Температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения

Температуры застывания и плавления, помутнения

Нефть и нефтепродукты не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. При понижении температуры часть компонентов этой сложной смеси становится постепенно более вязкой и малоподвижной, а растворенные твердые УВ могут выделиться в виде осадков или кристаллов. Это явление весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефтепродуктов при низких температурах. Для характеристики низкотемпературных свойств нефтепродуктов введены следующие чисто условные показатели: для нефти, дизельных и котельных топлив и нефтяных масел - температура застывания; для карбюраторных, реактивных и дизельных топлив - температура помутнения; для карбюраторных и реактивных топлив, содержащих ароматические УВ,- температура начала кристаллизации. Все эти определения проводятся в строго стандартных условиях и служат для оценки кондиционности товарных продуктов. Температура застывания не является физической константой, но характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне определенных низких температур. Чем больше содержание парафинов, тем выше температура застывания. Для растворов парафинов в масле была принята формула:

,

К₁, К₂ - зависят от физических свойств масла и парафина; С- концентрация твердого парафина в масле. Остаточные высоковязкие продукты в отсутствии твердых УВ при пониженных температурах теряют подвижность, как бы застывают из-за резкого увеличения вязкости. Для определения температуры застывания нефтепродукт вначале нагревают до температуры, при которой полностью или частично растворяются в нефти твердые смолистые вещества и кристаллы парафина. Для нефтепродуктов, которые содержат значительное количество смол и которые вредны парафинами предварительные подогрев приводит к снижению температуры застывания, т.к. смолы адсорбируются на кристаллах парафина и препятствуют образованию парафиновой кристаллической решетки. Температура застывания нефти богатой парафинами увеличивается после предварительного подогрева. После термической обработки нефть охлаждается до предполагаемой температуры застывания. Пробирку с нефтью наклоняют под углом 45° и наблюдают за уровнем. Независимо от того смещается уровень или остается постоянным опыт повторяют сначала, нагревая и охлаждая продукт до более низкой или высокой температуры. Таким образом находят наивысшую температуру, при которой уровень нефти в пробирке, наклоненной на 45° остается неподвижным в течении 5 сек. Это и есть температура застывания. Для мазеобразных нефтей (петролатум) определяют температуру каплепадения. Температура помутнения - температура, которая указывает на склонность топлив поглощать при низких температурах влагу из воздуха. В дальнейшем при еще более низких температурах эта влага образует кристаллики льда, которые засоряют топливоподающую аппаратуру, что недопустимо при эксплуатации особенно авиационных двигателей. Температура начала крист-ции бензинов и реактивных топлив не должна превышать -60°C. При повышенном содержании бензола и других ароматических УВ эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что также приводит к засорению топливных фильтров.

Влияние УВ состава топлив на ОЧ топлив.

Н-алканы. - Хар-ся низкими ОЧ. Чем больше молекулярная масса, тем меньше ОЧ.

Изо-алканы. - Хар-ся более высоким ОЧ.

Алкены. - Наличие двойной связи приводит к увеличению ОЧ.

Циклоалканы. - Наличие боковых цепей приводит к уменьшению ОЧ.

Парафиновые УВ. - Чем длиннее парафиновая цепь, тем меньше ОЧ.

Разветвление алкильных цепей и их увеличение приведет к увеличению ОЧ.

Ароматические УВ. - ОЧ=100+

 

 

Дизельные топлива.

В дизельном двигателе в первых двух тактах засасывается и сжимается чистый воздух (Т=550—650⁰C, Р=до 4 МПа).В конце хода сжатия в сжатый и нагретый воздух впрыскивается в течение определенного времени под большим давлением порция топлива. Мельчайшие капельки топлива переходят в парообразное состояние и распределяются в воздухе. Через определенный весьма незначительный момент времени топливо самовоспламеняется и полностью сгорает. Время между началом впрыска и воспламенением топлива называется периодом задержки самовоспламенения. В современных быстроходных двигателях этот период не более 0,002 с. В результате сгорания топлива давление газа достигает 6—10 МПа. Весьма важным для обеспечения плавной, нормальной работы двигателя является скорость нарастания давления газов (не должна превышать 0,5 МПа на 1° угла поворота коленчатого вала). В противном случае двигатель начинает стучать, работа его становится «жесткой», а нагрузка на подшипники чрезмерной. Появление стуков и жесткая работа двигателя связаны с длительностью периода задержки самовоспламенения. Чем продолжительнее этот период, тем большее количество топлива успеет поступить в цилиндр двигателя. В результате — одновременное воспламенение повышенного количества топлива приводит к взрывному характеру сгорания, и давление газов будет нарастать скачкообразно. В двух последующих тактах: рабочий ход и выхлоп — происходит рабочее расширение газов и освобождение цилиндра двигателя от продуктов сгорания.

