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 Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

по дисциплине

Перегонка нефти. Применение испаряющих агентов

Технология природных энергоносителей и углеродных материалов

Иркутск 2017 г.

Введение

1. Фракционный состав нефти

2. Основные нефтяные фракции

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Нефть представляет собой сложную смесь жидких органических веществ, в которых растворены различные твердые углеводороды и смолистые вещества. Кроме того, часто в ней растворены и сопутствующие нефти газообразные углеводороды. Разделение сложных смесей на более простые или в пределе - на индивидуальные компоненты называется фракционированием. Методы разделения базируются на различии физических, поверхностных и химических свойств разделяемых компонентов. При исследовании и переработке нефти и газа используются следующие методы разделения: физическая стабилизация (дегазация), перегонка и ректификация, перегонка под вакуумом, азеотропная перегонка, молекулярная перегонка, адсорбция, хроматография, применение молекулярных сит, экстракция, кристаллизация из растворов, обработка как химическими реагентами, так и карбамидом (с целью выделения парафинов нормального строения). Всеми этими методами возможно получить различные фракции, по составу и свойствам резко отличающиеся от исходного продукта. Часто эти методы комбинируют. Так, например, абсорбция и экстракция при разделении смолистых веществ или экстракция и перегонка в процессе экстрактивной перегонки. При детальном исследовании химического состава нефти практически используются все перечисленные выше методы.

Наиболее распространенные методы и положены в основу заводской переработки нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре компоненты нефти отгоняются в порядке возрастания их температур кипения.

Для всех индивидуальных веществ температура кипения при данном давлении является физической константой. Так как нефть представляет собой смесь большого числа органических веществ, обладающих различным давлением насыщенных паров, то говорить о температуре кипения нефти нельзя.

В условиях лабораторной перегонки нефти или нефтепродуктов при постепенно повышающейся температуре отдельные компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения, или то же самое, в порядке уменьшения давления их насыщенных паров. Следовательно, нефть и ее продукты характеризуются не температурами кипения, а температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки и судят о фракционном составе.

1. Фракционный состав нефти

нефть испарение перегонка агент

Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения.

При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта), их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам перегонки так называемую кривую истинной температуры кипения в координатах температура -- выход фракций в % мас., (или % об.).

Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу и, следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторного топлива и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 10-30 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 % и 40-65% керосиногазойлевых фракций, перегоняющихся до 350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, Самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а газоконденсаты большинства месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (например, нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом).

Углеводный состав нефти -- является наиболее важным показателем их качества, определяющим выбор метода переработки, ассортимент и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктов. В исходных нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводов, кроме алкенов: алканы, цикланы, арены, а также гетероатомные соединения. Алканы (СnН2n+2) -- парафиновые углеводы -- составляют значительную часть групповых компонентов нефтей, газоконденсатов и природных газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25-75 % маc. и только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40-50 %. С повышением молярной фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60-70 % состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5-20 % маc. Из алканов в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные, при этом доля изоалканов с четвертичным углеродным атомом меньше, а этил- и пропилзамещенные изоалканы практически отсутствуют. С увеличением числа атомов углерода в молекуле алканов свыше 8 относительное содержание монозамещенных снижается. В газойлевых фракциях (200-350 °С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди алканов в них преобладают монометилзамещенные и изопреноидные (с чередованием боковых метильных групп через три углеродных атома в основе углеродной цепи) структуры. В среднем содержание алканов изопреноидного строения составляет около 10-11 %.

Циклоалканы (ц. СnН2n) -- нафтеновые углеводы -- входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80 % мас. Бензиновые и керосиновые фракции представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно с короткими (C1 -- С3) алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические гомологи цикланов с 2-4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает. Можно отметить следующее распределение изомеров цикланов: среди С7 -- циклопентанов преобладают 1,2 -- и 1,3-диметилзамещенные; С8 -- циклопентаны представлены преимущественно триметилзамещенными; среди алкилциклогексанов преобладает доля ди- и триметилзамещенные, не содержащие четвертичного атома углерода.

Цикланы являются наиболее высококачественной составной частью моторного топлива и смазочных масел. Моноциклические цикланы придают моторному топливу высокие эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах каталитического реформинга. В составе смазочных масел они обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т. е. высокий индекс). При одинаковом числе углеродных атомов цикланы по сравнению с алканами характеризуются большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания.

Арены (ароматические углеводороды) с эмпирической формулой СnНn+2-2Ка (где Ка -- число ареновых колец) -- содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15-50 %), чем алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях. Распределение их по фракциям различно и зависит от степени ароматизированности нефти, выражающейся в ее плотность. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракции, как правило, снижается. Нефти средней плотности цикланового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов по фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. Установлена следующая закономерность распределения изомеров аренов в бензиновых фракциях: из C8-аренов больше 1,3-диметилзамещенных, чем этилбензолов; С9-аренов преобладают 1,2,4-триметилзамещенные. Арены являются ценными компонентами в автобензине (с высокими октановым числом), но нежелательными в реактивном топливе и дизельном топливе. Моноциклические арены с длинными боковыми алкильными цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства.

2. Основные нефтяные фракции

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Сначала из нее удаляют растворенные газообразные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

Основные фракции нефти следующие:

* Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40-70 °С), бензин

(tкип = 70-120 °С) - авиационный, автомобильный и т.д.

* Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250 °С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.

* Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

* Газойлевая фракция (tкип > 275 °С), по-другому называется дизельным топливом.

* Остаток после перегонки нефти - мазут - содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла (автотракторные, авиационные, индустриальные и др.), вазелин (технический вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических средств и в медицине). Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки летучих компонентов из мазута остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого топлива в котельных установках.

3. Метод однократного и постепенного испарения

Разделение нефти на составные части (фракции) по их температурам кипения в целях получения товарных нефтепродуктов или их компонентов. Перегонка нефти-- начальный процесс переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах, основанный на том, что при нагреве нефти образуется паровая фаза, отличающаяся по составу от жидкости. Фракции, получаемые в результате перегонки нефти, обычно представляют собой смеси углеводородов. С помощью методов многократной перегонки нефтяных фракций удаётся выделить некоторые индивидуальные углеводороды. Перегонка нефти осуществляется методами однократного испарения (равновесная дистилляция) или постепенного испарения (простая перегонка, или фракционная дистилляция); с ректификацией и без неё; в присутствии перегретого водяного пара --испаряющего агента; при атмосферном давлении и под вакуумом. При равновесной дистилляции разделение нефти на фракции происходит менее четко по сравнению с простой перегонкой. Однако в первом случае при одной и той же температуре нагрева в парообразное состояние переходит большая часть нефти. В лабораторной практике в основном применяется простая перегонка нефти с ректификацией паровой фазы на установках периодического действия. В промышленности используется перегонка нефти с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз. Такое сочетание позволяет проводить перегонку нефти на установках непрерывного действия и добиваться высокой чёткости разделения нефти на фракции, экономного расходования топлива на её нагрев. Применение водяного пара приводит к снижению температурного режима, увеличению отбора нефтяных фракций и повышению концентрации высококипящих компонентов в остатке. На промышленных установках перегонка нефти вначале проводится при атмосферном давлении, а затем под вакуумом. При атмосферной перегонке нефть нагревается не выше 370 °С, так как при более высокой температуре начинается расщепление углеводородов -- крекинг, а это нежелательно из-за того, что образующиеся непредельные углеводороды резко снижают качество и выход целевых продуктов.

