Свойства и переработка Самотлорской нефти

Физико-химические свойства нефти. Методы осуществления перегонки, их достоинства и недостатки. Влияние технологических параметров на данный процесс. Характеристика и применение нефтепродуктов, полученных на установке атмосферно-вакуумной перегонки.

Рубрика Химия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 05.03.2015
Размер файла 129,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

ЮЖНО-КАЗАХСТАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М. АУЭЗОВА

Кафедра: Нефтепереработка и нефтехимия

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

по дисциплине: Химия и технология нефти и газа

специальность 5В072100 - Химическая технология органических веществ

Шымкент - 2014 г.

Аннотация

Тема курсовой работы: «Свойства и переработка Самотлорской нефти».

В первом разделе приведены физико-химические свойства Самотлорской нефти, также приведены табличные данные по изменению вязкости и плотности нефти в зависимости температуры, потенциальному содержанию фракции в нефти, характеристике и элементному составу остатков, содержанию индивидуальных углеводородов в фракциях и др.

Во втором разделе представлены теоретические основы процесса переработки нефти. Даны определения процессов перегонки, ректификации, методов осуществления перегонки, их достоинства и недостатки, перегонки под вакуумом характеристика атмосферно-вакуумных трубчатых установок. Описано влияние технологических параметров на процесс перегонки нефти, приведены методы интенсификации процесса атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

В третьем разделе приведены условия, которые необходимо соблюдать при выборе схемы АВТ, описаны отдельные элементы технологической схемы атмосферно-вакуумной перегонки и приведена схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

В четвертом разделе приведена характеристика и применение готовых продуктов процессов переработки нефти на установке АВТ.

В 5 разделе приводятся выводы

Курсовая работа написана с использованием материала научно-технической, отечественной и зарубежной литературы.

Содержание

Аннотация

Нормативные ссылки

Обозначения и сокрашения

Введение

1. Физико-химические свойства Самотлорской нефти нефти

2. Теоретические основы процесса первичной переработки Самотлорской нефти

3. Технология переработки Самотлорской нефти нефти

4. Характеристика и применение готовых продуктов процессов переработки Самотлорской нефти

Выводы

Литература

Нормативные ссылки

В настоящей курсовой работе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы»

ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности»

ГОСТ 11011-85 «Нефть и нефтепродукты Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2»

ГОСТ 11851-85 «Нефть. Метод определения парафина»

ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»

ГОСТ 19932-74 «Нефтепродукты. Метод определения коксуемости по Кондрадсону»

ГОСТ 6258-85 «Нефтепродукты. Метод определения условной вязкости»

ГОСТ 31072-2002 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром»

ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости»

ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы»

ГОСТ 11851-85 «Нефть. Метод определения парафина»

ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»

ГОСТ Р 8.599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы пересчета плотности и массы»

ASTM D86-2004 «Нефтепродукты. Стандартный метод перегонки при атмосферном давлении».

Определения

В настоящей курсовой работе применяются следующие термины и определения:

Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку

Перегонка нефти на АВТ - это многоступенчатый процесс, состоящий из последовательного осуществления таких процессов как: обессоливания, отбензинивания, атмосферной и вакуумная перегонки, стабилизации и вторичная перегонки бензина.

Атмосферная перегонка- 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.

Вакуумная перегонка - 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.

Ректификация - процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счет противоточного массо- и теплообмена между паром и жидкостью. Ректификацию можно проводить периодически или непрерывно. Ректификацию проводят в башенных колонных аппаратах, снабженных контактными устройствами (тарелками или насадкой) ректификационных колоннах.

Деэмульгатор - поверхностно-активное вещество, способное адсорбироваться на поверхности глобул воды в нефти и в маслах, разрушая при этом защитные плёнки, препятствующие слиянию и осаждению частиц воды.

Энергия диспергирования или агрегирования - это работа, которую надо совершить под действием внешних сил, чтобы осуществить переход веществ из одной фазы в другую.

Коагуляция - укрупнение частиц дисперсной базы за счет их слипания под влиянием межмолекулярных взаимодействий друг с другом, с потерей кинетической устойчивости и последующим разделом фаз.

Обозначения и сокращения

В данном курсовом проекте применяются следующие сокращения:

ЭЛОУ-электрообезвоживающая установка

АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка

AT - атмосферная трубчатка

ВТ - вакуумная трубчатка

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод

ПЭВС - пароэжекторная вакуумная система

ГЦВС - гидроциркуляционная вакуумная система

ВСГ - водородсодержащий газ

ПЦО- промежуточное циркуляционное орошение

ПГМГ- полигексаметиленгуанидингидрат

ВСС - вакуумсоздающие системы

ДНП - давление насыщенных паров

ССЕ- сложная структурная единица

НК - начало кипения

Н - насос

К-колонна

Е- емкость

ОЧИМ - октановое число по исследовательскому методу

ТУ - технические условия

Фр. - фракция

Введение

В современном мире в условиях усиления процессов глобализации и международного разделения труда происходят изменения в структуре мирового хозяйства, в том числе и в нефтеперерабатывающей промышленности мира.

