Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Введение

На ОАО «Сургутнефтегаз»
производят
дорожный битум,
дизельное
топливо и бензиновую
фракцию. Все
эти производства
на сегодняшний
день нашли
своего потребителя.
Битум – нужен
г. Сургуту и
близлежащим
городам для
строительства
дорого. Дизельное
топливо в основном
предназначается
для транспортных
нужд предприятия.
Бензиновую
фракцию используют
для промывки
нефтяных скважин
и нефтепроводов.

В последнее
время возникли
трудности с
технологическими
печами, которые
предназначаются
для нагрева
нефти и мазута.
Печь претерпевали
серьезные
аварии и в последнее
время часто
выходят из
строя, прерывая
технологический
процесс, что
сказывается
на объемах
производимой
продукции. В
связи с этим
необходимо
реконструировать
трубчатые печи.

1.Как влияет
сырье и технология
на процесс и
ассортимент
продукции

Сырьем для
рассматриваемого
технологического
процесса является
нефть Лянторского
месторождения.
Основными
физико-химическими
показателями
для нефтей
являются:

содержание
хлористых
солей (100 мг/дм3);

плотность
нефти (0,894 кг/м3
- тяжелая);

содержание
общей серы
(0,99 % - сернистые);

содержание
базовых масел
(15% - на нефть);

содержание
парафинистых
углеводородов
(2,4 %);

индекс
вязкости (79 –
И2).

При повышении
содержания
хлористых солей
повышается
коррозия аппаратуры,
особенно в
сочетании с
сероводородом.
Приходится
производить
промывку водой
для понижения
содержания
хлористых
солей.

Сернистые
соединения
при перегонке
достаточно
хорошо переходят
в бензиновую
фракцию, где
в дальнейшем
они мешают
процессам
риформинга,
поэтому приходится
производить
мероприятия
по понижению
содержания
серы.

Плотность нефти
влияет на выход
тяжелых фракций,
к примеру для
получения
битума благоприятны
тяжелые нефти,
где выход мазута
составляет
более 30 %.

Содержание
базовых масел
может определить
направление
использования
нефтей в области
получения
моторных масел.

Сыре используемое
на ОАО «Сургутнефтегаз»
удовлетворяет
требованиям
для плучения
дорожного
битума.

2.Схема
производства
и узкие места

Нефть из трубопровода
"Лянторское
месторождение
- ЦКПН" под давлением
3,0 - 4,0 кг/см2
поступает в
сырьевую емкость
Е-1, через

Из емкости Е-1
насосом Н-1
нефть подается
в трубное
пространство
теплообменника
Т-1/3, где нагревается
за счет тепла
откачиваемых
дизельного
топлива.

В приемный
трубопровод
из сети производственного
водоснабжения
подается промывная
вода, а также
деэмульгатор.
Расход воды
на промывку
нефти регулируется
клапаном регулятором
расхода.

Предварительно
нагретая нефть
после теплообменника
Т-1/3, поступает
в трубный пучек
теплообменника
Т-1/7. Нагретая
до 90-120 С
за счет тепла
гудрона нефть
из теплообменника
Т-1/7 подается
в междуэлектродное
пространство
электродегидратора
Э-1.

Электродегидратор
Э-1 работает
под давлением
нефти, в случаях
снижения уровня
нефти и образования
"газовой подушки"
срабатывает
блокировка,
отключающая
подачу напряжения
на электроды
дегидратора.
В зависимости
от содержания
воды в нефти
и стойкости
эмульсии напряжение
на электроды
может подаваться
16, 5, 22 или 36 кВ. Насыщенная
вода - "солевой
раствор" - с
низа электродегидратора
через клапан-регулятор
уровня раздела
фаз "нефть-вода"
выводится в
емкость.

Обессоленная
нефть выходит
сверху электродегидратора
Э-1 и разделяется
на два потока.
Первый, меньший
поток нефти,
проходит
последовательно
через трубное
пространство
теплообменника
Т-1/5 и нагревается
за счет тепла
циркуляционного
орошения колонны
К-3 до 130-160 С.
Второй поток
нефти последовательно
проходит через
трубное пространство
теплообменников
Т-1/9, где нагревается
за счет тепла
вакуумного
газойля до
180-200 С. .

После теплообменника
Т-1/5, Т-1/9 оба потока
обессоленной
нефти объединяются
в общий поток
нефти, который
поступает в
трубное пространство
теплообменника
Т-1/1, где нагревается
за счет тепла
гудрона до
190-210 С.

После теплообменников
Т-1/1 нефть подается
в нагревательные
печи П-1, П-3.
Нагрев нефти
в печах осуществляется
в змеевиках
камер конвекции
дымовыми газами
и в камерах
радиации за
счет лучистого
тепла при сжигании
топливного
газа. В камере
радиации печи
П-1 размещен
также змеевик
для нагрева
мазута, а в камере
конвекции печи
П-3 расположен
пароперегреватель
для получения
водяного пара.

Нагретая в
печах до 360-375 С
нефть объединяется
в общий поток
и направляется
на 4-ю тарелку
атмосферной
колонны К-3.
Всего в колонне
имеется 23 клапанных
тарелок, из них
в укрепляющей
части 19 и отгонной
4 тарелки.

Сверху колонны
К-3 пары бензина,
водяные пары
и углеводородный
газ с температурой
до 150 С
поступают в
конденсаторы
воздушного
охлаждения
и доохлаждаются
в водяном
холодильнике
Х-1 до температуры
не выше 80 С
и в виде газожидкостной
смеси собираются
в емкость Е-2.

В емкости Е-2
происходит
разделение
смеси на бензин,
углеводородный
газ и воду.
Углеводородный
газ сверху
емкости Е-2
выводится на
дожиг в печи
П-2.

Вода с низа
емкости Е-2
через клапан-регулятор
уровня раздела
фаз "бензин-вода"
сбрасывается
в емкость
промстоковю.

Часть бензиновой
фракции из
емкостей Е-2
насосом возвращается
на 21-ю тарелку
колонны в качестве
острого орошения.

С 13-й тарелки
атмосферной
колонны К-3
отбирается
дизельное
топливо, которое
насосом с
температурой
180 С подается
в межтрубное
пространство
теплообменников
Т-1/3, где отдает
тепло сырой
нефти, доохлаждается
до температуры
не выше 70 С
в водяном
холодильнике
Х-3 и направляется
в емкости хранения
дизельного
топлива Е-10.

Качество дизельного
топлива обеспечивается
циркуляционным
орошением.
Циркуляционное
орошение с 11-й
тарелки колонны
К-3 забирается
насосом, прокачивается
через теплообменник
Т-1/5, где отдает
тепло первому
потоку обессоленной
нефти и с температурой
135-145 С
возвращается
в колонну на
12-ю тарелку.

Для обеспечения
требуемого
качества мазута
по содержанию
фракции до 360
С с тарелки
"4а" атмосферной
колонны К-3
выводится
атмосферный
газойль, который
поступает в
отпарную колонну
К-4 с температурой
285-295 С.

С низа отпарной
колонны атмосферный
газойль насосом
подается в
теплообменник
Т-1/3, где отдает
тепло сырой
нефти, далее
смесь доохлаждается
в водяном
холодильнике
Х-4 и с температурой
не выше 90 С
направляется
в емкости хранения
Е-12.

Мазут с низа
атмосферной
колонны К-3 с
температурой
350 С насосом
подается для
нагрева в мазутный
змеевик печи
П-1.

Нагретый до
390-405 С мазут
из печи П-1
поступает на
вторую тарелку
вакуумной
колонны К-5.
Вакуумная
колонна оборудована
12-ю клапанными
тарелками, в
том числе в
отгонной части
две тарелки.
Сверху вакуумной
колонны газы
разложения
и пары углеводородов
с температурой
190-200 С поступает
в водяной конденсатор
КВ-1. Сконденсировавший
нефтепродукт
из КВ-1 стекает
в барометрическую
емкость, а
несконденсированные
газы отсасываются
двухступенчатым
пароэжекторным
насосом.

Конденсат из
промежуточных
поверхностных
конденсаторов
пароэжекторного
насоса сливается
в барометрическую
емкость БЕ-1,а
несконденсированные
газы выбрасываются
в печи П-2 для
дожига.

С 8-ой тарелки
вакуумный
газойль с
температурой
280 С отбирается
насосом и
прокачивается
через теплообменник
Т-1/9 где отдает
тепло второму
потоку обессоленной
нефти. После
Т-1/9 часть вакуумного
газойля температурой
160-170 С
возвращается
через холодильник
воздушного
охлаждения
ВХК-4 на верхнюю
тарелку колонны
К-5 в качестве
циркуляционного
орошения, а
избыток газойля
выводится в
емкости и в
последствии
в обратный
нефтепровод.

Гудрон с температурой
360-400 С с
низа колонны
К-5 насосом
прокачивается
через теплообменник
Т-1/1, где отдает
тепло сырой
нефти и с температурой
150-180 С
направляется
по "жесткой"
схеме в окислительную
колонну К-1.

Часть гудрона
после теплообменника
Т-1/1 с температурой
240-255 С
возвращается
в низ вакуумной
колонны для
снижения температуры.

Окислительная
колонна К-1
представляет
собой пустотелый
вертикальный
аппарат. Вход
гудрона в колонну
осуществляется
ниже рабочего
уровня битума
в колонне. После
указанного
клапана-регулятора
смонтирован
клапан-отсекатель
прекращающий
подачу воздуха
в колонну при
срабатывании
блокировки
по одному из
параметров:
повышение
содержания
свободного
кислорода в
газах окисления
более 4%, повышение
температуры
битума внизу
колонны выше
275 С, понижение
уровня в колонне
ниже 10%.

Газы окисления
сверху окислительной
колонны К-1
выводятся в
газосепаратор
ГС-1, где происходит
отделение
газовой фазы
от жидкости.
Из сепаратора
ГС-1 газы окисления
поступают на
дожиг в печи
П-2, а жидкая
фаза -"черный
соляр", в ГС-1
выводится в
дренажную
емкость Е-13.

Битум с низа
колонны К-1 с
температурой
до 260 С
насосом откачивается
в емкости готового
битума Е-15.

Дорожный битум
из емкостей
Е-15 отгружается
потребителю
наливом в
автоцистерны.

Бензин из емкостей
Е-11 насосами
подается на
наливную эстакаду
для налива в
автоцистерны.
Дизельное
топливо подается
к наливным
стоякам, через
счетчики.

3.Рассказ
по чертежам.
Экология

Произведен
расчет вертикально
трубчатой печи
беспламенного
горения с излучающими
стенками топки.

Выбран тип
панельных
горелок ГБП2а-60
производительность
60000 ккал/час.

4.Экономика

Экономический
эффект проекта
достигается
за счет:

сокращение
затрат на топливо;

сокращение
штрафов за
выбросы.

5.Вопросы
рецензента

Указывается
центр тяжести
проекта и
заключается
в том, что в место
2-х физически
и морально
устаревших
трубчатых
печей сооружается
новая современная
трубчатая
печь, которая
позволяет:

повысить
теплотехнические
показатели
процесса;

снизить
расход топлива
за счет установки
более совершенных
горелок и
конструкции
печи;

снизит
температуру
пламени и дымовых
газов, в результате
чего сокращение
выбросов NO2
и других веществ.

Кроме того
оптимальный
нагрев позволяет
оптимизировать
работу колонны.
Ассортимент
продукции не
меняется, но
улучшается
качество битума.

Я не
могу не согласится
с мнением рецензента
на стр. 123 и 125 приведена
калькуляции
себестоимости
и сделаны выводы
о экономическом
эффекте проекта.

На стр.
124 расчитана
экономия средств
на штрафах и
сокращение
затрат на топливный
газ.

Содержание

стр.

Реферат 2

Введение 3

Заключение 139

Список
сокращений 140

Список
использованных
источников 140

Реферат

Проект реконструкции
цеха первичной
переработки
нефти и получения
битума на ОАО
«Сургутнефтегаз».

Стр. 139, Рис. 46, Табл.
35, Черт. 4

Реконструкция,
нефть, бензин,
соляр, керосин,
биткм, технлоогическая
схема, трубчатая
печь, теплообмен,
ректификация,
автоматизация,
экономический
эффект.

Обоснована
реконструкция
цеха, в связи
с необходимостью
замены трубчатых
печей П-1 и П-3
на одну более
производительную.

Выполнены
расчеты:

материальных
потоков;

тепловых и
материальных
балансов;

расчет трубчатой
печи;

потбор измерительных
приборов и
схем автоматизации;

эколго-экономического
эффекта.

Приведены
рекомендации,
для дальнейшей
стабильной
работы установки.

Введение
Один
чудак из партии
геологов

Сказал мне,
вылив грязь
из сапога:

"Послал же
бог на голову
нам олухов!

Откуда нефть
– когда кругом
тайга?

И
деньга вам
отпущены - на
тыщи те

Построить
детский сад
на берегу:

Вы
ничего в Тюмени
не отыщите –

В болото
вы вгоняете
деньгу"

В. Высоцкий

Значение нефти
и газа для
энергетики,
транспорта,
обороны страны,
для разнообразных
отраслей
промышленности
и для удо­влетворения
бытовых нужд
населения в
наш век исключительно
велико. Нефть
и газ играют
решающую роль
в развитии
экономики любой
страны. Природный
газ—очень
удобное для
транспорти­ровки
по трубопроводам
и сжигания,
дешевое энергетическое
и бы­товое
топливо. Из
нефти вырабатываются
все виды жидкого
топлива: бензины,
керосины, реактивные
и дизельные
сорта горючего—
для двигателей
внутреннего
сгорания, мазуты
— для газовых
тур­бин и котельных
установок. Из
более высококипящих
фракций нефти
вырабатывается
огромный ассортимент
смазочных и
специальных
масел и консистентных
смазок. Из нефти
вырабатываются
также парафин,
сажа для резиновой
промышленности,
нефтяной кокс,
многочисленные
марки битумов
для дорожного
строительства
и многие другие
товарные продукты.

Вторичная
переработка
нефтяного и
газового сырья
получила ныне
название
нефтехимического
синтеза. Уже
в настоящее
время 25% мировой
химической
продукции
выпускается
на основе нефти
и углеводородных
газов. Ближайшие
перспективы
развития
нефте­химической
промышленности
исключительно
благоприятны
как по масштабам
производства,
так и по безграничному
разнообразию
промежуточных
и конечных
продуктов
синтеза.

К нефтехимической
продукции
относятся:
пластические
массы, синтетические
каучуки и смолы,
синтетические
волокна, синтетиче­ские
моющие средства
и поверхностно-активные
вещества, некото­рые
химические
удобрения,
присадки к
топливам и
маслам, син­тетические
смазочные
масла, белково-витаминные
концентраты,
многочисленные
индивидуальные
органические
вещества: спирты,
кислоты, альдегиды,
кетоны, хлорпроизводные
эфиры, гликоли,
полигликоли,
глицерин и
другие, применяющиеся
в промышлен­ности,
сельском хозяйстве,
медицине и в
быту.

Все вышесказанное
в полной мере
относится к
проблемам
переработки
нефти в северных
районах России.
Одним из
нефтеперерабатывающих
районов является
сургутский
нефтеносный
район, представляющий
из себя крупное
подземное
поднятие со
сводами и впадинами,
окружающих
его. Около 30 000
квадратных
километров
приходится
на Сургутский
свод. На сегодняшний
день там разрабатывается
более десятка
месторождений:
Карьунское
, Быстринское,
Лянторское,
Федеровское,
Камарьинское,
Солкинское,
Западно-Солкинское,
Вачемское и
другие.

Цех (установка)
первичной
переработки
нефти и получения
битума (ЦППНиПБ)
[1] был заложен
в 1981 году в 40 километрах
северо-западнее
от г. Сургута
и предназначался
для получения
дорожного
битума. В 1987 году
установка
претерпела
реконструкцию,
так как по
выполненному
проекту (ВНИПИНефтепромхим
г. Казань) на
установке были
установлены
ректификационные
колонны: для
атмосферной
перегонки с
19-ю тарелками
(диаметр 1,0 м)
и вакуумной
перегонки –
с 15-ю тарелками
(диаметр 1,0 м),
что не обеспечивало
получения
продуктов
заданного
качества.

В 1991 г. БашНИИ НП
была произведена
реконструкция
цеха по увеличению
производительности
до 118,8 тыс.т/год
нефти (на 18,2% выше
проектной),
производства
битума – 38,0 тыс.т/год
(на 12,7% выше проектной),
отбора суммы
светлых нефтепродуктов
– 34% на нефть (33%
по проекту) и
улучшению их
качества.

В 1988 г. НИИГипровостокнефть
была произведена
реконструкция
цеха по режиму
работы, что
позволило
получать на
установке
дизельное
топливо (зимнее
и летнее), бензиновую
фракцию (для
промывки нефтяных
скважин), а также
повысить качество
всех получаемых
продуктов.

Сегодня комплексная
установка
первичной
переработки
нефти и производства
битумов (ЦППНиПБ)
предназначена
для выработки
дорожных битумов
из нефти Лянторского
месторождения
и в небольших
количествах
битумов строительных
марок. Также
попутно получают
летнее и зимнее
дизельное
топливо, бензиновую
фракцию, которую
используют
для промывки
нефтяных скважин.

В состав установки
входят:

Блок подготовки
нефти к переработке
для глубокого
обессоливания
и обезвоживания
нефти.

Блок атмосферно-вакуумной
перегонки
нефти.

Блоки получения
окисленных
битумов в реакторах
непрерывного
действия колонного
типа и периодического
действия в
реакторах
бескомпрессорного
окисления.

Емкости для
приема и хранения
битумов, дизельного
топлива, бензиновой
фракции, газойлей.

Наливная эстакада
для отгрузки
готовой продукции
в автоцистерны.

Технологическая
воздушная
компрессорная.

Компрессорная
воздуха КИП.

Система оборотного
водоснабжения
включающая
в себя градирню
и насосы для
циркуляции
охлаждающей
воды.

Целью данного
проекта является
реконструкция
цеха первичной
переработки
нефти и получения
битума.

1.Основы
первичной
переработки
сибирских
нефтей. Аналитический
обзор
1.1.Характеристика
сырья

Нефти различных
месторождений
и даже в пределах
одного ме­сторождения
могут значительно
отличаться
друг от друга
по хи­мическому
и фракционному
составу, а также
по содержанию
серы, парафина
и смол. В разное
время предлагались
различные
хими­ческие,
генетические,
промышленные
и товарные
классификации
нефтей. В настоящее
время действует
технологическая
классифи­кация
нефтей СССР
(ГОСТ 912—66). Согласно
этой классифи­кации
все нефти оцениваются
по следующим
показателям:

со­держание
серы в нефтях
и нефтепродуктах;

потенциальное
со­держание
фракций, перегоняющихся
до 350 °С;

потенциальное
содержание
и качество
базовых масел;

содержание
парафина и
возможность
получения
реактивных,
дизельных
зимних или
лет­них топлив
и дистиллятных
базовых масел
с депарафинизацией
или без нее.

