Как осуществляется перегонка нефти кратко

Нефть, как уже было указано, представляет собой чрезвычай­но сложную смесь взаимно растворимых органических веществ. Разделить ее нацело на составляющие компоненты практически невозможно, но этого для промышленного применения нефтепро­дуктов и не требуется. На практике нефть делят на фракции, от­личающиеся по пределам выкипания. Это разделение проводится на установках первичной перегонки нефти с применением процес­сов дистилляции и ректификации.

Полученные фракции служат сырьем для дальнейшей перера­ботки или используются как товарные продукты. Первичная пере­гонка — первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной перегонки имеются на каждом НПЗ.

Дистилляция. Дистилляцией или перегонкой называется про­цесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фрак­ции, которые отличаются по температурам кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, ко­торые по составу отличаются от исходной смеси.

Подготовка нефти к переработке. Первичная перегонка нефти. Продукты переработки нефти

Перегонка может быть осуществлена однократным, многократ­ным или постепенным испарением.

При однократном испарении в течение всего времени нагрева­ния смеси продуктов до определенной конечной температуры обра­зующиеся пары не выводятся из системы и остаются в контакте с жидкостью. После того как сообщение тепла заканчивается, вся парожидкостная смесь выводится в сепаратор. Здесь образовав­шиеся пары в один прием (однократно) отделяются от жидкости.

При многократном осуществлении процесса разделение фаз проводится в несколько приемов. Многократное испарение состоит из повторяющегося несколько раз процесса однократного испаре­ния. Первоначально происходит отделение паров от жидкости, а затем — на второй ступени — жидкая фаза, оставшаяся при отде­лении паров в первой ступени, вновь испаряется и т. д.

При постепенном испарении образующиеся пары по мере их образования непрерывно выводятся из перегонного аппарата. По­степенное испарение применяется при лабораторной перегонке нефти из колбы, а в промышленной практике прежде использова­лось при перегонке на кубовых установках.

Процесс однократного испарения обладает преимуществами перед постепенным испарением. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате, сни­жают парциальное давление испаряющихся высококипшцих фрак­ций, что дает возможность вести перегонку при более низких тем­пературах.

При постепенном испарении, наоборот, легкие фракции отго­няют сначала, а тяжелые — в конце. Поэтому легкие фракции, которые превратились в пары и были выведены из аппарата, не влияют на температуру кипения тяжелых фракций. Благодаря влиянию легких фракций, применяя однократное испарение, можно снизить конец кипения перегоняемого сырья на 50—100°С по сравнению с постепенным испарением.

На современных установках перегонка нефти проводится с при­менением однократного испарения.

Как известно, в составе нефти имеются углеводороды, кипя­щие при атмосферном давлении в интервале температур 400— 500 °С и выше в то время как термическая стабильность углеводо­родов сохраняется только до 380—400 °С. При более высокой температуре начинается процесс разложения — крекинга углево­дородов, причем наиболее высококипящие углеводороды нефти обладают наименьшей термической стабильностью.

Для того чтобы избежать разложения углеводородов, надо по­низить температуру их кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом. Нефтяная фракция, выкипающая при атмосферном давлении в интервале температур 450—500°С, может быть пере­гнана под вакуумом (остаточное давление 3—5 кПа) при 200—250°С.

Для понижения температуры кипения в практике нефтепере­работки применяют также перегонку с водяным паром, который снижает парциальное давление углеводородов.

Ректификация. При однократном испарении взаимно раствори­мых жидкостей и последующей конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше низкокипящих фракций, чем в исходном сырье. Следовательно, при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой — высококипящими компонентами. Однако достичь требуемого раз­деления компонентов нефти и получить конечные продукты, ки­пящие в заданных температурных интервалах, с помощью пере­гонки нельзя. Поэтому после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификацией называется диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

Контактирование паров и жидкости осуществляется в верти­кальных цилиндрических аппаратах — ректификационных колоннах, снабженных специальными устройствами — ректификационными тарелками или насадкой, — позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью, стекающей вниз (рис. 1).