В результате атмосферной перегонка нефти отгоняются фракции, выкипающие примерно от 30 до 350--360 °С, и в остатке остаётся мазут. Из нефтяных фракций, выкипающих до 360 °С, получаются различные виды топлив (бензины, топлива для реактивных и дизельных двигателей), сырьё для нефтехимического синтеза (бензол, этилбензол, ксилолы, этилен, пропилен, бутадиен), растворители и др. Дальнейшая перегонка мазута проводится под вакуумом (остаточное давление 5,3--8 кн/м2, или 40--60 мм рт. ст.), чтобы свести к минимуму крекинг углеводородов. В СССР на ряде нефтеперерабатывающих заводов производительность установок атмосферно-вакуумной переработки нефти доводилась до 8 млн. т нефти в год.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением.

Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением, то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении. Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 -- 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 -- 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь). В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

4. Перегонка нефти с использованием испаряющего агента

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу -- высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего -- водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 -- 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 -- 450°С под давлением 2 -- 3ат).

Влияние водяного пара заключается в следующем:

Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

Создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т.к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции -- лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

Итак, водяной пар уменьшает парциальное давление паров углеводородов, облегчает их испарение и понижает в колонне температуру, но, кроме того, он создает необходимые для ректификации условия (градиент давлений углеводородных паров) и выполняет роль двигателя.

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

Увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию;

Повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра колонны;

Увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;

Обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;

Усиление коррозии аппаратуры в присутствии сероводорода и хлористого водорода и образование больших количеств сточных вод;

Тепло его конденсации не используется.

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 или в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции. Однако чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки; но чем он легче, тем больше он теряется в процессе перегонки, поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуют применять керосино-газойлевую фракцию.

Заключение

Нефть, нефтяные фракции и нефтепродукты представляют собой, как правило, смеси очень большого числа близко кипящих компонентов. Число компонентов в бензиновых фракциях может достигать 500, а в масляных фракциях еще больше. Как правило, их разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Нефтяные фракции, в отличие от индивидуальных соединений, не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуры начала и конца кипения (Тнк и Ткк). Тнк и Ткк зависят от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродукта показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель является важнейшей характеристикой нефтяных смесей и имеет большое практическое значение.

Полные данные о характеристике состава нефти и нефтепродуктов позволяют решать главные вопросы переработки: проводить сортировку нефти и нефтепродуктов на базах смешения, определять варианты переработки нефти (топливный, топливно-масляный, или нефтехимический), выбирать схемы переработки, определять глубину отбора масляных фракций от потенциала (отношение массы фракций, выделенных на установке, к их массе, содержащейся в нефти), выход отдельных фракций. Знание фракционного состава нефтепродукта позволяет рассчитать их важнейшие эксплуатационные характеристики. Вследствие особенностей химического состава нефтей разных месторождений, физико-химические характеристики идентичных по температуре кипения фракций будут неодинаковы. Каждая нефть имеет свою характерную кривую разгонки, обусловленную специфическим распределением в ней отдельных компонентов (углеводородных и неуглеводородных соединений) как по содержанию, так и по температуре кипения.

Изменения физико-химических характеристик взаимно коррелируют. На этом основаны многие методы определения характеристик и состава нефти и нефтепродуктов, и в настоящее время накоплен значительный объем информации о корреляционных взаимосвязях. Однако большинство из них нашли ограниченное применение из-за громоздкости и неприспособленности для использования в информационных технологиях.

Список использованных источников

1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа.- М.: Химия, 2001

2. Гуревич И.Л. - Технология переработки нефти и газа Ч. 1. - М.: Химия, 1972.-111 c.

3. М.В. Стародуб, Ю.П. Ясьян, П.А. Пуртов, Ю.В. Аристович - Технология нефти. Подготовка нефти у переработке, Краснодар: Изд.дом ЮГ, 2011.

4. Подвинцев И.Б. Нефтепереработка. Практический вводный курс: Учебное пособие/ И.Б. Подвинцев - Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2011.-31 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Первичная и вторичная перегонка нефти. Особенности перегонки с постепенным и многократным испарением. Принцип работы дефлегматора. Перегонка в присутствии испаряющего агента, который вводят в низ колонны для создания требуемого парового орошения фракций.

презентация , добавлен 26.06.2014


Упоминания о нефти в трудах древних историков и географов. Нефть в XX веке как основное сырьё для производства топлива и множества органических соединений. Технологические процессы перегонки нефти: термический, каталитический крекинг, риформинг.

реферат , добавлен 15.10.2009


Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.

контрольная работа , добавлен 02.05.2011


Ректификация нефтяных смесей. Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов. Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена. Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики.

дипломная работа , добавлен 20.10.2012


Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.

презентация , добавлен 26.06.2014


Описание процесса переработки нефти: атмосферная перегонка, вакуумная дистиляция, каталитический риформинг, изомеризация. Эффективный фонд времени и годовой производительности оборудования. Определение выхода продукта по технологическим установкам.

курсовая работа , добавлен 22.01.2015


Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.

курсовая работа , добавлен 14.06.2011


Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

лабораторная работа , добавлен 14.11.2010


Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.

курсовая работа , добавлен 20.05.2015


Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.

Принципы перегонки нефти

Разделение любой смеси (в частности, нефти) на фракции путем перегонки основано на различии в температурах кипения ее компонентов. Так, если смесь состоит из двух компонентов, то при испарении компонент с более низкой темпера­турой кипения (низко-кипящий, НКК) переходит в пары, а компонент с более высокой температурой кипения (высококипящий, ВКК) остается в жид­ком состоянии. Полу­ченные пары конденси­руются, образуя дистиллят, неиспарившаяся жидкость назы­вается остатком. Та­ким образом, НКК пе­реходит в дистиллят, а ВКК - в остаток.

Описанный процесс называется простой перегонкой. Для наиболее полного разделения компонентов приме­няют более сложный вид перегонки - перегонку с ректификацией. Ректификация заключается в противоточном контактировании па­ров, образующихся при перегонке, с жидкостью, получающейся при конденсации этих паров. Для осуществле­ния ректификации в колонне необходимо создать восходящий поток паров и нисходящий поток жидкости. Первый поток образуется за счет тепла, вводимого в нижнюю (отгонную) часть колонны, вто­рой - за счет холодного орошения, подаваемого в верхнюю (кон­центрационную) часть колонны (о других видах орошения см. ни­же).

Рис. 4.1 Схема колпачковой тарелки:1-пластина; 2- сливной стакан; 3- -колпачок; 4- патрубок для прохода паров; 5- прорези в колпачке для прохода паров; 6- подпорная перегородка для создания уровня жидкости на тарелке; 7- стенка колонны; 8- кольцевое пространство

На тарелках колонны встречаются две фазы: паровая; (с более высокой температурой), и жидкая (с более низкой температурой). При этом пары охлаждаются, и часть высококипящего компонента конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость же нагревается и часть низкокипящего компонента из нее испаряется, переходя в паровую фазу. Такой процесс происходит многократно на каждой тарелке. В процессе перегонки и ректификации нефти и нефтепро­дуктов давление насыщенных паров и равновесие между парами и жидкостью играют решающую роль.

Такой процесс происходит многократно на каждой тарелке. В процессе перегонки и ректификации нефти и нефтепро­дуктов давление насыщенных паров и равновесие между парами и жидкостью играют решающую роль.

Давление насыщенных паров жидкости .