В качестве топлива для быстроходных дизелей применяются керосино-газойлевые фракции нефти. Для тихоходных и стационарных двигателей этого типа с малым числом оборотов применяется более тяжелое топливо типа мазутов. Наиболее существенное эксплуатационное свойство дизельных топлив — их способность быстро воспламеняться и плавно сгорать, что обеспечивает нормальное нарастание давления и мягкую работу двигателя без стуков. Воспламенительные свойства топлив зависят от их химического и фракционного состава. Это связано с температурой самовоспламенения компонентов топлива (ароматические углеводороды имеют высокие температуры воспламенения (500—600 ⁰C). Сильно ароматизованные продукты неприемлемы в качестве дизельного топлива. Наоборот, парафиновые углеводороды имеют самые низкие температуры самовоспламенения, и. дизельные топлива из парафинистых нефтей обладают хорошими эксплуатационными свойствами. Для оценки моторных свойств дизельных топлив приняты цетановые числа.

Цетановым числом называется содержание, в % (об.), цетанав смеси с α-метилнафталином, эквивалентной по самовоспламеняемости испытуемому топливу, при сравнении топлив в стандартных условиях испытания.

Определение цетановых чисел проводится на стандартной одноцилиндровой установке с дизельной головкой по так называемому методу совпадения вспышек. Цетановые числа дизельных топлив нормируются в интервале 40—55 ед. Чем выше цетановое число дизельного топлива, тем лучше его пусковые свойства, тем менее длителен период задержки самовоспламенения, больше полнота сгорания топлива, меньше задымленность выхлопных газов и склонность топлива к отложениям нагаров в камере сгорания и в форсунках.

К другим важным свойствам дизельных топлив для быстроходных дизелей относятся их фракционный состав, вязкость, температура застывания, коксуемость, содержание серы, кислотность, содержание воды и механических примесей. Все эти показатели подбираются в таких пределах, чтобы обеспечить нормальную бесперебойную подачу топлива в двигатель, полноту сгорания, уменьшение нагарообразования и отсутствие коррозии. Особенно большое значение имеет температура застывания, варьирующая от —10°С для летних сортов до —60 ⁰C для арктического сорта, и содержание серы, которой не должно превышать

0,2—0,5% для разных марок.

Цетановые числа могут определяться расчетными методами:

ЦЧ=( ₂₀ +17,8) *1,5879 / ₄²⁰

Испаряемость. Для получения качества, горючее топливо должно полностью испаряться в камере сгорания. ДТ хар-ся температурой выкипания 50 и 90 %, 50 и 96 % топлива. Пусковые свойства ДТ хар-ся температурой выкипания 50 % фракции и чем меньше эта температура, тем легче запустить двигатель при меньших температурах ОС. Облегчение фракционного состава топлива приводит к увеличению периода задержки самовоспламенения.

Склонность к нагарообразованию – определяется фактическим содержания смол и серы, фракционным составом, кол-вом непредельных и ар УВ, зольностью и коксуемостью топлива.

Коксуемость – нагрев топлива без доступа воздуха. Образуется кокс.

Определяется коксуемость по формуле: Х_10%= m₂ / m₁ * 100

Присадки к маслам.

Присадки - вещества, добавляемые в небольших количествах с целью улучшения эксплуатационных свойств топлив и масел.

