нефти. Установки однократного испарения компактны, имеют малую протяженность трубопроводов, требуют меньше топлива, чем другие установки.
Недостатки схемы с однократным испарением следующие:
1) при перегонке нефтей с повышенным (выше 15%) содержанием бензиновых фракций значительно увеличивается давление в теплообменниках и трубах печного змеевика, что приводит к необходимости применять более прочную и металлоемкую аппаратуру, увеличивать давление в линии нагнетания сырьевого насоса;
2) если на перегонку подается нефть, из которой плохо удалена вода, то это также приводит к повышению давления в печи и может вызвать повреждение фланцевых соединений печных труб;
3) если перегоняемая нефть недостаточно хорошо обессолена, то при ее нагреве в трубах печи будут отлагаться минеральные соли, из-за этого происходят местные перегревы в змеевиках печей, что в конечном итоге может приводить к аварии — прогару труб. Однако, чтобы достичь такой же глубины отбора дистиллятов, как при однократном испарении, нефть на установках двукратного испарения приходится нагревать до более высокой температуры (360—370 °С).
Однократное испарение широко применяется в настоящее время в промышленности. Например, разделение нефти осуществляется методом однократного испарения ее с последующей ректификацией паровой и жидкой фаз; при этом нагрев нефти проводится в трубчатых печах, а разделение на фазы — в секции питания ректификационной колонны.
Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок - отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом
Применима для стабилизированных и хорошо обессоленных и обезвоженных нефтей. Кол-во растворенных газов (по С4 вкл.) должно быть ≤ 0,5 или 1,2%масс, содержание БФ ≤ от 12 до 15%масс, выход светлых фракций ≤45%масс.
Назначение – разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Перегонка нефти осуществляется на атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно0вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Установки АТ и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной переработки бензинов.
Сырье и продукция. Сырьем является обессоленная нефть, полученная на установках и блоках ЭЛОУ. Продукция установки:
Схема атмосферной перегонки двукратным (б)
испарением нефти:
/ — нефть; // — газ; /// — бензин; iv —керосин; v—дизельная фракция; vi —мазут.
Схема установки с двукратным испарением приводится. Нагретая в теплообменнике нефть подается в так называемую отбензинивающую колонну. В эвапорационном пространстве этой колонны происходит испарение нефти. Поскольку нефть нагрета только до 200—240 °С, количество образующихся паров невелико и в них в основном содержатся бензиновые фракции. На ректификационных тарелках концентрационной части колонны бензин отделяется от более тяжелых фракций и в виде паров уходит из колонны. Вместе с парами бензина удаляются пары воды, поступившей на установку первичной перегонки с нефтью, и газы. Полуотбензиненную нефть забирают насосом и через трубчатую печь подают в основную, атмосферную колонну, где происходит повторное испарение нефти и ректификация паров с выделением тяжелого бензина (смешиваемого затем с бензином, получаемым в отбензинивающей колонне), керосиновой и дизельной
фракции. Остатком является мазут. При двукратном испарении газ, вода и значительная часть бензина удаляются из нефти до ее поступления в печь. Это обстоятельство облегчает условия работы как печи, так и основной ректификационной колонны и является основным преимуществом схемы с двукратным испарением. Схема с двукратным испарением особенно удобна в тех случаях, когда часто происходит изменение типа перерабатываемой нефти. На установках двукратного испарения устранены недостатки, характерные для установок однократного испарения.
Однако, чтобы достичь такой же глубины отбора дистиллятов, как при однократном испарении, нефть на установках двукратного испарения приходится нагревать до более высокой температуры (360—370 °С). На установке с двукратным испарением удваивается количество ректификационных колони, загрузочных насосов, растут размеры конденсационной аппаратуры.При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ?С), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте.
Применяется для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворенных газов до С4 меньше либо равно 1,5-2,2%, содержание БФ 20-30%, выход светлых фр 50-60%. Целесообразно применять для сернистых и высокосернистых нефтей
Преимущества:
Недостатки:
БФ колонны К-1 и К-2 объединяют и далее отправляют на блок вторичной перегонки.
Назначение – разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Перегонка нефти осуществляется на атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно0вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Установки АТ и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной переработки бензинов.
Сырье и продукция. Сырьем является обессоленная нефть, полученная на установках и блоках ЭЛОУ. Продукция установки:
Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они составляют основу НПЗ и на них вырабатываются компоненты топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и нефтехим. производств.
ВТ- вакуумные трубчатые установки, предназначения для перегонки мазута.
Получаемое на ВТ сырьё: газойлевые, масляные фракции и гудрон, используются для вторичной переработки, из них получают: смазочные масла, кокс, битум и др. нефтепродукты.
Установки ВТ подразделяются на 2 вида:
1.ВТ с ОИ и ОР (по топливному варианту) – мазут разгоняется в 1-ой колонне, с отбором
2.ВТ с 2И и 2Р (чаще использ. по масляному варианту) 1 М.П. (350-420 ° с) и получением полугудрона, затем отбором 2 М.П. (420-480 ° с) и гудроном.
2а Мазут разгоняется в 1-й колонне с отбором первой масляной фракции и полугудрона, который идет на разгон во вторую вакуумную колонну, сверху 2- масляный погон, гудрон снизу.
2б 1 и 2 масляные погоны это широкая вакуумная фракция или дистиллят.
Принципиальная технологическая схема ВТ с ОИ и ОР.
Мазут отбираемый с низа амт.колонны блока АТ, прокачивается параллельными потоками через печь в вакуумную колонну. Смесь нефт. и водяных паров, газы разложения (и воздух засасываемый ч-з неплотности) с верха вакуум.колонны поступает в вакуумсоздающую систему. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике она разделяется газосепараторе на газовую и жидкую фазы. Газы отсасываются трёхступенчатыми пароэжекторным вакуумным насосом, а конденсаты поступают в отстойник для отделения нефтепродукта от водяного конденсата. Верхним боковым погоном вакуумной колонны отбирают фракцию легкого вакуумного газойля (соляр). Часть его после охлаждения в теплообменнике возвращается на верх колонны в качестве верхнего циркуляционного орошения.