По данным компании Интерфакс, крупнейшими нефтяными запасами в 262,7 млрд. баррелей обладает Саудовская Аравия, что составляет 22,9% от всех мировых запасов. На втором месте находится Иран с объемом запасов в 130,7 млрд. баррелей (11,4%), на третьем - Ирак (115 млрд. баррелей и 10%). Ближний Восток хранит 63,3% мировых запасов нефти, Европа и Центральная Азия - 9,2%. Африке принадлежит 8,9% нефтяных запасов, Латинской и Центральной Америке - 8,9%, Северной Америке - 5,5%, Юго-Восточной Азия и Океании - 4,2% мирового нефтяного богатства[1].

В целом по миру отмечается переход к интенсивному развитию нефтеперерабатывающей промышленности, отмечается стабильное увеличение производственных мощностей почти во всех регионах мира ( с 3,66 млрд т в год в 1992г. до 4,41 млрд т в год на начало2009 г.).

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти. [2].

Целью курсовой работы является изучение физико-химических свойств и технологии переработки Самотлорской нефти на установке атмосферно-вакуумной перегонки.

Актуальность темы. Нефтепереработка начинается с подготовки и первичной перегонки нефти и насколько эффективно будут осуществлены эти процессы, настолько высоки будут экономические показатели процесса нефтепереработки в целом. Эффективность работы установок AВT на которых осуществляется первичное разделение нефти на базовые фракции фактически определяет общезаводской продуктовый баланс, и одновременно с этим установки АВТ являются самыми крупными энергопотребителями на НПЗ из-за энергоёмкости самого процесса ректификации и высокой производительности по сырью [3].

В условиях развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности для установок АВТ важно решение следующего ряда задач:

* обеспечение высоких выходов дистиллятных фракций в полном соответствии с требованиями по номенклатуре и качеству;

* снижение энергопотребления на установке

* обеспечение устойчивой и эффективной работы установки при изменении качества поступающего на завод сырья, при изменении производительности и номенклатуры получаемых на установке продуктов.

Для этого нужно усовершенствовать технологию процессов первичной переработки нефти, применять более эффективное оборудование, внедрять средства контроля и автоматики, обеспечивать установки стабильной нефтью. При подготовке нефти к переработке следует кроме обессоливания и обезвоживания проводить дегазацию и стабилизацию нефтей - свободные газы и легкие компоненты должны быть удалены до подачи нефти на переработку. При проектировании установок АВТ необходимо предусмотреть возможность переработки широкого ассортимента нефтей [4]. В связи с этим изучение физико-химических свойств и технологии переработки нефти на установке атмосферно-вакуумной перегонки является весьма актуальной задачей.

Научная новизна работы. Изучены методы интенсификации работы установок АВТ.

Объект и предмет исследования. В качестве основного объекта исследования является Самотлорская нефть. Предмет исследований - процесс атмосферно-вакуумной перегонки.

Практическая значимость. В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Установки АВТ современных нефтеперерабатывающих заводов включают тот же набор процессов, который использовался на протяжении десятков лет. Как и прежде, наиболее ценными продуктами являются фракции, относящиеся к разряду топлив: бензиновая, керосиновая, дизельная. На многих действующих НПЗ изменение ассортимента производимых продуктов осуществляется корректировкой технологических параметров работы ректификационных колонн атмосферного блока установки.

1. Физико-химические свойства Самотлорской нефти

Самотлоорское нефтяноое месторождение - крупнейшее в России и 6-е по размеру в мире нефтяное месторождение. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». Месторождение было в 1965 году. На месторождении выявлено 10 залежей нефти, в т.ч. одна с газовой шапкой. Нефтеноснытерригенные отложения нижнего мела и верхней юры на глубине 1610-2350 м.

1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти. В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт предприятие НК «Роснефть» - ОАО «Самотлорнефтегаз», реорганизованное из АО «Нижневартовскнефтегаз». По итогам 2013 года на Самоторском месторождении ключевыми недропользователями ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "РН-Нижневартовск" (НК "Роснефть") добыто свыше 22 млн. тонн нефти [5].

Самотлорская нефть имеют небольшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 3500С (от 58 до 63%), и являются менее сернистыми (0,56--1,10%) и менее смолистыми (селикагелевых смол не более 12%).

Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25--67) вследствие высокого содержания парафиновых.

Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами.

Осветительный керосин марки КО-20 можно получать без предварительной очистки (содержание серы до 0,1%) из шаимской, мортымьинской, советской и самотлорской нефтей. Вследствие высокой температуры застывания дизельных фракций из нефтей Западной Сибири можно получать в основном летние дизельные топлива, которые характеризуются высокими цетановыми числами (45--60). Из большинства нефтей Западной Сибири могут быть получены топочные мазуты марок 40, 100 и 200.

Большинство нефтей Западной Сибири является хорошим сырьем для получения дистиллятных и остаточных базовых масел. Особенно следует отметить усть-балыкскую и самотлорскую нефти, из которых получаются высокоиндексные масла с большим выходом.

Из изложенного следует, что нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения топлив и масел [6].

Таблица 1. Физико-химическая характеристика Самотлорской нефти

, г/см2

, мм/см2

мм/см2

Температура застывания

Температура вспышки в закрытом тигле

Давление насыщенных паров, мм.рт.ст.

с обработкой

без обработки

при 380С

при 500С

0,8426

194

6,13

3,33

< -33

-

< -35

279

311

Таблица 2 .Содержание углеводородов

Парафин

Содержание, %

Коксуемость, %

Зольность, %

Кислотное число мг КОН на 1г нефти

Содержание, %

Выход фракций вес. %

Содержание, %

Температура плавления, 0С

Серы

Азота

Смол сернокислотных

Асфальтенов

Смол силикагелевых

Нафтеновых кислот

Фенолов

До 2000С

До 3500С

2,3

50

0,96

0,12

14

1,36

10,0

1,49

0,001

0,038

0,011

0,006

30,6

58,2

Таблица 3.Разгонка нефти по ГОСТ 2177-66

Нефть

Н.К.,0С

Отгоняется (в %) до температуры. С

120

140

150

160

180

200

220

240

260

280

300

Самотлорская смесь

45

18

23

26

28

32

35

39

43

47

51

56

Таблица 4. Изменение кинематической вязкости (в мм2/с) нефтей в зависимости от температуры

Нефть

, мм/см2

, мм/см2

, мм/см2

, мм/см2

Самотлорская смесь

6,13

4,61

4,03

3,33

Таблица 5. Изменение условной вязкости нефтей в зависимости от температуры

Нефть

ВУ20

ВУ30

ВУ40

ВУ50

самотлорская (смесь)

1.49

1.35

1,29

1.22

Таблица 6.Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры

Нефть

плотность

при 20°С

при 30°С

при 40°С

при 50иС

Самотлорская (смесь)

0,8426

0,8353

0,8280

0,8207

Таблица 7. Элементный состав нефти

Нефть

Содержание, %

С

Н

О

S

N

Самотлорская (смесь)

86,23

12,79

0,25

0,63

0,10

Таблица 8. Характеристика фракций выкипающих до 200 0С

Температура отбора. °С

Выход (на нефть), %

, г/см2

Фракционный состав % °С

Содержание серы, %

Октановое число

Кислотность мг КОН на 100 мл. фр.

Давление насыщенных паров (при 380 С) мм.рт.ст.

Н.K.

10%

50%

90%

Без ТЭС

с 0,6г ТЭС на 1кг фр.

С 2.7 г ТЭС на 1 кг фр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

28-62

5,6

0,6280

-

-

-

-

0

74,2

-

-

-

-

28-85

8,9

0,6455

35

45

63

80

-

67,4

80,0

89,1

Следы

350

28-100

11,4

0,6600

39

50

69

88

_

65,4

78,3

87,8

-

_

28-100

13,0

0,6745

42

55

74

96

-

63,5

76,6

86,6

-

-

28-120

14,6

0,6890

46

60

80

104

следы

61,5

75,0

85,5

0,08

243

28-130

16.4

0.6987

48

"62

85

111

59,6

72,9

-

-

28-140

18.2

0.7083

51

65

90

125

-

57,7

70,8

-

-

-

28-150

19.9

0.7180

53

67

95

135

следы

55,8

68,6

0.24

150

28-160

21,8

0,7227

54

68

100

145

-

55,0

67,7

-

-

28-170

23,6

0,7274

55

69

106

156

-

54,2

66,6

-

-

-

28-180

25,4

0,7321

56

70

111

165

-

53,4

65,6

-

-

-

28-190

27,2

0,7368

57

72

117

174

0,009

52,5

64,7

-

28-200

29.1

0,7416

58

73

122

185

0,015

51,6

63,78

0,43

138

Таблица 9. Групповой углеводородный состав фракции, выкипающих до 2000 С

Температура

Выход (на нефть) %

, г/см3

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изостроения

28-60

5,4

0,6272

1,3705

0

14

86

44

42

60-95

5,1

0,6930

1,3960

2

38

60

31

29

95-122

4,5

0,7340

1,4125

7

32

61

25

36

122-150

4,9

0,7575

1,4240

12

30

58

24

34

150-200

9,2

0,7880

1,4420

20

24

56

21

35

28-200

29,1

0,7416

1,4165

10

27

63

28

35

Таблица 10. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Температура отбора, С