Сырьем установки
является сырая
нефть которая
должна соответствовать
требованиям
ГОСТ 9965-76 и иметь
следующие
физико-химические
показатели
(табл. 1)

Физико-химические
показатели
нефти. Таблица
1

№ п/п	Наименование показателя	Норма для групп			Сырье
		I	II	III	приход	обработанное
1.	Концентрация хлористых солей, мг/дм3 не более	100	300	900	39.3	5.3
2.	Массовая доля воды, % не более	0.5	1.0	1.0	0.12	отс.
3.	Массовая доля механических примесей, % не более	0.05	0.05	0.05	0.048
4.	Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) не более	66.7 (500)	66.7 (500)	66.7 (500)

Классификация
нефтей на классы
и типы. Таблица
2

№ п/п	Показатели	Норма	Сырье
1.	Массовая доля общей серы, %
	1 – малосернистые	до 0.60
	2 – сернистые	0.61 – 1.80	0.99
	3 – высокосернистые	более 1.80
2.	Плотность при 20С, кг/см3
	1 – легкие	до 850
	2 – средние	851 – 885	880
	3 – тяжелые	более 885

В зависимости
от массовой
доли серы-нефти,
от плотности
при 20С
подразделяют
на классы и
типы, которые
приведены в
таб.2.

По содержанию
фракций до 350
°С нефти делятся
на три типа
(Лянторской
– 44,7%):

Т1—не менее
45%;

Т2—30—44,9%;

Т3— менее 30%.

По потенциальному
содержанию
базовых масел
все нефти де­лятся
на четыре группы
(Лянторской
– 21%):

М1—не менее
25% в расчете на
нефть;

М2— 15—25% в расчете
на нефть и не
менее 45% в расчете
на ма­зут;

М3—15—25% в расчете
на нефть и 30—45%
в расчете на
мазут;

М4—менее 15% в
расчете на
нефть.

Кроме того, все
нефти делятся
по качеству
базовых масел,
оце­ниваемому
индексом вязкости,
еще на две подгруппы
(Лянторской
– 79):

И1 — индекс
вязкости выше
85;

И2 — индекс
вязкости 40—85.

По содержанию
парафина нефти
делятся на три
вида (Лянторской
– 2,4%):

П1—мало парафиновые
(не выше 1,5%);

П2—парафиновые
(1,51—6,0%);

П3—высоко
парафиновые
(более 6%).

Кроме того,
указывается
для каждого
вида, какие
продукты можно
получать без
депарафинизации
или с применением
депарафинизации.
Так, из нефти,
отнесенной
к виду П1 можно
получать реактивное
топливо, дизельное
зимнее топливо
и дистиллятные
базовые масла
без депарафинизации.

Краткая
характеристика
некоторых
нефтей СССР.
Таблица 3

Месторождение	Содержание, вес. %				Коксуемость1 вес. %	Выход фракций бъемн., %
	серы	смол	асфальтенов	парафинов		до 200 °С	до 300 °С	ДО 350 °С
Биби-Эйбатское (Баку)	0,18	18	—	0,5	1,7	21,4	47,7
Ново-грозненское	0,20	4,5	0,9	9,0	—	21,9	38,9	—
Яринское (Пермская область)	0,54	6,17	Отсут­ствие	5,5	1,28	30,8	49,0	—
Западно-Тэбукское (Коми АССР)	0,7	13.7	1,54	3,75	3,71	25,5	49.5	—
Арланское (Башкирская АССР)	2,84	20,3	5,2	4,7	7,7	18,0	39,7	—
Ромашкинское (Татар­ская АССР)	1,62	11,60	4,16	4,97	5,85	22,4	46,0	—
Усть-Балыкское (Западная Сибирь)	1,77	15,44	2,56	1,24	4,43	18,5	—	42,3
Самотлорское (Запад­ная Сибирь)	0,92	10,2	1,67	2,4	—	30,0	—	60,2
Лянторская	0,99	13,2	2,8	2,4	—	17,22	32,04	40,34
Охинское (Сахалин)	0,3	17,2	1,33	0,92	3,65	7,2	—	40,5
Долинское (УССР)	0,45	13,0	0,4	4,0	—	31,1	50,2	—
Речицкое (Белорусская ССР)	0,32	7,04	0.11	9,51	2,6	26,4	—	52,2
Котур-Тэпе (Туркмен­ская ССР)	0,27	6,4	0,73	6,45	2.76	17,9	—	46,7
Жетыбайское (Мангышлак)	0,2	11,0	0,3	20,1	1,79	19,5	—	40,5

Используя эту
классификацию,
для любой
промышленной
нефти можно
составить шифр.
Так например,
Лянторская
нефть получает
шифр IIТ2М3И2П2.

Физико-химическая
характеристика
Лянторской
нефти. Таблица
4

№ п/п	Наименование показателей	Значение
1.	Плотность при 20С, г/см3	0.8943
2.	Содержание серы, % масс.	1.11
3.	Вязкость при 20С см2/сек	35.84
4.	Молекулярная масса	281
5.	Вязкость при 50С см2/сек	11.75
6.	Температура застывания, С:
	с обработкой	-40
	без обработки	-39
7.	Содержание соединений, % масс.
	парафинов	2.4
	асфальтенов	2.8
	селикагелевых смол	13.2

Фракционный
состав и физический
свойства сырья.
Таблица 5

Температура кипения фракции при 760 мм.рт.ст.	Выход на нефть, % вес.		Плотность г/см3	Молекулярная масса
	отдельных фракций	суммарный
C3H8	0,02	0,02		44
i-C4H10	0,06	0,08	0,5572	58
n-C4H10	0,04	0,12	0,5788	58
i-C5H12	0,33	0,45	0,6196	72
n-C5H12	0,10	0,55	0,6262	72
36-62	0,32	0,87	0,6670
62-70	0,83	1,70	0,6921
70-80	0,70	2,40	0,7164
80-90	1,23	3,63	0,7263
90-100	1,25	4,88	0,7391
100-110	1,25	6,13	0,7506	108
110-120	1,06	7,19	0,7528	111
120-130	1,37	8,50	0,7639	115
130-140	1,41	9,97	0,7742	118
140-150	1,09	11,06	0,7825	125
150-160	1,28	12,34	0,7901	129
160-170	1,27	13,61	0,7966	135
170-180	1,17	14,78	0,8046	142
180-190	1,12	15,90	0,8126	148
190-200	1,32	17,22	0,8188	155
200-210	1,40	18,62	0,8341	158
210-220	1,11	19,73	0,8407	170
220-230	1,27	21,00	0,8457	180
230-240	1,38	22,38	0,8497	185
240-250	1,51	23,89	0,8541	194
250-260	1,53	25,42	0,8591	202
260-270	1,78	27,20	0,8593	210
270-280	1,51	28,71	0,8672	221
280-290	1,46	30,17	0,8676	230
290-300	1,87	32,04	0,8684	237
300-310	1,60	33,64	0,8688	244
310-320	1,73	35,73	0,8757	259
330-340	1,87	38,81	0,8957	280
340-350	1,53	40,34	0,8963	291
350-360	1,54	41,88	0,8990	295
360-370	1,61	43,49	0,9006	305
370-380	1,74	45,23	0,9038	314
380-390	1,49	46,72	0,9054	322
390-400	1,70	48,42	0,9055	334
400-425	5,90	54,32	0,9168	370
425-450	5,30	59,62	0,9231	401
450-475	4,70	64,32	0,9304	425
475-500	3,35	67,67	0,9376	450
500-выше	32,33	100,0	0,9936	768

По шифру нефти
легко составить
представление
о наиболее
рациональных
путях ее переработки
и о, возможности
замены ею ранее
применявшейся
нефти в данном
технологическом
процессе.

В табл. 3 приводится
выборочный
справочный
материал,
ха­рактеризующий
некоторые
промышленные
нефти СССР.

В качестве
исходных данных
для расчетов
при проектировании
установки
первичной
переработки
нефти и получения
битума были
использованы
следующие
физико-химические
показатели,
фракционный
состав и физические
свойства Лянторской,
нефти приведенных
в табл.3, табл.4.

1.2.Нефтепродукты

Нефтеперерабатывающая
промышленность
выпускает более
500 различных
нефтепродуктов
[4].

Среди них прежде
всего следует
выделить основные
группы, резко
различающиеся
по составу и
свойствам:

I—жидкое топли­во;

II—смазочные
и специальные
масла;

III—консистентные
смазки;

IV—парафины
и церезины;

V—битумы;

VI—сажа;

VII— нефтяной
кокс;

VIII — нефтяные
кислоты и их
соли;

IX—присад­ки
к топливам и
маслам;

X—прочие нефтепродукты
(осветитель­ные
керосины,
растворители,
ароматические
углеводороды,
смазочно-охлаждающие
жидкости и
др.).

Остановимся
вкратце на
назначении
и ассортименте
некоторых
нефтепро­дуктов
из этих групп.

1.2.1.Карбюраторное
топливо

Карбюраторное
топливо—авиационные
и автомобиль­ные
бензины, тракторный
керосин — для
двигателей
с зажиганием
от искры
[5].

Авиационные
бензины представляют
собой смеси
бензинов пря­мой
гонки, каталитического
крекинга и
высокооктановых
компо­нентов
(алкилбензол,
технический
изооктан и
другие) с добавкой
антидетонационных
и антиокислительных
присадок. Выпускаются
следующие
марки: бензин
БА, Б-100/1302,
Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (без
ТЭС3).
Их фракционный
состав 40—180°С.

Автомобильные
бензины — смеси
бензинов прямой
гонки, тер­мического
и каталитического
крекинга,
каталитического
риформинга.
Их маркировка:
А-66, А-72, А-76, АИ-93, АИ-98.
Для пер­вых
трех цифры
обозначают
октановые числа
по моторному
методу, а для
двух последних—по
исследовательскому.
Бензин марки
А-72 выпускается
без добавки
ТЭС, а в остальные
ТЭС вво­дится
в количестве
от 0,41 до 0,82 г/кг
бензина. Начало
кипения этих
бензинов не
ниже —35 °С, а конец
кипения 205 °С
для А-66, для других
185—195°С.

Тракторный
керосин—смесь
дистиллятов
прямой гонки
и тер­мического
крекинга фракционного
состава примерно
100—300 °С. Выпускаются
две марки с
октановыми
числами 40 и 45.

Топливо для
реактивных
двигателей
(авиакеросины)
имеет в основном
прямогонное
происхождение.
Марки Т-1, ТС-1, Т-2,
Т-5, Т-6, Т-7, Т-8, РТ. Топлива
отличаются
друг от друга
по фракционному
составу, содержанию
общей и меркаптановой
серы. Авиакеросины
должны иметь
температуру
застывания
не выше —60 °С.

Эксплуатационные
свойства
карбюраторных
топлив. Авиационные
и автомобильные
поршневые
двигатели
внутрен­него
сгорания с
принудительным
воспламенением
от искры рабо­тают
по четырехтактному
циклу. В первом
такте (всасывание)
топливно-воздушная
рабочая смесь
заполняет
цилиндр двигателя
и нагревается
к концу такта
в двигателях,
работающих
на бензине, до
80—130°С и до 140— 205 °С
— в работающих
на керосине.

Во втором такте
(сжатие) давление
смеси возрастает
до 10— 12 ат, а
температура—до
150—350 °С. В конце
хода сжатия
с не­которым
опережением
смесь воспламеняется
от электрической
ис­кры. Хотя
время сгорания
топлива очень
мало — тысячные
доли секунды,
но оно все же
сгорает постепенно,
по мере продвижения
фронта пламени
по камере сгорания
(фронтом пламени
называ­ется
тонкий слой
газа, в котором
протекает
реакция горения).
При нормальном
сгорании фронт
пламени распространяется
со ско­ростью
20—30 м/сек. Температура
сгорания достигает
2200— 2800°С, а давление
газов сравнительно
плавно возрастает
до 30— 50 ат в
автомобильных
двигателях
и до 80 ат в авиационных.

В третьем такте
(рабочий ход)
реализуется
энергия сжатых
продуктов
сгорания, и во
время четвертого
такта цилиндр
двига­теля
освобождается
от продуктов
сгорания.

В поршневых
авиационных
и автомобильных
двигателях
в ка­честве
топлива применяются
бензины. Важнейшее
эксплуатацион­ное
требование
к ним — обеспечение
нормального
бездетонацион­ного
сгорания в
двигателях,
для которых
они предназначены.

Детонацией
называется
особый ненормальный
характер сгора­ния
топлива в двигателе,
при этом только
часть рабочей
смеси по­сле
воспламенения
от искры сгорает
нормально с
обычной скоро­стью.
Последняя
порция топливного
заряда (до 15—20%),
нахо­дящаяся
перед фронтом
пламени, мгновенно
самовоспламеняется,
в результате
скорость
распространения
пламени возрастает
до 1500—2500 м/сек,
а давление
нарастает не
плавно, а резкими
скач­ками. Этот
резкий перепад
давления создает
ударную детонаци­онную
волну. Удар
такой волны
о стенки цилиндра
и ее много­кратное
отражение от
них приводит
к вибрации и
вызывает ха­рактерный
металлический
стук, являющийся
главным внешним
признаком
детонационного
сгорания. Другие
внешние признаки
детонации:
появление в
выхлопных газах
клубов черного
дыма, а также
резкое повышение
температуры
стенок цилиндра.
Детонация —
явление очень
вредное. На
детонационных
режимах мощ­ность
двигателя
падает, удельный
расход топлива
возрастает,
ра­бота двигателя
становится
жесткой и неровной.
Кроме того,
дето­нация
вызывает прогорание
и коробление
поршней и выхлопных
клапанов, перегрев
и выход из строя
электрических
свечей и другие
неполадки.
Износ двигателя
ускоряется,
а межремонтные
сроки укорачиваются.
При длительной
работе на режиме
интенсивной
детонации
возможны и
аварийные
последствия.
Особенно опасна
детонация в
авиационных
двигателях.

Явление детонации
с химической
точки зрения
объясняется
пе­ренасыщением
последней части
топливного
заряда первичными
продуктами
окисления
углеводородов
— гидроперекисями
и про­дуктами
их распада —
высокоактивными
свободными
радикалами,
которые при
достижении
определенной
концентрации
реагируют со
скоростью
взрыва. В результате
вся несгоревшая
часть горю­чей
смеси мгновенно
самовоспламеняется.
Очевидно, чем
выше скорость
образования
перекисей в
данной рабочей
смеси, тем ско­рее
возникает
взрывное сгорание,
тем раньше
нормальное
распро­странение
фронта пламени
перейдет в
детонационное
и последст­вия
детонации
скажутся сильнее.
Отсюда следует,
что основным
фактором, от
которого зависит
возникновение
и интенсивность
детонации,
является химический
состав топлива,
так как известно,
что склонность
к окислению
у углеводородов
различного
строения при
сравнимых
условиях резко
различна.

Если в топливе
преобладают
углеводороды,
не образующие
в условиях
предпламенного
окисления
значительного
количества
пе­рекисей,
то взрывного
распада не
произойдет,
смесь не перенасы­тится
активными
частицами и
сгорание будет
проходить с
обычны­ми
скоростями,
без детонации.

Оценка детонационной
стойкости (ДС)
[11] или
антидетонационных
свойств углеводородов
и топлив проводится
на стационарных
од­ноцилиндровых
двигателях.
В основе всех
методов оценки
ДС ле­жит принцип
сравнения
испытуемого
топлива со
смесями эталон­ных
топлив. В качестве
последних
выбраны
2,2,4-триметилпентан
(изооктан) и
гептан, а за
меру детонационной
стойкости
принято октановое
число.

Октановым
числом называется
условная единица
измерения
де­тонационной
стойкости,
численно равная
процентному
(по объему)
содержанию
изооктана
(2,2,4-триметилпентана)
в его смеси с
гептаном,
эквивалентной
по детонационной
стойкости
испытуемому
топливу при
стандартных
условиях испытания.

Октановое число
изооктана
принято равным
100, а гептана —
0. Следовательно,
если испытуемый
бензин оказался
эквивалент­ным
в стандартных
условиях испытания
смеси, состоящей,
напри­мер, из
70% изооктана и
30% гептана, то
его октановое
число равно
70. Октановое
число—нормируемый
показатель
детонацион­ной
стойкости
автомобильных
бензинов, а
также авиационных
бензинов при
работе на бедных
смесях и без
применения
над­дува.

Для оценки ДС
авиационных
бензинов при
работе двигателя
на богатых
смесях и с
применением
наддува нормируемым
пока­зателем
служит сортность
топлива.

Сортность
топлива на
богатой смеси
— это характеристика,
по­казывающая
величину мощности
двигателя (в
процентах) при
ра­боте на
испытуемом
топливе по
сравнению с
мощностью,
полу­ченной
на эталонном
изооктане,
сортность
которого принимается
за 100.

Октановые числа
определяются
на специальных
испытатель­ных
установках
при строго
стандартных
условиях. Имеется
не­сколько
методов определения
октановых
чисел, отличающихся
друг от друга
режимом испытания.
В Советском
Союзе оценка
топлив ведется
по моторному
и исследовательскому
мето­ду. Октановые
числа, определенные
по исследовательскому
мето­ду, для
некоторых
бензинов на
несколько
единиц выше.
Поэтому, когда
приводятся
данные по октановым
числам, всегда
надо ого­варивать
метод их определения.

Одним из путей
повышения
детонационной
стойкости
топлив для
двигателей
с зажиганием
от искры является
применение
анти­детонаторов.
Это вещества,
которые добавляют
к бензинам в
коли­честве
не более 0,5% с целью
значительного
улучшения
антиде­тонационных
свойств.

Достаточно
эффективным,
применяемым
во всех странах,
ан­тидетонатором
является
тетраэтилсвинец
(ТЭС) Pb(С2Н5)4,
ко­торый уже
при 200—250 °С [13]
легко распадается
на свинец и
свобод­ные
радикалы (этил),
присутствие
которых в
топливно-воздушной
среде замедляет
образование
перекисей в
предпламенный
период. Это
приводит к
снижению их
концентрации
перед фронтом
пла­мени, и,
следовательно,
переход нормального
сгорания в
детона­ционное
затрудняется.
В свою очередь,
и атомарный
свинец уже при
более высоких
температурах,
т. е. на более
поздней стадии
процесса горения,
дезактивирует
различные
частицы, образующие­ся
при бурном
распаде перекисей.
Это также приводит
к ослабле­нию
детонации.

В чистом виде
ТЭС применять
нельзя, так как
на клапанах,
свечах и стенках
цилиндра
накапливаются
свинец и окись
свинца, что
конечно нарушает
работу двигателя.
Для удаления
свинцови­стого
нагара к ТЭС
добавляют так
называемые
выносители
свин­ца — различные
галогеналкилы.
При термическом
разложении
по­следние
выделяют
галогенводород
или галоген.
Они образуют
со свинцом и
окисью свинца
соли, которые
при высоких
температу­рах
двигателя
находятся в
парообразном
состоянии:

3C2H5Br
2C2H4
+ 2HBr

PbO + 2HBr 
PbBr2
+ H2O

Pb + 2HBr 
PbBr2
+ H2O

Эти соли вместе
с выхлопными
газами благодаря
своей лету­чести
выводятся из
цилиндра двигателя.
В качестве
выносителей
применяются
дибромэтан,
бромистый этил,
-монохлорнафталин,
дибромпропан.
Смесь ТЭС,
выносителей
и красителя
называется
этиловой жидкостью.