В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкостной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на две ча­сти — высококипящую и низкокипящую. Зона, в которую подается сырье, носит название эвапорационной, так как в ней происходит эвапорация— однократное испарение нагретой в печи или тепло­обменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапорационная зона отделена от колонны, и эва­порация производится в самостоятель­ном аппарате. Однако у большинства колонн, в частности на установках пер­вичной перегонки, однократное испарение и ректификация совмещаются.

В работающей ректификационной ко­лонне через каждую тарелку проходят четыре потока: 1) жидкость — флегма, стекающая с вышележащей тарелки; 2) пары, поступающие с нижележащей тарелки; 3) жидкость — флегма, уходя­щая на нижележащую тарелку; 4) пары, поднимающиеся на вышележащую та­релку.

Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому состоянию. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и по­этому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидко­сти уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадает в зону более низкой темпера­туры и часть высококипящего продукта из этого потока конденси­руется, переходя в жидкость. Концентрация высококипящего ком­понента в парах, таким образом, понижается, а низкокипящего — повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется.

Часть ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а ниже — отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс рек­тификации. С верха концентрационной части в паровой фазе вы­водится целевой продукт необходимой чистоты — ректификат, а с низа — жидкость, еще в заметной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части из этой жидкости оконча­тельно отпаривается низкокипящий компонент. В виде жидкости с низа этой части колонны выводится второй целевой компонент— остаток.

Для нормальной работы ректификационной колонны необхо­димо, чтобы с верха колонны на нижележащие тарелки непрерыв­но стекала жидкость (флегма). Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю та­релку колонны в виде так называемого орошения. С другой сто­роны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа колонны вверх непрерывно подыма­лись пары. Чтобы создать в колон­не паровой поток, часть уходящего из колонны остатка подогревается, испаряется и возвращается обратно в колонну.

На рис. 1 изображена схема так называемой простой колонны, состоящей из концентрационной и отгонной частей и имеющей два вы­вода продуктов — с верха и низа.

Существуют колонны, в которых имеется только концентрационная часть, когда сырье вводится под нижнюю тарелку колонны, или только отгонная, когда сырье по­дается на верхнюю тарелку.

На современных установках по переработке нефти наряду с просты­ми колоннами широкое распростра­нение получили сложные колонны, в которых как бы совмещается не­сколько простых колонн (рис. 2).

Сырье в таких колоннах поступает в среднюю часть одной из секций (см. рис. 2 секция 1) и разде­ляется на жидкую и паровую фазы.

Жидкая фаза опускается по тарелкам нижней (отгонной) части секции и при этом из нее отгоняются легкие фракции.

Паровая фаза поднимается по тарелкам верхней концентра­ционной части секции 1, постепенно облегчаясь по составу, и за­тем поступает в секцию 2. Секция 1 представляет собой полную ректификационную колонну, ректификат которой служит сырьем секции 2. В секции 2 от смеси отделяется фракция, которая ча­стично перетекает в секцию 1, а частично поступает в отдельно расположенную отгонную часть. Здесь фракция дополнительно ректифицируется. Ректификат секции 2 является сырьем секции 3.

В секциях 3 и 4 отделяются в виде боковых погонов еще две фракции. Как секция 2, так и секции 3 и 4 представляют концент­рационные части простых колонн. Отгонные части этих колонн выделены в самостоятельные колонны, которые обычно именуются отпарными или стриппингами. Готовые продукты отбираются с низа отгонных секций, а отогнанные легкие фракции отводятся в ос­новную колонну, с верха которой уходит самый легкий дис­тиллят.

Сложные колонны применяются в тех случаях, когда не тре­буется особенно высокой четкости разделения продуктов. Для чет­кого и сверх четкого фракционирования (при вторичной перегонке бензинов, газоразделении) обычно устанавливается несколько простых ректификационных колонн, в каждой из которых выде­ляется один или два целевых компонента.

Перегонка нефти до мазута и гудрона. Первичная перегонка нефти на трубчатых установках осуществляется при атмосферном давлении и под вакуумом. При перегонке нефти на трубчатых установках, работающих при атмосферном давлении, из нефти вы­деляют светлые дистилляты — бензиновый, керосиновый, дизель­ный. Остатком от перегонки при атмосферном давлении является мазут — фракция, перегоняющаяся выше 330—350 °С. Эти уста­новки носят название атмосферная трубчатая установка (АТ).