Выход (на нефть),%

, г/см3

Содержание серы, %

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изостроения

62-85

33

0.6895

Следы

2

35

63

34

29

62-105

6,5

0.7078

»

4

34

62

31

31

62-140

12,6

0.7300

0.007

6

33

61

26

35

85-105

3,2

0.7215

0.005

5

34

61

28

33

85-120

5,7

0.7291

0.008

6

33

61

26

35

85-180

16,5

0.7558

0.016

12

29

59

24

35

105-120

2,5

0.7376

0.013

7

32

61

25

36

105-140

6,1

0.7465

0,014

9

31

60

24

36

120-140

3,6

0.7528

0.015

11

30

59

24

35

140-180

7,2

0.7762

0,019

17

26

57

22

35

Таблица 11. Характеристика легких керосиновых фракций

Нефть

Температура отбора. °С

Выход (на нефть), %

, г/см2

Фракционный состав % °С

, мм/см2

, мм/см2

Температура, 0С

Теплота сгорания , ккал/мг

Высота не коптящего пламени, мм

Содержание ароматических углеводородов, %

Н.K.

, мм/см2

, мм/см2

90%

98%

Температура вспышки в закрытом тигле

Начало кристаллизации

самотлорская (смесь)

120-230

!9.9

0,7881

125

140

167

210

223

1,36

4,52

26-

-

10320

25,5

-

120-240

21,7

0,7917

130

145

173

220

235

1,43

5,02

34

-60

10318

25

2.21

Таблица 12. Характеристика керосиновых дистиллятов

Нефть

Температура отбора, °С

Выход (на нефть), %

, г/см2

Фракционный состав, %

Температура, 0С

Высота не коптящего пламени, мм

Октановое число

Содержание серы, %

Н.K.

, мм/см2

, мм/см2

90%

98%

Отгоняется до 2700С

Температура помутнения

Температура вспышки в закрытом тигле

Самотлорская (смесь)

150-280

23,4

0,8153

168

181

210

249

256

-

-40

-

21

31,9

0,19

150-320

30,9

0,8278

170

183

228

285

303

78

-30

56

20

<23

0,29

Таблица 13.Групповой углеводородный состав керосиновых фракций [5]

Температура отбора, °C

Coдержание углеводородов, %

Ароматических

Нафтеновых

Парафиновых

Самотлорская нефть

200-250

20

31

49

250-300

26

28

46

200-300

23

29

48

300-350

41

21

38

2. Теоретические основы процесса переработки нефти

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья - нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса [7].

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [8].

Атмосферно-вакуумная перегонка относится к первичному процессу и отсюда можно выделить основное её назначение - разделить нефть на фракции, и использовать максимальные возможности нефти по количеству и качеству получаемых исходных продуктов.

Основным первичным процессом переработки нефти является перегонка.

Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы - остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей [9].

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо- и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массобмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокипящих, и жидкость - из высококипящих компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости - путем испарения части ее внизу колонны [7].

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах) [8].

Конструкция аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести.

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна - вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки - одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения [9].

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип - выход моторных топлив, группа и подгруппа - выход и качество масел, вид - содержание парафина в нефти [10].

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4% (мас.). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефти следует тщательно обезвоживать и обессоливать [11].

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2% мас.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15% мас.) и выходом фракций до 3500С не более 45% мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках АТ по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток - меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0% мас.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, требуют более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2% мас.) и бензиновых фракций (до 20-30% мас.) и фракций до 3500С (50-60% мас.) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% мас. бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций: головной (н.к.-620С), бензольной (62-850С), толуольной (85-1200С) и ксилольной (120-1400С) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н.к.-850С) и широкой (85-1800С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции, и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, то есть приблизительно 350-3600С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти, выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья, возможно, использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов - перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны ? 100 и ? 20 мм.рт.ст. (? 133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 6000С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной, а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно, с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки, то есть с отбором фракций до гудрона, должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций и в остатке гудрона [12].

При переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей - установки по депарафинизации фракций, особенно керосино-газойлевых [2].