Давлением насыщенного пара жидкости называют давление, развиваемое ее парами при данной температуре в условиях равно­весия с жидкостью. Это давление возрастает с повышением темпе­ратуры и уменьшением теплоты испарения жидкости. Кривые дав­ления насыщенных паров углеводо­родов, входящих в состав светлых нефтепродуктов, в зависимости от температуры показаны на рис.4.2

Давление насыщенных паров смесей и нефтяных фракций зави­сит не только от температуры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Каза­лось бы, что при очень низких температурах или достаточно высо­ком давлении все газы должны переходить в жидкое состояние. Од­нако для каждого газа существует такая температура, выше кото­рой он никаким повышением давления не может быть переведен в жидкость. Это так называемая критическая температура Т кр. Дав ление паров, отвечающее критической температуре, называют кри­тическим давлением Р Кр - Удельный объем газа при критических температуре и давлении называют критическим объемом. В крити­ческой точке исчезает прерывность между газообразным и жидким состояниями.

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

Существует два основных способа перегонки нефти: с постепенным, или многократным, испарением (в кубах); с однократным испарением (в трубча­тых печах). При постепенном испарении образующиеся пары не­медленно выводятся из системы (например, фракции при разгонке нефтепродуктов на стандартном аппарате, а также на одном из ку­бов кубовой батареи). При однократном испарении продукт нагревают в трубчатой печи до определенной температуры, обеспечивающей получение нуж­ного отгона, причем в течение всего времени нагрева пары не отде­ляют от жидкости - состав системы не меняется. По достижении нужной температуры образовавшиеся в системе жидкая и паровая фазы разделяются. Это разделение происходит в колонне или ис­парителе (эвапораторе), куда поступает продукт после его нагре­ва в трубчатой печи. Перед разделением обе фазы - пары и жид­кость- находятся в равновесии друг с другом, поэтому однократ­ное испарение называют также равновесным. Таким образом, при перегонке нефти с однократным испарением вся смесь паров, обра­зовавшаяся при заданной температуре, сразу отделяется от жидко­го остатка, а затем разделяется на фракцию

Перегонка нефти с однократным испарением в отличие от по­степенного испарения в кубах, занимающего несколько часов, про­ходит в несколько минут и при более низких температурах. Это объясняется тем, что низкокипящие фракции при однократном ис­парении способствуют испарению высококипящих компонентов при более низких температурах.

Рис.4.3 Изобарные кривые

Для пояснения процесса испарения возьмем изобарные кривые (рис. 3.6). Допустим, что есть жидкость с низкокипящего компонента (НКК) Ао при температуре t 0 . Это состояние системы характеризуется точ­кой Ао . Начнем нагревать жидкость. Графически это изобразится прямой А 0 А 1 параллельной оси ординат. Жидкость при достижении температуры t 1 начинает кипеть (это вытекает из самого спо­соба построения изобар).

С учетом равновесности жидкости и паров со­став образовавшихся паров опреде­ляется горизонталью A 1 B 1 , проводи­мой до пересечения с кривой паровой фазы в точке. Действительно, ес­ли температура насыщенных паров равна t 1 , то состав их определяется точкой B 1 , абсцисса которой равна t 1 (делается допущение, что количе­ство выделяемых паров ничтожно мало и что состав жидкости до и после закипания остается неизмен­ным и равным х о).

Рассмотрим теперь другой слу­чай. Допустим, что та же смесь со­става х о нагрета до более высокой температуры t. При этом пары, кото­рые начали образовываться уже при температуре t 1 не отделяются от жидкости, из-за чего состав всей си­стемы, включающий и пары и жид­кость, остается постоянным и рав­ным х о Допустим далее, что, достигнув температуры t в точке С, мы отделили пары от жидкости. Каков же состав этих паров и жидкости? Для решения этого вопроса достаточно через точку С провести горизонталь АВ, соответствующую температуре t. Точки пересечения А к В этой горизонтали с кривыми изобар покажут соответственно состав жидкости х и паров у. При нагревании системы до более высокой температуры t 2 ее состояние характеризуется точками A 2 и В 2 с концентрациями х 2 и у 2 . При этом у 2 совпадает с х о, т. е. у 2 = х о, что возможно только при полном испарении всей жидкости. Таким образом, t 2 является тем­пературой полного испарения жидкости состава х о при однократном испарении, дальнейшее повышение температуры сопровождается только перегревом паров. Из сказанного выше следует, что любая точка, расположенная в области, ограниченной нижней кривой, характеризует наличие только жидкой фазы, а точка, расположенная в области, ограниченной изобарами (площадь линзы), характеризует одновременное существование и паровой и жидкой фаз, располо­женная же в области - существование только паровой фазы. (См С.В.Вержичинская, Химия и технология нефти и газа, стр.60-65).

Способы снижения температуры кипения нефти и ее фракций

При повышении температуры нагрева нефти и увеличении длительности нагрева, когда начинается разложение вы­сокомолекулярных углеводоро­дов - так называемый крекинг. В зависимости от состава нефти этот момент наступает при темпе­ратурах 320-360°С. Однако в ря­де случаев, особенно при получе­нии высококипящих фракций для производства дистиллятных ма­сел и сырья для каталитического крекинга, необходимо нагревать нефть выше указанных пределов. Чтобы предупредить разложение высокомолекулярных углеводоро­дов, необходимо снизить темпера­туру ее кипения при переработке. Это достигается перегонкой в вакууме или подачей водяного пара (иногда и тем и другим).

Вакуум (разрежение) дости­гается в результате откачки (от­соса) из колонны газов, используя вакуумные насосы, или их кон­денсации. Давление в таком ап­парате называется остаточным.

Оно всегда ниже атмосферного (101,3 мПа, или 760 мм рт.ст.). Ва­куум определяется как разность между 101,3 мПа (760 мм рт.ст.) и остаточным давлением. Например, если остаточное давление 13,3 мПа (100 мм рт.ст.), то вакуум составляет: 101,3 - 13,3 = 88 мПа (760- 100 = 660 мм рт. ст.). На рис. 3.8 показана пример­ная зависимость температуры кипения от давления для высокомо­лекулярных фракций нефти со средней температурой кипения меж­ду 350 и 500° С. Итак, чем ниже давление, тем быстрее понижается температура кипения фракции. Например, для фракции со средней температурой кипения 450° С при остаточном давлении 13,3 мПа (100 мм рт. ст.) снижение температуры кипения равно 110°С (точ­ка Л), т. е. фракция в этих условиях закипает при 450 - 110 = = 340° С, а при остаточном давлении 0,665 мПа (5 мм рт.ст.) -при 236°С (450 -214 = 236°С, точка Б). Для фракции со средней тем­пературой кипения 500°С снижение температуры кипения при ос­таточном давлении 13,3 мПа (100 мм рт. ст.) составляет 117° С (точ­ка В), а для фракции 350°С - 350 - 94 = 256°С (точка Г)

Понижение температуры кипения путем перегонки с водяным паром также широко применяют в прак­тике нефтеперерабатывающей про­мышленности, особенно при пере­гонке мазута. Действие водяного пара при перегонке нефти (пар вво­дят через маточник, расположен­ный над дном аппарата) сводится к следующему: бесчисленные пузырь­ки пара образуют внутри нефти ог­ромную свободную поверхность, с которой нефть испаряется внутрь этих пузырьков. Давление паров нефти, будучи ниже атмосферного, недостаточно для его преодоления, т. е. для возникновения кипения и перегонки, но к давлению паров нефти присоединяется давление во­дяного пара, поэтому в сумме (по закону Дальтона) получается дав­ление, несколько превышающее ат­мосферное и достаточное для кипе­ния и перегонки нефти.