Для того чтобы выделить более высококипящие нефтяные фракции, мазут подвергается перегонке на установках, работаю­щих с применением вакуума. Остатком от перегонки мазута яв­ляется гудрон.

В зависимости от общей схемы НПЗ и свойств поступающей для переработки нефти сооружаются либо установки атмосферной перегонки, либо установки, сочетающие атмосферную и вакуум­ную перегонку, — атмосферно-вакуумные трубчатые установки (АВТ).

В тех случаях, когда на заводе необходимо получить максимальное количество светлых продуктов, перегонку ведут до гуд­рона. Выделенные из мазута темные дистиллятные фракции и гудрон затем используются для получения более легких нефтепро­дуктов методами крекинга, коксования и др. Перегонку до гудро­на проводят и в том случае, если на заводе организуется произ­водство нефтяных масел, кокса, битума. Если же требуется полу­чить максимальное количество котельного топлива, то ограничи­ваются перегонкой до мазута.

Ассортимент продуктов атмосферных и атмосферно-вакуумных установок.В результате первичной перегонки нефти при атмосфер­ном давлении получаются следующие продукты.

2. Бензиновая фракция. Перегоняется в пределах 30—180 °С, используется в качестве компонента товарного автобензина, как сырье установок каталитического риформинга.

3. Керосиновая фракция. Перегоняется в пределах 120—315°С, используется в качестве топлива реактивных авиационных дви­гателей, для освещения, как горючее тракторных карбюраторных двигателей. Подвергается дополнительной обработке на установ­ках гидроочистки, щелочной очистки или демеркаптанизации с целью очистки от сернистых соединений и улучшения эксплуата­ционных качеств, в частности термической стабильности.

4. Дизельная фракция. Перегоняется в пределах 180—350 °С. Ранее дизельную фракцию называли атмосферным газойлем. Фракция используется как топливо для дизельных двигателей, установленных на автомобилях, тракторах, тепловозах, судах мор­ского и речного флота. Дизельная фракция, полученная из серни­стых нефтей, нуждается в очистке от серы, которая проводится с применением гидрогенизационного метода.

5. Мазут — остаток, получаемый при атмосферной перегонке нефти. Температура начала кипения 330—350 °С. Используется в качестве котельного топлива, является сырьем установок термиче­ского крекинга.

Ассортимент продуктов вакуумной перегонки мазута зависит от варианта переработки нефти. Существуют две схемы переработки мазута: масляная и топливная. При масляной схеме получают несколько фракций — вакуумных дистиллятов, при топливной — одну.

Число вакуумных дистиллятов при масляной схеме переработ­ки мазута определяется типом перерабатываемой нефти и равно 2—3. Каждый из дистиллятов затем подвергается очистке,очищенные продукты смешиваются вразличных соотно­шениях для получения тех или иных сортов масел.

Вакуумный дистиллят, вырабатываемый при топливной схеме переработки мазута, перегоняется при 350—500 °С и используется как сырье каталитического крекинга или гидрокрекинга. Эту фракцию иногда называют вакуумным газойлем.

6. Гудрон — остаток от перегонки нефти, перегоняется при температуре выше 500 °С. Это — высоковязкий продукт, застыва­ющий при 30—40 °С. Он используется как сырье установок терми­ческого крекинга, коксования, производства битума и высоковяз­ких масел.

Рис. 1. Схема ректификационной колонны: I-холодное орошение; II-ректификат; III-циркулирующая горячая струя; IV-остаток; V-сырье.

Рис. 2. Схема сложной ректификационной колонны с выносными отгонными секциями: I-сырье; II-ректификат; III, IV,V-боковые погоны; VI-остаток; VII-водяной пар.

Вопросы к лекции 4.

1. Каков ассортимент получаемых продуктов на АВТ и их характеристика по пределам выкипания?

2. Каковы преимущества ректификации как способа разделения нефти на фракции перед перегонкой?

3. В чём отличие сложной колонны от простой и в каких случаях её применение оказывается целесообразным?