Вторым боковым погоном отбирают широкую газойлевую (масляную) фракцию (М.П. 350-420 ° С). Часть её после охлаждения используют, как среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны. Балансовое количество целевого продукта вакуумного газойля после теплообменников и холодильников выводится с установки и направляется на дальнейшую переработку.
С нижней тарелки концентрационной части колонны выводится затемненная фракция, часть которой используется как нижнее циркуляционное орошение, часть – может выводиться с установки или использоваться как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.
С низа вакуумной колонны отбирается гудрон и после охлаждения в теплообменнике возвращается в низ колонны в качестве квенчинга. В низ вакуумной колонны и змеечик печи подаётся водяной пар.
Особенности конструкции вакуумной колонны.
При эксплуатации промышленных установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидкости (гудрона) в концентрированную секцию вакуумной колонны в виде брызг, пены, тумана и т.д., и обеспечить благоприятные условия для max отбора целевого продукта без заметного его разложения. Вакуумные колонны по топливному варианту имеют при небольшом числе тарелок (или невысоком слое насадки) развитую питательную секцию: отбойники из сеток и промывные тарелки, где организуется рециркуляция затемнённого продукта. Нагрев мазута в печи не выше- 420-425 ° С, т.к. повышение температуры вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксование и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля.
В печи ВТ установки устраивают многопоточные змеевики (до 4-х), применяют печи двустороннего облучения, в змеевик печи подают пар, для снижения температуры низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлаждённого гудрона. В вакуумной колонне применяют ограниченное число тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку, используют вакуумосоздающие системы, обеспечивающие глубокий вакуум. Количество тарелок в отгонной секции также должно быть ограничено. В процессе вакуумной перегонки мазута по топливному варианту используют схему однократного испарения, применяют одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционный орошений.
12.Роль вакуума. Способы создания вакуума в колонне.
Вакуум в колонне создается с помощью вакуум создающей аппаратуры, за счет отвода сверху колонны газов, паров, которые содержат: 95-97% водяного пара и 1-2% паров дизельной фракции; сероводород и легкие углеводороды, образующихся в результате термодеструкции.; подсосы из-за неплотностей.
Вакуум создается за счет паров и газов, которые не конденсируются при обычных условиях их называют перманентные газы, все эти продукты самопроизвольно
Вакуум в колоннах создается с флегмы, которое необходимо для верхней секции колонны. В остальных секциях флегма создается с помощью циркулирующего орошения, которое забирается с нижележащей тарелки соответствующей секции, охлаждается и подается на верхнюю тарелку этой секции. В атмосферных колоннах современных установок первичной перегонки имеется 2 - 3 циркулирующих орошения. Число промежуточных орошений, как правило, на единицу меньше числа отводимых боковых погонов.
Внедрение промежуточных циркулирующих орошений позволяет улучшить условия регенерации тепла на установке, так как температура отводимого циркулирующего орошения выше температуры острого орошения и дает возможность значительно разгрузить верхнюю часть атмосферной колонны и конденсаторы - холодильники. В многосекционных вакуумных колоннах орошение создается исключительно с помощью потоков циркулирующих орошений помощью вакуум-насосов или пароструйных эжекторов. Вакуум-насосы по принципу действия аналогичны компрессорам. Существуют поршневые, ротационные и водокольцевые вакуум-насосы.
Принцип работы пароструйных эжекторов - использование кинетической энергии водяного пара. Струя пара с большой скоростью вытекает из сопла, захватывает отсасываемую газожидкостную смесь и вместе с ней выбрасывается в атмосферу.
Чтобы создать небольшой вакуум (до 90 кПа), используют одноступенчатые эжекторы. Если требуется более глубокий вакуум, применяют многоступенчатые пароэжекторные агрегаты, снабженные промежуточными конденсаторами (рисунок 15, б). В конденсаторах рабочий пар и газы, выходящие из предыдущей ступени, охлаждаются и конденсируются.
Эжекторами и вакуум-насосами из вакуумных колонн отсасываются газы разложения, водяной пар, подаваемый в колонны для улучшения ректификации, а также воздух, попавший в аппаратуру вследствие ее недостаточной герметичности.
Основным аппаратом, применяемым для конденсации, является барометрический конденсатор смешения. Он представляет собой цилиндрический аппарат с каскадными ситчатыми тарелками, под нижнюю из которых поступают пары с верха вакуумной колонны. Охлаждающая вода подается на верхнюю тарелку. Сконденсировавшиеся нефтяные пары и вода сливаются по трубе 3 в барометрический колодец 6, а газ с верха барометрического конденсатора отсасывается паровыми эжекторами или вакуум - насосами 4. Существенный недостаток схемы а состоит в том, что при непосредственном смешении с нефтяными парами охлаждающая вода сильно загрязняется сероводородом и нефтепродуктами. Экспериментально установлено, что в воде конденсаторов содержится до 5% от получаемой на АВТ дизельной фракции. Вода, загрязненная нефтепродуктами, попадает затем в сточные воды завода, загрязняя почву и водоемы.
Современные схемы создания вакуума обеспечивают поддержание в колоннах установок АВТ остаточного давления 5 - 9 кПа.
13.Установки вторичной перегонки бензиновой фракции. Назначение. Принципиальная технологическая схема установки. Разновидности схем. Четкость разделения.
Назначение – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.
Для стабилизации и вторичной перегонки прямогонных бензинов с получением сырья каталитического риформинга топливного направления применяют в основном двухколонные схемы, включающие колонну стабилизации и колонну вторичной перегонки бензина на фракции н.к. - 85 и 85 - 180°С. Как наиболее экономически выгодной схемой разделения стабилизированного бензина на узкие ароматикообразующие фракции признана последовательно-параллельная схема соединения колонн вторичной перегонки, как это принято в блоке стабилизации и вторичной перегонки установки ЭЛОУ- АВТ - 6 (рис. 5.15). В соответствии с этой схемой прямогонный бензин после стабилизации разделяется сначала на 2 промежуточные фракции (н.к. - 105°С и 105—180°С), каждая из которых затем направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции.