Давление пара надо поддерживать таким, чтобы оно могло преодолеть напор столба жидкости и давление в аппарате, а так­же гидравлическое сопротивление трубопроводов. Обычно исполь­зуют пар давлением выше 0,2 МПа (2 кгс/см2); пар должен быть сухим, поэтому его часто перегревают в одном из змеевиков печи.

Значительное снижение температуры перегонки при помощи только вакуума требует создания низкого остаточного давления, что удорожает вакуумную установку и усложняет ее эксплуатацию, применение же перегонки с паром без вакуума вызывает большой расход пара, что также требует больших затрат, связанных с про­изводством пара (например, для перегонки автолового дистилля­та расход пара достигает 75%). Поэтому наиболее выгодным ва­риантом перегонки высокомолекулярных нефтепродуктов является сочетание вакуума с подачей острого пара в перегоняемый нефте­продукт. Такое сочетание применяют при перегонке мазута с по­лучением масляных дистиллятов, сырья для каталитического кре­кинга или гидрокрекинга.

Перегонка нефти с ректификацией

Общие сведения о процессе. В заводских условиях перегонку нефти с однократным испарением ведут на трубчатых установках. Нефть, нагреваясь в трубах печи до требуемой температуры, по­ступает в ректификационную колонну. Здесь она разделяется на две фазы. Первая - паровая фаза - устремляется вверх, а вто­рая - жидкая - стекает в нижнюю часть колонны. В зависимости от необходимости при перегонке нефти или другого продукта по­лучают фракции с определенными пределами выкипания. Такое разделение нефти, достигаемое путем многократного испарения и конденсации углеводородов, как указывалось выше, называется ректификацией.

При ректификации двойной смеси (смеси, состоящей из двух компонентов) через верх колонны уходит в виде паров низкокипящий компонент, а через низ колонны в виде жидкости - высококипящий. На рис. 4.5 показана схема ректификации смеси бензола и толуола. Эта смесь после нагрева в печи поступает по линии в ректификационную колонну. Вверху колонны пары бензола (низкокипящего компонента) по линии поступают в конденса­тор 2, откуда часть сконденсировавшегося бензола поступает по линии в качестве орошения, а остальная часть отводится через холодильник 3 по линии IV в товарный парк. Внизу колонны раз­мещен подогреватель, куда поступает пар по линии VI. Толуол (высококипящий компонент) выводится из колонны по линии V (через холодильник) в товарный парк. При разделении смеси бен­зола и толуола температура вверху колонны должна быть 80,4°С, т. е. соответствовать температуре кипения чистого бензола; внизу колонны температура должна быть выше 110°С. Для ректифика­ции смеси, состоящей из трех компонентов, например бензола, то­луола и ксилола, необходимы две колонны. Из

Рис 4.5 Схема ректификации двойной смеси

нижней части пер­вой колонны отбирают ксилол, а из верхней части - смесь бензола и толуола, которую разделяют на бензол и толуол во второй колонне так же, как показано на рис.4.5.

Для ректификации сложной смеси (к которой относится и нефть) с получе­нием п компонентов или фракций нужно (п-1) простых колонн. Это очень гро­моздко и требует больших капиталовло­жений и эксплуатационных затрат. По­этому на нефтеперегонных установках строят одну сложную колонну, как бы со­стоящую из нескольких простых колонн с внутренними или выносными (рис. 4.6) отпарными секциями, в которые подают водяной пар. На установках большой производительности выносные отпарные секции ставят одна на другую, и они составляют одну отпарную колон­ну (рис. 4.7). Процесс происходит на каждой тарелке. При этом для нормальной работы ректификационной колонны необходимы теснейший контакт между флегмой (жидкостью на тарелке) и вос­ходящим потоком паров, а также соответствующий температурный режим.

Первое обеспечивается конструкцией колпачков и тарелок, второе - подачей орошения, обеспечивающего конден­сацию высококипящих компонентов (путем снятия тепла) в верх­ней части колонны. Создание восходящего потока паров, как ука­зывалось выше, обеспечивается нагреванием в печи или в кубе, а также частичным испарением жидкой фазы внизу колонны при по­мощи кипятильников или водяного пара.

Подачей ороше­ния регулируется температура вверху колонны, создается нисхо­дящий поток жидкости и обеспечивается необходимое снижение температуры паров по мере прохождения их по колонне снизу вверх.

В зависимости от способа орошение бывает холодное (острое), горячее (глухое) и циркуляционное (рис. 3.12).

Горячее орошение

Парциальный конденсатор пред­ставляет собой кожухотрубный теплообменник (рис.4.8а), установленный горизонтально или вертикально на верху колонны. Охлаждающим агентом служит вода, иногда исходное сырье. Поступающие в меж­трубное пространство пары частично конденсируются и возвраща­ются на верхнюю тарелку в виде орошения, а пары ректификата от­водятся из конденсатора. Из-за трудности монтажа и обслуживания и значительной коррозии конденсатора этот способ получил ограни­ченное применение.

Холодное (острое) орошение (рис 4.8б). Этот способ отвода тепла на верху колонны получил наибольшее распространение в практике нефтепереработки. Паровой поток, уходящий с верха ко­лонны, полностью конденсируется в конденсаторе - холодильнике (водяном или воздушном) и поступает в емкость или сепаратор, от­куда часть ректификата насосом подается обратно в ректификаци­онную колонну в качестве холодного испаряющегося орошения, а балансовое его количество отводится как целевой продукт.

Циркуляционное неиспаряющееся орошение (рис 4.8в) Этот вариант отвода тепла в концентрационной секции колонны в техно­логии нефтепереработки применяется исключительно широко не только для регулирования температуры наверху, но и в средних се­чениях сложных колонн. Для создания циркуляционного орошения с некоторой тарелки колонны выводят часть флегмы (или бокового дистиллята), охлаждают в теплообменнике, в котором она отдает тепло исходному сырью, после чего насосом возвращают на выше­лежащую тарелку.

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 применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционно­го орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции. В концентрационной секции сложных колонн вакуумной перегонки мазута отвод тепла осуществляется преимущественно посредством циркуляционного орошения.

При подводе тепла в низ колонны кипятильником (рис 4.8 г) осуществляют дополнительный подогрев кубового продукта в вы­носном кипятильнике с паровым пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под ниж­нюю тарелку колонны. Характерной особенностью этого способа является наличие в кипятильнике постоянного уровня жидкости и парового пространства над этой жидкостью. По своему разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теоретической та­релке. Этот способ подвода тепла в низ колонны наиболее широко применяется на установках фракционирования попутных нефтяных и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и вторичных процес­сов нефтепереработки.

При подводе тепла в низ колонны трубчатой печью (Рис.4.8д) часть кубового продукта прокачивается через трубчатую печь, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь поступает в низ колонны. Этот способ применяют при необходимости обеспе­чения сравнительно высокой температуры низа колонны, когда при­менение обычных теплоносителей (водяной пар и др.) невозможно или нецелесообразно (например, в колоннах отбензинивания нефти).

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняе­мого сырья называют питательной секцией (зоной) , где осуществля­ется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей) , а другая – нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока - отгонной, или исчерпывающей секцией .

Четкость погоноразделения - основной показатель эффективнос­ти работы ректификационных колонн, характеризует их разделитель­ную способность. Она может быть выражена в случае бинарных сме­сей концентрацией целевого компонента в продукте.

Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фрак­ций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхуз­ких фракций потребуются соответственно сверхбольшие капиталь­ные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокой разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 1О-ЗО°С.

Установлено, что на разделительную способность ректификаци­онных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз. Для полу­чения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давле­ние, температура, место ввода сырья и т.д.), иметь достаточное чис­ло тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число (R ) характеризует соотношение жидкого и па­рового потоков в концентрационной части колонны и рассчитывает­ся как R=L/D, где L и D - количества соответственно флегмы и рек­тификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны, рассчи­тываемое как П = G/W, где G и W- количества соответственно паров и кубового продукта.

Число тарелок (N) колонны (или высота насадки) определяется числом теоретических тарелок (N T), обеспечивающим заданную чет­кость разделения при принятом флегмовом (и паровом) числе, а так­же эффективностью контактных устройств (обычно КПД реальных тарелок или удельной высотой насадки, соответствующей 1 теоре­тической тарелке). Фактическое число тарелок N ф определяется из опытных данных с учётом эфектифного КПД тарелки n т

На технико-экономические показатели и четкость погоноразделения ректификационной колонны, кроме ее разделительной способ­ности, в значительной степени влияют физические свойства (моле­кулярная масса, плотность, температура кипения, летучесть и др.), компонентный состав, число (би- или многокомпонентный) и харак­тер распределения (непрерывный, дискретный) компонентов пере­гоняемого сырья. В наиболее обобщенной форме разделительные свойства перегоняемого сырья принято выражать коэффициентом относительной летучести.

Чем больше тарелок в колонне и совершеннее их конструкция и чем больше подается орошения, тем четче ректификация. Однако большое число таре­лок удорожает колонну и усложняет ее эксплуатацию, а чрезмерно большая подача орошения увеличивает расход топлива на после­дующее его испарение. Кроме того, увеличивается расход воды и энергии на конденсацию паров и подачу орошения. Коэффициент полезного действия тарелок в зависимости от их конструкции со­ставляет 0,4-0,8.

Для разделения светлых нефтепродуктов (например, керосина и дизельного топлива) в концентрационной части колонн ставят от 6 до 9, в отпарной - от 3 до 6 тарелок. Для разделения масля­ных дистиллятов допускается меньшая четкость ректификации, од­нако количество тарелок между выводами фракций и между вво­дом сырья и выводом нижнего дистиллята должно быть не менее 6. Под первой тарелкой снизу монтируют ситчатый отбойник.

На четкость ректификации кроме количества тарелок и подачи ороше­ния влияют скорость движения паров в колонне и расстояние между тарел­ками. Нормальная скорость паров в колоннах, работающих при атмосфер­ном давлении, 0,6-0,8 м/с, в вакууме 1-3 м/с, а в колоннах, работающих под давлением, - от 0,2 до 0,7 м/с. Увеличение производительности уста­новки при сырье того же состава и увеличение тем самым скорости дви­жения паров ухудшает ректифика­цию, так как пары увлекают с собой капельки флегмы, которая разбрызги­вается на вышележащие тарелки и ухудшает качество получаемой про­дукции. Расстояние между тарелками выбирают таким, чтобы капли флегмы, подхватываемые парами с тарелок, не попадали на следующие тарелки, и что­бы их можно было ремонтировать и чистить. Обычно расстояние между тарелками равно 0,6-0,7 м, для таре­лок некоторых новых конструкций оно в 2--3 раза меньше

Первичная перегонка нефти – первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной переработки имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.

Прямая перегонка основана на разнице в температурах кипения групп углеводородов, близких между собой по физическим свойствам.

Перегонка или дистилляция – это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что даёт возможность вести перегонку при более низких температурах.

При однократном испарении и последующей кондесации паров получают две фракции: лёгкую, в которой содержится больше низкокипящих компонентов, и тяжёлую, в которой содержится меньше низкокипящих компонентов, чем в исходном сырье, т.е. при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой высококипящими компонентами. При этом достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продекты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. В связи с этим после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификация – диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

На установках первичной перегонки нефтти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.

В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 4), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.

Рис. 4. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки

1,5 - трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники;

4 - конденсаторы

Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0 С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением. При этом её бензиновая, керосиновая и другие фракции, кипящие в интервале температур от 40 до 300 0 С, оказываются перегретыми по отношению к нефти, имеющей температуру 350 0 С, и поэтому сразу превращаются в пар. В ректификационной колонне пары этих низкокипящих фракций устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз. Это приводит к неодинаковой температуре по высоте колонны. В её нижней части температура самая высокая, а в верхней - самая низкая.

Поднимающиеся вверх пары углеводородов при соприкосновении с более холодной жидкостью, стекающей вниз, охлаждаются и частично конденсируются. Жидкость при этом нагревается и из неё испаряются более летучие фракции. В результате состав жидкости и пара изменяется, так как жидкость обогащается труднолетучими углеводородами, а пары - легколетучими. Такой процесс конденсации и испарения вследствие неодинаковости температуры по высоте колонны приводит к своеобразному расслаиванию углеводородах фракций по температурам кипения, а следовательно, и по составу. Для интенсификации этого расслаивания внутри колонны устанавливаются специальные разделительные полки, называемые тарелками. Тарелки представляют собой перфорированные стальные листы сотверстиями для жидкости и пара. В некоторых конструкциях отверстия с выступами для выхода пара прикрыты колпачками, а для жидкости предусмотрены сливные трубки (рис. 5).

Рис. 5. Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны:

1 – тарелки; 2 – патрубки; 3 – колпачки; 4 – сливные стаканы; 5 – стенки колонны

На такой тарелке поднимающиеся сверху пары пробулькивают в жидкость из под колпачков, интенсивно перемешивая и превращая её в пенный слой. Высококипящие углеводороды при этом охлаждаются, конденсируются и остатки в жидкости, в то время как растворённые в жидкости низкокипящие углеводороды, нагреваясь, переходят в пар. Пары поднимаются на верхнюю тарелку, а жидкость перетекает на нижнюю. Там процесс конденсации и испарения снова повторяется. Обычно в ректификационной колонне, имеющей высоту 35-45 м, устанавливается до 40 тарелок. Достигаемая при этом степень разделения позволяет конденсировать и отбирать фракции по высоте колонны в строго определённом интервале температур. Так, при 300-350 0 С конденсируется и отбирается соляровое масло, при температуре 200-300 0 С - керосиновая фракция, при температуре 160-200 0 С - лигроиновая фракция. Не сконденсировавшиеся пары бензиновой фракции с температурой 180 0 С выводятся через верхнюю часть колонны, где охлаждаются и конденсируются в специальном теплообменнике. Часть охлаждённой бензиновой фракции возвращается на орошение верхней тарелки колонны. Это делается для того, чтобы соприкосновением горячих паров с охлаждённой бензиновой фракцией тщательнее отделить легколетучие углеводороды и сконденсировать примеси менее летучих, стекающих вниз. Такая мера позволяет получить более чистый и более качественный бензин с октановым числом от 50 до 78.

При более тщательной разгонке бензиновая фракция может быть разделена на газолин (петролейный эфир) - 40-70 0 С, собственно бензин - 70-120 0 С и лигроин 120-180 0 С.