4. Каковы недостатки схемы атмосферной перегонки с однократным испарением?

5. В чем заключается назначение первичной перегонки нефти?

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:

Источник: stydopedia.ru

Первичная перегонка нефти

Первичная перегонка нефти (прямая гонка) — процесс переработки нефти, основанный на разделении смеси составляющих ее углеводородов методом фракционной разгонки (ректификации) на отдельные дистилляты (фракции) с определенными интервалами температур кипения. Прямой гонке подвергается вся добываемая нефть. В соответствии с назначением получаемых дистиллятов различают три варианта прямой гонки:

—топливный процесс (получение различных видов топлив);

—топливно-масляный процесс (получение топлив и масел);

—нефтехимический процесс (получение сырья для химического производства).

Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники. В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:

—одноступенчатые, работающие при атмосферном давлении (AT), и

—двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при остаточном давлении 5—1 кПа.

Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка — мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатка — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис.1.4 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.

Нефть из ЭЛОУ последовательно проходит через теплообменники 4, нагреваясь за счет теплоты дистиллятов атмосферной и вакуумной перегонки, и подается насосом под давлением 1,5— 2,0 -10 5 Па в трубчатую печь 1, где нагревается до 350 0 С. Из печи парожидкостная смесь поступает в ректификационную колонну I ступени 3, в которой давление снижается до 0,1 МПа и происходит испарение летучих фракций нефти и отделение их паров от мазута. По высоте колонны в точно определенных интервалах температур отбираются дистилляты, которые поступают в секции отпарной колонны 6 для дополнительного отделения летучих углеводородов, которые вместе с водяным паром возвращаются в колонну 3. Отобранные дистилляты проходят через теплообмен-

Рис. 1.4 — Технологическая схема установки АВТ:

1 —трубчатая печь подогрева нефти, 2 — сепаратор газа, 3 — ректификационная колонна атмосферного давления, 4 — теплообменники-конденсаторы, 5 — холодильники, 6,7 — отпарные колонны, 1 — трубчатая печь подогрева мазута, 9-—вакуумная ректификационная колонна. I — бензин, II — лигроин, III — керосин, IV — дизельное топливо, V — газойль, VI — мазут, VII — пар, VIII — веретенное масло, IX — машинное масло, X — легкое цилиндровое масло, XI — тяжелое цилиндровое масло, XII — гудрон, XIII — газы

ники 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 1 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005—0,001 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.

Аппаратура, применяемая при прямой гонке нефти и других процессах нефтепереработки, должна обеспечивать нагревание сырья до высоких температур, при которых процесс протекает с достаточной скоростью и достаточно четким разделением получаемых продуктов. Основными аппаратами в этих процессах нефтепереработки являются трубчатые печи и ректификационные колонны.

В трубчатых печах нефть и мазут проходят по трубам, расположенным внутри печи, и нагреваются за счет теплоты сгорания жидкого или газообразного топлива. Печь состоит из двух камер: радиационной, где размещаются горелки и радиантные трубы, воспринимающие теплоту излучения, и конвекционной, в которой расположены трубы, обогреваемые дымовыми газами, выходящими из камеры радиации.

Конструкции трубчатых печей весьма разнообразны. Они различаются способом передачи тепла (радиантные, конвекционные, радиантно-конвекционные), способом сжигания топлива (с пламенным и беспламенным горением), расположением труб змеевика. Экономически наиболее эффективным являются печи беспламенного типа с излучающими стенками. Производительность трубчатых печей установок АВТ составляет от 100 до 1000 т/ч при коэффициенте полезного действия (коэффициенте использования теплоты) до 10% . Из многочисленных конструкций ректификационных колонн в установках прямой гонки используются, главным образом, барботажные колпачковые колонны тарельчатого типа. Они содержат от 30 до 60 тарелок прямоточного действия с подвижными клапанами, что обеспечивает динамический режим работы колонны и постоянство скорости паров ректифицируемого продукта.

Состав и выход продуктов прямой гонки зависят от типа процесса и состава перегоняемой нефти. В табл. 1.1 приведен выход дистиллятов прямой гонки нефти по топливно-масляному варианту процесса.