Даже лучшие нефтяные масла после тщательной комбинированной очистки не обладают достаточной химической и термической стабильностью в условиях работы поршневых двигателей. Поэтому такое большое значение придается в настоящее время различным присадкам, способным улучшить многие качественные показатели и эксплуатационные свойства масел. Их значение в современном производстве смазочных и специальных масел очень велико. Присадки добавляют ко всем типам моторных масел, к турбинным, компрессорным, трансформаторным, трансмиссионным и некоторым индустриальным маслам.

К маслам добавляются следующие типы присадок:

1) антиокислительные; 2) антикоррозионные; 3) депрессаторы;

4) вязкостные; 5) противоизносные; 6) моющие или антинагарные;

7) антипенные; 8) многофункциональные.

Антиокислительные присадки. Добавка антиокислительных присадок к маслам типа трансформаторного, турбинного и им подобным, подвергающимся окислению в объеме (в толстом слое), значительно увеличивает срок их бессменной работы. Присутствие антиокислителей в композиции присадок, добавляемой к моторным маслам, которые подвергаются окислению в тонком слое, увеличивает термоокислительную стабильность этих масел.

Антикоррозионные присадки. В моторных маслах могут находиться и накапливаться примеси, корродирующие маслопроводы, насосы, цистерны и т. п. Особенно опасна коррозия вкладышей подшипников из цветных металлов, которая может вызываться продуктами окисления, сернистыми соединениями. Резко усиливается коррозия в присутствии влаги. В целях борьбы с коррозией и добавляют специальные антикоррозионные присадки, которые в основном представляют собой полярные вещества, легко адсорбирующиеся на металлических поверхностях. Механизм их действия заключается в создании на металле защитного мономолекулярного слоя, препятствующего воздействию на металл кислых и других активных агентов. В качестве антикоррозионных присадок к маслам добавляют: о серненые масла, осерненые эфиры олеиновой кислот, сульфиды алкилфенолов, фосфиты (эфиры фосфористой кислоты), а также тиофосфорные присадки, содержащие одновременно серу и фосфор. Все эти вещества легко создают защитную пленку на металле.

Депрессаторы. Для снижения температуры застывания и улучшения прокачиваемости при низких температурах нефтяных масел применяются присадки, получившие название депрессоров, или депрессаторов (от слова депрессия — понижение). Депрессаторы иногда применяются и для реактивных и дизельных топлив.

Их воздействие в основном заключается в том, что они затрудняют рост кристаллов парафина, разрушают структуру кристаллических решеток и тем самым сдвигают температуру потери подвижности в область более низких температур.

Присадки, улучшающие вязкостные свойства. Вязкостными присадками называются такие вещества, которые при смешении с маловязкими маслами значительно увеличивают их вязкость при положительных температурах и не оказывают существенного влияния — при отрицательных. Следовательно, добавление присадок позволяет получать из маловязкихмасел высоковязкие, характеризующиеся к тому же пологой температурной кривой вязкости.В качестве вязкостных присадок используются разнообразныеполимеры, обладающие весьма большой вязкостью. Наибольшее распространение получили полиизобутилены (ПИБ).

Противоизносные присадки. В условиях граничной смазки, когда детали испытываютогромные давления, что повышает опасность быстрого износа, необходимо к маслам добавлять специальные присадки, повышающие их смазывающую способность. Это особенно важно для трансмиссионных и им подобных масел, предназначенных для смазки различных зубчатых, гипоидных и червячных передач, где развиваются давления до 3000 МПа. В качестве подобного рода присадок предложено очень много различных поверхностно-активных веществ, способных создавать прочный пограничный слой. Нашли распространение высшие жирные кислоты — олеиновая, стеариновая и др., естественные жиры и масла, осерненные масла, а также специальные синтетические присадки.