ТЭС, а следовательно,
и этиловая
жидкость очень
ядовиты:
при обращении
с ней и содержащими
ее этилированными
бензинами
необходимо
соблюдать
специальные
правила предосторож­ности.
Чтобы легче
отличать
этилированные
бензины, этиловую
жидкость
подкрашивают.
Добавляется
этиловая жидкость
к бен­зинам
в количестве
от 1,5 до 4 мл на
1 кг топлива.
Добавление
этиловой жидкости
свыше 4 мл/кг
уже не приводит
к дальнейшему
повышению
октановых
чисел, но вызывает
усиленное
отложение
свинцовистого
нагара [13].

Октановые
числа индивидуальных
углеводородов.
Таблица 6

Алканы	ОЧ		Алкены	ОЧ
Бутан	92		Пентен-1	77
Изобутан	99		Гексен-1	63
Пентан	62		2,3-Диметилбутен-1	81
2-Метилбутан	90		Октен-1	35
Гексан	26		Октен-2	56
2-Метилпентан	74		Октен-3	68
2,2-Диметилбутан (неогексан)	93		Октен-4	74
3,3-Диметилбутан	94		2,2,4-Триметилпентен-2	55
Гептан	0		2,2,4-Триметилпентен-1	86
2,2-Диметилпентан	89
2.2,3-Триметилбутан (триптан)	104
Октан	-20
2.3-Диметилгексан . .	79
2,3,4-Триметилпентан	96
2,2,4-Триметилпентан
(эталонный изооктан)	100
2,2,3-Триметилпентан	>100

Цикланы	ОЧ		Ароматические углеводороды	ОЧ
Циклопентан	87		Бензол	106
Метилциклопентаи	80		Толуол	103
Этплциклопентан	61		Этилбензол	98
Пропилциклопентан	28		п-Ксилол	103
Изопропилциклопептан	76		м-Ксилол	103
Цпклогексан	77		о-Ксилол	100
Метилциклогексан	72		Пропилбензол	99
Этилциклогексан	45		Изопропилбензол (кумол)	100
Декалин	38		1,3,5-Триметилбензол (мезитилен)	100

Бензины различного
химического
состава по-разному
относят­ся
к добавке ТЭС,
т. е. обладают,
как говорят,
различной
приеми­стостью
к. ТЭС. Приемистость
к ТЭС оценивается
числом единиц,
на которое
увеличивается
октановое число
данного
топлива или
углеводорода
при добавлении
определенного
количества
ТЭС по сравнению
с октановым
числом этого
топлива в чистом
виде, т. е. без
антидетонатора.
Наибольшая
приемистость
к ТЭС у парафи­новых
углеводородов
нормального
строения,
наименьшая—у
не­предельных
и ароматических
углеводородов.

Изучение
детонационной
стойкости
индивидуальных
углеводо­родов
позволило
установить
зависимость
этого важного
свойства от
химического
строения
углеводородов
и имело большое
значе­ние для
подбора и создания
различных
сортов горючего
для раз­нообразных
двигателей.

Выше (табл.
6) приведены
октановые числа
некоторых
индивидуальных
углеводородов,
определенные
по моторному
методу (без
ТЭС).

Как видно из
представленных
данных, октановые
числа неко­торых
углеводородов
могут оказаться
ниже 0 и выше
100. В пер­вом случае
это означает,
что их ДС ниже,
чем у гептана,
а во втором —
выше, чем у
изооктана.

При оценке ДС
товарных бензинов
и компонентов,
имеющих октановые
числа выше 100,
в качестве
эталонных
топлив исполь­зуют
смеси чистого
изооктана с
различным
количеством
ТЭС [68].

Для отдельных
групп углеводородов,
входящих в
состав бен­зинов
можно сделать
следующие
краткие выводы
об их ДС.

Алканы нормального
строения. Начиная
с пентана
углеводо­роды
этого ряда
характеризуются
очень низкими
октановыми
чис­лами, причем
чем выше их
молекулярный
вес, тем октановые
чис­ла ниже.
Существует
почти линейная
зависимость
ДС от молеку­лярного
веса.

Алканы разветвленного
строения
(изопарафины).
Разветвление
молекул предельного
ряда резко
повышает их
ДС. Так, например,
у октана октановое
число —20, а у
2,2,4-триметилпентана
100. Наибольшие
октановые числа
отмечаются
для изомеров
с парными метильными
группами у
одного углеродного
атома (неогексан,
триптан, эталонный
изооктан), а
также у других
триметильных
изомеров октана.

Благодаря
высоким антидетонационным
свойствам
изопарафины
С5—С8—весьма
желательные
компоненты
бензинов.

Алкены (моноолефины}.
Появление
двойной связи
в молекуле
углеводородов
нормального
строения вызывает
значительное
по­вышение
ДС по сравнению
с соответствующими
предельными
угле­водородами.

Цикланы (нафтеновые
углеводороды}.
Первые представители
рядов циклопентана
и циклогексана
обладают хорошей
ДС; осо­бенно
это относится
к циклопентану.
Их приемистость
к ТЭС так­же
достаточно
высока. Эти
углеводороды
являются ценными
со­ставными
частями бензинов.
Наличие боковых
цепей нормального
строения в
молекулах как
циклопентановых,
так и циклогексановых
углеводородов,
приводит к
снижению их
октанового
числа. При этом
чем длиннее
цепь, тем ниже
октановые
числа. Разветв­ление
боковых цепей
и увеличение
их количества
повышает ДС
цикланов.

Ароматические
углеводороды.
Почти все простейшие
аромати­ческие
углеводороды
ряда бензола
имеют октановые
числа ~ 100 и выше.
Ароматические
углеводороды
и ароматизированные
бензины наряду
с разветвленными
алканами—лучшие
компоненты
вы­сокосортных
бензинов. Однако
содержание
ароматических
углево­дородов
в бензинах
следует ограничивать
примерно до
40—50%. Чрезмерно
ароматизованное
топливо повышает
общую температуру
сгорания, что
влечет за собой
увеличение
теплонапряженности
двигателя, а
также может
вызвать так
называемое
калильное
за­жигание—самопроизвольное
воспламенение
рабочей смеси
за счет раскаленных
частичек нагара.
Это очень вредное
явление, которое
может вызвать
аварийное
повреждение
двигателя.

Итак, основным
качественным
показателем
карбюраторных
топлив является
их высокая
детонационная
стойкость.
Лучшие сорта
автомобильных
бензинов должны
иметь октановые
числа по исследовательскому
методу 93—98 пунктов.

Помимо высокой
ДС к карбюраторным
топливам
предъяв­ляются
следующие
основные требования.

Фракционный
состав топлива
должен обеспечивать
его хоро­шую
испаряемость,
легкий запуск
двигателя даже
при низких
температурах,
быстрый прогрев
двигателя и
хорошую его
приеми­стость
к переменам
режима. Поэтому
важнейшим
техническим
показателем
бензинов и
керосинов
являются данные
стандартной
разгонки, при
которой отмечают:
температуру
начала кипения;
температуры,
при которых
отгоняются
10, 50, 90 и 97,5 объемн. %
от загрузки;
остаток (в %) и
иногда конец
кипения. 10%-ная
точ­ка определяет
пусковые свойства
топлива, 50%-ная
точка быст­роту
прогрева двигателя,
90%- и 97,5%-ные точки
и конец кипения
характеризуют
полноту испарения
и равномерное
распределение
топлива по
цилиндрам [15].

Топливо не
должно образовывать
газовых пробок
в топливоподающей
системе. Для
обеспечения
этого требования
в бензи­нах
контролируется
давление насыщенных
паров при 38° С,
кото­рое не
должно превышать
360 мм рт. ст. для
авиационных
бензи­нов, 500 мм
рт. ст. для летних
сортов и 700 мм
рт. ст. для зимних
сортов автомобильных
бензинов.

Топливо должно
быть химически
стабильным
и не содер­жать
смол. Бензины
термического
крекинга и
коксования
содержат непредельные
углеводороды,
склонные при
хранении окисляться
и полимеризоваться.
Этот процесс
получил название
смолообразо­вания.
Выпадение смол
резко ухудшает
эксплуатационные
свой­ства топлив,
способствует
отложению
нагаров в цилиндрах
дви­гателей
и на клапанах.
Для повышения
химической
стабильности
топлив вторичного
происхождения
к ним добавляются
антиокис­лительные
присадки
(ингибиторы).
Применение
антиокислителей
позволяет
значительно
затормозить
реакции окисления.
Это имеет большое
практическое
значение, так
как позволяет
увели­чить
сроки хранения
топлив. В качестве
антиокислителей
предложено
очень много
разнооб­разных
органических
веществ. Среди
них фенолы,
полифенолы,
алкилфенолы,
аминофенолы
и др. К наиболее
распространенным
антиокислительным
присадкам,
добавляемым
к бензинам и
керосинам,
относятся:

древесно-смольный
антиокислитель
(ДСА), представляющий
собой смесь
полифенолов
и их диметиловых
эфиров; ДСА
добав­ляется
к автомобильным
бензинам в
количестве
0,05—0,15% почти на
всех нефтеперерабатывающих
заводах СССР;

ФЧ-16—смесь
полифенолов
из каменноугольной
смолы. Этот
ингибитор
выпускается
с 1968 г. и рекомендуется
к примене­нию
в количестве
0,05—0,065%;

синтетические
ингибиторы
2,4-диметил-б-трег-бутилфенол
(топанол А) (I),
2,6-ди-трег-бутил-4-метилфенол
(ионол, топанол
0) (II), п-оксидифениламин
(ПОДФА) (III), добавляемые
в ты­сячных
и сотых долях
процента:

К
числу наиболее
сильнодействующих
антиокислителей
при­надлежит
также
N,N’-ди-втор-бутил-п-фенилендиамин
(ФДА):

Механизм действия
антиокислителей
в общем виде
заключается
в том, что молекулы
присадки обрывают
цепные реакции
окисле­ния.

О химической
стабильности
топлив судят
либо по содержанию
фактических
смол (в мг на
100 мл), либо по
длительности
индук­ционного
периода (в мин).

Индукционным
периодом
называется
время (в мин],
в течение которого
бензин в условиях
испытания в
бомбе под давлением
7 кгс/см2
кислорода при
100° С практически
не поглощает
кисло­рода.
Об этом судят
по кривой давления
кислорода в
бомбе во время
испытания. По
окончании
индукционного
периода скорость
окисления резко
возрастает,
кислород начинает
расходоваться,
а давление в
бомбе снижаться.
Нормами на
автомобильные
бензины длительность
индукционного
периода установлена
для раз­ных
сортов от 450 до
900 мин.

4. Топливо не
должно вызывать
коррозии деталей
двигателя. Это
контролируют
по следующим
нормируемым
показателям
каче­ства:
кислотность,
общее содержание
серы, содержание
водораст­воримых
кислот и щелочей
(должны отсутствовать),
присутствие
активных сернистых
соединений
(испытание по
изменению цвета
поверхности
медной пластинки).

5. Авиационные
топлива не
должны застывать
и выделять
кри­сталлы
при температуре
выше —60° С.

Физико-химические
свойства бензинов
должны соответствовать
требованиям
ГОСТ 2084-77, представленным
в табл. 7.

Физико-химические
свойства бензинов.
Таблица 7

№ п/п	Наименование показателей	Значение для марки							Метод испытания
		А-72	А-76			АИ-93	АИ-95
		а	а		б	а	б	а
		ОКП-02 5112 0401	ОКП-2 5112 0501		ОКП-2 5112 0502	ОКП-2 5112 0601	ОКП-2 5112 0602	ОКП-2 5112 0300
1.	Детонационная стойкость – октановое число:
	по моторному методу	72	76		76	85	85	85	ГОСТ 511-82
	по исследовательскому методу	не нормируется				93	95	95	ГОСТ 8226-82
2.	Концентрация свинца, г/дм3	0,013		0,013	0,17	0,013	0,37	0,013	ГОСТ 2177-82
3.	Фракционный состав летнего/зимнего:
	начало кипения	35/-		35/-	35/-	35/-	35/-	30/-
	10%	70/55		70/55	70/55	70/55	70/55	75/55
	50%	115/100		115/100	115/100	115/100	115/100	120/100
	90%	180/160		180/160	180/160	180/160	180/160	180/160
	конец кипения	195/185		195/185	195/185	195/185	195/185	205/195
	остаток, %	1,5		1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
	остаток и потери, %	4,0		4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
4.	Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм.рт.ст.):
	летнего	66,7 (500)
	зимнего	66,7-93,3 (500-700)
5.	Кислотность, мг КОН на 100 см3	3,0		1,0	3,0	0,8	3,0	2,0	ГОСТ 11362-76
6.	Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина:
	на месте производства	5,0		3,0	5,0	-	5,0	5,0	ГОСТ 1567-83
	на месте потребления	10,0		8,0	10,0	5,0	7,0	-
7.	Индукционный период бензина на месте производства, мин	600		1200	900	1200	900	900	ГОСТ 19121-73
8.	Массовая доля серы, %	0,10		0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
9.	Испытание на медной пластинке	выдерживает							ГОСТ 6321-92
10.	Водорастворимые кислоты и щелочи	отсутствие							ГОСТ 6307-75
11.	Механические примеси и вода	отсутствие
12.	Цвет	-		-	желтый	-	оранж	-	визуально
13.	Плотность при 20С, кг/м3	не нормируется							ГОСТ 3900-85
14.	Тяжелые углеводороды	отсутствие

Примечание:

Для городов
и районов, а
также предприятий,
где Главным
санитарным
врачом запрещено
применение
этилированных
бензинов,
предназначаются
только неэтилированные
бензины.

Допускается
вырабатывать
бензин, предназначенный
для применения
в южных районах,
со следующими
показателями
по фракционному
составу:

10% перегоняется
при температуре
не выше 75С;

50% перегоняется
при температуре
не выше 120С,

Для бензинов,
изготовленных
с применением
компонентов
каталитического
риформинга,
допускается
температура
конца кипения
бензина летнего
вида – не выше
205С, бензина
зимнего вида
– не выше 195С.

Автомобильные
этилированные
бензины, предназначенные
для экспорта,
изготовляют
без добавления
красителя.
Допускается
бледно-желтая
краска. Концентрация
свинца в них
не должна превышать
0,15 г/дм3. Массовая
доля меркаптановой
серы по ГОСТ
17323-71 – не более
0,001%.

Физико-химические
показатели,
которыми обладает
бензиновая
фракция получаемая
на установке
первичной
переработки
нефти и получения
битума представлены
в табл. 8.

1.2.2.Дизельное
топливо

Дизельное
топливо—для
двигателей
с зажиганием
от сжатия. В
эту подгруппу
входят следующие
виды топлив:

Топливо для
быстроходных
дизелей фракционного
состава при­мерно
180—350°С. Выпускаются
марки ДА и А
(арктические),
АЗ и 3 (зимние),
ДЛ и Л (летние),
ДС и С (специальные).
Они различаются
по температуре
застывания
(—60—10 °С)
и содер­жанию
серы.

Топливо моторное
для среднеоборотных
и малооборотных
дви­гателей.
Две марки ДТ,
ДМ.

Топливо для
тепловозных
и судовых двигателей
следующих
марок: ТЗ (зимнее),
ТЛ (летнее). По
фракционному
составу это
более высококипящие
фракции (50%—275—290
°С; 98%—340— 360°С).

Физико-химическая
характеристика
бензиновой
фракции. Таблица
8

№ п/п	Наименование показателя	Значение
1.	Детонационная стойкость – октановое число:
	по исследовательскому методу	62
2.	Концентрация свинца, г/дм3	-
3.	Фракционный состав летнего/зимнего:
	начало кипения	35
	10%	76
	50%	120
	90%	163
	конец кипения	185
	остаток, %	1,02
	остаток и потери, %	3,5
4.	Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм.рт.ст.):	(323)
5.	Кислотность, мг КОН на 100 см3	0,5
6.	Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина	-
7.	Индукционный период бензина на месте производства, мин	600
8.	Массовая доля серы, %	0,04
9.	Испытание на медной пластинке	выдерживает
10.	Водорастворимые кислоты и щелочи	-
11.	Механические примеси и вода	-
12.	Цвет	желтый
13.	Плотность при 20С, кг/м3	732
14.	Тяжелые углеводороды	-

Котельное
топливо —
флотские и
топочные мазуты
(марки ф5, ф12, 40, 100,
200) и топливо для
локомотивных
газотурбинных
дви­гателей.
Они различаются
по вязкости
и температуре
застывания.

В 1970 г. были впервые
утверждены
также технические
условия на
печное топливо
для битовых
и технических
целей (марки
А, Б, В). Их примерный
фракционный
состав 100—300—360
°С.

К группе топлив
следует отнести
также горючие
газы. Их клас­сифицируют
следующим
образом:

газ для коммунально-быто­вого
потребления;

газы сжатые
для газобаллонных
автомоби­лей;

газы углеводородные
сжиженные
топливные
(пропан тех­нический,
бутан технический,
смесь пропана
и бутана).

Эксплуатационные
свойства дизельных
топлив. В
двигателях
внутреннего
сгорания с
воспламенением
от сжа­тия,
называемых
дизелями,
четырехтактный
рабочий процесс
про­текает
несколько
иначе, чем в
двигателях
с зажиганием
от искры
[15]. В дизельном
двигателе в
первых двух
тактах засасывается
и сжи­мается
чистый воздух.
Температура
воздуха в конце
хода сжатия
достигает
550—650° С, а давление
возрастает
до 40 ат. В конце
хода сжатия
в сжатый и нагретый
воздух впрыскивается
в тече­ние
определенного
времени под
большим давлением
порция топ­лива.
Мельчайшие
капельки топлива
переходят в
парообразное
состояние и
распределяются
в воздухе. Через
определенный
весьма незначительный
момент времени
топливо самовоспламеняется
и полностью
сгорает. Время
между началом
впрыска и
воспламене­нием
топлива называется
периодом задержки
самовоспламенения.
В современных
быстроходных
двигателях
этот период
не более 0,002 сек.
В результате
сгорания топлива
давление газов
дости­гает
60—100 ат. Весьма
важным для
обеспечения
плавной, нор­мальной
работы двигателя
является скорость
нарастания
давления газов.
Из практики
известно, что
эта скорость
не должна превы­шать
5 ат на 1° угла
поворота коленчатого
вала. В противном
слу­чае двигатель
начинает стучать,
работа его
становится
«жесткой», а
нагрузка на
подшипники
чрезмерной.
Появление
стуков и жест­кая
работа двигателя
тесно связаны
с длительностью
периода задержки
самовоспламенения.
Чем продолжительнее
этот период,
тем большее
количество
топлива успеет
поступить в
цилиндр дви­гателя.
В результате—одновременное
воспламенение
повышен­ного
количества
топлива приводит
к взрывному
характеру
сгора­ния, и
давление газов
будет нарастать
скачкообразно.
В двух последующих
тактах: рабочий
ход и выхлоп—происходит
рабочее расширение
газов и освобождение
цилиндра двигателя
от продук­тов
сгорания.

В качестве
топлива для
быстроходных
дизелей применяются
керосиногазойлевые
фракции нефти.
Для тихоходных
и стацио­нарных
двигателей
этого типа с
малым числом
оборотов приме­няется
более тяжелое
топливо типа
мазутов.