Влияние технологических параметров на процесс перегонки нефти. Нормальная работа ректификационных колонн и требуемое качество продуктов перегонки обеспечиваются путем регулирования теплового режима - отводом тепла в концентрационной и подводом тепла в отгонной секциях колонн, а также нагревом сырья до оптимальной температуры. В промышленных процессах перегонки нефти применяют следующие способы регулирования температурного режима по высоте колонны.

Отвод тепла в концентрационной секции путем:

а) использования парциального конденсатора;

б) организации испаряющегося (холодного) орошения;

в) организации неиспаряющегося (циркуляционного) орошения.

Подвод тепла в отгонной секции путем:

а) нагрева остатка ректификации в кипятильнике с паровым пространством;

б) циркуляции части остатка, нагретого в трубчатой печи.

На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные схемы орошения. Так, сложная колонна атмосферной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще всего применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционной орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции.

Использование только одного острого орошения в ректификационных колоннах неэкономично, так как низкопотенциальное тепло верхнего погона малопригодно для регенерации теплообменом. Кроме того, в этом случае не обеспечивается оптимальное распределение флегмового числа по высоте колонны, ухудшается разделительная способность нижних тарелок концентрационной секции колонны, в результате не достигается желаемая четкость разделения. При использовании циркуляционного орошения рационально используется тепло отбираемых дистиллятов для подогрева нефти, выравниваются нагрузки по высоте колонны и тем самым увеличивается производительность колонны и обеспечиваются оптимальные условия работы контактных устройств в концентрационной секции.

При принятых значениях флегмового числа, числа и типа тарелок на экономические показатели процессов перегонки наибольшее влияние оказывают давление и температурный режим в колонне. Оба эти рабочие параметры тесно взаимосвязаны: нельзя оптимизировать, например, только давление без учета требуемого температурного режима и наоборот.

При оптимизации технологических параметров колонн ректификации целесообразно выбрать такие значения давления и температуры, которые:

- обеспечивают состояние разделяемой системы, далекое от критического, и возможно большее значение коэффициента относительной летучести;

- исключают возможность термодеструктивного разложения сырья и продуктов перегонки или кристаллизации их в аппаратах и коммуникациях;

- позволяют использовать дешевые и доступные хладагенты для конденсации паров ректификата (вода, воздух) и теплоносители для нагрева и испарения кубовой жидкости (например, водяной пар высокого давления), а также уменьшить требуемые поверхности холодильников, конденсаторов, теплообменников и кипятильников;

- обеспечивают нормальную работу аппаратов и процессов, связанных с колонной ректификации с материальными и тепловыми потоками;

- обеспечивают оптимальный уровень по удельной производительности, капитальным и эксплуатационным затратам.

По величине давления колонны ректификации, применяемые на промышленных установках перегонки нефтяного сырья, можно подразделить на следующие типы:

- атмосферные, работающие при давлении несколько выше атмосферного (0,1-0,2 МПа), применяемые при перегонке стабилизированных или отбензиненных нефтей на топливные фракции и мазут;

-вакуумные (глубоковакуумные), работающие под вакуумом при остаточном давлении в зоне питания (?100 и 30 гПа), предназначенные для фракционирования мазута на вакуумный газойль или узкие масляные фракции и гудрон;

-колонны, работающие под повышенным давлением (1-4 МПа), применяе-мые при стабилизации или отбензинивании нефтей, стабилизации газовых бензинов, бензинов перегонки нефти.

Повышение или понижение давления в ректификационной колонне сопровождается, как правило, соответствующим повышением или понижением температурного режима.

Температурный режим, наряду с давлением, является одним из наиболее значимых параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками регулирования являются температуры поступающего сырья и выводимых из колонны продуктов ректификации.

С целью создания требуемого парового орошения в отгонной секции атмосферной и вакуумной колонн промышленных установок перегонки нефти, а также испарения (отпаривания) низкокипящих фракций нефти на практике широко применяют перегонку с подачей водяного пара.

При вводе водяного пара в отгонную секцию парциальное давление паров снижается и создаются условия, при которых жидкость оказывается как бы перегретой, что вызывает ее испарение, то есть действие водяного пара аналогично вакууму. При этом теплота, необходимая для отпаривания паров, отнимается от самой жидкости, в связи с чем она охлаждается. Испарение жидкости, вызванное водяным паром, прекращается, когда упругость паров жидкости при понижении температуры снизится настолько, что станет равным парциальному давлению. Таким образом, на каждой теоретической ступени контакта установится соответствующее этим условиям равновесие фаз.

Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:

- увеличение затрат энергии на перегонку и конденсацию;

- повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жидкости между тарелками;

- ухудшение условий регенерации тепла в теплообменниках;

- увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

- обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;

- усиление коррозии нефтеаппаратуры и образование больших количеств загрязненных сточных вод.

В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки [13].

Рассмотрим влияние отдельных факторов технологического процесса на процесс ректификации [14].

Температура нагрева сырья. Сырье перед поступлением в колонну подогревается. Необходимая температура подогрева сырья находится в прямой зависимости от количества низкокипящего компонента, содержащегося в исходном сырье. Чем выше содержание низкокипящих компонентов, тем меньше требуется предварительный подогрев сырья и наоборот.

Сырье подается на ту тарелку колонны, температура которой соответствует температуре подогрева сырья.

Равномерность подачи сырья. Желательно, чтобы сырье в колонну поступало равномерно, т.е. соблюдалось постоянство сырья и постоянство потока, это обеспечит устойчивый режим работы колонны.

Подача орошения. Орошение подается для поддержания температуры верха колонны и образования жидкой фазы в зоне верхних тарелок. Количество подаваемого на верх колонны орошения должно быть постоянным и надежно обеспечивать регулирование температуры верха.

Орошение в колонну подается с определенной кратностью, изменение количества поступающего орошения резко меняет количество образующейся паровой фазы, что затрудняет регулирование давления в колонне.

Давление в колонне. От постоянства давления зависит постоянство скоростей движения паровой фазы по высоте колонны. Изменение давления влияет на количество паровой фазы, так как с понижением давления объем паровой фазы увеличивается. С увеличением паровой фазы скорость паров по высоте колонны растет и может быть такой, что при контактировании может вызвать чрезмерное вспенивание жидкой фазы на тарелках и забрасывание капель жидкости с нижней тарелки на верхнюю. В этом случае резко падает четкость погоноразделения ректификационной колонны. Поэтому необходимо в колонне поддерживать постоянное давление.

Температура низа колонны. Температура низа колонны поддерживается в пределах, обеспечивающих полноту испарения низкокипящего компонента. Если температура низа колонны будет поддерживаться ниже установленной нормы, то будет происходить потеря низкокипящих компонентов с остатком.

С повышением температуры выше заданной по режиму резко увеличивается поток паровой фазы и возможно захлебывание колонны, т.е. переполнение тарелок колонны жидкостью, образующейся при конденсации тяжелых паров в верхней зоне тарелок. От равномерности подогрева зависит и равномерность газового потока. Нужно следить также за уровнем жидкости внизу колонны, так как переполнение колонны ухудшает отпарку легких компонентов из остатка [15].

Методы интенсификации процесса. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех HПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив. смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

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

- дальнейшее углубление переработки нефти;

- повышение октановых чисел автобензинов;

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

Решение этих проблем предусматривает:

1.Совершенствование основных аппаратов установок АВТ:

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

3.Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута.

Коррозия оборудования - еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [16]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими- продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии

- водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ * Н20). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков.

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном - до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации [17].

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах.

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

Увеличение глубины отбора светлых из нефти (фракций до 350-3600С 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 [2].

Однако непрерывное наращивание мощности установок первичной перегонки нефти без значительной их реконструкции привело к заметном) ухудшению качества продуктов: наложение температур кипения между некоторыми дистиллятными фракциями достигло 100-150 иС, 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.

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 [18].

Термическая стабильность тяжелых углеводородов позволяет нагревать нефть при атмосферной перегонке до 350-360°С, что обеспечивает долю отгона сырья, на 5-10 % превышающую сумму отбора светлых в колонне. На результаты перегонки большое влияние оказывает давление. 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 % or 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. Перегонка при пониженном давлении и в вакууме позволяет отказаться от применения водяного пара и дает экономию в расходе тепла на 5 %. В настоящее время разрабатываются перспективные схемы замены водяного пара потоком нефтепродуктов.

Эффективность процесса вакуумной перегонки мазута, как и перегонки нефти, зависит как от параметров технологического режима, так и от конструктивных особенностей отдельных узлов блока: печи, трансферной линии, узла ввода сырья, конструкции тарелок, насадок и т.д. Состав мазута, поступающего на вакуумный блок из атмосферной колонны, регламентируется содержанием фракций, выкипающих до 350°С. Традиционно считают, что содержание светлых должно составлять не более 5 % (мас.), так как их рост приводит к увеличению диаметра вакуумной колонны, затрудняет полную конденсацию паров на верху колонны и увеличивает загрузки вакуумсоздаюшей системы. Необходимо отметить, что содержание светлых фракций в мазуте определяется фракционным составом (а именно температурой конца кипения) получаемого в атмосферной колонне дизельного топлива [19].