Моющие, антинагарные или диспергирующиеприсадки. Масла для двигателей внутреннего сгорания эксплуатируются в условиях, способствующих их глубокому окислению и термическому разложению, что в конечном итоге приводит к отложениям различного рода осадков, нагаров и образованию лаковых пленок на деталях двигателей. Такие присадки получили название моющих, антинагарных, диспергирующих. В качестве моющих присадок нашли применение следующие вещества: 1) Различные соли ароматических сульфокислот — сульфонаты, например, сульфонат бария (RSO₂O)₂Ba, 2) Алкилфеноляты бария и кальция, например (RC₆H₄O)₂Ba, 3) Бариевая соль продукта конденсации алкилфенола с формальдегидом (присадка БФК):

4)Алкилсалицилат кальция (присадка АСК):

Антипенные присадки. Стабильные масляные пены могут образоваться как в авиационных двигателях при работе на больших высотах, так и в автомобильных двигателях при очень больших скоростях. Сильное вспенивание масла по ряду технических причин недопустимо. Для борьбы с этим нежелательным явлением применяются антипенные присадки, которые могут не только предупреждать образование пены, но и разрушать эту воздушно-масляную коллоидную систему. Механизм действия антипенных присадок заключается в снижении прочности поверхностных масляных пленок вследствие адсорбции на них молекул

присадок. Лучшими присадками этого типа являются кремнийор-

ганические соединения — силиконы или полисилоксаны. Силиконы

представляют собой соединения, в основе которых лежит силокса-

новая группировка.

Многофункциональные присадки. Как видно из приведенного перечня присадок, для придания нефтяным маслам высоких эксплуатационных свойств к ним надо добавлять целые композиции присадок. Это дорого и неудобно, а кроме того, в ряде случаев действие одних присадок парализуется присутствием других. Поэтому наибольший интерес представляют многофункциональные присадки, способные одновременно улучшать различные свойства масел. Многофункциональные присадки могут представлять собой либо смеси присадок различного действия, либо специфические сложные органические соединения, содержащие в своем составе серу, фосфор, металлы, различные полярные функциональные группы.

 

 

24. Установки первичной переработки нефти. Задачи, основные блоки. Наустановках АВТ и АТ осуществляется первичная переработка нефти на базовые фракции, т. е. в результате определяется общезаводской продуктивный баланс. Установки АВТ являются самыми крупными, энергоемкими на НПЗ и сам процесс является энергоемким. Установки АВТ должны обеспечивать: 1. Высокий выход дистилятных фракций в полном соответствии с требованиями по номенклатуре. 2. Обеспечить снижение энергопотребления на установках. 3. Обеспечена устойчивая работа установки при изменении качества сырья, при изменении номенклатуры. Чаще всего АВТ включает блоки рис.1:

1. Колона К-1 отбензинивания предназначена для выделения из нефти легких УВ (газы и часть бензина) для стабилизации состава кубового продукта. К-1 представляет собой своеобразный фильтр, который компенсирует возмущения в ходе эксплуатации по сырью. К-1 может работать с подачей холодного питания, часть нефти t = 90-100⁰С после ЭЛОУ вводится в К-1 между местом ввода остаточного горячего (250⁰С) и местом ввода острого орошения. Это позволяет: 1. Снизить тепловую нагрузку на печь горячей струи. 2. Снизить нагрузку на конденсаторе – холодильнике. 3. Снизить давление в К-2 за счет улучшения четкости и снижение содержания фракций С₂ – С₅. 4. Снизить тепловую нагрузку на печь колоны К-2 за счет более высокой температуры низа колоны К-1.

2. К-2 выполняет ответственную роль, обеспечивает получение топливных фракций. Самая энергоемкая колона. Обусловлена большой тепловой нагрузкой на печь подогрева сырь. Работа К-2 определяет общий выход и отбор отдельных фракций. Определяет качество фракционирования. Отвод тепла осуществляется острым и несколькими циркуляционными орошениями. Хорошо подавать бензин К-2 в качестве острого орошения К-1. Отбор ДТ осуществляется 2-мя боковыми потоками (отбирается легкое ДТ и тяжелое). Давление верха К-2 0,6-1,2 кгс/см². Если верхнее давление снизить до 0,4-0,6 или использовать разряжение, то это приводит к увеличению четкости разделения за счет роста коэффициента относительной летучести и увеличение доли отгона в питании. Для снижения давления необходимо: 1. Наличие 15 % запаса пропускной способности тарелок К-2. 2. Возможность увеличении тепловой нагрузки на циркуляционное орошения К-2.