Наиболее существенное
эксплуатационное
свойство дизельных
топлив—их
способность
быстро воспламеняться
и плавно сгорать,
что обеспечивает
нормальное
нарастание
давления и
мягкую работу
двигателя без
стуков. Воспламенительные
свойства топлив
зависят от их
химического
и фракционного
состава. Очевидно,
что это, в первую
очередь, связано
с температурой
самовоспламенения
компонентов
топлива. Известно,
например, что
ароматические
уг­леводороды
имеют очень
высокие температуры
воспламенения
(500—600° С). Ясно, что
сильноароматизованные
продукты непри­емлемы
в качестве
дизельного
топлива. Наоборот,
парафиновые
углеводороды
имеют самые
низкие температуры
самовоспламене­ния,
и дизельные
топлива из
парафинистых
нефтей обладают
хо­рошими
эксплуатационными
свойствами.

Оценка воспламенительных
свойств углеводородов
и топлив, так
же как и детонационной
стойкости
бензинов, проводится
мето­дом сравнения
на лабораторных
испытательных
установках
с эта­лонными
топливами.

По аналогии
с октановыми
числами для
оценки моторных
свойств дизельных
топлив приняты
цетановые
числа.

Цетановым
числом называется
содержание
(в объемн. %) цетана
в смеси с
-метилнафталином,
эквивалентной
по самовоспла­меняемости
испытуемому
топливу, при
сравнении
топлив в стан­дартных
условиях испытания
[14].

Цетановое число
самого цетана
(гексадекана)
С16Н34 принято
равным 100, а
-метилнафталина—0.
Определение
цетановых
чи­сел проводится
на стандартной
одноцилиндровой
установке с
ди­зельной
головкой по
так называемому
методу совпадения
вспышек. Цетановые
числа дизельных
топлив нормируются
в ин­тервале
40—50 ед.

Цетановое число
характеризует
не только
воспламенительные
свойства, оно
отражает и
некоторые
другие эксплуатационные
ка­чества
дизельного
топлива: чем
выше цетановое
число дизельного
топлива, тем
лучше его пусковые
свойства, тем
менее длителен
пе­риод задержки
самовоспламенения,
больше полнота
сгорания топ­лива,
меньше задымленность
выхлопных газов
и склонность
топ­лива к
отложениям
нагаров в камере
сгорания и в
фор­сунках.

Самые низкие
цетановые числа
характерны
для ароматических
углеводородов,
особенно
бициклических.
Цикланы и бицикланы
занимают
промежуточное
положение.
Наибольшими
цетановыми
числами обладают
алканы нормального
строения.
Разветвление
молекул алканов
приводит к
значительному
снижению цетановых
чисел. Введение
двойной связи
в молекулу
углеводорода
также вызывает
понижение
цетанового
числа.

Характеристика
дизельного
топлива. Таблица
9

№ п/п	Наименование показателей	Норма для марки ДТ по ГОСТ 305-82			Продукция ЦППНиПБ
		дизтопливо летнее	дизтопливо зимнее	дизтопливо
1.	Цетановое число	45	45	45	45
2.	Фракционный состав:
	50% перегоняется при температуре, С	280	280	255	247
	96% перегоняется при температуре, С	360	340	330	331
3.	Вязкость кинематическая при 20С, сСт	3,0-6,0	1,8-5,0	1,5-4,0	3,64
4.	Температура застывания для умеренной/холодной климатической зоны, С	-10/-	-35/-45	-/-55	-38
5.	Температура помутнения для умеренной/холодной климатической зоны, С	-5/-	-25/-35	-/-	-27
6.	Температура вспышки в закрытом тигле для судовых дизелей/для дизелей общего назначения, С	62/40	40/35	35/30	37
7.	Массовая доля серы в топливе вид I/вид II	0,2/0,5	0,2/0,5	0,2/0,4	0,28
8.	Содержание сероводорода	отсутствует
9.	Массовая доля меркаптановой серы, %	0,01	0,01	0,01	-
10.	Испытание на медной пластинке	выдерживает
11.	Содержание водорастворимых кислот и щелочей	отсутствует
12.	Содержание мех. примесей	отсутствует
13.	Содержание фактических смол на 100 мл топлива, мг	0,40	0,30	0,30	-
14.	Кислотность мг КОН на 100 мл	5	5	5	2,81
15.	Йодное число г. йода на 100 мл топлива	6	6	6	0,02
16.	Зольность, %	0,01	0,01	0,01	0,015
17.	Коксуемость 10% остатка, %	0,20	0,30	0,30	-
18.	Коэффициент фильтруемости	3	3	3	-
19.	Содержание воды	отсутствует.
20.	Плотность при 20С	860	840	830	833
21.	Предельная температура фильтруемости,С	5	-	-	-

К другим важным
эксплуатационным
свойствам
дизельных
топлив для
быстроходных
дизелей относятся
их фракционный
со­став, вязкость,
температура
застывания,
коксуемость,
содержание
серы; кислотность,
содержание
воды и механических
примесей. Все
эти показатели
подбираются
в таких пределах,
чтобы обеспечить
нормальную
бесперебойную
подачу топлива
в двигатель,
полноту сгорания,
уменьшение
нагарообразования
и отсутствие
корро­зии.
Особенно большое
значение имеет
температура
застывания,
варьирующая
от —10 °С для
летних сортов
до —60 °С для
аркти­ческого
сорта, и содержание
серы, которое
не должно превышать
0,2% Для всех марок.

Физико-химические
свойства дизельного
топлива должны
соответствовать
требованиям
ГОСТ 305-82. Данные
по ГОСТ и производимого
дизельного
топлива приведены
в табл. 9.

1.2.3.Смазочные
и специальные
масла.

В эту вторую
основную группу
включены жидкие
дистиллятные
и остаточные
нефтепро­дукты
различной
вязкости и
степени очистки,
предназначенные
для обеспечения
жидкостной
смазки в различных
машинах и
меха­низмах,
а также нашедших
разнообразное
техническое
применение
во многих отраслях
промышленности
[16].

Смазочные
масла. Смазочные
масла подразделяются
на следующие
подгруппы:

индустриальные
масла;

масла тур­бинные,
компрессорные
и для паровых
машин;

моторные масла;

трансмиссионные
масла.

Индустриальные
масла предназначены
для смазки
станков, ме­ханизмов
и машин, работающих
в разнообразных
условиях и с
раз­личной
скоростью и
нагрузкой. По
величине вязкости
их подраз­деляют
на легкие (50
= 4  8,5 сст),
средние (
= 12  50 сст)
и тяжелые (100
= 9  36 сст).
Для различных
машин и механиз­мов
выпускается
более 30 марок
индустриальных
масел: вело­сит,
вазелиновое
масло, масла
для холодильных
машин (ХА, ХА-23,
ХА-30, ХФ12-18, ХФ22-24,
ХФ22с-16), веретенные
и машин­ные
(марки по вязкости
при 50 °С: 12, 20, 30, 45, 50), масла
инду­стриальные
селективной
очистки (марки
по вязкости
при 50 °С: ИС-12, ИС-20,
ИС-30, ИС-45, ИС-50),
сепараторные
Л и Т, авиа­ционное
МС-20С. масло для
прессов и прокатных
станов П-28, при­борное
МВП и др.

Масла турбинные,
компрессорные
и для паровых
машин. В эту
подгруппу
включены масла,
работающие
в тяжелых условиях
на­грузки,
повышенной
температуры
и воздействия
воды, пара и
воз­духа.

Турбинные масла
предназначены
для смазки и
охлаждения
подшипников
паровых и водяных
турбин и для
заполнения
систем регулирования
паровых турбогенераторов.
Они должны быть
ста­бильны
против окисления
и обладать
быстрой скоростью
деэмульгацни
(8 мин). Выпускаются
следующие марки
по вязкости
при 50 °С: 22м, 22(л),
30(УТ), 46(Т), 57 (турборедукторное).

Компрессорные
масла предназначены
для смазки
цилиндров,
клапанов и
других движущихся
частей воздушных
компрессоров
и воздуходувок.
Это высоковязкие,
стабильные
против окисления
масла. Выпускаются
две марки с
вязкостью при
100 °С: 12(М) и 19(Т).

Масла для паровых
машин (цилиндровые)
выпускаются
для смазки
цилиндров
паровых машин,
работающих
на насыщенном
и перегретом
паре. Масла
цилиндровые
с вязкостью
при 100 °С 11 и 24 сCт
(цилиндровое
2 и вискозин)—для
машин с насыщенным
паром, тяжелые
цилиндровые
масла вапор
(100 = 36 сCт)
и ци­линдровое
6 (100 = 52 сCт)
—для машин
с перегретым
паром. Вы­пускаются
также судовое
масло и масло
для судовых
газовых турбин.

Моторные масла
— в эту подгруппу
включены
многочисленные
сорта масел,
применяемых
для смазки
двигателей
внутреннего
сго­рания. Они
подразделяются
на авиационные,
автотракторные
и дизельные.
Обозначение
различных марок
моторных масел
бази­руется
на следующих
принципах.
Первая большая
буква, в дан­ном
случае «М»,
указывает на
подгруппу,
цифры обозначают
вяз­кость в
ест при 50 или
100 °С, буквы п—масло
с отечественной
присадкой, и
— с иностранной.
Буквы С и К указывают
на селек­тивную
или кислотную
очистку. Буквы
Л, 3, С—летнее,
зимнее, северное
масло.

Сравнительно
недавно принята
новая индексация
для марок моторных
масел (табл.
10).

Индексация
моторных масел.
Таблица 10

Вязкость при 100 °С, ест	Марки масел по группам4
	А	Б	В	Г	Д	Е
6±1,0	—	М6Б	М6В	—	—	—
8±1,0	—	М8Б	М8В	М8Г	—	—
10±2,0	М10А	М10Б	М10В	М10Г	—	—
12±1,0	—	М12Б	М12В	М12Г	М12Д	—
14±1,0	—	М14Б	М14В	М14Г	МИД	М14Е
16±1,0	—	М16Б	М16В	М16Г	М16Д	М16Е
20±1,0	—	М20Б	М20В	М20Г	М20Д	М20Е

Выпускаются
следующие
моторные масла:

Авиационные
— это, как правило,
остаточные
масла хорошей
очистки; марки:
МС-14, МС-20, МК-22; здесь
цифры обозначают
вязкость (в
ест) при 100 °С;

Автотракторные
(автолы) — в основном
дистиллятные
масла, селективной
очистки и с
присадками,
марки: АСп-6 (М6Б),
АСП-10 (М10Б), АКЗп
(М6Б), АКЗп-10 (М10Б;
АКп-10 (М10Б), АК-15
(тракторное);

Автомобильные
— фенольной
селективной
очистки, марки:
АС-6 (М6Б), АС-8 (МВБ),
АС-10 (М10Б);

Дизельные —
Дп-8, Д-11, Дп-11, Дп-14 и
фенольной
селектив­ной
очистки: ДС-8
(М8Б), ДС-10 (М10Б); для
мощных быстроход­ных
дизелей—масло
МТ-1бп.

Трансмиссионные
масла предназначены
для смазки
трансмис­сий
автомобилей
и тракторов,
для зубчатых
и гипоидных
пере­дач, рулевого
управления
и для различных
грубых механизмов.
Все эти масла
неочищенные,
как правило
осерненные
для улучшения
липкости
(маслянистости),
высокой вязкости.
Выпускаются
летние, зимние
и северные
марки осевых
масел с вязкостью
при 50 °С от 12 до
52 ест и др.

Специальные
(несмазочные)
масла. Эта
подгруппа
включает масла,
предназначенные
не для смазки,
а для примене­ния
в качестве
рабочих жидкостей
в тормозных
системах, в
паро­струйных
насосах и
гидравлических
устройствах,
а также в транс­форматорах,
конденсаторах,
маслонаполненных
электрокабелях
в качестве
электроизолирующей
среды. Сюда же
относятся
меди­цинское,
парфюмерное,
поглотительные
и некоторые
другие масла
специального
назначения.
Ко всем этим
маслам предъявляются
требования
высокой очистки
и в них контролируются
некоторые
специальные
показатели
в зависимости
от условий
применения.
Названия этих
масел отражают
область их
использования.
На­пример,
трансформаторные
масла (ТКп, ТК),
вазелиновое
меди­цинское,
конденсаторные,
парфюмерное
и т. д.

На установке
первичной
переработки
нефти и получения
битума смазочные
и специальные
масла не производят.

1.2.4.Консистентные
смазки

Консистентные
смазки представляют
собой нефтяные
мас­ла, загущенные
мылами, твердыми
углеводородами
и другими
за­густителями.
Эти мазе- и
пастообразные
нефтепродукты
предна­значены
для смазки
закрытых, как
правило тяжелонагруженных,
механизмов
и для предохранения
различных
изделий от
воздей­ствия
условий внешней
среды. Кроме
того, некоторые
сорта ис­пользуются
для уплотнения
(герметизации)
различных
систем. Это
очень обширная
группа нефтепродуктов,
имеющая свою
внутрен­нюю
классификацию
и систему обозначения
(ГОСТ 3127—46). Все
смазки делятся
на два класса:
универсальные
(У) и специальные.
Для обозначения
разнообразных
свойств универсальных
смазок в их
названиях к
букве У добавляются
буквы, указывающие
на эти свойства:

Н—низкоплавкие,
с температурой
каплепадения
до 65 °С;

С—среднеплавкие,
с температурой
каплепадения
до 100°С;

Т—тугоплавкие,
с температурой
каплепадения
выше 100°С;

М—морозостойкие,
не застывающие
при —30 °С;

3—защитные (от
коррозии);

К—кислотоупорные;

В—водостойкие;

А—акти­вированные;

Р — не растворяющие
резины.

Специальные
смазки обозначаются
буквами в
соответствии
с областями
применения.
Например:
автотракторные—А,
для пред­метов
вооружения—В,
железнодорожные—Ж,
морские—М и
т.п.

По своему назначению
все смазки
делятся на:

антифрик­ционные,
служащие для
предотвращения
износа (универсальные—
солидолы и
консталины
и специальные—всего
более 40 сортов);

консервационные
или защитные
— пластичные
и жидкие смазки
для предохранения
металлических
и кожаных изделий;

уплотнительные
— для герметизации
различных
систем.

1.2.5.Парафины
и церезины

Из твердых
углеводородов,
выде­ляемых
из нефти и озокерита,
изготавливаются
вазелины
(меди­цинский,
ветеринарный,
конденсаторный),
парафин для
синтеза жирных
кислот, медицинский
парафин, спичечный
парафин, пара­фин
для пищевой
промышленности,
различные марки
церезина, восковые
и пропиточные
составы. Все
товарные сорта
парафина и
церезина в
основном различаются
по температуре
плавления (от
42 до 80 °С) и степени
очистки.

1.2.6.Битумы

Битумы изготавливаются
из тяжелых
нефтяных остатков
путем их окисления
и предназначены
для дорожного
строительства,
для получения
кровельных
материалов
для гидроизоляции,
элект­роизоляции,
приготовления
асфальтовых
лаков и полиграфических
красок.

Нефтяные битумы
выпускаются
в жидком, полутвердом
и твер­дом виде.
Многочисленные
марки битумов
отличаются
друг от друга
по температуре
размягчения,
глубине погружения
иглы (пенетрации),
по растяжимости
(дуктильности).

Физико-химические
свойства битумов
производимых
в ЦППНиПБ БНД
90/130 и БН 70/30 должны
соответствовать
требованиям
ГОСТ 22245-90 и ГОСТ
6617-76 соответственно.
Перечень показателей
их значения
приведены в
табл.11.

Характеристика
битума производимого
в ЦППНиПБ. Таблица
11

№ п/п	Наименование показателя	Битум БНД 90-130 ГОСТ 22245-90	Битум БН 70-30 ГОСТ 6617-76	Продукция ЦППНиПБ
1.	Глубина проникания иглы 0,1, мм
	при 25С	91-130	21-40	117
	при 0С	28	-	48
2.	Температура размягчения по кольцу и шару, С	не более 43	70-80	42
3.	Растяжимость, см
	при 25С	не менее 65	3,0	79
	при 0С	не менее 4,0		4,06
4.	Температура хрупкости, С	не выше -17	не нормир.	-24
5.	Температура вспышки, С	более 230	более 240	298
6.	Изменение температуры размягчения после прогрева, С	не более 5	не нормир.	3,4
7.	Индекс пенетрации	-1,0 до +1,0	не нормир.	-0,5
8.	Массовая доля водорастворимых соединений, %	менее 0,30	не нормир	0,05
9.	Изменение массы после прогрева, %	не нормир.	менее 0,50
10.	Растворимость, %	не нормир.	99,5
11.	Массовая доля воды	не нормир.	следы

1.2.7.Сажа

Сажа — мелкодисперсный
сыпучий углеродистый
продукт, получаемый
на сажевых
заводах. Основной
потребитель
сажи — резиновая
промышленность,
где сажа используется
как усилитель
и наполнитель
каучука. Для
резиновой
промышленности
выпуска­ется
восемь марок
сажи. Специальные
сорта сажи
используются
в качестве
пигмента для
изготовления
типографских
красок.

1.2.8.Нефтяной
кокс

Нефтяной кокс
выпускается
четырех марок
с содержани­ем
золы от 0,6 до 0,3% и
серы от 0,4 до 1,5%.
Используется
в ос­новном
для производства
анодной массы
для выплавки
алюминия и
графитированных
электродов
[14].

1.2.9.Нефтяные
кислоты и их
соли

Нефтяные кислоты
и их соли получаются
в качестве
от­ходов при
щелочной очистке
нефтепродуктов.
Выпускаются
для различного
технического
использования:
асидолы (с
содержанием
кислот до 50%),
мылонафт (натриевые
соли нефтяных
кислот), ис­пользуемый
в основном в
мыловаренной
промышленности,
и аси­дол-мылонафт.

1.2.10.Присадки
к топливам и
маслам

Присадки к
топливам и
маслам. Присадками
называются
вещества, добавляемые
в небольших
количествах
с целью значи­тельного
улучшения
эксплуатационных
свойств топлив
и масел [15].

В качестве
присадок применяют
самые разнообразные
синте­тические
органические
вещества, обладающие
специфическими
свойствами.
Чаще всего это
полярные,
поверхностно-активные
соединения.
Производство
некоторых из
них будет описано.
Отечественная
нефтеперерабатывающая
и нефтехимическая
про­мышленность
вырабатывает
более 50 различных
марок присадок.

1.3.Первичная
перегонка нефти
1.3.1.Назначение
первичной
перегонки

Нефть, как уже
было указано,
представляет
собой чрезвычайно
сложную смесь
взаимно растворимых
углеводородов
[12]. Разделить
ее нацело на
составляющие
компоненты
практически
невозможно,
но этого для
промышленного
применения
нефтепродуктов
и не требуется.
В промышленной
практике нефть
делят на фракции,
различающиеся
температурными
пределами
перегонки. 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 нефтепере­рабатывающем
заводе.

1.3.2.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.

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 про­изводится
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 [12]
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
высококипящих
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
[15].

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 20—40
мм рт. ст.) при
200—250 °С.