Таблица 1.1 — Состав продуктов прямой гонки

Продукты	Интервал температур	Выход,%
кипения, °С
Пepвая 1 ступень АВТ
Бензин	до 170	14,5
Лигроин	160—200	7,5
Керосин	200—300	11,0
Дизельное топливо	300—350	5,0
Мазут (остаток)	выше 350	55,0
Вторая	ступень АВТ (перегонка мазута)
Веретенное масло	230—250	10—12
Машинное масло	260—305	5
Легкое цилиндровое масло	315—325	3
Тяжелое цилиндровое масло	350-370	7
Гудрон (остаток)	выше 370	27—30

На современных нефтеперерабатывающих заводах используются комбинированные установки ЭЛОУ—АВТ, в которых совмещены процессы обессоливания и прямой гонки нефти. Мощность их достигает 6 млн т перерабатываемой нефти в год. Применение комбинированных установок значительно улучшает технико-экономические показатели процесса переработки нефти. Расходные коэффициенты для таких установок составляют: пар 49 кг, вода 4,1 м 3 , электроэнергия 37,5-10 3 кДж, жидкое топливо 33,4 т на 1 т перерабатываемой нефти.

Источник: kazedu.com

Первичная и вторичная перегонки нефти: цели и различия

Нефть – природное сырьё, имеющее для человечества огромную ценность. Как газ и каменный уголь, она являет собой углеводород – энергоноситель. Для того, чтобы извлечённый из скважин продукт послужил человечеству, применяют различные способы переработки нефти. Как результат, из материала получают топливные ресурсы различных типов, нефтяные масла, смазывающие составы, растворители, керосины, битумы и много других полезных продуктов.

Добытый углеводород транспортируют на нефтеперерабатывающее производство, где запускается промышленный процесс, происходящий в несколько важнейших с технологической точки зрения этапов.

Почему требуется переработка нефти?

Нефть не зря называют «чёрным золотом». Из природного материала с древних времён добывают множество полезных вещей. Именно этот продукт лежит в основе научно-технического прогресса.

В старину нефть называли «земляным» или «каменным маслом». Если использовать сырьё в чистом виде, оно сильно чадит и источает в атмосферу неприятные запахи. Для того, чтобы «чёрное золото» не имело запаха и чада, его перерабатывают.

Интересно: Простейшими методиками переработки нефти владели ещё древние римляне.

Переработка требуется для того, чтобы получить высококачественные нефтепродукты.

Как осуществляется разделения нефти и воды?

Ещё до начала запуска процедуры переработки нефть очищают от ненужных примесей. К таковым относятся и подземные воды. На первых порах эксплуатации месторождения она составляет 20-30% состава всего вещества. Чем длительнее срок добычи, тем больше будет в составе материала жидкости. На конечном этапе доля воды может достигать 90%.

Помимо воды в извлечённой нефти присутствуют примеси:

• газообразных частиц;
• грунта;
• солей;
• песка.

Всё перечисленное мешает транспортировать сырьё к местам переработки. Образуемый примесями налёт снижает сроки эксплуатации теплообменных аппаратов и иных ёмкостей.

О первичных процессах

Ряд нефтепродуктов можно получить при первичной переработке:

• керосин;
• дизель;
• бензин;
• смазочные масла;
• углеводородные газы пропан и бутан.

На данном этапе сырьё сохраняет свой химический состав. Происходит лишь деление его на фракции. Первый шаг – сепарация, в результате которой отделяются примеси, вода и газ.

Подготовка

После сепарации нефть можно транспортировать. Её направляют на нефтеперерабатывающий завод, где происходит ещё одна дополнительная очистка продукта в специальных установках. Удаляются лёгкие растворённые углеводы и механические примеси. Далее с помощью электрообессоливающих устройств запускается процесс обезвоживания.

Процесс атмосферной перегонки

Следующий этап – атмосферная перегонка происходит в ректификационных колоннах. Под давлением продукт разделяется на фракции:

• дизельную;
• керосиновую;
• лёгкую бензиновую;
• тяжёлую бензиновую;
• мазут – остаток.