3. Вакуумный блок выделить из куба К-2 газойливые или масляные фракции и получить гудрон. Работа определяет глубину переработки нефти на НПЗ. Эффективность работы определяется надежной работой вакуум создающей системой. В мазуте К-2 может содержатся 4-6% фракций которые выкипают до 360⁰С. В вакуумной колоне К-5 для четкого отделения компонента от газойлевых фракций используется низкое абсолютное давление и высокие флегмовые числа. Чтобы разделение шло эффективно необходимо, чтобы была зона ректификации. В колонах К-4 - К-6 выделяется сухой газ и получается стабилизат, который при фракционировании на узкие бензиновые фракции получают товарный бензин. Типовой блок стабилизации включает от 2 до 4 двухотборных ректификационных колон. Часто подогрев осуществляется вторичным теплом установки, но не всегда АВТ и АТ имеют этот блок. Для повышения эффективности работы К-4 используют 2 вида питания, которые вводятся в разные сечения колоны. Легкая часть (бензин К-1) подается вверх колоны, тяжелая часть бензина К-2 подается в низ К-4. В К-1 и К-2 обеспечивают четкое разделение на фракции н.к 85, 85-180⁰С, и этим достигается получение качественного сырья.

 

25. Анализ систем создания вакуума. Вакуум в колонах создается с помощью вакуум–насосов или пароструйных эжекторов. Существуют новые системы создания вакуума они относятся к числу более экологически чистых и ресурсосберегающих. Вариантом является использовании в системе для создания вакуума жидкостногазово струйного аппарата. Отсасывающие пары с верха К-5 поступают в аппарат 1. Рабочей жидкостью является газойль или ДТ, которое вводится в струйный аппарат. Происходит движение по замкнутому контуру, через сепаратор 2, холодильник 3 и насос 4. Насос создает необходимое давление в системе. В таком аппарате исключаются потери нефтепродукта и он дает определенный экономический эффект при замене паровых эжекторов. (рис.11)

Вакуум создается с помощью системы паровых эжекторов. При выходе

газожидкостная смесь поступает в вакуумный сепаратор 1, где происходит разделение газа и жидкой фазы. Последнее по вертикальной трубе длиной больше 10 м стекает в отстойник 2. А газы и воздух отсасываются из сепаратора 1, 3-мя последовательно соединенными эжекторами. Пары газа поступают в конденсатор 4 и образующийся конденсат стекает в отстойник, газ отводится из системы и направляется к форсункам, в отстойник 2 легкий газойль отделяется от воды. Образуется водный конденсат, который используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.

 

26. Общая характеристика схем установок первичной переработки нефти. Атмосферные трубчатые установки(АТ) подразделяются в зависимости от их технологической схемы на установки с однократным и двухкратным испарением нефти. Принципиальная схема с однократным испарением приведена на рис.а. нефть пропускается сырьевым насосом через теплообменники и трубчатую печь в ректификационную колону. 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. Достоинство схемы с однократным испарением является то, что легкие и тяжелые фракции испаряются совместно. Это способствует более глубокому отделению тяжелых компонентов при относительно низких (300 – 325 ⁰С) температурах подогрева нефти. Установки однократного испарения компактны, имеют малую протяженность трубопроводов, требуют меньше топлива, чем другие установки. Недостатки схемы: 1)при перегонке нефти 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 нагрева сырьевого насоса;