В самой нижней части ректификационной колонны собирается мазут. В зависимости от содержания в нём сернистых соединений он может служить котельным топливом либо сырьём для получения смазочных масел или дополнительных количеств моторного топлива и нефтяных газов. Обычно при содержании в мазуте серы более 1% его используют как высококалорийное котельное топливо, и на этой стадии перегонку прекращают, сводя процесс к одностадийному. При необходимости получения из мазута смазочных масел его подвергают дальнейшей перегонке во второй ректификационной колонне, работающей под вакуумом. Такая схема называется двухстадийной. Двухстадийный процесс отличается от одностадийного меньшим расходом топлива и более высокой интенсивностью работы аппаратуры, что достигается использованием вакуума и более высокой степенью утилизации тепла. Использование вакуума на второй стадии перегонки предотвращает расщепление тяжёлых углеводородов, снижает температуру кипения мазута и тем самым уменьшает расход топлива на его нагревание.

Сущность второй стадии сводится к нагреванию мазута раскалёнными газами до 420 0 С в трубчатой печи и к последующей его разгонке в ректификационной колонне. В результате образуется до 30 % гудрона и до 70 % масляных компонентов, являющихся сырьём для получения смазочных масел. Примерный выход и температура отбора масляных фракций мазута приведены в табл. 15.

Для большей экономии тепла и улучшения технико-экономических показателей работы атмосферно-вакуумных установок нагревание нефти до 350 0 С ведут в два этапа.

Таблица 15

Фракции перегонки мазута

В начале её предварительно нагревают до 170-175 0 С теплом продуктов перегонки (последние при этом охлаждаются), а затем в трубчатой печи теплом раскалённых газов. Такая утилизация тепла позволяет сократить расход топлива на проведение процесса и снизить себестоимость первичной переработки.

Перегонка нефти

1. Варианты переработки

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

• 1) топливный;
• 2) горюче-смазочный;
• 3) нефтехимический.

По топливном варианте нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей самолетов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. По этому варианту применяются каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистки, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена ​​на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

При топливно-масляном варианте переработки наряду с топливами получают масла. Для производства масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350 ? С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными (селективными) растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низькоиндексни углеводороды, затем проводят депарафинизацию с помощью смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для снижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. В последних технологиях для получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким образом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.).. Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальты и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс .

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние десятилетия, направленные на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафинив углеводородов и др.). Для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложные физико-химические процессы, связанные с крупнотоннажных производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий. В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты.

2. ПЕРЕГОНКА НЕФТИ ПЕРВИЧНАЯ

ПЕРЕГОНКА НЕФТИ ПЕРВИЧНАЯ, (рус. первичная перегонка нефти ; англ. primary oil refining ; нем. prim?re Erd?ldestillation f ) - Разделение нефти на фракции по температуре кипения при первичной переработке нефти для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Осуществляется на атмосферных трубчатых и атмосферно-вакуумных трубчатых оборудования, часто комплектуются оборудованием обессоливания нефти и вторичной перегонки бензина .

Продукцией П.н.п. являются:

2) фракция 62-85 ? С - сырье для каталитического риформинга , на основе которой производят бензол ;

3) фракция 85-105 ? С - сырье установок каталитического риформинга, на основе которой производят толуол ;

4) фракция 105-140 ? С - сырье для каталитического риформинга, на основе которой производят ксилолы;

5) фракция 140-180 ? С - компонент товарного автобензина и керосина , сырье установок каталитически го риформинга и гидроочистки керосина.

Таблица - Типичные составы смесей, получаемых при деструктивной переработке нефтей (% масс.)

Компоненты	Метод переработки
	Пиролиз газойля	Пиролиз дистиллятного фракции	Газы крекинга
			Термического	Каталитического
Водород	9,1	9,9	3,5	11,7
Азот + оксид углерода	-	-	-	15,3
Метан	21,9	24,3	36,8	12,2
Этилен	24,4	22,9	6,7	4,0
Этан	7,6	7,5	29,3	6,8
Пропилен	15,2	13,6	6,5	16,0
Пропан	1,0	1,4	10	8,3
Бутадиен	2,0	2,6	-	-
Изобутилен	3,8	1,8	2,5	14,3
Бутилен-2	1,0	1,7	-	-
Бутан	0,1	0,1	4,2	10,8
Пентан и выше	12,9	14,4	0,5	0,6

4. Продукты перегонки нефти. Параметры и режимы перегонки.

Чаще нефть перегоняют на следующие фракции: бензиновый , что выкипает до 170-200 о C; керосиновую , что выкипает при 175-270 о C; газойлевая , что выкипает при 270-350 ? С и остаток- мазут .

При перегонке нефти получают также газ прямой гонки, который представляет собой трудную часть попутных газов, оставшихся растворенными в нефти. Как правило, выход газа прямой перегонки невелик.

Применяют высокопроизводительные непрерывно действующие трубчатые перегонные установки, отличающиеся конструкцией печей, в которых происходит нагревание нефти, или конструкцией других аппаратов, входящих в состав установки.

В большинстве случаев трубчатая непрерывно действующая установка состоит из трубчатой ​​печи, насоса, качает нефть через трубчатую печь под давлением 1,0 МПа и более, колонны фракционирования, куда поступает перегретая нефть и где она разделяется на необходимые фракции, которые отбираются из колонны на разной высоте, конденсатора, водовидбирача и пароперегревателя, который служит для перегрева пара.

Перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых установках. В их состав входит трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооружаются крупные ректификационные колонны, а для приема продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложена внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи находится многократно изогнутый стальной трубопровод. Длина труб в печах достигает километра. Когда завод работает, по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подается нефть с большой скоростью - до двух метров в секунду. Печь обогревается мазутом, подаваемым в нее при помощи форсунок и сгорает в факеле. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370 ?. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть - это смесь углеводородов различной молекулярной массы, имеющие разные температуры кипения, то перегонкой ее разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (t кип 90-200 ? С), лигроин (t кип 150-230 ? С), керосин (t кип -300 ? С), легкий газойль - соляровое масло (t кип 230-350 ? С), тяжелый газойль (t кип 350-430 ? С), а в остатке - вязкую черную жидкость - мазут (t кип выше 430 ? С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют масла.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо нагревателя заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше пары, находится в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостных смесь оставляет подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одинакова. Перегонка с многократным испарением включает два или более однократных процессы перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Точность разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением меньше по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой точности разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения дешевле: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370 ? С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающие выше 350-370 ? С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расхода топлива на нагрев сырья.

При первичной перегонке происходят только физические изменения нефти. От нее отгоняются легкие фракции, кипящие при низких температурах. Сами углеводороды остаются при этом неизменными. Выход бензина, в этом случае, составляет всего 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить все возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта. При крекинге имеют место химические изменения нефти. Изменяется строение углеводородов. В аппаратах крекинг-заводов происходят сложные химические реакции. Выход бензина из нефти значительно увеличивается (до 65-70%) "путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с относительно меньшей молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. Crack - расщеплять).

Крекинг изобрел русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение Шухова начали применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле Процесс ведется при более высоких температурах (до 600 ? С) часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов "измельчаются" на меньшие.

Аппаратура крекинг-заводов в основном та же, что и для перегонки нефти. Это - печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другая - мазут.

Мазут - остаток первичной перегонки - густая и относительно тяжелая жидкость, его удельный вес близок к единице. Обусловлено это тем, что мазут состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда на крекинг-заводе мазут снова подвергается переработке, часть составляющих его углеводородов дробится на меньшие (т.е. с меньшей длиной молекул), из которых как раз и состоят легкие нефтяные продукты - бензин, керосин, лигроин.

Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафинов углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет сирчистисть, маслянистость (мастильнисть), смолистость нефти и др.. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачку нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов существенно осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

4.1. Применение продуктов перегонки нефти

Наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза большей теплотой сгорания по сравнению с лучшим углем. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков. Мазут применяется на ТЭС, заводах, на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% нефти потребляется как сырье для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 50 отраслях производства. В химической промышленности сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт , хлороформ , формалин , аспирин , вазелин и др.. Производные нафтосинтезу находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

Зачем нам вставать, еслирассвело?

Джон Донн «Рассвет»

Случайный человек, который пройдет мимо нефтепе­рерабатывающего завода и увидит множество высоких колонн, наверное решит, что это колонны крекинга. Это распространенная ошибка. Большинство этих высоких колонн является в действительности ректификационны­ми колоннами того или иного типа. Колонны крекинга, которые обычно короче и приземистее, будут рассмотре­ны в одной из следующих глав.

Перегонка нефти является замечательным изобрете­нием технологов-нефтяников, основанным на важной ха­рактеристике нефти, описанной в предыдущей главе, а именно, на кривой разгонки. Механизм, который при этом используется, не очень сложен и поэтому не осо­бенно интересен. Однако для полноты изложения мы рас­смотрим здесь и эти элементарные веши.

Для начала полезно провести аналогию. Самогонщик из Кентукки использует простой перегонный куб, чтобы отделить светлый продукт от негодного остатка (см. рис. 3.1). После ферментации кислого сусла, то есть ког­да прошла медленная биохимическая реакция с образо­ванием спирта, смесь нагревают до начала кипения спир­та. Светлый продукт испаряется. В виде пара он оказыва­ется легче жидкости. Поэтому он перемещается вверх, отделяется от жидкости и попадает в холодильник, где охлаждается и снова превращается в жидкость (конден­сируется). То, что остаётся в кубе, выбрасывают, а то,

Что ушло вверх, разливают в бутылки. Описанный про­цесс является простой перегонкой.

Если бы самогонщик захотел продать продукт каче­ством выше среднего, он мог бы пропустить полученную жидкость через второй перегонный куб периодического действия, работающий аналогично первому. Во втором кубе более легкая часть жидкости отделилась бы от неко­торого количества неспиртовых примесей, которые в пер­вом кубе были увлечены вверх вместе с более легким погоном. Это произошло из-за того, что самогонщик не мог точно выдержать температуру кипения кислого сусла. Впрочем, возможно, он специально поднял температуру в первом кубе немного выше, чем нужно, чтобы полу­чить как можно больше продукта.

Такой двухступенчатый процесс можно превратить в непрерывный, как это показано на рисунке 3.2. В самом деле, раньше многие промышленные установки для пе­регонки выглядели именно так.

Ясно, что периодическая перегонка, описанная выше, не годится для переработки 100-200 тыс. баррелей (~16- 32 тыс. м3) сырой нефти в день, тем более что нужно разделить нефть на 5-6 компонентов. Ректификационная колонна позволяет проводить эту операцию постоянно, затрачивая гораздо меньше труда, оборудования и энер­гии в виде топлива и тепла.

Процесс, происходящий в ректификационной колон­не, схематично показан на рисунке 3.3. Внутрь поступает сырая нефть, а наружу выходят углеводородные газы (бу­тан и более лёгкие газы), бензин, нафта (лигроин), керо­син, лёгкий газойль, тяжелый газойль и кубовый остаток.

Чтобы понять, как все происходит внутри колонны, требуется рассмотреть некоторые тонкости. Первый эле­мент, который необходим для работы колонны - это сырьевой насос, перекачивающий сырую нефть из склад­ского резервуара в систему (см. рис. 3.4). Сначала нефть проходит через печь, в которой нагревается до темпера-

Рис. 3.3. Перегонка нефти

Туры порядка 385°С (750°F). Из предыдущей главы Вы знаете, что при этой температуре, как правило, испаря­ется больше половины нефти.

Полученная таким образом смесь жидкости и паров подаётся снизу в ректификационную колонну.

Внутри ректификационной колонны находится набор тарелок, в которых проделаны отверстия. Благодаря этим отверстиям нефть может подниматься вверх. Когда смесь пара и жидкости поднимается по колонне, то более плот­ная и тяжёлая часть отделяется и опускается на дно, а лёгкие пары поднимаются вверх, проходя через тарелки (рис. 3.5).

Отверстия в тарелках снабжены приспособлениями, называемыми барботажными колпачками (рис. 3.6). Они нужны для того, чтобы пары, через та­

Релки, барботировали через слой жидкости толщиной около 10 см, находящийся на тарелке. Это пробулькива - ние газа через слой жидкости и составляет суть ректифи­кации: горячие пары (при температуре не ниже 400°С

Рис. 3.5. Поступление нефти в ректификационную колонну.

Рис. 3.6. Барботажные колпачки на тарелке ректификацион­ной колонны

(750°F) проходят через жидкость. При этом тепло пере­дается от паров к жидкости. Соответственно пузырьки пара несколько охлаждаются и часть углеводородов из них переходит в жидкое состояние. По мере переноса тепла от паров к жидкости, температура паров снижает­ся. Так как температура жидкости ниже, некоторые со­единения в парах конденсируются (сжижаются).

После того как пары прошли через слой жидкости и потеряли часть более тяжелых углеводородов, они под­нимаются к следующей тарелке, где повторяется тот же процесс.

Тем временем количество жидкости на каждой тарел­ке растет за счет углеводородов, конденсирующихся из паров. Поэтому в колонне устанавливают приспособле­ние, которое называется сливной стакан и позволяет из­бытку жидкости перетекать вниз на следующую тарелку. Число тарелок должно быть таким, чтобы общее количе­ство продуктов, выходящих из ректификационной ко­лонны, было равным количеству сырой нефти, поступа­ющей внутрь. В действительности, некоторые молекулы несколько раз путешествуют туда и обратно - в виде пара поднимаются на несколько тарелок вверх, затем конденсируются и стекают уже как жидкость на несколь­ко тарелок вниз через сливные стаканы Именно эта про-

Рис. 3.7. Сливные стаканы и боковые выходы.

Мывка пара жидкостью за счет противотока и обеспечи­вает четкое разделение фракций. За один проход это было бы невозможно.

На различных уровнях колонны имеются боковые от­воды (рис. 3.7) для отбора фракций - более легкие про­дукты отбираются в верхней части колонны, а тяжелая жидкость выходит внизу.

Орошение и повторное испарение

Несколько дополнительных операций, происходящих вне ректификационной колонны, способствуют более ус­пешному проведению процесса перегонки. Чтобы тяже­лые продукты случайно не попали в верхнюю часть ко­лонны вместе с легкими фракциями, пары периодичес­ки направляют в холодильник. Вещества, которые кон­денсируются в холодильнике, снова поступают на одну из расположенных ниже тарелок. Это своего рода ороше­ние ректификационной колонны (рис. 3.8).

Рис. 3.8. Орошение и повторное испарение.

И наоборот, некоторое количество легких углеводоро­дов может быть увлечено током жидкости в нижнюю часть колонны вместе с тяжелыми продуктами. Чтобы избежать этого, жидкость, выходящую через боковой от­вод, снова пропускают через нагреватель. В результате остатки легких углеводородов отделяются и повторно по­ступают в ректификационную колонну в виде пара. Этот процесс называется повторным испарением. Преимущество такой схемы заключается в том, что только небольшая часть общего потока сырой нефти должна повторно пе­рерабатываться для дополнительного возвращения про­дукта. Не нужно снова нагревать всю нефть, что позволя­ет сэкономить энергию и .