Технологическая схема прямой перегонки (из учебника в редакции Глаголевой и Капустина)

• К-1 – колонна отбензинивания;
• К-2 – колонна атмосферной переработки нефти;
• К-3 – колонна отпаривания;
• К-4 – установка стабилизации;
• К-5 – колонна вакуумной переработки;
• Э-1…Э-4 – электрические дегидраторы;
• П-1 и П-2 – подогревательные печи;
• КХ-1…КХ-4 – устройства охлаждения и конденсирования;
• Е-1 и Е-2 – рефлюксные емкости;
• А-1 – вакуумный насос паро-эжекторного типа;
• I – сырая нефть;
• II – стабилизационная головка;
• III – стабилизированный бензин;
• IV – керосиновая фракция;
• V – атмосферный газойль (дизельные фракции);
• VI – вакуумный газойль;
• VII – гудрон (остаток, образовавшийся после того, как была проведена вакуумная обработка);
• VIII – выхлопные эжекторные газы;
• IX – вещество ПАВ (деэмульгатор);
• X – вода, сбрасываемая в канализационные стоки;
• XI – водяной пар.

Содержание и определение серы в нефтепродуктах

О вторичных процессах

Вторичная переработка направлена на изменение молекул углеводородов, входящих в состав природного ресурса. Полученные на первом этапе виды топлива преобразуются в формы, более приемлемые для процессов окисления.

Применяется 3 разновидности вторичных процессов:

1. Облагораживающие. В эту группу входят изомеризация, риформинг, гидроочистка и пр.
2. Углубляющие. Включают каталитический крекинг, висбрекинг, термический крекинг.
3. Другие способы производства масел: изготовление ароматических углеводородов, алкилирование, МТБЭ и т. п.

Подробнее рассмотрим некоторые способы.

Риформинг

Пределы выкипания бензиновых фракций, подвергаемых риформингу, — 85-180°С. Процедура направлена на обогащение фракций ароматическими соединениями. В результате происходит повышение октанового числа бензина до 85.

Продукт, получаемый путём риформинга, является компонентом для производства автомобильных бензинов. Также его используют в качестве сырья для извлечения ксилолов, толуола и бензола.

Процедура гидроочистки

Процесс необходим для очистки товарных нефтепродуктов от сернистых соединений. Попутно непредельные углеводороды насыщаются, происходит снижение количества соединений, содержащих кислоты и смолы. Также в процессе осуществляется гидрокрекинг углеводородных молекул.

В результате гидроочистки, наиболее распространённого процесса нефтепереработки, происходит химическое превращение вещества. Главными условиями процедуры являются:

• высокая температура;
• высокое давление;
• воздействие водорода.

Гидрокрекинг

Во время риформинга бензиновых фракций происходит образование водосодержащего газа, который в гидрокрекинге служит водородным источником. В избытке водорода осуществляется расщепление углеводородов на молекулярном уровне.

В качестве сырья для запуска процесса переработки служит вакуумный газойль. На выходе получают компоненты для создания автобензина и дизель.

Характеризация физико-химических свойств (ФХС) узких нефтяных фракций (псевдокомпонентов)

При расчете процессов ректификации многокомпонентных смесей (МКС) необходимо использовать физико-химические и термодинамические свойства всех компонентов, составляющих разделяемую МКС. Поскольку в рассматриваемом случае декомпозиция исходной непрерывной смеси на псевдокомпоненты носит достаточно условный характер, процедура расчета физико-химических свойств отдельных псевдокомпонентов приобретает особое значение.

Известно [2], что любое химическое вещество обладает совокупностью характеристических констант, причем значения характеристических констант зависят от химического строения молекул вещества. Это положение может быть распространено и на псевдокомпоненты, особенно если значения характеристических констант определены экспериментально.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Асфальт

В качестве основной и минимально необходимой характеристики псевдокомпонента принята его среднеарифметическая (между началом и концом выкипания фракции) температура кипения.

Однако, эта температура не в полной мере характеризует псевдокомпонент, поскольку она не учитывает особенности состава нефтей различного типа (различных месторождений). Для более точной оценки ФХС псевдокомпонентов необходима информация об углеводородном составе фракций.