2)если на перегонку подавать 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 перегоняется нефть недостаточно хорошо обессолена, то при ее нагреве в трубах печи будут отгоняться минеральные соли, из-за этого происходят местные перегревы в змеевиках печей, что в конечном итоге может приводить к аварии – прогару труб. Схема установки с двухкратным испарением приводится на рис.б. Нагретая в теплообменнике нефть подается в так называемую отбензинивающую колону. В эвапарационном пространстве этой колоны происходит испарение нефти. Поскольку нефть нагрета только до 200 – 240 ⁰С, количество образующихся паров невелико и в них в основном содержатся бензиновые фракции. На ректификационных тарелках концентрационной части колоны бензин отделяется от более тяжелых фракций и в виде паров уходит из колоны. Вместе с парами бензина удаляются пары воды, поступившие на установку первичной перегонки с нефтью и газы. Полуотбензиненую нефть забирают насосом и через трубчатую печь подают в основную, атмосферную колону, где происходит повторное испарение нефти и ректификация паров с выделением тяжелого бензина (смешиваемого затем с бензином, получаемым в отбензинивающей колоне), керосиновой и дизельной фракции. Остатком является мазут. При двухкратном испарении газ, вода и значительна часть бензина удаляются из нефти до ее поступления в печь. Это обстоятельство облегчает условия работы, как печи, так и основной ректификационной колоны и является основным преимуществом схемы с 2-м испарением. Схема удобна в тех случаях, когда часто происходит изменение типа перерабатываемой нефти. На этих установках устранены недостатки, характерные для установок 1-го испарения. Однако, чтобы достичь такой же глубины отбора дистиллятов, как при 1-м испарении, нефть на установках 2-го испарения приходится нагревать до более высокой температуры (360-370⁰С). На установках с 2-м испарением удваивается количество ректификационных колон, загрузочных насосов, растут размеры конденсационной аппаратуры.

 

27. Характеристика схем вакуумной перегонке нефти. На установках и блоках вакуумной перегонки(АВТ) также применяются схемы однократного и двухкратного испарения рис.16. Наиболее распространены блоки с однократным испарением мазута рис.16,а. Они используются на многих НПЗ. Но как показал опыт эксплуатации, на таких блоках не удается получить хорошо отректифицированные вакуумные дистилляты с четкими пределами перегонки, необходимые для получения высококачественных масел. Среднее значение «налегания» температур выкипания смежных вакуумных дистиллятов составляет 70-130⁰С. Добиться улучшения четкости вакуумных дистиллятов можно за счет увеличения числа ректификационных тарелок. Однако такое решение не всегда приемлемо, поскольку при увеличении числа тарелок в колоне снижается вакуум, повышается температура на тарелках, может уменьшатся глубина отбора и ухудшиться качество дистиллятов. Более рациональны путь улучшения качества вакуумных дистиллятов – перегонка по схеме двухкратного испарения рис.16,б,в. Схема, приведенная на рис.16,б, предусматривает отбор в первой вакуумной колоне широкой масляной фракции, которая после нагрева в печи разделяется во второй колоне на фракции с более узкими пределами перегонки. По варианту изображенному на рис.16,в, в первой вакуумной колоне от мазута отделяется в виде бокового погона легкий масляный дистиллят. Остаток – полугудрона вновь нагревается в печи и подается во вторую колону, в которой отбираются остальные дистилляты. При двухступенчатой вакуумной перегонке расходуются дополнительные количества топлива, пара, электроэнергии. Однако достигаемое улучшение качества масляных дистиллятов, а в конечном итоге, товарных масел компенсирует эти затраты. Среднее значение налегания температур выкипания снижается до 30 – 60⁰С.

28. Отбор от потенциала. Качество дистиллятов. На различных заводах, даже на одном и том же заводе, но на разных перегонных установках из одной и той же нефти отбирают различное количество товарных продуктов. Важным показателем работы установок прямой перегонки является отбор целевых фракций. В нефти, поступающей на перегонную установку, содержится некоторое определенное количество фракций, перегоняющихся в различных температурных интервалах, - например фракции н.к. – 350⁰С, 350 – 500⁰С и др. Это количество называется потенциалом данной фракции. При перегонке в промышленных условиях извлечь фракции из нефти полностью не удается. Отношение количества фракции, полученной на установке, к количеству, содержащемуся в нефти, называется отбором от потенциала. Применительно к работе атмосферной части установки целевыми будут светлые нефтепродукты. На атмосферных установках стремятся добиться максимального выхода светлых, не допустить потери дизельных фракций с мазутом и бензиновых – с газом. Передовые коллективы установок добиваются отбора 97 – 98% светлых от потенциала. Работу вакуумной части установок АВТ характерезует показатель отбора от потенциала масляных фракций. Здесь главная задача состоит в том, чтобы не допустить попадания масляных дистилятных фракций в гудрон. Качество дистиллятов. Качество дистиллятов определяется межцеховыми нормами, при составлении которых учитывают требования стандартов, отраслевых и межотраслевых технических условий. Важный показатель качества дистиллятов – температуры начала и конца кипения. Так, температура конца кипения бензиновой фракции не должна превышать 180⁰С, что связано с необходимостью предотвратить коксообразование на катализаторах риформинга, а также с требованиями стандарта на автобензин. Для характеристики керосиновой фракции определяющими являются температура начала кристаллизации и вязкость, для дизельной – температура вспышки и застывания. Чтобы вязкостные и температурные показатели качества дистиллятов соответствовали требованиям норм, нужно добиться получения на перегонных установках погонов определенного фракционного состава. Если качество перерабатываемой нефти изменяется, то зачастую изменяют температуру выкипания дистиллятов. Помимо уже упоминавшегося показателя – отбора от потенциала, о качестве работы установок прямой перегонки судят по так называемому налеганию фракций, т.е. по разнице между концом кипения низкокипящей фракции и началом кипения высококипящей. Считается удовлетворительным, если налегание фракции в погонах атмосферной колоны не превышает 10 – 15⁰С. Показателем работы перегонных установок является и содержание легких, дистилятных фракций в остатке атмосферной колоны. На некоторых АТ и АВТ содержание дизельных фракций в мазуте не превышает 3 – 5%.