Как видно из рис. 5.15, нестабильный бензин из блока АТ после нагрева в теплообменнике поступает в колонну стабилизации (дебутанизатор) 1. С верха этой колонны отбирают сжиженные газы С2~С4, которые проходят конденсатор-холодильник и поступают в газосепаратор. Часть конденсата возвращается в колонну 1 в качестве острого орошения, а балансовое количество выводится с уста новки. Подвод тепла в низ дебутанизатора осуществляется горячеИ струей подогретого в печи стабильного бензина. Из стабильного бензина в колонне 2 отбирают фракцию Сг
Выход продукции на установках вторичной перегонки зависит от потенциального содержания узких бензиновых фракций в нефти и четкости выделения бензина на АВТ и АТ.
14.Установка АВТ. Назначение, продукция и её использование.
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.
1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.
2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы (рис.7).
3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.
Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.
Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.
На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.
15.Поддержание технологического режима на установках первичной перегонки нефти.
Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами: имеет непрерывный характер выкипания, невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих и практически нелетучих смолисто-асфальтеновых и серо-, азот- и металл органических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства нефтепродуктов и затрудняющих последующую их переработку.
Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута — в вакууме. Выбор температурной границы деления нефти при атмосферном давлении между дизельным топливом и мазутом определяется не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом.
Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяным паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет предотвратить унос капель паровым потоком.
Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной колонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута.
Рис.3.1. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти ( а ) и вакуумной колонны для перегонки мазута ( б ):1 – секция питания; 2 – сепарационная секция; 3 – сложная колонна; 4 – боковые отпарные секции; 5 – нижняя отпарная секция;I – нефть; II- дистиллятные фракции; III – водяной пар; IV – затемненный продукт; V – мазут; VI – гудрон; VII – вода.
Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.
Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения.
При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолисто-асфальтеновых, сернистых и металл- органических соединений.
Используемые в промышленности ректификационные системы позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.
Температура, оС: Отбензиненная колонна
Питания--------205
Верх------------155
Низ--------------240
Давление, МПа-----0, 5
Основная колонна Вывод фракций
Питания--------365 180-220-----------196С
Верх------------146 220-280-----------246
Низ--------------342 280-350-----------больше 312
Давление, МПа-----0, 25
Вакуумная колонна Боковые погоны
Питания--------395 легк вакуумн газойль-195
Верх------------125 широкий ВГ-260
Низ--------------352 затемненная фракция-300С
Давление, кПа-----8кПа
16.Совершенствование установок АТ с целью увеличения отбора дистиллятных фракций и снижения тепловых затрат.
Увеличение глубины отбора светлых из нефти (фракций до 350— 360 °С) является важнейшей задачей первичной перегонки нефти. Повышение четкости погоноразделения является также одной из важных задач перегонки, поскольку основные показатели качества дистиллятных фракций существенным образом зависят от их фракционного состава.
Однако непрерывное наращивание мощности установок первичной перегонки нефти без значительной их реконструкции привело к заметному ухудшению качества продуктов: наложение температур кипения между некоторыми дистиллятными фракциями достигло 100—150 °С, температура начала кипения мазута стала на 40—50 °С ниже температуры конца кипения дизельного топлива, а содержание в мазуте фракций до 350 °С повысилось до 10—12 %. При последующей переработке такого мазута содержание фракций дизельного топлива в вакуумном газойле доходило до 30 %.
В атмосферной колонне осуществляется основное разделение нефти на дистиллятные фракции и мазут. По мере утяжеления фракций четкость разделения ухудшается вследствие уменьшения относительной летучести разделяемых фракций и флегмового числа. Флегмовые числа по секциям атмосферной колонны (под тарелкой отбора продуктов) при разделении частично отбензиненной нефти с содержанием 65 % светлых (фракций до 360 °С) в колонне с промежуточными циркуляционными орошениями под каждой отборной тарелкой меняются следующим образом:
Флегмовое число Выход, % (мас.)
Бензин 6,3 18,8
Реактивное топливо 1,65 18,3
Дизельная фракция 0,49 26,5
Мазут 0,07 31,2
Наибольшее значение флегмовое число имеет в верхней секции колонны, достаточно высокое оно и в следующей, нижележащей секции, однако в секции, расположенной ниже отбора фракции дизельного топлива (или атмосферного газойля), флегмовое число явно недостаточно. Низкие флегмовые числа в нижних секциях атмосферной колонны являются следствием недостатка тепла, вносимого в колонну. Поскольку все тепло в атмосферную колонну вносится с сырьем, для повышения четкости ректификации и увеличения глубины отбора светлых необходимо увеличивать долю отгона сырья за счет максимального его подогрева и понижения давления в колонне.
Термическая стабильность тяжелых углеводородов позволяет нагревать нефть при атмосферной перегонке до 350—360 оС, что обеспечивает долю отгона сырья, на 5—10 % превышающую сумму отбора светлых в колонне.
На результаты перегонки большое влияние оказывает давление
Ниже приведены данные о влиянии давления на процесс перегонки нефти для установки производительностью 6—8 млн. т нефти в год:
Р=0,17 МПа Р=0,5 МПа
Температура, °С:
сырья 360 360
низа колонны 338 331
Отгон, % (мас.) 62 38
Отбор светлых,
% (мас.) на сырье 52,4 35,2
Количество тепла,
затраченного на нагрев 210 193
сырья в печи, МВт
Количество тепла,
отводимого в конденса- 162 122,5
торах, МВт
При увеличении давления отбор дистиллятов уменьшается, при этом значительно ухудшается качество продуктов, т. е. четкость ректификации. Анализ работы промышленных колонн также подтверждает этот вывод: при повышенном давлении не удается полностью отобрать светлые дистилляты, отбор их составляет 70—80 % от потенциала; не достигается и ожидаемое увеличение производительности колонны. В то же время переход на пониженное давление, близкое к атмосферному, и на умеренный вакуум порядка 400—800 гПа дает возможность не только повысить качество получаемых продуктов, но и улучшить технико-экономические показатели процесса.
17.Совершенствование установок ВТ с целью увеличения отбора дистиллятных фракций.