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

Понизить температуру
кипения фракции
можно и перегонкой
с инертным
газом (азот,
углекислый
газ и т. д.). Однако
этот ме­тод
не нашел распространения,
так как присутствие
инертного газа
ухудшает условия
конденсации
нефтяных фракций.
На современных
установках
первичной
перегонки нефти
приме­няют
совместное
действие пониженного
давления и
ввода водяного
пара.

1.3.3.Ректификация

П

Рис. 1.
Схема ректифика­ционной
колонны:

I—холодное
орошение;II—рек­тификат;
III—горячая
циркули­рующая
струя; IV—остаток;
V—сырье.

ри 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 низкокнпя-щих
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.
В простейшем
случае исходное
сырье состоит
из двух компонентов
(например, бензола
и толуола, бутана
и изобутана
и др.). Однако
чаще сырье
представляет
собой многокомпонентную
смесь, которую
с помощью
ректификации
надо разделить
на .два продукта,
один из которых
содержит в
основном
низкокипя­щие
компоненты,
а другой —
высококипящие.
Зона, в которую
подается сырье,
но­сит название
эвапорационной,
так как а 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.

Принцип работы
промышленной
ректификационной
колонны аналогичен
лабораторной.
В работающей
ректифика­ционной
колонне через
каждую тарелку
проходят четыре
потока:

жидкость—флегма,
стекающая с
вышележащей
тарелки;

пары, поступающие
с нижележащей
тарелки;

жидкость-флегма,
уходящая на
нижележащую
тарелку;

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 расположенная
ниже ввода —
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,
все еще в достаточной
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
наиболее типичная
конструкция
ректи­фикационной
колонны. Существуют
такие колонны,
в которых имеется
только концентрационная
часть, когда
сырье вводится
под нижнюю
тарелку колонны,
или только
отгонная, когда
сырье пода­ется
на верхнюю
тарелку.

1.3.4.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
[15]. 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
нефтеперерабатывающего
за­вода и свойств
поступающей
для переработки
нефти сооружаются
либо установки
атмосферной
перегонки, либо
установки,
сочетаю­щие
атмосферную
и вакуумную
перегонку,—
атмосферно-вакуултые
трубчатые
установки
(АВТ). Различные
варианты
технологических
схем нефтеперерабатывающих
заводов рассматриваются
в п.3.

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 перерабатывают
с применением
различных
техноло­гических
процессов,
направленных
на получение
более легких
нефтепродуктов
(крекинг, коксование
и Др.). Перегонку
до гудрона
проводят и в
том случае,
если на заводе
организуется
производ­ство
нефтяных масел,
кокса, битума.
Если же для
нужд близ­лежащих
районов требуется
получить максимальное
количество
котельного
топлива, то
ограничиваются
перегонкой
до мазута.

1.3.5.Ассортимент
продуктов
атмосферных
и атмосферно-вакуумных
процессов

В результате
первичной
перегонки нефти
при атмо­сферном
давлении получаются
следующие
продукты
[12].

Сжиженный
углеводородный
газ, состоящий
в основном из
пропана и бутана.
Количество
продукта зависит
от того, насколько
глубоко была
стабилизирована
нефть на промысловых
установках.
При переработке
нефти с большим
содержанием
газа пропан-бутановая
фракция выводится
с перегонной
установки не
только в жидком,
но и в газообразном
виде. После
очистки от
сернистых
соединений
прямогонный
сжиженный газ
может использоваться
как бытовое
топливо. Углеводородный
газ является
также сырьем
газофракционирующих
установок.

Бензиновая
фракция. Перегоняется
в пределах
30—180 °С. Используется
в качестве
компонента
товарного
автобензина,
как сырье установок
каталитического
риформинга.
Узкие фракции
прямогонного
бензина, полученные
на установках
и блоках вторичной
перегонки,
являются сырьем
для выработки
индивидуальных
аро­матических
углеводородов—бензола,
толуола, ксилолов.

Керосиновая
фракция. Перегоняется
в пределах
120—315 °С, в зависимости
от того, для
какой цели
применяется
керосин: в ка­честве
топлива реактивных
авиационных
двигателей,
для осве­щения
или как горючее
для тракторных
карбюраторных
двигате­лей.
Керосиновая
фракция нуждается
в очистке от
сернистых
соединений,
которую проводят
на специальных
установках
гидро­очистки.

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.

Мазут. Перегоняется
при температуре
выше 350 °С. Исполь­зуется
в качестве
котельного
топлива, является
сырьем установок
термического
крекинга.

Ассортимент
продуктов
вакуумной
перегонки
мазута зависит
от выбранного
варианта переработки
нефти. Существуют
две схе­мы
перегонки
мазута: масляная
и топливная.
При масляной
схеме получают
несколько
фракций—вакуумных
дистиллятов,
при топ­ливной
— одну [12].

Число вакуумных
дистиллятов
при масляной
схеме перегонки
мазута определяется
типом перерабатываемой
нефти.

Согласно существующей
в настоящее
время схеме
получения
ма­сел из восточных
нефтей, на установках
первичной
перегонки
сле­дует получать
три вакуумных
дистиллята:

легкий (фракция
300— 400 °С),

средний (фракция
400—450 °С),

тяжелый (фракция
450— 500 °С).

Каждый из дистиллятов
затем подвергается
очистке, очищенные
продукты смешиваются
в различных
соотношениях.
В зависимости
от рецептуры
смеси получают
тот или иной
сорт 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,
для производства
битума и высоковязких
масел.

1.4.Технологические
схемы установок
первичной
перегонки нефти
1.4.1.Типы
установок

Атмосферные
и вакуумные
трубчатые
уста­новки
существуют
независимо
друг от друга
или комбинируются
в составе одной
установки.
Существующие
атмосферные
трубчатые
установки
подразде­ляются
в зависимости
от их технологической
схемы на следующие
группы [15]:

установки с
однократным
испарением
нефти;

уста­новки
с двукратным
испарением
нефти;

установки с
предвари­тельным
испарением
легких фракций.

Принципиальная
схема установки
с однократным
испарением
приводится
на рис. 2. Нефть
из промежуточного
парка или
не­посредственно
с установки
ЭЛОУ забирается
сырьевым насосом
и пропускается
через теплообменники
и трубчатую
печь в ректи­фикационную
колонну. В
эвапорационном
пространстве
происхо­дит
однократное
испарение
нефти. Пары
нефти затем
разделяют
ректификацией
на целевые
фракции, а из
жидкости также
с при­менением
процесса ректификации
удаляют легкокипящие
фракции.

С

Рис. 2.
Схема атмосферной
перегонки с
однократным
испарением
нефти:

I—нефть;
II—газ;
III—бензин;
IV— керосин;
V—дизельная
фракция; VI—
мазут; VII—вода.

хема установки
с двукратным
испарением
приводится
на рис. 3. Нагретая
в теплообменниках
нефть подается
в так назы­ваемую
отбензинивающую
ректификационную
колонну, где
проис­ходит
испарение
нефти. Количество
образующихся
паров неве­лико,
поскольку нефть
нагрета только
до 200—220°С. В парах
в основном
содержатся
легкие бензиновые
фракции. На
ректифика­ционных
тарелках
отбензинивающей
колонны бензин
отделяется
от более тяжелых
фракций и в
виде паров
уходит из колонны.
Вме­сте с парами
бензина уда­ляются
пары воды,
посту­пившей
на установку
АТ с нефтью, и
газы.

Полуотбензиненную
нефть забирают
насосом и через
трубчатую печь
подают в основную,
атмосферную
ко­лонну, где
происходит
по­вторное
испарение нефти
и ректификация
паров с выде­лением
тяжелого бензина
(смешиваемого
затем с бен­зином,
получаемым
в от­бензинивающей
колонне), керосиновой
и дизельной
фракции. Остатком
являет­ся мазут.

П

Рис. 3.
Схема атмосферной
перегонки с
дву­кратным
испарением:

I—нефть;
II—газ:
III—бензин;
IV— керосин;
V—ди­зельная
фракция;
VI—мазут.

ромежуточное
положе­ние
занимает схема
с пред­варительным
испарением
(рис. 4). Нефть на
установках
этого типа
после теплообменников
поступает в
предварительный
испаритель
(эва­поратора—полый
цилиндрический
аппарат, где
происходит
одно­кратное
испарение и
от нефти отделяются
пары легких
фракций. Жидкая
часть подается
через печь в
ректификационную
колонну. Сюда
же поступают
пары легких
фракций из
эвапоратора.

Испарение при
этой схеме
происходит
дважды, а ректифика­ция
проводится
совместно для
всех отгоняемых
фракций, как
и по схеме с
однократным
испарением.

Достоинством
схемы с однократным
испарением
является то,
что легкие и
тяжелые фракции
испаряются
совместно. Это
способствует
более глубокому
отделению
тяжелых компонентов
при относитель­но
низких (300—325°С)
температурах
подогрева
нефти. Установки
однократного
испарения
компактны,
имеют малую
протяженность
трубопроводов,
требуют меньше,
чем другие
установки,
топлива. Недостатки
схемы с однократным
испарением
следующие:

при перегонке
нефтей с повышенным
(выше 15%) содер­жанием
бензиновых
фракций значительно
увеличивается
давление
в теплообменниках
и трубах печного
змеевика, что
приводит к
не­обходимости
применять
более прочную
и металлоемкую
аппара­туру,
увеличивать
давление в
линии нагнетания
сырьевого
насоса;

если на перегонку
подается нефть,
из которой
плохо удалена
вода, то это
также приводит
к повышению
давления в
печи и мо­жет
вызвать повреждение
фланцевых
соединений
печных труб;

если перегоняемая
нефть недостаточно
хо­рошо обессолена,
то при ее нагреве
в трубах печи
будут отлагаться
мине­ральные
соли, из-за это­го
происходят
местные перегревы
в змеевиках
печей, что в
конечном итоге
может приводить
к аварии—прогару
труб;

при переработке
сернистых и
плохо обес­соленных
нефтей необхо­димо
защищать от
кор­розии мощную
основную колонну,
что приводит
к повышению
расхода
вы­соколегированной
стали и цветных
металлов.

П

Рис. 4. Схема
атмосферной
перегонки с
предваритель­ным
испарением
нефти:

I—нефть;
II—газ;
III—бензин;
IV—керосин;
V— дизельная
фракция; VI—мазут;
VII—вода.

ри двукратном
испа­рении
газ, вода и
значи­тельная
часть бензина
удаляются из
нефти до ее
поступления
в печь. Это
обстоятельство
об­легчает
условия работы
как печи, так
и основной
ректификационной
колонны и является
основным
преимуществом
схемы с двукратным
испарением.
Схема с двукратным
испарением
особенно удобна
в тех случаях,
когда часто
происходит
изменение типа
перерабатываемой
нефти. На установках
двукратного
испа­рения
устранены
недостатки,
характерные
для установок
однократ­ного
испарения.

Однако, чтобы
достичь такой
же глубины
отбора дистиллятов,
как при однократном
испарении,
нефть на установках
двукратного
испарения
приходится
нагревать до
более высокой
температуры
(360—370 °С). На установке
с двукратным
испарением
удваивается
количество
ректификационных
колонн, загрузочных
насосов, ра­стут
размеры конденсационной
аппаратуры.

Преимуществом
схемы с предварительным
испарением
являет­ся
возможность
снизить давление
в печи, благодаря
тому, что в
эвапораторе
отгоняются
легкие фракции.
Недостаток
схемы—уве­личение
размеров основной
колонны, поскольку
все пары, отде­ленные
в эвапораторе
направляются
в ту же колонну,
что и пары,
полученные
в печи.

На установках
и блоках вакуумной
перегонки также
применя­ются
схемы однократного
и двукратного
испарения (рис.
5).

Наиболее
распространены
вакуумные блоки
с однократным
ис­парением
мазута (рис. 5,
а). Они построены
на большинстве
оте­чественных
нефтеперерабатывающих
заводов. Но,
как показал
опыт эксплуатации,
на таких блоках
не удается
получить хорошо
отректифицированные
вакуумные
дистилляты
с четкими пределами
перегонки,
необходимые
для получения
качественных
масел.

Добиться улучшения
четкости вакуумных
дистиллятов
можно за счет
увеличения
числа ректификационных
тарелок в вакуумной
колонне. Однако
такое решение
неприемлемо,
поскольку при
уве­личении
числа тарелок
снижается
вакуум, повышается
темпера­тура
на нижних тарелках
колонны, может
понизиться
глубина отбора
и ухудшиться
качество дистиллятов.
Более рациональный
путь улучшения
качества вакуумных
дистиллятов
— перегонка
по схеме двукратного
испарения (рис.
5, б).

Схема предусматривает
отбор в первой
колонне широкой
ма­сляной
фракции, которая
после повторного
нагрева в печи
раз­деляется
во второй вакуумной
колонне на
фракции с более
уз­кими пределами
перегонки.

При двухступенчатой
вакуумной
перегонке
расходуются
допол­нительные
количества
топлива, пара,
охлаждающей
воды. Однако
достигаемое
улучшение
качества масляных
дистиллятов,
а следо­вательно,
и товарных
масел компенсирует
эти затраты.

1.4.2.Схемы
установок

Н

Рис. 5. Схемы
вакуумной
перегонки
мазута с однократным
(а) и двукратным
испарением
(б):

I—мазут;
II—водяной
пар; III—несконденсировавшиеся
газы и пары;
IV, V, VI—
масляные погоны;
VII— гудрон.

а нефтеперерабатывающих
заводах приме­няются
все описанные
выше схемы
перегонки нефти
и мазута, строятся
отдельно стоящие
установки
атмосферной
и вакуумной
перегонки,
комбинированные
атмосферно-вакуумные
трубчатые
установки.

На рис. 6 приводится
технологическая
схема атмосферно-вакуумной
установки
производительностью
1 млн. т нефти
в год, рас­считанной
на переработку
восточных
сернистых
нефтей и эксплуа­тирующейся
на многих
нефтеперерабатывающих
заводах.

Нефть из резервуаров
промежуточного
парка забирают
насо­сом Н-1
и пропускают
двумя потоками
через сырьевые
теплооб­менники.
Для предотвращения
коррозии оборудования
к нефти до­бавляют
раствор щелочи.
Первый поток
нефти подогревается
в Т-1—фракцией
180—240 °С, в Т-2—первым
погоном вакуумной
колонны, в Т-3
— фракцией
240—300 °С, в Т-4 — фракцией
300— 350 °С, в Т-7—третьим
погоном вакуумной
колонны, в
Т-8—гуд­роном.

В

Рис. 6. Технологическая
схема атмосферно-вакуумнои
трубчатой
установки:

I—нефть;
II—газ;
III—
головка стабилизации;
IV—
фракция н. к.—
85 °С; V—
фракция 85—180 °С;
VI—
фракция 180— 240 С;
VII -
фракция 240-300 °С;
VIII
-фракция 300-350 °С;
IX-первый
погон вакуумной
колонны (фракция
< 350 °С); X-второй
погон вакуумной
колонны (фракция
350—400 °С); XI—третий
погон вакуумной
колонны (фракция
400—450 °С); XII
—
четвертый
погон вакуумной
колонны
(фракция
450-490 °С); XIII-гудрон
(фракция > 490 °С);
XIV-
водяной пар;
XV-вола;
XVI —
щелочь; XV11—
аммиачная
вода.

торой поток
нефти проходит
через теплообменники
циркуля­ционного
орошения атмосферной
колонны Т-5,
среднего
циркуля­ционного
орошения вакуумной
колонны Т-6 и
гудрона Т-9.
После теплообменников
нефть объединяется
в один поток
и посту­пает
с температурой
220° С в первую,
отбензинивающую
колон­ну К-1.

Верхний продукт
колонны К.-1 —
пары бензиновой
фракции с концом
кипения 120—150°С
конденсируются
в конденсаторе-холо­дильнике
погружного
типа ХК-1 и
поступают в
рефлюксную
емкость Е-1,
откуда часть
верхнего продукта
насосом Н-3
возвра­щается
в К-1 в качестве
орошения (флегмы),
а балансовое
коли­чество
насосом Н-5
подают на
стабилизацию
в стабилизатор
бен­зина К-4
или выводят
с установки.

В рефлюксной
емкости Е-1
происходит
также выделение
газа, который
поступает на
установки
атмосферной
перегонки
вместе с нефтью.
Вследствие
наличия газа
давление в
рефлюксной
ем­кости и
отбензинивающей
колонне повышенное,
оно составляет
3—4 ат.

Отбензиненную
нефть — нижний
продукт К.-1 —
забирают насо­сом
Н-2 и направляют
в трубчатую
печь П-1, полезная
тепловая нагрузка
которой составляет
16 млн. ккал/ч.
Часть выходящего
из печи потока
возвращается
в К.-1, внося
дополнительное
количе­ство
тепла, необходимое
для ректификации.

Остальная часть
нагретой
полуотбензиненной
нефти поступает
в основную
атмосферную
колонну К-2,
где разделяется
на несколь­ко
фракций. Температура
нефти на входе
в К-2 по проекту
со­ставляет
320°С, а на практике
поддерживается
более высокой—
до 350°С.

Для снижения
температуры
низа колонны
и более полного
из­влечения
из мазута светлых
нефтепродуктов
ректификацию
в К.-2 проводят
в присутствии
водяного пара.
Пар подается
в нижнюю часть
колонны в количестве
1,5—2% в расчете
на остаток.

С верха колонны
К-2 уходят пары
бензиновой
фракции с кон­цом
кипения 180 °С, а
также водяной
пар. Пары поступают
в кон­денсатор-холодильник
ХК-2, после
конденсации
продукт попадает
в емкость-водоотделитель
Е-2. Отстоявшийся
от воды тяжелый
бен­зин забирают
насосом Н-6 и
подают совместно
с верхним погоном
К-1 в К-4. Часть
бензина из Е-2
возвращается
в К-2 в качестве
острого орошения.

Из колонны К-2
выводятся также
три боковых
погона — фракции
180—240 °С, 240—300 °С и
300—350 °С. Эти погоны
посту­пают
первоначально
в самостоятельные
секции отпарной
колонны К-3,
где из боковых
погонов в присутствии
водяного пара
удаля­ются
легкие фракции.
Освобожденные
от легких фракций
целевые продукты
в жидком виде
выводятся с
установки, а
пары легких
фракций возвращаются
в К.-2. Расход
водяного пара
составляет
1,5—2,0% в расчете
на целевой
продукт.

Фракция 180—240°С
выводится с
установки через
теплообмен­ник
Т-1 и холодильник
Х-2. Фракции
240—300 и 300—350 °С также
отдают в соответствующих
теплообменниках
избыточное
тепло по­ступающей
на установку
нефти, охлаждаются
в концевых
холо­дильниках
и выводятся
с установки.

Для улучшения
условий работы
колонны К-2 и
съема избыточ­ного
тепла в колонне
предусмотрен
вывод циркулирующего
ороше­ния. Это
орошение забирается
с 20-й тарелки,
проходит через
теп­лообменник
Т-5 и возвращается
в К.-2 на 24-ю тарелку.

Остаток из
атмосферной
колонны—мазут—забирают
насосом Н-4 и
подают в трубчатую
печь /7-2, имеющую
полезную тепловую
мощность 8 млн.
ккал/ч. Мазут,
нагретый в печи
до 420 °С, посту­пает
в вакуумную
колонну К-5.