Орошение и повторное испарение могут с тем же ус­пехом использоваться и в средней части колонны, что также способствует эффективному разделению. Повторно испаренная фракция, которая поступает в колонну, вно­сит туда дополнительное тепло, что помогает легким мо­лекулам отправиться в верхнюю часть колонны. Точно так же орошение предоставляет тяжелым молекулам, ко­торые случайно оказались выше, чем им положено, пос­ледний шанс сконденсироваться в жидкость.

Состав некоторых сырых нефтей может быть таким, что на части тарелок в колонне не окажется достаточно­го количества парожидкостной смеси. В этих случаях оро­шение и повторное испарение позволяют регулировать потоки так, чтобы процесс ректификации (разделения) мог продолжаться.

При анализе процесса перегонки нефти принципиаль­но важной характеристикой являются границы кипения фракций. Так называют температуры, при которых продук­ты перегонки отделяются друг от друга. В частности, тем­пература, при которой продукт (фракция, погон) начи­нает кипеть, называется точкой начала кипения (ТНК). Температура, при которой 100% данной фракции испари­лось, называется точкой выкипания (ТВ) этой фракции. Таким образом, каждая фракция имеет две границы - ТНК и ТВ.

Если мы снова обратимся к диаграмме, изображенной на рисунке 3.3, то легко увидим, что температура выкипа­ния нафты (лигроина) является точкой начала кипения для керосиновой фракции. То есть ТНК и ТВ двух соседних фракций совпадают, по крайней мере, номинально.

Однако ТНК и ТВ могут и не совпадать - это зависит от того, насколько хорошее разделение обеспечивает про­цесс ректификации. Возможно, рассматривая всю эту си­стему тарелок и барботажных колпачков, Вы задавали себе вопрос, насколько же хорош результат. Естественно, процесс перегонки неидеален и приводит к появлению, извините за выражение, так называемых хвостов.

Предположим, что мы анализируем нафту (лигроин) и керосин в лаборатории и для каждой из этих фракций получили кривые разгонки - такие, как изображены на рисунке 3.9. Рассмотрите их внимательно, и Вы заметите, что температура выкипания нафты около a

Точка начала кипения керосина около 150°С (305°F).

Рисунок 3.10 более наглядно иллюстрирует, что такое хвосты. На этом рисунке изображена зависимость температу­ры, но на этот раз не от общей объемной доли испарившей­ся нефти, а от объемной доли нефти, испарившейся имен­но при этой температуре (для тех, кто знаком с математи­ческим анализом, можно сказать, что это первая производ­ная функции, обратной изображенной на рисунке 3.9).

Хвосты почти всегда появляются при перегонке. Это настолько обычное явление, что считается само собой разумеющимся. Однако чтобы не усложнять себе жизнь, пришли к компромиссу. В качестве границ фракций при 1 перегонке берут так называемые эффективные границы | кипения, то есть температуры, при которых фракции ус­ловно считаются разделенными. В дальнейшем, при упот­реблении термина границы кипения, мы будем иметь в виду эффективные границы.

Рис. 3.10. Хвосты фракций на кривой разгонки.

Установление границ фракций

Когда мы рассматривали границы фракций в преды­дущей главе, а также обсуждали их выше, могло сло­житься впечатление, что эти величины для каждой фрак­ции точно установлены. На самом же деле в применении к конкретной ректификационной колонне эти границы можно несколько смещать. Например, смещение грани­цы между нафтой (лигроином) и керосином может иметь следующие последствия. Предположим, что температур­ная граница сместилась со 157 (315) до 162°С (325°F). Во - первых, при этом изменятся объемы продуктов ректифи­кации, выходящих из колонны - получится больше на - фты и меньше керосина. Дело в том, что фракция, кипя­щая между 157 и 162°С, теперь будет выходить через отверстие для нафты, а не для керосина.

При этом плотность и нафты (лигроина), и керосина увеличится. Как же так может быть? Погон, который теперь переместился во фракцию нафты (лигроина), тя­желее, чем нафта в среднем. Одновременно он легче, чем в среднем керосин. Вот так обе фракции и стали тяжелее!

Некоторые другие свойства также изменятся, но плот­ность - единственная халактепистика. котопую МЫ до

Сих пор рассмотрели. При обсуждении дальнейшей судь­бы продуктов перегонки в последующих главах мы упо­мянем другие возможные последствия изменения границ кипения фракций.

Если Вы сейчас узнаете, куда отправляются продукты, полученные при перегонке, Вам будет легче понять суть последующих глав. Легкие фракции, выходящие в верхней части колонны (верхний погон), поступают на установку газофракционирования. Прямогонный бензин отправляет­ся на компаундирование для получения автомобильного бензина. Нафта (лигроин) подается на установку рифор - минга, керосин поступает на установку гидроочистки, лег­кий газойль направляется на смешение для получения ди - стиллятного (дизельного) топлива, тяжелый газойль слу­жит сырьем для каталитического крекинга, и, наконец, прямогонный остаток подается на вакуумную перегонку.

УПРАЖНЕНИЯ

1. Заполните пропуски, выбрав слова из следующего списка:

Печь прямогонный бензин

Сырая нефть фракционирование

Периодический непрерывный

Увеличивается уменьшается

Верхний погон холодильник барботажный колпачок

А. Когда самогон выходит из верхней части перегонного

Куба, его нужно пропустить через, прежде

Чем разливать в бутылки.

Б. режим не очень эффективен в совре­

Менной нефтепереработке. В настоящее время рек­тификация сырой нефти осуществляется только в режиме.

В. Приспособление, увеличивающее эффективность пере­мешивания в ректификационной колонне, называется

TOC \o "1-3" \h \z г. Отверстия в тарелках ректификационной колонны снабжены либо.

Д. Хвосты возникают, потому что одной

Фракции перекрывается с другой

Е. По мере продвижения паров вверх по колонне, их тем­пература.

Ж. При понижении температуры выкипания фракции в ректификационной колонне, объем этой фракции а плотность API.

2. Управляющий нефтеперерабатывающего завода по­лучил задание производить зимой 33 тыс. бар./сут котельного топлива. Он знает, что будет получать 200 тыс. бар./сут сырой нефти - 30 тыс. бар. из Луизиа­ны и 170 тыс. бар. из Западного Техаса. Кривые разгон­ки этих нефтей приведены ниже. Еще одно условие " состоит в том, что требуется получить как можно боль­ше реактивного топлива. То есть из нефти нужно вы­жать как можно больше. Интервал кипения реактивно­го топлива - 300-525°F (150-275°С), это и будут гра­ницы соответствующей фракции в ректификационной колонне.

Наконец, чтобы обеспечить выпуск 33 тыс. бар./сут ко­тельного топлива, нужно получать 20 тыс. бар./сут легкого прямогонного газойля при перегонке сырой нефти

И направлять его на получение котельного топлива.

Задача: Какие температурные границы следует устано­вить для фракции ЛПГ, чтобы получить 20 тыс. бар./сут?

Данные по разгонке:

Указание: Рассчитайте кривую разгонки для смешан­ной нефти. ТВ реактивного топлива является ТНП фрак­ции ЛПГ. Остается рассчитать ТВ для фракции ЛПГ так, чтобы получилось 20 тыс. бар./сут.