Установки ВТ –п редназначены для перегонки мазута . Получаемые на них газойливые масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив смазочных масел .кокса . битумов и др. нефтепро-дуктов Основное назначение блока вакуумной перегонки. Перегонка мазута топливного профиля - получают : вакуумный газойль широкого фракционного состава (350 - 500 ) используют как сырье ---- установок каталитического крекинга . гидрокрекинга или пиролиза . О четкости разделения - мазута судят по фракционному составу и цвету вакуумного газойля. При эксплуатации промыш-х установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидкости (гудрона) в концентрационную секцию вакуумной колоны в виде бризг пены тумана и т.д. В этой связи вак-колоны по топливу имеют : отбойники из сеток и промывные тарелки .Для предотвращения попадания металлоорганических соединений в вакуумный газойль (иногда вводят присадку - силоксан). При эксплуатации промышленных установок ВТ установлено . что нагрев мазута в печи выше (420 - 425 ) вызывает образование газов .разложение : закоксывание. прогар труб печи. Осмолнение вак-го газойля. При нагреве мазута до мах. T- ры время пребывания в печи уменьшают . ( много поточные змеевики до четырех шт.) используют глубокий вакуум. Количество тарелок в отгонной секции ограничено чтобы обеспечить малое пребывание нагретого гудрона .уменьшают диеметр колонны. В процессах Вак.перегонки мазута - применяют схему по топливу однократного испорения/ применяя одну сложную ретификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений. Установки ВТМ - получение узких масляных фр-й заданной вязкости являющихся базовой осново/ для получения товарных масел путем / путем многоступенчатой очистки от нежелательных компанентов (смолистых /асфольтеновых соединений/ароматических угл-в/ твердых парафинов) Многие показатели качества ( вязкость/ИВ Т-ра всп./нагарообразующая и др) . В процессах ВТМ - по сравнению с ВТ топливного прфиля предъявляются более строгие требования к четкости погоноразделения и выбору сырья. Для получения масел высокого качества из нефти рекомендуется получать узкие фр-ии (350-400)/( 400 -450 )/ ( 450 -500 )гр.С. С минимальным налнганием темпер-ры кипения смежных дистиллятов( не более 30-60 ). Для обеспечения требуемой четкости погоноразделения на ректификацион- ных колоннах ВТМ - устанавливают большое число тарелок (до восьм на каждый дистиллят) .Широко применяют двух- колонные схемы (двухкратнного испорения по дистилляту ) перегонки В последние годы в мировой нефтепереработке все более широкое распростронение при вакуум. перегонке мазута получают НАСАДОЧНЫЕ КОНТАКТНЫЕ устройства регуляторного типа обладающие по сравнению с тарельчатыми , наиболее важным преимуществом ( весьма низким гидравлическим сопротивлением на единицу теоретической тарелки). Это достоинство регулярных насадок позваляет констр-ть вакуум. Ректиф-е коллоны , способные обеспечивать либо более глубокий отбор газойлевых ( масляных) фр-й с Т к.к. вплоть до (600 гр. ), либо при заданной глубине отбора существенно повысить четкость фракци- я маслянных дистиллятов . На некоторых отечест-х НПЗ внедрена и успешно работает новая эффективная технология вакуум. перегонки мазута в ( ПЕРЕКРЕСТНОТОЧНЫХ насадочных колоннах - П Н К) В последние годы на вакуум. Колоннах:НПЗ- Московском/ НПЗ- Мозырском - эксплуатируется новая высокоэффективная/ экологически чистая - КВС с использованием жидкостного устройства ( струйного) - вакуум. Гидроциркуляционного (ВГЦ) - агрегата. В (ВГЦ ) агрегате / конденсация паров и охлождение газов осуществляется не водой /а охлождающей раб . жидкостью - газойлевой фр-й отводимой из вакуумной колонны. Преимущества: а) не требуется воды и пара б) экологически безопасно/ нет шума в) создает более глубокий вакуум ( до 67 Па или 0,5мл. рт. С) г) исключает потери нефтепродуктов.
18. Кривые истинных температур кипения. Задачи, решаемые при помощи кривых ИТК температур.
Полученные в процессе перегонки значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов (в % мас.) представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по ИТК (истинным температурам кипения).
Кривая ИТК - линия, выражающая зависимость выхода дистиллятных фракций от температурного интервала (t кипения) их при перегонке с помощью ректификации.
При перегонке нефти в стандартных условиях на АРН-2 получают кривую ИТК (состав по ИТК), по которой можно установить выход любых фракций (бензиновых, керосиновых, дизельных и др.). Этот выход (в % мас.) принято называть потенциальным содержанием данной фракции в нефти (теоретическим выходом), а суммарный выход фракции до 3500С – потенциальным содержанием суммы светлых фракций в нефти (). Отношение / называется отбором от потенциала, выражается либо в %, либо в долях единицы. Величина зависит не только от качества нефти, но и от того, какой ассортимент светлых нефтепродуктов реально получен из данной нефти.
В справочной литературе содержатся данные по разгонке для нефтей в аппарате АРН-2. По этим данным можно построить кривую ИТК нефти и определить в ней потенциальное содержание фракций
Кривые ИТК используют для определения фракционного состава сырой нефти, расчета физико-химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов и параметров технологического режима процессов перегонки и ректификации нефтяных смесей. Кривая ИТК показывает потенциальное содержание в нефти отдельных (узких) фракций, являющихся основой для последующей их переработки и получения товарных нефтепродуктов (автобензинных, реактивных, дизельных и энергетических топлив, смазочного масла и др.).
19.Построение линии ОИ нефтяных фракций на основании кривых ИТК нефти. Задачи, решаемые при помощи кривой ОИ.
Однократная перегонка осуществляется испарением жидкой смеси. В связи с этим для получения заданной доли отгона сырья однократное испарение позволяет вести процесс разделения с меньшей вероятностью термического разложения компонентов смеси. Вакуум и водяной пар понижают парциальное давление компонентов смеси и вызывают тем самым кипение жидкости при меньшей температуре. Простая перегонка нефтяных смесей изображается кривыми однократного испарения (ОИ), устанавливающими зависимость доли отгона от температуры нагрева смеси. Кривые ОИ характеризуют также условные температуры кипения смеси при нечетком их разделении, а начальные и конечные точки кривой ОИ определяют соответственно истинные температуры кипения (ИТК) жидких смесей и конденсации паровых смесей заданного состава. Для равномерно выкипающей смеси кривые ОИ имеют незначительную кривизну в начале и в конце и являются практически прямыми линиями.