В колонне К-5
поддерживается
остаточное
давление 60 мм
рт. ст., температура
низа колонны—385
°С. Для снижения
температуры
низа и облегчения
условий испарения
из гудрона
легких компо­нентов
в низ К-5 вводят
водяной пар.

С верха К-5 выводят
водяные пары,
газы разложения,
воздух и некоторое
количество
легких нефтепродуктов,
которые посту­пают
в барометрический
конденсатор
А-1, где охлаждаются
водой и частично
конденсируются.
Несконденсированные
газы отсасыва­ются
двухступенчатыми
эжекторами.

В вакуумной
колонне предусмотрен
отбор четырех
боковых погонов:
с 16, 12, 8 и 5-й тарелок.
Эти погоны
отбираются
непо­средственно
с тарелок. Часть
первых трех
погонов после
охлаж­дения
возвращается
в колонну в
качестве
циркулирующего
ороше­ния,
предназначенного
для съема избыточного
тепла и улучшения
условий ректификации.

Остаток вакуумной
колонны — гудрон
откачивается
насосом через
теплообменники
Т-8 и Т-9 и концевые
холодильники
с уста­новки.

На АСТ мощностью
1 млн. т в год
имеются также
колонна вто­ричной
перегонки К-6,
предназначенная
для разделения
бензина на
узкие фракции,
и стабилизатор
К-4. Назначение
стабилизато­ра—удалить
из бензина
легкие углеводороды
(пропан и бутан).
Колонна вторичной
перегонки
предназначена
для разделения
бен­зина на
фракции н. к.
—85°С и 85—180°С.

Близкую с описанной
выше схему
имеют и более
крупные оте­чественные
установки
атмосферно-вакуумной
перегонки.

На нескольких
отечественных
нефтеперерабатывающих
заводах построены
комбинированные
установки
обессоливания
и атмос­ферной
перегонки
нефти, обессоливания
и атмосферно-вакуумной
перегонки
мощностью в
6 млн. т в год—ЭЛОУ-АТ-6
(рис. 7) и ЭЛОУ-АВТ-6.

Рис. 7.
Технологическая
схема комбинированной
установки
первичной
переработки
нефти ЭЛОУ-АТ-6:

I—нефть;
II—головка
стабилизации;
III—фракция
н. к.—62°С; IV—
фракция 62— 85 °С;
V —
фракция 85—105°
С: VI —
фракция 105—140 °С;
VII
– фракция
140-180 °С; VIII
— фракция
180-220° С; IX-фракцля
220-350 °С; Х-фракиия
> 350° С; XI-войяной
цар;
XII-деэмуль-гатор.

Характеристика
основных аппаратов
установок.
Таблица 12

Значения величин	I	II
Диаметр, м
отбензинивающей колонны	5,0	3,0
атмосферной колонны	5,0/7,0	3,8
стабилизатора	2,8/3,6	1,2
вакуумной колонны	6,4/9,0	6,4
Поверхность теплообмена и подогрева нефти (одного аппарата), м2	630-800	100
Тепловая нагрузка печей, млн. ккал/ч
атмосферной перегонки	106	16
вакуумной печи	34	8

Отличительной
особенностью
новых модернизированных
уста­новок
первичной
перегонки
является применение
новых, более
совершенных
видов оборудования.
Для конденсации
паров приме­няются
кожухотрубчатые
холодильники-конденсаторы
и конденсаторы
воздушного
охлаждения,
для нагрева
нефти—укрупненные
теплообменники.
В новых установках
первичной
перегонки учтен
опыт, накопленный
при эксплуатации
ранее построенных
АТ и АВТ.

В табл. 12 приводится
характеристика
основных аппаратов
уста­новки
ЭЛОУ-АВТ-6 (I) и
установки АВТ
мощностью 1
млн. т/год (II).

1.5.Очистка
светлых дистиллятов

Светлые нефтепродукты
— карбюраторные,
реактивные
и ди­зельные
топлива,
бензины-растворители,
осветительный
керосин, полученные
непосредственно
из ректификационной
колонны уста­новок
АВТ, гидроочистки,
каталитического
крекинга и
других, еще не
являются товарными
продуктами,
так как содержат
в своем составе
компоненты,
ухудшающие
их эксплуатационные
качества.

Из бензинов,
реактивных
и дизельных
топлив необходимо
уда­лить сероводород,
меркаптаны,
нефтяные кислоты;
из крекинг-бензинов
помимо сероводорода
и меркаптанов
удаляют диеновые
углеводороды,
из дизельных
топлив — твердые
парафиновые
углеводороды,
из бензинов-растворйтелей
и осветительных
керосинов —
ароматические
углеводороды.

Для удаления
нежелательных
компонентов
применяют
хими­ческие
и физико-химические
методы очистки:
обработку
щелочью и серной
кислотой,
взаимодействие
нормальных
парафиновых
уг­леводородов
с карбамидом,
адсорбцию.

1.5.1.Щелочная
очистка

Щелочная очистка
(защелачивание)
применяется
для удаления
из нефтепродуктов
сероводорода,
низших меркаптанов
и нефтя­ных
кислот; щелочная
доочистка —
для удаления
из нефтепродук­тов
следов серной
кислоты и кислых
продуктов
реакции после
сер­нокислотной
очистки
[12].

Для удаления
сероводорода
применяют
обычно раствор
едкого натра
или кальцинированной
соды Na2CO3.
Сероводород
реаги­рует
со щелочью по
уравнениям:

2NаОН + Н2S
 Na2S
+ 2H2O

NаОН + Н2S
 NaHS
+ H2O

Меркаптаны
реагируют со
щелочью с
образованием
меркаптидов:

RSН + NаОН 
RSNa + H2O

Меркаптиды
хорошо растворяются
в щелочи и поэтому
могут быть
удалены из
дистиллятов.
Удалению меркаптанов
в виде меркаптидов
препятствует
гидролиз последних.
Особенно легко
под­вергаются
гидролизу
меркаптиды
с большим
молекулярным
ве­сом, поэтому
щелочным методом
можно удалить
только этил-
и пропилмеркаптаны
(степень извлечения
порядка 90%). Примене­ние
веществ, подавляющих
гидролиз меркаптидов
(например, ме­танола,
органических
кислот), значительно
повышает степень
очистки бензинов
и реактивных
топлив от
меркаптанов.
Такая очистка
получила название
очистки с
усилителями.

Нефтяные кислоты
образуют со
щелочью или
содой соли
неф­тяных
кислот—мыла:

RСООН + NаОН 
RСООNa + H2O

2RСООН + Nа2CO3
 2RСООNa
+ CO2
+ H2O

Соли нефтяных
кислот переходят
в водный раствор
щелочи и, таким
образом, легко
отделяются
от нефтепродукта.

Для щелочной
очистки светлых
нефтепродуктов
обычно при­меняют
10% раствор NаОН.
Температура
защелачивания
бензи­нов
40—50°С, керосинов
60—70°С, дизельных
топлив 80—90°С.
Повышение
температуры
уменьшает
опасность
образования
вод­ных эмульсий
и облегчает
отстой нефтепродукта
от щелочного
раствора. Следы
щелочи удаляются
из нефтепродукта
водной промывкой.

В настоящее
время наиболее
широко распространена
полуне­прерывная
схема защелачивания
топливных
дистиллятов.
Нефте­продукт
поступает
непрерывно,
а щелочной
раствор циркулирует
в системе и
периодически
обновляется.
Отработанный
раствор со­держит
2% NаОН. Таким
образом, степень
использования
щелочи составляет
80%.

При защелачивании
бензинов
каталитического
крекинга конеч­ная
концентрация
щелочи должна
быть не меньше
3,5—4%, в про­тивном
случае наблюдается
повышенное
содержание
фактических
смол вследствие
недостаточно
глубокого
удаления сернистых
со­единений
при защелачивании.

Качество очистки
контролируют
специальной
пробой на корро­зию
медной пластинки.
Как только
очищаемый
продукт переста­нет
выдерживать
эту пробу,
отработанный
щелочной раствор
пол­ностью
заменяют свежим.

Расход щелочи
зависит как
от конечной
концентрации
щелочи в отработанном
растворе, так
и от содержания
сернистых или
кислородных
соединений
в очищаемом
продукте. Для
прямогонного
бензина расход
составляет
0,32 кг/т.

Технологическая
схема. Рассмотрим
для примера
схему за­щелачивания
керосинового
дистиллята
(рис. 25).

О

Рис. 8. Технологическая
схема защелачивания
керосинового
дистиллята:

I—керосин;
II—10%
раствор едкого
натра; III—вода;
IV—
сернисто-щелочные
стоки; V —
очищенный
керосин.

чищаемый
дистиллят
поступает на
прием насоса
Н-1 из ке­росиновой
секции отпарной
колонны технологической
установки. По
нагнетательной
линии продукт
поступает в
инжектор И-1,
посредством
которого создается
циркуляция
щелочного
раствора и
смешение его
с продуктом.
Из инжектора
И-1 смесь попадает
в от­стойник
Е-1, где разделяется
на 2 слоя — щелочной
и углеводо­родный.
Далее керосин
смешивается
с водой в инжекторе
И-2 и направляется
в отстойник
Е-2, где отделяется
от промывной
воды. Окончательное
отделение
следов щелочи
и воды происходит
в электроосадителе
А-1.

1.5.2.Осушка
светлых нефтепродуктов

Одним из узких
мест щелоч­ной
очистки было
до недавнего
времени окончательное
удаление влаги
из очищенного
дистиллята.
В отстойнике
Е-2 полнота
уда­ления влаги
не достигается.
Введение в
схему электроосадителя,
аналогичного
по конструкции
горизонтальному
электродегидратору
установки ЭЛОУ,
значительно
улучшило осушку.

Применяется
также осушка
нефтепродукта
(в частности,
ке­росина)
воздухом,
пропускаемым
вверх навстречу
топливу, сте­кающему
вниз по насадке
цилиндрического
аппарата.

Хорошие результаты
получены при
осушке с помощью
фильт­ров,
заполненных
стекловатой.
На Киришском
НПЗ впервые
осу­ществили
в промышленном
масштабе очистку
авиакеросина
от воды, остатков
щелочи и механических
примесей при
фильтрова­нии
авиакеросина
через слой
ваты, обработанный
кремнийорганическими
соединениями
для придачи
фильтрующей
поверхности
гидрофобных
свойств. Процесс
обезвоживания
происходит
за счет разности
в сопротивлениях,
которые испытывают
частицы воды
и нефтепродукта
при прохождении
через поры
такой перегородки.
Авиакеросин,
поступавший
на фильтрование
после защелачива­ния,
содержал 0,2—0,3%
воды, после
фильтрования—0,005—
0,009%. Следует отметить,
что аппаратура
для щелочной
очистки, водной
промывки и
осушки размещается
непосредственно
на уста­новке
получения
дистиллятов:
установках
АВТ, гидроочистки
и т. д.

Крупными недостатками
щелочной очистки
являются
безвозв­ратная
потеря дорогого
реагента и
образование
большого коли­чества
трудноутилизнруемых
сернисто-щелочных
стоков. По­скольку
наибольшее
количество
щелочи расходуется
на очистку
бензинов
сернистых
нефтей от
сероводорода,
то вместо щелочной
очистки разрабатываются
регенеративные
методы очистки
с по­мощью
растворов
этаноламинов
или трикалийфосфата,
которые позволяют
многократно
использовать
реагент, а также
получать сероводород
[12].

1.6.Производство
нефтяных битумов

Нефтяные битумы
нашли широкое
применение
в народном
хо­зяйстве.
Основное количество
выпускаемых
нефтяных битумов
используется
для целей дорожного
строительства.
С 1960 по 1970 г. протяженность
дорог с асфальтобетонным
покрытием
возросла на
120 тыс. км. В текущей
пятилетке
строительство
авто­дорог
будет происходить
еще более быстрыми
темпами и затронет
районы Севера
и Сибири. Одновременно
резко увеличиваются
темпы строительных
работ, а стройки
— второй крупный
потреби­тель
нефтяных битумов.

Битумы представляют
собой темные
пластичные
нефтепродук­ты,
жидкие, полутвердые
и твердые, в
зависимости
от марки и
назначения.
Битумы имеют
наиболее высокую
вязкость из
всех продуктов
нефтепереработки.

С физико-химической
точки зрения
битумы являются
сложной коллоидной
системой асфальтенов
и ассоциированных
высокомо­лекулярных
смол в среде
масел и низкомолекулярных
смол. Асфальтены
могут образовывать
в зависимости
от количественного
соотношения
со смолами, и
маслами или
жесткий каркас,
или от­дельные
мицеллы, адсорбирующие
и удерживающие
смолы. Масла
представляют
собой среду,
в которой смолы
растворяются,
а асфальтены
набухают.

Требования,
предъявляемые
к битумам, особенно
дорожным, весьма
разнообразны.
Основное назначение
дорожных битумов—
связывание,
склеивание
частиц минеральных
материалов
(щебня, песка),
придание им
гидрофобных
свойств, заполнение
пространств
между их частицами.
Поэтому от
качества битумов
зависят проч­ность
и долговечность
асфальтовых
дорожных покрытий.

Дорожные битумы
должны:

сохранять
прочность при
повы­шенных
температурах,
т. е. быть теплостойкими;

сохранять
эластичность
при отрицательных
температурах,
т. е. быть морозо­стойкими;

сопротивляться
сжатию, удару,
разрыву под
воздей­ствием
движущегося
транспорта;

обеспечивать
хорошее сцеп­ление
с сухой и влажной
поверхностью
минеральных
материалов;

сохранять в
течение длительного
времени первоначальную
вязкость и
прочность.
Строительные
битумы могут
быть менее
эластичными,
но они должны
быть более
твердыми.

В условиях
эксплуатации
под воздействием
солнечного
света, кислорода
воздуха, высоких
и низких температур,
резких перепа­дов
температур,
усиленных
динамических
нагрузок битумы
разру­шаются.
Разрушается
коллоидная
структура
битума, смолы
и асфальтены
переходят в
карбены и карбоиды,
битум теряет
способ­ность
создавать
цельный кроющий
слой, становится
хрупким, трескается
и крошится.
Кроме того,
битум теряет
способность
при­липать
к минеральным
материалам:
щебню, камню,
песку. Все это
ведет к разрушению
дорог, толевых
кровель, фундаментов,
изоля­ции
трубопроводов
и пр.

Эксплуатационные
свойства готовых
битумов (табл.
7) конт­ролируют
рядом показателей:
глубиной проникания
иглы (в мм) при
25°С, температурой
размягчения
(в °С), определяемой
мето­дом кольца
и шара, растяжимостью
(в см) при 25 °С,
температу­рой
хрупкости (в
°С), когезией
(в кгс/см2)
при 20 °С и адгезией.
Глубина проникания
иглы и температура
размягчения
характери­зуют
твердость
битума, растяжимость—его
эластичность.
Величи­на
когезии, т. е.
прочность
тонких слоев
битума при
испытании на
разрыв, свидетельствует
о прочности
битума, температура
хруп­кости
— о морозостойкости.
Адгезия (или
прилипание)
— способ­ность
прочного сцепления
с минеральными
материалами
— опре­деляется
только качественно.

Характеристика
битумов. Таблица
13

Показатели	Дорожные битумы				Строительные битумы
	БНД 40/60	БНД 60/90	БНД 90/130	БНД 130/200	БНД 200/300	БН-IV	БН-V
Глубина проникания иглы, мм, не менее
при 25° С	40-60	61—90	91-130	131—200	201-300	21—40	5-20
при 0° С	13	20	28	35	45	-	-
Растяжимость при
25° С, см, не менее	40	50	60	65	Не нормируется	3	1
Температура размяг­чения °С, не ниже	52	48	45	40	35	70	90
Температура хруп­кости, °С, не выше	-10	-15	-17	-18	-20	—	—
Испытание на сце­пление с мрамором	выдерживает

Соотношение
компонентов,
входящих в
состав битума,
влияет на его
свойства. Чем
больше в битуме
асфальтенов,
тем битум тверже,
смолы улучшают
эластичность
битума и его
цементирую­щие
свойства, масла
сообщают битумам
морозостойкость.

Зависимость
эксплуатационных
свойств битумов
от их химиче­ского
состава характеризуется
величинами
отношений
содержания
асфальтенов
к содержанию
смол А/С и суммы
асфальтенов
и смол к содержанию
масел (А+С)/М.
Битумы, сочетающие
хорошую тепло-
и морозостойкость
с высокой прочностью,
содержат около
23% смол, 15—18% асфальтенов
и 52—54% масел; А/С
= 0,5-0,6; (А+С)/М=0,8-0,9.

Для улучшения
адгезионных
свойств битумов
применяют
при­садки,
представляющие
собой поверхностно-активные
вещества (ПАВ).
В качестве ПАВ
обычно применяют
кубовые кислоты,
являющиеся
кубовым остатком
при разгонке
синтетических
жир­ных кислот.

1.6.1.Способы
получения
битумов

Битумы можно
получать одним
из трех способов:

глубокая вакуумная
перегонка
мазута;

окисление
остаточных
нефтепродуктов
воздухом при
высо­кой температуре;

компаундирование
остаточных
и окисленных
продуктов.

Качество готовых
битумов зависит
в первую очередь
от каче­ства
сырья, а для
окисленных
битумов еще
и от температуры,
про­должительности
окисления и
расхода воздуха
[12, 14].

Наилучшим
сырьем для
производства
битума служат
остаточ­ные
продукты переработки
тяжелых
смолисто-асфальтеновых
нефтей: гудроны,
крекингостатки,
асфальты и
экстракты
очистки масел.
Чем больше
содержание
смолисто-асфальтеновых
компо­нентов
в нефти, чем
выше отношение
асфальтены:
смолы и чем
меньше содержание
твердых парафинов,
тем выше качество
полу­чаемых
битумов и проще
технология
их производства.

Из гудронов,
имеющих оптимальные
величины соотношений
А/С и (А+С)/М, получают
битум глубокой
вакуумной
перегон­кой.
Это характерно
для венесуэльской
нефти. Высокопарафинистые
нефти—наихудшее
сырье для получения
битума. Высокое
содержание
парафина в
нефтях отрицательно
сказывается
на важ­нейших
эксплуатационных
показателях
битумов: прочности
и прилипаемости
к минеральным
покрытиям.
Нефти, из которых
полу­чают битумы,
должны быть
хорошо обессолены.

Характеристика
гудронов, получаемых
из советских
нефтей и наиболее
пригодных для
производства
окисленных
битумов, при­ведена
в табл. 8.

Характеристика
гудронов смолистых
нефтей. Таблица
14

Нефть	Содер­жание гудрона, вес. %	Плот­ность, 420	Темпера­ тура размягчения, °С	Групповой состав вес. ч.			А С	А+С М
				асфаль­тены	смолы	масла
Ярегская	50	0,989	28	4,2	33,6	62,2	0,15	0,62
Арланская	55	0,999	30	7,0	30,6	62,4	0,23	0,60
Серноводская	—	—	28,5	5,8	30,4	63,8	0,19	0,56
Чернушинская	—	0,984	30	5,6	28,7	65,7	0,20	0,52

При окислении
гудронов часть
масел превращается
в смолы, часть
смол переходит
в асфальтены.
В результате
количество
смол практически
остается неизменным,
а отношения
А/С и (А+С)/М улучшаются.