Для регулирования (стабилизации) состава сырья вакуумной колонны и одновременно с этим повышения отбора светлых (до 98 % от потенциала) между атмосферной и вакуумной колоннами в некоторых патентах рекомендуют помешать буферную ступень испарения мазута.

Температура нагрева сырьевого потока (мазута) определяется температурой его термического разложения, которое ведет к образованию неконденсируемых газов разложения. На их откачку расходуется мощность вакуумсоздающей системы. Минимальное давление на выходе из печи обеспечивается правильным подбором конструкции трансферной линии, связывающей печь с колонной, при этом минимизируется перепад давления между печью и вакуумной колонной Рекомендуются следующие оптимальные значения параметров: длина трансферной линии не более 30 м (без резких поворотов и вертикальных участков), удельная массовая скорость потока мазута -- не более 150 кг/(с * м2).

Схемы орошения вакуумных колонн определяют как отбор и качество продуктов, так и стабильность режима работы. Одной из существенных особенностей вакуумных колонн является использование верхнего орошения, предназначенного для полной конденсации паров, поэтому верхняя секция часто называется конденсационной [20].

Для полной конденсации паров вверху вакуумной колонны (по сравнению с атмосферной) требуется значительно больше тарелок циркуляционного орошения, чтобы обеспечить тс же значения тепла конденсации. Для создания максимального температурного напора и равномерной нагрузки на тарелки ВЦО рекомендуется схема порционной подачи охлажденной флегмы. Предполагается, что при такой схеме, кроме углубления конденсации и сокращения потерь сверху колонны, обеспечивается гибкость и стабильность режима верха колонны и вакуум- создающего устройства. При проектировании иногда не учитывают специфику работы конденсационной части вакуумной колонны. Это часто приводит к общему недостатку существующих высокопроизводительных вакуумных колонн -- нехватке флегмы для полной конденсации и поддержания нужной температуры вверху конденсационной секции [21].

Промежуточное циркуляционное орошение (ПЦО) почти во всех вакуумных колоннах создастся за счет подачи части охлажденного выводимого бокового погона на несколько тарелок выше его вывода. В вакуумных колоннах вторичной перегонки широкой масляной фракции ПЦО часто работает индивидуально, под тарелкой вывода бокового погона.

Количество ПЦО должно определяться исходя из того, какое число боковых потопов и в каком количестве выводится их колонны (или каково соотношение количеств этих погонов), а также исходя из требования к их качеству. При этом количество ПЦО определяет и объем паров в максимально нагруженном сечении колонны.

Обычно перегонка мазутов осуществляется с вводом водяного пара в низ отгонной части колонны в количестве 1-7 % па мазут. Однако с позиций повышения эффекта отпарки углеводородных фракций существует верхний предел расхода пара в 1,5 %. Подача водяного пара в вакуумную колонну вызывает следующие отрицательные эффекты: увеличение площади сечения колонны на 20--30 %; разбавление потока углеводородных паров концентрационной части и соответствующее увеличение сопротивления массопередаче (снижение КПД тарелок): увеличение выноса углеводородной фракции с верха колонны; увеличение нагрузки на вакуумсоздающую систему.

К тому же экспериментально показано, что ввод водяного пара до 7% увеличивает высоту колонны на размер эквивалентной теоретической тарелки. Для вакуумных колони это особенно важно. Исключение подачи водяного пара позволяет устранить вынос газойлевых фракций с верха вакуумной колонны, что снижает нагрузку на вакуумсоздающую систему [22].

Обеспечение определенного фракционного состава базовых масляных фракций, получаемых в вакуумной колонне, является одним из условий производства на их основе высококачественных товарных масел.

Снижение общего остаточного давления в вакуумной колонне отражается не только на четкости разделения, но и на перераспределении углеводородов масляных фракций в процессе однократного испарения мазута, т. е. непосредственно на качестве масляных фракций [23].

Системы создания вакуума в настоящее время значительно усовершенствованы. Наибольшее распространение получили системы:

-с включением барометрического конденсатора, в котором осуществляется конденсация паров, выходящих с верха вакуумной колонны, за счет подачи воды или дизельного топлива в качестве конденсирующего и абсорбирующего агента;

-с включением поверхностных конденсаторов с закрытой конденсацией паров;

-с предвключенными паровыми эжекторами, отсасывающими газы и пары непосредственно из колонны.

Для сокращения количества загрязненной воды на ряде заводов вместо воды в барометрический конденсатор стали подавать охлажденное дизельное топливо и заменять барометрические конденсаторы поверхностными.