20.Кривые качества нефтей. Задачи решаемые при помощи кривых качества нефтей. Материальный баланс первичной перегонки на основе кривых ИТК .
Кривые истинных температур кипения (ИТК).
Кривая ИТК – это линия, выражающая зависимость выхода дистиллятных фракций от температурного интервала (Ткип) выкипания при перегонке с помощью ректификации. Для построения кривой необходимо произвести разгонку пробы нефти, на аппарате АРН-2, в нем разгонка ведется при атмосферном давлении до 200ºС, а затем систему герметизируют и продолжают перегонку под вакуумом при давлении 1,3 кПа до 320 ºС, затем давление снижают до 0,5 кПа и перегонку ведут до появления первых признаков терморазложения. Ткип. фракции отбирается при остаточном давлении, пересчитанном на атмосферное давление. Кол-во отбираемой фракции взвешивается и расчитывается в %масс. относ. сырья. Полученные значенияия температур кипения отбираемых фракций и их выход в % масс. представляют в виде таблицы (данные по разгонке ИТК) или кривой ИТК.По данным разгонки можно построить кривую ИТК нефти, пределы выкипания берут по концу кипения фракции. Значение кривой ИТК в том, что: [1.] по ней можно определить фракционный состав любой нефти. [2.] по ней можно установить потенциальный (макс) выход любых фракций из нефти, а также составить теоретическийий мат. баланс уст.
первич. перегонки нефти. Если первая точка будет лежать на оси Т, значит газа в нефти нет. Бензин. фр. н.к.-180, керосин. фр. 180-240, дизельн. фр. 240-350. До 350 ºС отбираются светлые фракции (дистиллятные). До температуры конца . отбираются все дистиллятные фракции. 350-Тк.к. – вакуумный дистиллят.
Кривых качества.
Кривые качества – зависимость определенного показателя качества нефти от выхода фр.
Значения кривых качества в том, что по ним можно найти плотность, молекул массу, кинематическую вязкость, температуру застывания, вспышки содерж. серы или содержание любой фракции. Для определения какого-то показателя одновременно в координатной сетке строят кривую ИТК нефти и кривые качества.
Материальный баланс первичной перегонки на основе кривых ИТК
При составлении материального баланса рассчитывается приход сырья 100% нефть, выход на нефть в кол-ве (%масс, тыс. тон⁄год, тон⁄сутки и кг⁄час) а также расход сырья, далее нефть расписывается по фракциям и считается масса выхода каждой фракции .
21.Технологическая классификация нефтей
Нефти подразделяются по следующим показателям на : ГОСТ 38-01197-97
Три класса по содержанию серы: малосернистые, сернистые и высокосернистые, а также в бензине (н.к. -180С) , в реактивном (120-240) и дизельном топливе (240-350С). Три типа по потенциальному содержанию фракции перегоняющихся до 350С (Т1-Т3). Четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1-М4), четыре подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1-И4) .Три вида по содержанию парафинов (П1-П3).
|
Класс |
Тип |
Группа |
Подгруппа |
Вид |
|
|
Массовая доля серы в нефти, % мас. |
Массовая доля фракций, выкипающих до 3500С |
Потенциальное содержание базовых масел, % мас. |
Индекс вязкости базовых масел |
Массовая доля парафина в нефти, % мас. |
|
|
на нефть |
на мазут |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
0,60 |
55,0 |
25,0 |
45,0 |
>95 |
1,50 |
|
0,61-1,80 |
45,0-54,9 |
15,0-24,9 |
45,0 |
90-95 |
1,51-6,00 |
|
>1,80 |
<45,0 |
15,0-24,9 |
30,0-44,9 |
85-89,9 |
>6,00 |
|
<15,0 |
<30,0 |
<85 |
Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. По шифру нефти можно легко составить представление о наиболее рациональных схемах ее переработки и обосновать необходимость облагораживания нефтепродуктов.
22. Товарная классификация нефтепродуктов. Требования к автомобильным бензинам. Оценка качества автобензинов и их ассортимент.
Классификация товарных нефтепродуктов
по их назначению,
В соответствии с этим, различают следующие группы нефтеп родуктов:
Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на:
Энергетические топлива подразделяются на:
Нефтяные масла подразделяют на смазочные и несмазочные. Различают следующие подгруппы смазочных масел:
Несмазочные (специальные) масла
Углеродные и вяжущие материалы включают:
4.3.Нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные,полокнообразующие и специальные).
Нефтехимическое сырье. К этой группе можно отнести:
5.1.Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы,нафталин и др.).
5.2.Сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, олефинсодержащие газы и др.).
5.3.Парафины и церезины.
Нефтепродукты специального назначения подразделяются на:
Автомобильные бензины - это дистиллятные топлива, т.е. горючие легкоиспаряющиеся смеси ароматических, нафтеновых, парафиновых углеводородов и их производных с числом атомов углерода от 4 до 10 и средней молекулярной массой около 100, имеющие пределы кипения от 30 до 180 °С.
Бензины имеют резкий специфический запах. Без специальных добавок они бесцветны или имеют слабо-жёлтую окраску. Окраска обусловлена наличием в бензине смолистых веществ.
Физико-химическими свойства топлива:.
воспламеняемость и горючесть топлива, зависят от его углеводородного и фракционного состава наряду с наличием в нём присадок
не должно быть нагароотложений
основным эксплуатационным требованиям:
СВОЙСТВА БЕНЗИНОВ
три группы: физико-химические, эксплуатационные и технические.
К первой группе относят свойства, характеризующие состав топлива и его состояние (элементный, фракционный и групповой углеводородный составы, давление паров, плотность, вязкость, поверхностное натяжение, теплоёмкость, теплопроводность, диэлектрическая проницаемость и др.).
Вторую группу объединяют свойства топлива, обеспечивающие надёжность и экономичность работы двигателей внутреннего сгорания (прокачиваемость, испаряемость, воспламеняемость и горючесть, склонность к образованию отложений, коррозионная агрессивность и совместимость с неметаллическими материалами, противоизносные и охлаждающие свойства). Эти свойства характеризуют полезный эффект от использования топлива по назначению и определяют область его применения.