 

29. Пути углубления переработки нефти(ГПН). Под термином понимают получение максимально возможного количества топлива и масел из 1 тонны нефти. Комбинированное разделения технологических процессов, является тем решением, которое позволяет решить проблему энергосбережения и углубления переработки нефти. В трактовке термина ГПН существует несколько подходов, но в любом случае дан показатель необходимый для того, чтобы оценить эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о вторичных процессах и структуре выпуска нефтепродукта. Вторичные процессы позволяют вовлекать в переработку тяжелые нефтяные остатки. Под глубиной переработки нефти понимают: 1) Дополнительный отбор светлых нефтепродуктов из мазута (в данном случае он зависит от типа перерабатываемой нефти, он не широко используется для ГПН);

Г_нп = [(Н-(М+П-С_гт))/Н]100%;

Н – количество перерабатываемой нефти;

М – количество валового мазута;

П – количество безвозмездных потерь от перерабатываемой нефти;

С_гт – количество сухого газа, используется в качестве топлива.

2) Г_пн= 100 – КТ- (Т+П),%

КТ – не превращенный остаток;

Т – сухое топливо;

П – потери.

3) определяется как суммарный выход светлых нефтепродуктов, имеется в виду глубина топливной переработки нефти;

4)величину глубины характеризуется по величине отбора светлых, только вторичными процессами, из фракций выкипающих выше 350⁰С.

Переработка нефти соответствует нулевой глубине переработки. Согласно пункта 2 понятие ГНП условно, т.к. выход М и К_т безусловно зависит от технологии нефтепереработки. Пути углубления включают: 1) глубокая первичная переработка нефти на АВТ;

2)комплекс вторичных термокаталитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов.

 

Адсорбционная очистка масел

Адсорбционная очистка масел основана на способности адсор­бентов избирательно извлекать из масел смолистые и сернистые соединения, непредельные и Полициклические ароматические угле­водороды, а также органические кислоты, остатки серной кислоты и растворителей. В результате очистки улучшаются цвет масла, его стабильность, индекс вязкости, коксуемость.В качестве адсорбентов при очистке масел, как и при очистке топлив, применяют природные глины (отбеливающие земли) и искусственные алюмосиликаты. Природные глины перед употреб­лением активируют серной или соляной кислотой и высушивают. В технологии производства масел (и парафинов) адсорбенты наиболее широко применяют для доочистки продуктов от остатков нежелательных компонентов: солей нафтеновых кислот и сульфо­кислот, кислых гудронов, серной кислоты, избирательных раство­рителей и смол.