Эта информация в косвенной форме в кривых ОИ и ИТК содержится. Более того, по закону сохранения масс усредненные (среднеинтегральные) значения псевдохарактеристических констант и вероятного углеводородного состава для фракций, выделенных по сравниваемым кривым при одинаковых расходных пределах выкипания, должны совпадать (за исключением их температурных пределов выкипания) [2].

Поэтому для оценки углеводородного состава моторных топлив вполне допустимо использование кривой ОИ – как более простой и удобной при экспериментальном определении. Однако при расчете процессов разделения (прежде всего ректификации) необходимо использовать только кривую ИТК.

Для расчетов в качестве псевдохарактеристических констант всех компонентов (псевдокомпонентов) МКС используются стандартные свойства (температуры кипения, температуры фазовых переходов, давления насыщенных паров, плотности газовой и жидкой фаз при стандартных условиях, показатели преломления, вязкости, энтальпий и др.), а также критические свойства. Эти константы характеризуют химическую индивидуальность компонента, т.е. представляют «химический паспорт» вещества. Характеристические свойства являются функциями специфических химических параметров вещества: молярной массы и структуры молекулы вещества [2]:

Фij=f(Мi, химическая формула).

(1.1)

Из (1.1) следует, что все стандартные свойства оказываются взаимосвязанными и могут быть выражены друг через друга. Так молярная масса какого либо углеводорода (псевдокомпонента) может быть выражена в виде функции от его стандартных свойств: температуры кипения, плотности, показателя преломления и прочих свойств, а также от комбинации этих свойств. В качестве примера можно привести формулы Б. П. Войнова [3], Крега [4] и Мамедова [4] для расчета молекулярной массы углеводородов:

Поэтому количество вариантов расчета ТФС псевдокомпонентов оказывается достаточно большим, что в определенной мере затрудняет их практическое использование.

Для расчета ФХС широких нефтяных фракций, состоящих из нескольких псевдокомпонентов, используется правило аддитивности, т.е. вклад каждой узкой фракции в свойства более широкой фракции определяется относительной концентрацией узкой фракции в более широкой.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Из чего состоит нефть

В УМП процедуры расчета ФХС для непрерывных смесей автоматизированы: пользователь в соответствии с принятой температурной разбивкой кривой ИТК на псевдокомпоненты задает пределы выкипания отдельных псевдокомпонентов (отдельных узких фракций), после чего заполняет спецификацию для каждого выбранного псевдокомпонента, задавая его характеристические свойства, известные пользователю.

В качестве минимально необходимой информации, как уже указывалось, должна быть задана средняя температура кипения псевдокомпонента, а в качестве дополнительной задаются свойства (плотность, показатель преломления и т.д.), известные пользователю. Чем более полно определена эта информация, тем точнее будет охарактеризован каждый псевдокомпонент, а значит, и точнее будут результаты последующего моделирования. Для примера на рис. 1.7 приведены кривые распределения характеристических свойств (tср, p, n) для прямогонного гидроочищенного бензина [2].

Рис. 1.7. Кривые распределения температуры кипения (tср), плотности (p) и показателя преломления (n) фракции прямогонного гидроочищенного бензина

В соответствии с принятым условием достаточно плавного изменения характеристических свойств при изменении температуры кипения отдельных компонентов (число индивидуальных компонентов очень велико) зависимости всех свойств от доли отгона вещества (или от температуры отгона) должны быть также непрерывными.

На основе данной информации могут быть рассчитаны все основные свойства (Tкр, Pкр, Zкр, энтальпийные характеристики) как отдельных псевдокомпонентов, так и среднеинтегральные значения этих свойств для фракции в целом, а также определены вероятные брутто-формулы гипотетических псевдокомпонентов [2].По сути такой же подход используется и при взаимном пересчете кривых ОИ и ИТК.

При этом наличие даже неполной информации (только отдельных свойств для отдельных фракций даже в ограниченном диапазоне изменения доли отгона) позволяет заметно повысить адекватность обобщающей информации. Так, для примера, приведенного на рис. 1.4, учет только одного свойства по фракции в целом (плотность мазута) заметно уточняет вид конечной характеристики (кривая ИТК).

Источник: greenparkomsk.ru