Третью группу составляют свойства топлив, которые не связаны с их применением, а проявляются в процессе хранения и транспортирования. Эта группа разделяется на две подгруппы: свойства, характеризующие сохранность качества топлива в процессе его транспортирования и хранения (химическая и физическая стабильность, биологическая стойкость) и свойства, обеспечивающие безопасность транспортирования, хранения и использования топлив (токсичность, пожароопасность и склонность к электризации).
Детонация (от греческого «детоно» - греметь) - это неконтролируемое самовоспламенение части топливовоздушной смеси, сопровождающееся горением взрывного характера, когда нормальное сгорание смеси под влиянием различных факторов трансформируется в детонационное, при котором скорость распространения фронта пламени возрастает с 25 - 35 (при нормальном сгорании) до 1500.2500 м/с (при аномальном сгорании).
Нормальное сгорание топливовоздушной смеси на всех режимах эксплуатации двигателя возможно только в том случае, если бензин обладает высокой детонационной стойкостью, т.е. способностью противостоять детонации.
Мерой детонационной стойкости является октановое число, определяемое двумя методами - исследовательским и моторным на одноцилиндровых установках.
Моторный метод имитирует работу двигателя на форсированных режимах при достаточно больших и длительных нагрузках с повышенной тепловой напряжённостью: передвижение по плохим дорогам, перевозки тяжелых грузов, для междугородного движения и др.
Испытания по исследовательскому методу проводят в режиме работы легкового автотранспорта в условиях города: частые остановки, ограниченные нагрузки, низкая тепловая напряженность и др.
Октановым числом называют процентное содержание (по объему) изооктана в искусственно приготовленной смеси, состоящей из изооктана и н-гептана, по своей детонационной стойкости равноценной испытуемому бензину.
Октановое число, определённое по исследовательскому методу, на 7 - 10 ед. больше, чем по моторному.
Октановое число бензина может быть подсчитано по формуле (приближенно соответствует октановому числу, определённому исследовательским методом на установках ИТ9-6 и УИТ-65):
где Тср - средняя температура перегонки бензина; Тнк - температура начала перегонки бензина; Ткк - температура конца перегонки бензина, °С; р - плотность бензина при 20 °С, г/см3.
23. .Товарная классификация нефтепродуктов. Требования к реактивным топливам. Оценка качества реактивных топлив и их ассортимент
Классификация товарных нефтепродуктов
по их назначению,
В соответствии с этим, различают следующие группы нефтеп родуктов:
Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на:
Энергетические топлива подразделяются на:
Нефтяные масла подразделяют на смазочные и несмазочные. Различают следующие подгруппы смазочных масел:
Несмазочные (специальные) масла
Углеродные и вяжущие материалы включают:
4.3.Нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные,полокнообразующие и специальные).
Нефтехимическое сырье. К этой группе можно отнести:
5.1.Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы,нафталин и др.).
5.2.Сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, олефинсодержащие газы и др.).
5.3.Парафины и церезины.
Нефтепродукты специального назначения подразделяются на:
4.3.3. Реактивные топлива
В современной гражданской и военной авиации широкое применение получили воздушно-реактивные двигатели (ВРД), работающие на жидком углеводородном топливе. Это обусловлено достаточно широкими ресурсами нефтяных углеводородных топлив, их сравнительно невысокой стоимостью, высокими энергетически — ми показателями и рядом других достоинств.
Среди моторных топлив к реактивным топливам предъявляются более повышенные требования к их качеству, их подвергают более тщательному контролю по технологии как при производстве, "ак и транспортировке, хранении и применении.
К топливу для ВРД предъявляются следующие основные требования:
—оно должно полностью испаряться, легко воспламеняться и быстро сгорать в двигателе без срыва и проскока пламени, не образуя паровых пробок в системе питания, нагара и других отложений в двигателе;
— оно должно быть стабильным и менее пожароопасным при хранении и применении.
Эксплуатационные свойства реактивных топлив
Испаряемость
В ВРД нашли применение 3 типа различающихся по фракционному составу топлив.
1.это керосины с пределами выкипания 135— 150 и 250- 280 "С (отечественные топлива Т-1, ТС-1 и РТ, зарубежное — JR-5'.
2.Второй тип — топливо широкого фракционного состава (60 — 280 С), являющееся смесью бензиновой и керосиновой фракций (отечественное топливо Т-2, зарубежное — JR-4).
3.Третий тип — реактивное топливо для сверхзвуковых самолетов: утяжеленная керосино-газойлевая фракция с пределами выкипания 195 — 315 °С (отечественное топливо Т-6, зарубежное JR-6).
Давление насыщенных паров, Горючесть Удельная массовая теплота сгорания Плотность топлива
Высота некоптяшего пламени
Люминометрическое число Склонность топлива к нагарообразованию
Воспламеняемость реактивных топлив
Прокачиваемость реактивных топлив
Химическая стабильность реактивных топлив.
Термоокислительная стабильность
Коррозионная активность реактивных топлив.
Марки реактивных топлив. Отечественными стандартами предусматривается возможность производства реактивных топлив 4 марок для дозвуковой авиации (Т-1, ТС-1, Т-2 и РТ) и одна марка для сверхзвуковых самолетов — Т-6. Топливо Т-1 — это прямогонная керосиновая фракция (150—280 °С) малосернистых нефтей. Выпускают его в очень малых количествах. Т-2 — топливо широкого фракционного состава (60 — 280 °С), признано резервным п в настоящее время не вырабатывается. Наиболее массовыми топливами для дозвуковой авиации являются ТС-1 и РТ. Топливо "С-1 — прямогонная фракция 150 — 250 "С сернистых нефтей. Отличается от Т-1 более легким фракционным составом. Топливо РТ разработано взамен Т-1 и ТС-1. В процессе его производства прямогонные дистилляты (135 — 280 °С) подвергают гидроочистке. /\ля улучшения эксплуатационных свойств в топливо РТ вводятся присадки противоизносные марки П (0,002 — 0,004 % масс), антио — кислительная (ионол 0,003 — 0,004 % масс), антистатические и ан — тиводокристаллизирующие типа тетрагидрофурфуролового спирта (ТГФ).