 

56. Обезмасливание гача (петролатума)

Нужно для получения твердых продуктов (парафин и церезин). Способы: 1) Потения. период пр-с в спец камерах на стенках которых паровые змеевики. Внутри уст-ся прямоугольные металлич. тарелки. Уст-ся Друг над другом. Дно каждой тарелки - обращённая вниз пирамида из вершины которой выходит сливная труба и все эти трубы собираются в общий коллектор. на всех тарелках стоят мет-кие решетки, на котор уклад-ся сетка и вод-ой змеевик, а под сеткой паровой змеевик. Но парафин потом всё равно нужно доочищать. Чтобы улучшить кач-во парафина применяют присадки - полиэтиленовый воск 2) С применением избирательных растворителей. Фактически продолжение депарафинизации. Различие технологии лишь в разных требованиях к кач-ву получ. пр-тов. Идентичность установок позволяет создавать комбинир-ные установки. эти схемы отличаются лишь описанием уст-ки обезмасливания. Т.к. гач нагрев-ся, гомогениз-ся,затем охл-ся в хол-ке и смеш-ся с холодным растворителем, затем гач охл-ся в серии кристаллизаторов и идет в барабаны вакуум-фильтров. Фильтрат после отгонки р-ля, исп-ся как готовый продукт. осадок первой ступени.................... идёт в фильтр первой ступени, фильтрат 2-ой ступени в........... а осадок 2-ой ступени выводится как готовый парафин. Наиболее эффективно отделение масла от парафина при условиях: мах сод-ние кетона в раств-ле, кот обесп-ет оптим-ные усл-вия роста кристалов; мах -но допустимое по условиям растворимости тв-х УВ-ов разбавление сырья растворителем. 3) кристализация с применением низких температур.

 

Процесс фенолфайнинг

Фенол хорошо извлекает из масел смолистые, Полициклические и отчасти сернистые соединения. Селективность фенола ниже, чем фурфурола, а растворяющая способность выше. К недостаткам фенола относятся его способность осмоляться (хотя и в меньшей степени, чем фурфурол), токсичность, довольно высокая растворимость в воде, высокая температура плавления и корродирующее воздействие на аппаратуру.

Технологическая схема. Очищаемая масляная фракция подается сырьевым насосом H-J через теплообменник T-I и пароподогреватель Т-2 в верх абсорбера K-J- В нижнюю часть абсорбера вводится смесь паров воды и фенола. Пары фенола улавливаются маслом, а вода после конденсации Пара в холодильнике Х-8 сбрасывается в канализацию. Масло с низа абсорбера K-I насосом Н-2 через холодильник Х-2 подается в середину экстракционной колонны К-2, на верхнюю тарелку которой поступает расплавленный фенол, а в нижнюю часть — фенольная вода с целью выделения из экстракта вторичного рафината.

Регенерацию растворителя из рафинатного раствора ведут в две ступени. Рафинатный раствор с верха колонны К-2 насосом Н-3 через теплообменник TA и печь ПА подается в колонну К-3, где испаряется основное количество фенола. С низа колонны К-3 ра-финатиый раствор перетекает в колонну К-4, где остатки фенола отгоняются с водяным паром. С низа колонны KA рафинат отводится с установки насосом НАчерез теплообменник TA и холодильник ХА.

Раствор экстракта освобождается от растворителя в три ступени. Экстрактный раствор забирается с низа колонны К-2 насосом Н-5. Часть раствора возвращается в низ колонны К-2 через холодильник Х-3 для снижения температуры низа колонны К-2 с целью выделения вторичного рафината. Другая часть экстрактного раствора через теплообменник Т-5 вводится в колонну /С-5, где отгоняется вода в виде паров азеотропной смеси воды и фенола. Температура низа колонны К-5 поддерживается при помощи кипятильника Т-6. Из колонны К-5 экстрактный раствор насосом Н-7 подается через печь П-3 в колонну К-6, где отгоняется основная масса сухого фенола. Температура низа колонны К-6 поддерживается циркуляцией нижнего продукта через печь П-2. С низа колонны К-6 экстракт с небольшим количеством фенола поступает в колонну К-7, где остатки фенола отпариваются с водяным паром.

Из колонн К-3 и К-6 уходят пары сухого фенола, конденсируются и охлаждаются в теплообменниках TA, Т-5 и холодильнике X-Ii затем они поступают в емкость сухого фенола EAi откуда фенол подается насосом Н-6 через пароподогреватель Т-3 в колонну К-2. С верха колонн К-4 и К-7 уходят пары фенола и воды; они конденсируются в конденсат