1.6.2.Технология
окисления
битумов

Окисленные
битумы получают
при одновременном
воздействии
на нефтяные
остатки кислорода
воздуха и высокой
температуры.
Чем выше температура,
тем бы­стрее
протекает
процесс. При
слишком высокой
температуре,
однако, ускоряются
реакции образования
карбенов и
карбоидов, что
недопустимо.

Окисленные
битумы получают
на установках
периодического
и непрерывного
действия. При
периодическом
процессе сырье
подают в окислительный
куб, температура
.в котором должна
быть 170—260 °С. После
заполнения
окислительного
куба на одну
треть начинают
подавать в куб
сжатый воздух
под дав­лением
1—1,5 ат и одновременно
доводят уровень
сырья до опре­деленной
высоты. При
окислении
выделяется
тепло, поэтому
тем­пературу
процесса регулируют
подачей воздуха.
Если необходимо
отводить избыточное
тепло, то применяют
циркуляцию
продукта поршневым
насосом, который
выводит часть
продукта из
куба снизу и
через водяной
холодильник
возвращает
ее в куб сверху.

Продолжительность
окисления
зависит от
качества сырья
и тре­буемого
качества битума.
Чем тверже
битум, тем время
окисления
должно быть
больше. Обычно
продолжительность
окисления
со­ставляет
18—40 ч. Температура
.процесса 250—280
°С. После до­стижения
товарного
качества битума
подачу воздуха
прекращают,
битум охлаждают
циркуляцией
через холодильник
и откачивают
на разливочную
станцию. Образующиеся
в процессе
окисления
жидкие и газообразные
продукты из
куба поступают
в конденса­тор-холодильник,
а оттуда — в
сепаратор, где
смесь разделяется
на отгон (так
называемую
«черную солярку»)
и газы. Газы
сжига­ются
в печи. Отгон
добавляется
к котельному
топливу.

Окислительные
кубы — пустотелые
стальные
цилиндрические
аппараты объемом
от 50 до 250 м3;
расположение
их может быть
вертикальным
и горизонтальным.
В нижней части
аппарата
рас­полагаются
маточники для
подачи воздуха.
На установке
имеется одновременно
несколько таких
кубов. Периодические
установки
малопроизводительны.

Установка для
получения
дорожных и
строительных
битумов непрерывным
окислением
в трубчатом
реакторе состоит
из трех одинаковых
параллельных
блоков. Она
дает возможность
одно­временно
получать две
марки строительных
битумов и тяжелый
компонент
дорожного
битума.

Дорожные битумы
получают
компаундированием
переокислен­ного
компонента
с температурой
размягчения
65 °С и разжижителей.

Технологическая
схема установки
(одного блока)
показана на
рис. 26.

Технологические
параметры
установки и
материальный
баланс. Таблица
15

Технологические параметры
Температура, °С
сырья на входе на установку		100—160
сырья на выходе из П-1		230—250
воздуха на входе в М-1		150
смеси в Р-1		260
битума после Х-1		170
Давление, ат
воздуха на входе в М-1		9
смеси на входе в Р-1		8
смеси на выходе из Р-1		3
Расход воздуха, м3/м3 продукта		100-130 6:1
Материальный баланс установки (в вес. %)
Поступило:		Получено:
Гудрон	30,20	Битум БНДп-130/200	13,39
Асфальт деасфальтизации	41,10	Битум БНДп-90/130	13,39
Экстракт селективной очистки	25,30	Битум БНДп-60/90	26,78
ПАВ	3,40	Битум БНДп-40/60	13,39
		Битум БН-IV	14,33
		Битум БН-V	14.33
		Отгон	2,30
		Потери, газы окисления	2,09
Итого:	100,00	Итого:	100,0

Г

Рис. 9. Технологическая
схема установки
непрерывного
производства
окисленного
битума:

I—гудрон;
II—воздух;
III—газы
реакции; IV—отгон;
V— готовый
битум.

удрон насосом
Н-1 подается
через печь П-1
в смеситель
М-1, куда компрессором
нагнетается
воздух. В смеситель
также посту­пает
циркулирующий
продукт с низа
колонны К-1.
Из смесителя
М-1 смесь воздуха
и продукта
входит в реактор
Р-1, окисляется
и вводится в
верхнюю часть
испарителя
К.-1. Жидкость
спускается
сверху вниз,
в это время от
нее отделяются
азот, остаток
кисло­рода,
газы окисления
пары «черной
солярки». Часть
битума с низа
колонны К-1 в
качестве рециркулята
подкачивается
насосом Н-2
в смеситель
М-1. Из середины
колонны К-1
готовый битум
насо­сом Н-3
через холодильник
Х-1 направляется
в емкость Е-1,
от­куда через
специальное
разливочное
устройство
битумом запол­няют
крафтмешки.

Пары и газы с
верха колонны
К.-1 поступают
в конденсатор-холодильник
Х-2, а затем
сконденсировавшийся
жидкий продукт
отделяется
от газов в сепараторе
С-1. С низа сепаратора
С-1 отгон отводится
с установки.
Газы из сепаратора
С-1 дожигаются
в печи П-3.
Технологический
режим установки
представлен
в табл. 9

1.6.3.Аппаратура

Реактор установки
производительностью
250 тыс. т/год
представляет
собой цилиндрический
аппарат диа­метром
2420 мм и высотой
11000 мм с вертикально
расположен­ным
змеевиком из
стали Х5М диаметром
150 мм; скорость
про­дукта в
змеевике 11—12
м/сек. Снизу
в реактор подается
воздух, обдувающий
змеевик снаружи.

Энергетические
затраты реакторов
разных типов.
Таблица 16

	Трубчатый реактор	Окислитель колонного типа
Пар, ккал	400,0	200,0
Электроэнергия, кВт-ч	11,5	6,0
Жидкое топливо, кг	4,23	1,1
Сжатый воздух, м3	50,0	54,0

Таким образом
достигается
мягкий съем
тепла реакции.
Нагретый воздух
уходит в атмосферу.
Смеси­тель—цилиндрический
аппарат с нижним
и верхним коническими
днищами. Продукт
вводится снизу
по центру, воздух
подается в
нижнюю часть
цилиндра через
распределитель.
Выше показаны
сравнительные
энергетические
затраты на 1 т
битума в реакторах
обоих типов
(табл. 10)

Испаритель—аппарат
колонного типа
диаметром 2600
мм и высотой
14000 мм, снабженный
внутри направляющим
спираль­ным
желобом, по
которому продукт
стекает сверху
вниз.

Для охлаждения
битума и газов
реакции применяют
воздуш­ные
холодильники.

Для повышения
производительности
битумных установок
и улучшения
качества окисленных
битумов в последние
годы широко
применяют в
качестве непрерывно
действующих
реакторов полые
аппараты колонного
типа.

Битумы, полученные
непрерывным
окислением
сырья в колон­ных
аппаратах,
имеют такое
же качество,
как и полученные
при окислении
в трубчатом
реакторе. При
этом с точки
зрения энерге­тических
затрат колонные
аппараты имеют
несомненное
преиму­щество.

О

Рис. 10.
Окислитель
колонного
типа:

1—корпус;
2—штуцер
для ввода гудрона;
3—
штуцер для
ввода воздуха
с распределителем;
4—
штуцер для
вывода продукта;

5—штуцер
для вывода
газов окисления.

кислитель
колонного типа
(рис. 10) имеет
диаметр 3358 мм
и высоту 23200 мм.
Диаметр более
3,5 м нецелесообразен,
так как в большом
сечении трудно
осуществить
равномерное
диспергирование
воздуха. Воздух
вводится через
маточник в
нижней части
аппарата, продукт
подается в
середину колонны
и выводится
снизу.

1.6.4.Контроль
и автоматизация
процесса

Основные параметры
про­цесса
контролируются
и автоматически
регулируются.
Расход сырья
на установку,
а также соотношение
свеже­го сырья
и рециркулята
на входе в смеситель
поддерживаются
постоянными.
Температура
про­дукта на
выходе из печи
регулируется
расходом топлива
в печь. Расход
воздуха в смеситель
поддерживается
постоянным
при помощи
клапа­на на
выкиде компрессора.
Температурный
ре­жим реактора
определяется
расходом
ох­лаждающего
воздуха в реактор.
Уровень продукта
в колонне К-1
регулируется
отбором битума.

1.6.5.Техника
безопасности

Битумы и гудроны,
на­гретые до
высокой температуры,
в присутствии
кислорода
воздуха способны
самовоспламенять­ся.
Резкое изменение
расхода воздуха,
сырья, рециркулята
может вызвать
загорание
внутри аппаратуры;
резкое изменение
температуры
на выходе из
печи может
привести к
закоксовыванию
реактора, внезапному
увеличению
давле­ния и
разрыву аппаратуры.
Поэтому на
установ­ке
кроме обычных
мер по герметизации
оборудо­вания
и тщательного
контроля за
технологичес­ким
режимом следует
применять
аварийную
бло­кировку.
С прекращением
подачи рециркулята
автоматически
отключается
подача воздуха
в смеситель.

1.6.6.Транспортировка
битумов

Жидкие и полу­жидкие
битумы разливаются
в железнодорожные
цистерны и
полувагоны
(бункеры), а также
в автобитумовозы.
Высокоплавкие
битумы затаривают
в бумажные
мешки или отливают
в специальные
разборные
формы. Мешки
и болванки
перевозят по
железной дороге
и автотранспортом.

1.7.Основная
аппаратура
установок
первичной
перегонки нефти

На установках
первичной
перегонки
широко используются
теплообменные
аппараты,
ректификационные
колонны, трубчатые
пе­чи, емкостные
аппараты.

1.7.1.Теплообменная
аппаратура

Теплообменные
аппараты, применяемые
на нефтеперерабатывающих
заводах, и в
частности на
установках
прямой перегонки,
делятся на
следующие
группы:

погружные
холодильники;

теплообменни­ки
типа «труба
в трубе»;

ко­жухотрубчатые
теплообменники;

аппараты воздушного
охлаж­дения;

теплообменники
непо­средственного
смешения.

П

Рис. 11. Четырехходовой
теплообмен­ник
типа «труба
в трубе»:

1—наружная
труба; 2—внутренняя
труба;

3— разъемный
двойник; 4—
приварной
двой­ник.

огружные
теплообменники
представляют
собой заполненные
водой металлические
ящики, в которых
расположен
один или несколько
змеевиков. По
змееви­кам
движутся охлаждаемые
па­ры или жидкость.
Эти аппараты
занимают много
места, имеют
низкий коэффициент
теплопередачи.
Погружные
теплообменники
применялись
в качестве
конденсаторов
паров ректификационных
колонн и концевых
холодильников.
Эти аппараты
полностью
усту­пили место
более совершенным
конструкциям.

Теплообменники
типа «труба
в трубе» (рис.
11) легко разби­раются
для чистки и
могут быть
использованы
при любой разности
температур
теплообменивающихся
сред. Они применяются
на уста­новках
прямой перегонки
для подогрева
нефти остаточными
про­дуктами—
мазутом или
гудроном.

К

Рис. 12. Кожухотрубчатый
теплообменник
с плавающей
головкой:

1—корпус;
2— трубный
пучок; 3—
плавающая
готовка;
4—распределительная
камера; 5—крышка;
6— днище;
7—опора.

ожухотрубчатые
теплообменники
получили большое
распро­странение
на современных
НПЗ, существуют
кожухотрубчатые
теплообменники
жесткотрубного
типа и с плавающей
головкой.

Теплообменники
с плавающей
головкой (рис.
11)—основной
вид теплообменного
аппарата современного
НПЗ. На установках
первичной
перегонки нефти
они используются
для подогрева
нефти за счет
тепла отходящих
продуктов, в
качестве водяных
кон­денсаторов-холодильников,
подогревателей
сырья стабилизации
и т. д.

Наличие подвижной
решетки позволяет
трубному пучку
сво­бодно
перемещаться
внутри корпуса,
пучок легко
удаляется для
чистки и замены.
На современных
установках
первичной
перегонки
применяются
теплообменники
с плавающей
головкой, имеющие
по­верхность
теплообмена
300—900 м2 и длину
трубок 6 и 9 м.
Коэффициент
теплопередачи
в этих аппаратах
равен 100— 150 ккал/
(м2 • ч • град}.

Для конденсации
и охлаждения
продуктов в
поверхностных
теплообменниках
применяется
вода. Качество
воды на заводах,
как правило,
невысокое, в
ней содержатся
посторонние
примеси, она
сильно минерализована.
Поэтому в трубках
холодильников
от­лагается
накипь и органические
осадки, трубки
подвержены
кор­розии со
стороны воды.
Эти недостатки
полностью
устраняются
при использовании
взамен водяного
охлаждения
воздушного.
Стро­ящиеся
и проектируемые
в настоящее
время установки
первичной
перегонки
оснащаются
в основном
конденсаторами
и холодильни­к

Рис. 13. Аппарат
воздушного
охлаждения
горизонтального
типа (АВГ).

ами воздушного
охлаждения.

Аппараты воздушного
охлаждения
состоят из
пучка труб с
коллекторами
(сборными трубами),
вентилятора
с электродвигате­лем,
регулирующих
устройств и
опорной части.
Теплопередача
в аппаратах
воздушного
охлаждения
(АВО) происходит
по прин­ципу
противотока.
Вентилятором
воздух прогоняется
через меж­трубное
пространство.
Пучок труб
охлаждается
снаружи. За
счет теплоотвода
через поверхность
охлаждается
продукт, протекаю­щий
внутри трубок.
Чтобы воздух
равномерно
распределялся
по всей охлаждающей
поверхности
труб, вентилятор
соединяется
с трубными
пучками посредством
диффузоров.

Т

Рис. 14. Аппарат
воздушного
охлаждения
зигзагообразного
типа (АВЗ),

рубы, коллекторы
и рамы образуют
секции. Коллекторы
снаб­жаются
съемными крышками
или пробками,
что создает
возмож­ность
очистки внутренней
поверхности
труб.

Чтобы интенсифицировать
теплоотдачу
от поверхности
труб к воздуху,
наружная поверхность
труб увеличивается
с помощью сплошного
и частичного
оребрения.
Отношение
полной поверхно­сти
ребристой трубы
к наружной
поверхности
гладкой трубы
у ос­нования
ребра называется
коэффициентом
оребрения.
Чем выше коэффициент
оребрения, тем
больше коэффициент
теплоотдачи
от наружной
поверхности
теплообменных
труб к воздуху.
Машино­строительной
промышленностью
выпускаются
нормализованные
аппараты воздушного
охлаждения
с коэффициентом
оребрения 9 и
14,6.

Существуют
аппараты воздушного
охлаждения
различной
кон­струкции,
отличающиеся
расположением
трубных секций.
Наибо­лее часто
применяются
горизонтальные
(АВГ, рис. 13) и
зигзаго­образные
холодильники
(АВЗ, рис. 14). Конструкция
аппаратов
зигзагообразного
типа отличается
простотой
монтажа и
обслужи­вания.
По сравнению
с прочими типами
АВО эти аппараты
имеют наибольшую
поверхность
теплообмена
и занимают
наименьшую
площадь. Число
ходов в секциях
АВЗ может изменяться
в широ­ких
пределах. На
установках
первичной
перегонки
применяются
аппараты воздушного
охлаждения
горизонтального
типа поверхностью
до 1,8 тыс. м2
и зигзагообразные
поверхностью
5—7,5 тыс. м2.
Коэф­фициент
теплопередачи
в аппаратах
воздушного
охлаждения
ра­вен 15—30 ккал/(м2•ч•град)
(в расчете на
оребренную
поверх­ность).

1.7.2.Трубчатые
печи

С помощью трубчатых
печей технологическим
потокам установок
прямой перегонки
и других технологических
установок"
сообщается
тепло, необходимое
для проведения
процесса.

Трубчатые печи
классифицируются
по характерным
для них признакам:

полезной тепловой
мощности;

пропускной
способ­ности;

технологическому
назначению;

типу теплопоглощающего
змеевика;

конструктивным
особенностям.

П

Рис. 15. Схемы
основных типов
трубчатых
печен:

а — конвекционная
печь; б
— однокамерная
печь с боковым
расположением
конвекционной
камеры; в
— однокамерная
печь с нижним
рас­положением
конвекционной
камеры; г
— однокамерная
печь с верх­ним
расположением
конвекционной
камеры; д
— вертикальная
ци­линдрическая
печь; е —
однокамерная
печь беспламенного
горе­ния с
панельными
горелками; ж
— двухкамерная
двухпоточная
печь с горизонтальным
сводом; з —
двухпоточная
двухкамерная
печь с наклонным
сводом. 1—горелки
(форсунки);
2—радиантный
змеевик;3—конвекционный
змеевик; 4—
дымоход; 5—
перевальная
стенка; 6—
панельные
горелки.

олезная тепловая
нагрузка —
количество
тепла, воспринятое
продуктом, —
выражается
обычно в тысячах
и миллионах
кило­калорий
в час. Тепловая
нагрузка печей
на нефтеперерабаты­вающих
заводах колеблется
от 500—800 тыс. ккал/ч
до 60— 100 млн. ккал/ч.
На современных
отечественных
установках
пря­мой перегонки
имеются трубчатые
печи с полезной
тепловой на­грузкой
16, 32, 100 млн. ккал/ч.

По производительности,
т. е. по количеству
нагреваемого
про­дукта в
единицу времени,
наиболее крупными
являются печи
пер­вичной
перегонки. На
установке АТ
мощностью 6
млн. т нефти
в год в трубчатой
печи в течение
часа подогревается
свыше 900 т сырья.

По технологическому
назначению
печи нефтеперерабатываю­щих
заводов делятся
на печи прямой
перегонки,
термического
кре­кинга,
каталитического
риформинга
и др. На нефтеперерабатывающих
заводах эксплуатируются
труб­чатые
печи самых
разнообразных
конструкций.
Существуют
печи отличающиеся
по способу
передачи тепла
(радиантные,
конвек­ционные,
радиантно-конвекционные),
по количеству
топочных ка­мер
(однокамерные
и многокамерные),
по способу
сжигания топ­лива
(печи с пламенным
и беспламенным
горением), по
типу об­лучения
труб (с односторонним
и двусторонним
облучением),
по числу потоков
нагреваемого
сырья (одно-,
двух- и многопоточ­ные),
по форме камеры
сгорания
(цилиндрические,
коробчатые
и т. д.), по расположению
труб змеевика
(печи с горизонтальным
и вертикальным
расположением
труб). Схемы
основных типов
трубчатых печей
приводятся
на рис. 15.

Основными
теплотехническими
показателями,
характеризую­щими
печь с точки
зрения эффективности
ее работы, являются
теплонапряженность
поверхности
нагрева и коэффициент
полезного
действия печи,
Теплонапряженностью
поверхности
нагрева называется
коли­чество
тепла, переданное
через 1 м2
поверхности
нагрева в час.
Допустимая
теплонапряженность
поверхности
нагрева зависит
от температуры
стенки трубы,
от температуры
и скорости
движения продукта,
от свойств
нагреваемого
продукта.
Теплонапряженность
поверхности
нагрева, как
правило, должна
быть тем меньше,
чем более смолист
и склонен к
образованию
кокса продукт,
нагревае­мый
в печи, чем ниже
его скорость
при движении
по трубам, чем
выше требуемая
конечная температура
нагрева продукта
[12].