Реактивное топливо для сверхзвуковой авиации Т-6 представляет собой глубокогидроочищенную утяжеленную керосино —га — : ойлевую фракцию (195 — 315 °С) прямой перегонки нефти. У топлива низкое содержание серы, смол, ароматических углеводородов (до 10 % масс, а фактическое — 3 — 7 % масс), высокая термическая стабильность, хорошо прокачивается, малокоррозийно и используется на самолетах, имеющих скорости полета до 3,5 М.
24.Товарные классификации нефтепродуктов. Требования к дизельным топливам. Оценка качества дизельных топлив и их ассортимент.
Классификация товарных нефтепродуктов
по их назначению,
В соответствии с этим, различают следующие группы нефтеп родуктов:
Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на:
Энергетические топлива подразделяются на:
Нефтяные масла подразделяют на смазочные и несмазочные. Различают следующие подгруппы смазочных масел:
Несмазочные (специальные) масла
Углеродные и вяжущие материалы включают:
4.3.Нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные,полокнообразующие и специальные).
Нефтехимическое сырье. К этой группе можно отнести:
5.1.Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы,нафталин и др.).
5.2.Сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, олефинсодержащие газы и др.).
5.3.Парафины и церезины.
Нефтепродукты специального назначения подразделяются на:
Показатели качества дизельных топлив.
Воспламеняемость- харак-ет способность ДТ к самовоспламенению в среде разогретого от адиабатического сжатия в цилиндре двигателя воздуха. Определение воспламеняемости ДТ производится на спец.установке со стандартным одноцилиндровым двигателем и заключ-ся в сравнении испытуемого топлива с эталонным. Мерой воспламеняемости явл-ся цетановое число (ЦЧ). В качестве эталонных топлив применяют цетан (ЦЧ=100) и α-метилнафталин (ЦЧ=0).
ЦЧ- показатель воспламеняемости ДТ, численно равный %-му содержанию цетана в смеси с α-метилнафталином, к-ая по самовоспламеняемости в стандартном двигателе эквивалентна испытуемому топливу. Применение ДТ с ЦЧ<40 приводит к жесткой работе двигателя и ухудшению пусковых свойств топлив. Повышение ЦЧ выше 50 приводит к росту расхода топлива из-за уменьшения полноты сгорания. ЦЧ зависит от фракционного и хим.состава ДТ. Парафины Н-строения имеют самые высокие ЦЧ, а арены самые низкие. Существует зависимость между ОЧ и ЦЧ: ЦЧ=60-0,5·ОЧ . Для повышения ЦЧ ДТ используют присадки, улучшающие воспламеняемость топлив (алкилнитраты). Их добавляют к зимним и арктическим сортам ДТ, к низкоцетановым топливам на базе газойлей кат.крекинга в кол-ве не более 1%.
Вязкость и плотность ДТ- они должны обеспечивать нормальную подачу топлива, хорошее распыление в камере сгорания двигателя и работоспособность системы фильтрации без забивки фильтров. вязкость гостируется в пределах 1,5-6,0 сСт.
Испаряемосить- Коррозионная активность- Экологические свойства- Низкотемпературные свойства- Для улучшения низкотемпературных свойств используют адсорбционную и карбамидную депарафинизацию, облегчение фракционного состава ДТ путем снижения Т конца кипения фракции, добавление к ДТ депрессорных присадок. Предельная Т фильтруемости-
АССОРТИМЕНТ ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВ
Основное количество топлив для быстроходных автомобильных и тракторных двигателей вырабатывается в соответствии с ГОСТ 305-82, который устанавливает три марки топлива:
По содержанию серы ГОСТ подразделяет топлива на два вида:
Для использования в летний период по ТУ 38.001355-86 выпускается дизельное топливо утяжеленного фракционного состава (УФС). В его состав включаются прямогонные фракции с более высокой (на 20.30 °С) температурой кипения.
Для улучшения экологической обстановки в городах, карьерах и других местах с ограниченным воздухообменом согласно ТУ 38.1011348-90 выпускается летнее дизельное топливо ДЛЭЧ - экологически чистое.
Оно характеризуется пониженным содержанием серы (не более 0,05 и 0,1 % в топливе I и II вида соответственно). Низкое содержание серосодержащих углеводородов достигается дополнительными операциями - глубокой гидроочисткой или гидрированием.
В соответствии с ТУ 38.101889-81 для применения в зимних условиях вырабатываются дизельные топлива марки ДЗп и ДЗп-15/-25, которые содержат депрессорную присадку, улучшающую низкотемпературные свойства топлив.
По ТУ 38.001162-85 производится экспортное дизельное топливо, для которого нормируются пониженное содержание серы (0,2 и 0,3 % для I и II вида топлив), а также такие показатели, как прозрачность при 10 °С и дизельный индекс, не определяемые по ГОСТ 305-82.
Московский нефтеперерабатывающий завод выпускает в соответствии с ТУ 38.401-58-170-96 дизельные топлива «Городские» ДЭК-Л, ДЭК-З, ДЭКп-Л, ДЭКп-З минус 15, ДЭКп-З минус 25 с улучшенными экологическими характеристиками. Эти топлива отличает пониженное содержание серы (до 0,05 %), для них в технические условия введен показатель предельной температуры фильтруемости, предусмотрено использование депрессорных и противодымных присадок. Ужесточение требований к углеводородному составу этих топлив позволяет снизить выбросы СО на 30…40 %, углеводородов на 20...30%.
Для использования в северных районах (в местах добычи газовых конденсатов) предназначены дизельные топлива газоконденсатные, производимые по ТУ 51-865-79.
Поскольку для быстроходных дизелей особое значение имеют такие показатели качества топлив, как низкотемпературные свойства, содержание серы и температура вспышки, то их величины присутствуют в обозначении товарных дизельных топлив. Так, в маркировку летнего дизельного топлива включают содержание серы и температуру вспышки (например, Л-0,5-40 или Л-0,2-61), а в маркировку зимнего введена температура застывания (например, З-0,5- минус 35 или З-0,2-минус 45). В маркировке арктического топлива используют только содержание серы (например, А-0,2 или А-0,4).
25.Товарная классификация нефтепродуктов. Требования к нефтяным маслам. Оценка качества нефтяных масел и их ассортимент.