Проблема уменьшения загрязнения окружающей среды обусловливает поиск решений создания вакуума без загрязнения воды и воздуха. Положительный длительный опыт применения дизельных фракций в качестве конденсирующего и охлаждающего агента в барометрическом конденсаторе позволил использовать дизельные фракции и в качестве эжектируюшего агента. Замена водяного пара в эжекторах на жидкостной эжектирующий агент повышает КПД процесса эжектирования. Известно, что энергетический КПД эжекторов, в которых в качестве рабочего агента используется водяной пар. достигает максимального значения 10--12%. При использовании жидкостного рабочего тела КПД эжектора достигает 38--39 %. Сочетание процессов конденсации и эжектирования позволяет еще больше увеличить КПД эжектора.

Таким образом, новые системы создания вакуума основаны на циркуляции жидких нефтяных фракций (дизельная или газойлевая) через специальные инжекторные системы [17].

Исследование показало, что в вакуумных газах, направляемых на сжигание в печь, за счет промывки газов дизельной фракцией или газойлем значительно уменьшается содержание сернистых газов. Достигаемая глубина вакуума (остаточное давление 20-- 25 мм рт. ст., или 2.6--3,3 кПа) позволила прекратить подачу пара в низ вакуумной колонны. Циркулирующее дизельное топливо или газойль постоянно обновляется. Часть циркулирующей жидкости выводится из системы на гидроочистку и затем используется но целевому назначению. Снижение количества водного конденсата как в атмосферной, так и в вакуумной части установки АВТ, совершенствование вакуумсоздающей системы улучшает технико-экономические и экологические аспекты работы установок первичной переработки нефти [24].

На многих действующих НПЗ изменение ассортимента производимых продуктов осуществляется корректировкой технологических параметров работы ректификационных колонн атмосферного блока установки. Авторы Д.А. Луканов, Т.В. Костина, В.А. Тыщенко и JI.K. Лубсандоржиева считают, что переход одного режима работы на другой неминуемо ведет к потерям качества, а в ряде случаев может сопровождаться аварийными ситуациями[10]. Исключить этап переходного процесса позволяет использование схемы выработки керосиновой фракции и дизельных топлив по смесевому варианту. Такой вариант в рамках существующей технологии был реализован на установке АВТ-11 ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод». Также интенсификацию процесса атмосферно вакуумной перегонки можно осуществить при помощи активатора бензин-отгон-гидроочистки дизельной фракции. На основе теории регулируемых фазовых переходов возможно усовершенствование путем компаундирования сырья перегонки с оптимальным количеством ароматических добавок и обеспечения определенной скорости его перемещения в змеевике печи. Улучшение процесса может осуществляться в присутствии специальных добавок - активаторов.


Подобные документы

  • Физико-химические свойства мазута. Технологии перегонки нефти. Основные эксплуатационные характеристики котельных и тяжелых топлив. Химическое и коррозионное действия среды на материал и оборудование. Условия хранения, транспортировки и эксплуатации.

    реферат [139,3 K], добавлен 09.04.2012

  • Изучение химического состава нефти - горючей маслянистой жидкости, распространенной в осадочной оболочке Земли; важнейшего полезного ископаемого. Обобщение основных способов переработки нефти - обезвоживания, обессоливания, стабилизации и перегонки.

    презентация [635,7 K], добавлен 22.05.2012

  • Способы выражения составов смесей и связь между ними. Перемешивание газонефтяных смесей различного состава. Газосодержание нефти и ее объемный коэффициент. Физико-химические свойства пластовых вод. Особенности гидравлического расчета трубопроводов.

    контрольная работа [136,9 K], добавлен 29.12.2010

  • Индексация нефтей для выбора технологической схемы и варианта ее переработки. Физические основы дистилляции нефти на фракции. Установки первичной перегонки нефти. Технологические расчеты процесса и аппаратов. Характеристика качества нефтепродуктов.

    курсовая работа [684,7 K], добавлен 25.04.2013

  • Задачи и цели переработки нефти. Топливный, топливно-масляный и нефтехимический варианты переработки нефти. Подготовка нефти к переработке, ее первичная перегонка. Методы вторичной переработки нефти. Очистка нефтепродуктов. Продукты переработки нефти.

    курсовая работа [809,2 K], добавлен 10.05.2012

  • Состав и структура нефти. Ее физические и химические свойства. Характеристика неуглеводороднных соединений. Расчет удельной теплоёмкости нефти. Порфирины как особые органические соединения, имеющие в своем составе азот. Методы классификация нефти.

    презентация [1,5 M], добавлен 04.05.2014

  • Сущность нефтеперерабатывающего производства. Разделение нефтяного сырья на фракции. Переработка фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов. Атмосферно-вакуумная перегонка нефти.

    презентация [157,1 K], добавлен 29.04.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.