В зависимости от назначения нефтяные масла выполняют следующие основные функции:
- уменьшают силу трения между поверхностями;
- снижают износ и предотвращают задир деталей;
- защищают металлы от коррозионного воздействия окружающей среды;
- отводят тепло, образующиеся при трении и охлаждают детали; электрическую
- удаляют продукты износа с поверхности;
- создают электрическую изоляцию токоведущих частей;
- являются гидравлическими жидкостями;
- снижают вибрацию, шум.
Практически невозможно получить масла, хорошо выполняющие все указанные функции одновременно.
Требования к нефтяным маслам:
Все нефтяные масла классифицируются:
- минеральные
- синтетические
2) По способу получения (от вида нефтяного сырья) масла делятся:
А) дистиллятные масла.
Их получают из масляных фракций вакуумной перегонки мазута.
(маловязкий) (средневязкий) (высоковязкий)
350-420 °С 420-450°С 450-480°С
Б) остаточные масла.
Получают из остатка вакуумной перегонки мазута-фракции, выкипающей выше 500 °С- гудрона.
В) компаундированные масла.
Получают смешением дистиллятных базовых масел друг с другом или с остаточными маслами.
Г) загущенные масла.
Получают из базовых дистиллятных или остаточных масел с введением полимерных присадок.
3)По способу очистки.
А) масла кислотно- щелочной очистки
Б) кислотно- контактной очистки
В) селективной очистки
Г) адсорбционной очистки
Д) масла гидрогенизационных процессов (гидроочистка, гидрокрекинг; в присутствии Н2)
4) По назначению (по областям применения)
А) смазочные материалы
Б) несмазочные
В группе А-смазочных материалов ведущее место принадлежит:
Назначение уменьшение силы трения.
Моторные масла:
- карбюраторные
- авиационные поршневые
- дизельные
2) Индустриальные масла:
Назначение-смазка машин и механизмов
3)Трансмиссионные масла:
Назначение смазка зубчатых передач
4) Газотурбинные и компрессионные масла:
Назначение смазка цилиндров, подшипников, клапанов, для уплотнения.
5)Приборные масла
Назначение смазка бытовых и лабораторных приборов.
В группе Б – несмазочных материалов:
Назначение - защита от атмосферной коррозии
Назначение – изоляция токоведущих частей
Назначение – уплотнение при создании вакуума
Назначение – передача энергии по гидравлической системе
Используются как компоненты и добавки в технологических процессах
Эксплуатационные и физико – химические свойства связаны между собой и формируют основные показатели качества.
Под физико – химическими нефтяных масел свойствами понимают:
- вязкость
- плотность
- коксуемость
- температура застывания
- испаряемость
- диэлектрические свойства
- оптические свойства
Под эксплуатационными свойствами понимают те свойства, которые проявляются в условиях применения масел и определяют долговечность и надежность эксплуатации машин и механизмов
К ним относятся:
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА НЕФТЯНЫХ МАСЕЛ
А) вязкость (важнейший показатель качества).
Вязкость масел зависит главным образом от состава и строения углеводородных компонентов, (вязкость возрастает с увеличением молекулярной массы углеводородных компонентов, их цикличности и степени разветвленности, а так же с увеличением содержания смолисто – асфальтеновых веществ) входящих в состав масла.
Влияние вязкости на эксплуатационные характеристики масел в значительной степени связано с температурой.
Для масел определяют показатель кинематическую вязкость при
t=50 °С-V50 В СИ : {м2/с}
t=100 °С-V100
Так же определяют условную вязкость ВУ.
разность – условные градусы.
Товарные масла маркируются:
М-8; М-6; М-10; М-16; М-20.
М - моторное масло
6,10,16 – кинематическая вязкость при 100 °С
Б) индекс вязкости
Наряду с вязкостью для масел, работающих в широком диапазоне температур, важно её изменение от температуры. Условным показателем этого изменения является индекс вязкости (ИВ).
ИВ – это условная величина, характеризующая пологость вязкостно – температурной кривой.
Принято, что масло, которое мало изменяет свою вязкость от температуры, имеет ИВ=100.
Современные масла должны иметь ИВ=90 (не менее). Снижение вязкости масла с целью улучшения ИВ недопустимо, так как масла при высоких температурах должны иметь достаточный уровень вязкости.
Достигается увеличение ИВ путем введения полимерных присадок.
ИВ зависит от группового состава углеводородного исходного масла.
Наибольшим ИВ обладают парафиновые углеводороды, наименьшим – полициклическая ароматика.
2. Стабильность к окислению кислородом воздуха.
Стабильность к окислению оценивается следующими показателями качества:
3.Подвижность при низких температурах.
в)температуры застывания
характеризует низко-температурные свойства масел.
Масла эксплуатируются до -600С. Температуру застывания базового масла снижают путем добавления депрессорных присадок.
При помощи присадок температура застывания снижается на 15-20 0С.
4.Смазочная способность.
Основная функция масла- снижение трения между движущимися поверхностями.
5. Защитные и антикоррозийные свойства.
Особенно важны эти свойства для консервационных смазочных материалов.
Показателем качества этих масел является кислотное число(КЧ). КЧ определяется титрованием щелочью, по количеству грамм щелочи на грамм продукта, и измеряется в мг щелочи(КОН) на грамм масла. КЧ не должно превышать 0,1.
Базовые масла не способны защитить от электрохимической коррозии. Их свойства улучшают путем введения ингибиторов- 3-5%.
Ингибиторы- окисленные парафины, церезины, сульфаты.
Товарное масло представляет собой высококачественное базовое масло и эффективную присадку.
Смазочные нефтяные масла выпускаются в соответствии с ГОСТами, их качество определяют по эксплуатационным свойствам.
Применяется система обозначения моторных масел в соответствии с ГОСТом 17479.1- 85, основана на вязкости и эксплуатационных свойствах. В зависимости от вязкости масла делятся на классы: М- 8, М- 6, М- 11, М- 12, М- 14, М-16, М- 20. Цифра- вязкость при 1000С.
Для загущенных масел вводится следующая маркировка: М-3з/8; М-6з/10. 3 и 6 – вязкость при 180С, 8 и 10 – вязкость при 1000С.
По эксплуатационным свойствам нефтяные масла делятся на 6 групп: А, В, Б, Г, Д, Е. Группа показывает какой букет присадок и сколько их в масле.