Теплонапряженность
поверхности
нагрева в радиантных
трубах выше,
чем в конвекционных.
Средняя теплонапряженность
радиантных
труб составляет
(в тыс. ккал/м2):
при первичной
пере­гонке
нефти 25—50, при
перегонке
мазута 20—30, при
термическом
крекинге
20—40.

Коэффициентом
полезного
действия печи
называется
отноше­ние
полезного
используемого
тепла к общему
количеству
тепла, вы­деленного
при сгорании
топлива. Перед
конструкторами
печей сто­ит
задача добиться
повышения к.
п. д. печи. В печах,
построенных
на установках
первичной
перегонки
мощностью 1, 2
и 3 млн. т в год
в 1950—70 гг., этот
показатель
не превышал
60—65%. Но­вые конструкции
печей, разрабатываемые
в нашей стране
и за рубежом,
имеют более
высокий к. п.
д. — ~ 80% и выше.

На нефтеперерабатывающих
заводах широко
распространены
одно- и двускатные
трубчатые печи
шатрового типа.

С

Рис. 16. Двускатная
трубчатая печь
шатрового
типа:

I
— выход продукта;
II
— вход продукта:
III
— газы в дымовую
трубу.

хематический
разрез двускатной
печи приведен
на рис. 16. Печь
состоит из двух
радиантных
камер и одной
конвекционной.
Конвекционная
камера отделена
от радиантных
стенками из
огне­упорного
кирпича. Эти
стенки называются
перевальными.
Дымо­вые газы
удаляются из
печи через
дымоход (боров),
который начи­нается
в нижней части
конвекционной
камеры, и дымовую
трубу.

Трубы змеевика
крепятся к
стенкам радиантной
камеры печи
при помощи
подвесок и
кронштейнов
из жаропрочной
стали, а в конвекционной
камере укладываются
на специальные
решетки. Между
собой они соединяются
сварными калачами
или разъем­ными
переходами-двойниками.
В радиантной
камере имеются
две группы
труб—нижняя
(подовый экран)
и верхняя (потолочный
экран).

Шатровые печи,
несмотря на
их универсальность,
простоту в
эксплуатации,
в настоящее
время не сооружаются.
Их основной
недостаток—низкие
технико-экономические
показатели.
Коэффи­циент
полезного
действия этих
печей не превышает
50—60%, так как почти
нигде не используется
тепло дымовых
газов. Эти печи
эксплуатируются
с большим
коэффициентом
избытка воздуха,
что также сказывается
на к. п. д. печи.
Шатровые печи
требуют много
места, для их
сооружения
расходуется
большое количество
леги­рованного
металла.

Недостатки
печей шатрового
типа и других
устаревших
конст­рукций
устраняются
в конструкциях
новых печей.
К печам нового
типа относятся
трубчатые печи
с излучающими
стенками из
па­нельных
горелок, печи
объемно-настильного
пламени,
вертикаль­но-факельные
печи, разработанные
институтом
ВНИИНефтемаш,
а также вертикальные
трубчатые печи,
разработанные
в институте
Ленгипрогаз.

О

Рис. 17. Вертикально
-секционная
трубчатая печь

1 – каркас-кожух;
2 – футеровка;
3 – радинатная
часть змеевика;
4 –
конвекционная
часть змеевика;
5 –
инжекционная
горелка.

собенностью
вертикальных
печей является
вертикальное
рас­положение
труб в радиантных
змеевиках этих
печей. Вертикальные
трубчатые печи
подразделяются
на вертикальные
цилиндрические
и вертикальные
секционные.

Вертикальные
цилиндрические
печи имеют
тепловую
произво­дительность
от 1,5 до 12 млн. ккал/ч.

Вертикальные
секционные
печи наиболее
часто применяются
для современных
установок
прямой перегонки.
Тепловая
произво­дительность
этих печей
колеблется
от 10 до 100—125 млн.
ккал/ч.

Устройство
вертикальной
секционной
печи показано
на рис. 17. Печи
этого типа
состоят из ряда
секций одинаковой
теплопроизводительности
и размеров.

Количество
секций зависит
от необходимой
теплопроизводительности
печи. Каждая
секция состоит
из радиантной
и конвекционной
камер, причем
радиантные
части всех
секций печи
объединяются
в общий металлический
сварной футерованный
изнутри корпус.

Радиантная
часть печи
имеет в плане
форму прямоугольника.
В днище радиантных
камер расположены
форсунки. Чтобы
улуч­шить
обслуживание
форсунок, печь
приподнимается
над землей на
металлических
стойках каркаса.
Трубы змеевика
располагаются
внутри камеры,
причем если
печь состоит
из одной секции,
то все трубы
змеевиков
расположены
у стен печи.
Если в печи
имеется несколько
секции, то наряду
с однорядными
экранами по­являются
двухрядные,
распо­ложенные
между топочными
пространствами
секции.

Сверху каждой
радиантной
камеры помещается
конвек­ционная
камера, которая
так­же имеет
прямоугольную
фор­му, футерована
легким жаро­стойким
бетоном и содержит
пакет горизонтальных
ошипованных
труб. Конвекционная
камера заканчивается
сборни­ком
продуктов
сгорания, имею­щим
форму усеченной
пира­миды.
Продукты сгорания
за­тем уходят
в дымовую трубу.
Дымовые трубы
могут быть
сооружены для
каждой сек­ции
отдельно или
быть об­щими
для нескольких
сек­ций.

В вертикально-секционных
печах с дымовыми
газами уходит
большое количество
тепла, которое
следует утили­зировать,
используя,
например, для
выработки
водяного пара.
Испарительные
секции котлов-утилизаторов
располагаются
над конвекционным
змеевиком в
каждой конвекционной
ка­мере. Корпусом
котла-утили­затора
служит нижняя
пря­моугольная
часть сборника
продуктов
сгорания.

Преимущества
вертикаль­ных
трубчатых печей
перед пе­чами
других типов
заклю­чаются
в следующем:

уменьшение
расхода ле­гированного
металла на
под­вески и
опоры труб
змеевика, поскольку
количество
крепле­ний
уменьшено и
они вынесены
за пределы
обогреваемой
зоны;

значительное
уменьшение
габаритов и
площади, занимае­мой
печами;

повышение к.
п. д. до 80—85% за счет
утилизации
тепла и некоторого
уменьшения
потерь тепла
через наружные
стены;

значительное
снижение расхода
футеровочного
материала,
благодаря
применению
легкого жаростойкого
бетона.

1.7.3.Ректификационные
колонны

В

Рис. 18. Схемы
работы колпачковой
тарелки:

1 — патрубок;
2 — колпачок;
3 — диск
тарелки; 4—
сливная труба;
5— сливная
перегородка.
H—высота
уровня жидкости
в слив­ном
стакане; hст—высота
ствкана; hсл—
высота подпора
при сливе жидкости;
lсл
— высота
выступающей
над тарелкой
части сливной
перегородки
или трубы.

зависимости
от внутреннего
устройства
колонны делятся
на тарельчатые
и насадочные.
На большинстве
технологических
установок
современного
нефтепере­рабатывающего
завода применяются
только тарельчатые
колонны.

Существуют
ректификационные
тарелки различных
типов— колпачковые
(рис. 18), бесколпачковые,
струйно-направленные
и др [33].

Колпачковая
тарелка представляет
собой металлический
диск, в котором
имеется множество
отверстий для
прохода паров.
По периметру
отверстий
закреплены
бортики определенной
высоты, называемые
стаканами,
благодаря
которым на
тарелке поддер­живается
определенный
слой жидкости.
Сверху стаканы
накры­ваются
колпачками.
Между верхним
срезом стакана
и колпачком
имеется зазор
для прохода
паров, поступающих
с нижележащей
тарелки. При
работе колпачки
погружены в
слой жидкости,
и вследствие
этого образуется
гидравлический
затвор, через
кото­рый барботируют
пары.

Уровень жидкости
на тарелках
поддерживается
сливными
пере­городками
(сливными
карманами),
нижняя часть
которых доходит
до следующей
тарелки. Избыток
жидкости по
сливным карманам
спускается
на нижележащую
тарелку. Положение
колпачков
мож­но регулировать,
изменяя размер
зазора между
колпачком и
верх­ним срезом
стакана. Очень
важно, чтобы
тарелки размещались
в колонне строго
горизонтально
и чтобы все
колпачки были
одинако­во
погружены в
жидкость на
тарелке. Если
эти требования
не вы­полнены,
то в какой-либо
части тарелки
толщина слоя
жидкости будет
меньше. Через
эту часть тарелки
начнет проходить
большее количество
жидкости, и
многие колпачки
на остальной
части та­релки
перестанут
работать.

Наиболее
распространены
колпачковые
тарелки желобчатого
типа, тарелки
с S-образными
элементами,
с круглыми
колпачками
и тарелки клапанного
типа.

Ж

Рис. 19. Тарелка
с желобчатыми
колпачками:

1—корпус
колонны; 2—глухие
сегменты; 3—карманы;
4, 7—сливная
перегородка;
5— колпачок;
6— желоб.

елобчатые
тарелки имеют
простую конструкцию
и весьма лег­ко
монтируются
(рис. 19). Тарелка
представляет
собой прямоуголь­ник
или квадрат,
вписанный в
поперечное
сечение колонны.
Один из сегментов,
отделяемых
этим прямоугольником,
служит сливным
устройством
данной тарелки,
другой — сливным
устройством
вы­шележащей.
Два сегмента
тарелки — глухие.

Тарелка состоит
из нескольких
желобов, прикрепленных
к опор­ным
уголкам. Над
желобами
располагаются
колпачки,
монтируе­мые
на нужной высоте.
Жидкость движется
по тарелке
вдоль колпачков.
Основной недостаток
желобчатых
тарелок заключается
в малой площади
барботажа (до
30% от площади
тарелки), что
спо­собствует
увеличению
скорости паров
и уносу флегмы.

В

Рис. 20. Тарелка
из S-образных
элементов:

1—S-образный
элемент; 2—плоский
сегмент; 3—карман;
4—сливная
перегородка;
5—опорная полоса;
б—струб­цина-скоба;
7—первый элемент;
8—колпачок.

отличие от
желобчатых
тарелок в тарелках
с S-образными
элементами
(рис. 20) жидкость,
направляясь
к сливному
устрой­ству,
движется поперек
колпачков, а
сами колпачки
представляют
одно целое с
желобом. Каждый
S-образный элемент
состоит из
колпачковой
и желобчатой
части. При сборке
их располагают
таким образом,
чтобы колпачковая
часть одного
элемента перекрывала
желобчатую
часть другого,
образуя гидравлический
затвор.

Тарелки из
S-образных элементов
предназначены
для колонн,
работающих
при атмосферном
или невысоком
давлении, для
них характерна
устойчивая
равномерная
работа при
изменении
нагру­зок.
Производительность
тарелок на 20%
выше, чем желобчатых.

Еще более эффективны
для колонн,
работающих
при перемен­ных
нагрузках по
пару и жидкости,
а также для
колонн, в которых
требуется
добиться повышенной
четкости разделения,
клапанные
прямоточные
тарелки. Основной
элемент такой
тарелки — клапан
(рис. 21), который
под действием
паров приподнимается
над по­лотном
тарелки на
различную
высоту. В отличие
[33] от прочих
колпачковых
тарелок, работающих
в статичном
режиме, для
клапанных
тарелок характерен
динамический,
переменный
режим работы.

П

Рис. 21. Клапанные
колпачки —
прямоугольный
(а) и круг­лый
(б):

1— клапан;
2— удерживающая
скоба.

одвижные
клапаны в зависимости
от паровой
нагрузки подни­маются
или опускаются,
регулируя
площадь свободного
сечения тарелки.
Благодаря такой
конструкции,
в широком пределе
нагру­зок,
определяемом
возможной
длиной хода
клапана, скорость
па­ров существенно
не меняется.

Из бесколпачковых
тарелок применение
в последние
годы на­шли
решетчатые
тарелки провального
типа и сетчатые
тарелки с отбойными
элементами.

О

Рис. 22. Схема
работы сложной
ректификационной
колонны с выносными
от­гонными
секциями:

I—сырье;
II—ректификат;
III,
IV, V— боковые
погоны; VI­остаток;
VII—водяной
пар.

сновным показателем
для тарелок
с переливами
является ско­рость
паров в свободном
сечении колонны.
Скорость паров
[33] в ко­лоннах
установок
первичной
перегонки
зависит от типа
тарелки, расстояния
между тарелками,
нагрузки тарелки
по жидкости,
фи­зических
свойств разделяемых
продуктов и
других факторов.
Она составляет:
в атмосферной
колонне 0,6—0,9
м/сек, в отбензинивающей
0,2—0,3 м/сек, в
стабилизаторе
0,15—0,2 м/сек, в
вакуумной 2—3
м/сек.

На установках
первичной
перегонки нефть
требуется
разделить на
большое количество
фракций. Поскольку
одна обычная
ректи­фикационная
колонна может
обеспечить
разделение
смеси только
на две фракции,
на современных
перегонных
установках
широкое распространение
получили сложные
колонны, в которых
как бы совмещается
несколько
простых колонн
(рис. 22).

Нагретая в печи
нефть поступает
в среднюю часть
секции 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.
Для улучшения
условий отгонки
легких фракций
в нижнюю часть
отгонной секции
вводится водяной
пар.

Паровая фаза
поднимается
по тарелкам
верхней концентрацион­ной
части секции
1, постепенно
облегчается
по составу и
затем по­ступает
в секцию 2. Секция
1 представляет
собой полную
ректифи­кационную
колонну, остатком
которой является
мазут, а дистилля­том
— смесь бензиновых,
керосиновых,
дизельных
фракций. Эта
смесь служит
сырьем секции
2. В секции 2 от
смеси отделяется
тя­желая дизельная
фракция (300—350°
С), которая частично
перетекает
в секцию 1, являясь
ее орошением,
а частично
по­ступает
в отдельно
расположенную
от­гонную часть.
Здесь тяжелая
дизельная
фракция дополнительно
ректифици­руется.
Для облегчения
удаления лег­ких
компонентов
в нижнюю часть
отгон­ной секции
также вводится
водяной пар,
как и в нижнюю
часть основной
колонны
[12].

В секции 8
отделяется
легкая дизель­ная
фракция, а в
секции 4—керосиновая.
Как и секция
2, секции 3 и
4 представ­ляют
концентрационные
части простых
колонн. Отгонные
части этих
колонн также
выделены в
самостоятельные
ко­лонны. Готовые
продукты —
керосино­вая,
легкая и тяжелая
дизельная
фрак­ции —
отбираются
с низа отгонных
сек­ций, а отогнанные
легкие фракции
совме­стно
с водяным паром
отводятся в
ос­новную
колонну. С верха
основной ко­лонны
уходит смесь
водяного пара
и па­ров самого
легкого дистиллята
— бензи­нового.

При сооружении
сложных колонн
рас­ходуется
гораздо меньше
металла, чем
для нескольких
простых колонн,
упроща­ется
обслуживание,
уменьшается
коли­чество
коммуникаций.
Сложные колонны
применяются
в тех слу­чаях,
когда не требуется
особенно высокой
четкости разделения
продуктов. Для
четкого и
сверхчеткого
фракционирования
(при вторичной
перегонке
бензинов,
газоразделении)
обычно устанавли­вается
несколько
простых ректификационных
колонн, в каждой
из которых
выделяется
один или два
целевых компонента.

Способы создания
орошения. Чтобы
обеспечить
нор­мальное
проведение
процесса
ректификации,
в колонне необхо­димо
создать поток
орошения (флегмы).
В промышленной
прак­тике
применяются
три основных
способа создания
орошения: с
при­менением
поверхностного
парциального
конденсатора;
холодным,
испаряющимся
(острым) орошением;
циркуляционным,
неиспаряю­щимся
орошением.

С

Рис. 23. Схемы
орошения
ректификационных
колонн: а — с
примене­нием
парциального
конденсатора;
б — с применением
холодного
(острого)
орошения; в
— циркулирующее
орошение.

I—пары
из колонны;
II—орошение;
III—вода;
IV—пары
продукта;
V—балан­совый
ректификат.

1—колонна;
2— парциальный
конденсатор;
3—конденсатор-холодильник;
4—рефлюксная
емкость; 5—
насос; 6—теплообменник
(холодильник).

хемы создания
орошения приводятся
на рис. 23. Парциальный
[35] конденсатор
представляет
собой трубчатый
теплообменный
аппа­рат,
устанавливаемый
непосредственно
на колонне. В
трубки аппа­рата
подается вода
или холодное
сырье. Конденсат,
образующийся
в межтрубном
пространстве,
стекает обратно
в колонну в
виде флегмы.

При съеме тепла
острым орошением
на верх колонны
по­дается насосом
холодная жидкость,
соответствующая
по составу
ректификату.
Эта жидкость,
контактируя
на верхней
тарелке с па­рами,
поднимающимися
с нижних тарелок,
испаряется.
Поднимаю­щиеся
снизу пары
охлаждаются,
частично
конденсируются.
Обра­зовавшийся
конденсат
стекает на
следующую
тарелку в качестве
орошения. Пары
орошения и
испарившегося
на верхней
тарелке продукта
уходят в
конденсатор-холодильник
3. После конденсации
продукт собирается
в емкости 4,
откуда ректификат
отводится в
качестве товарного
продукта, а
орошение вновь
возвращается
в ко­лонну.

С помощью
циркулирующего,
неиспаряющегося
орошения теп­ло
отводится как
из верхней
части колонны,
так и из промежуточ­ных
сечений. Схема
съема тепла
циркулирующим
орошением
сле­дующая:
жидкость забирается
насосом 5 с
какой-либо
тарелки, про­качивается
через холодильник
или теплообменник
6 и возвращается
в колонну на
вышележащую
тарелку.

Сравнивая
различные
методы создания
орошения, следует
отме­тить, что
применение
парциального
конденсатора
связано с боль­шими
неудобствами.
При высокой
производительности
установок
размеры парциальных
конденсаторов
растут и становится
трудно размещать
их над колонной.
Кроме того,
возникают
сложности в
регулировании
температуры
колонны, так
как быстро
изменить ко­личество
подаваемого
из парциального
конденсатора
орошения не­возможно.

При отводе
тепла острым
орошением
конденсатор
можно раз­мещать
на любой высоте,
сооружение
и эксплуатация
конденсато­ров
в этом случае
много проще.
Однако применение
острого ороше­ния
требует установки
специальных
насосов для
подачи орошения
и затраты
электроэнергии.

На современных
установках
по перегонке
нефти используются
комбинированные
схемы орошения.
Так, в сложных
атмосферных
колоннах сочетается
острое и циркулирующее
орошение. В
слож­ных колоннах
вес ректификата
при переходе
от первой (нижней)
простой колонны
(секции) к верхней
сокращается,
а вес флегмы
(если в колонну
подается только
острое орошение)
должен в той
же последовательности
увеличиваться.
Дело в том, что
через сек­ции,
расположенные
выше, должно
проходить такое
количество
флегмы, которого
было бы достаточно
не только для
данной колон­ны,
но и для колонн,
расположенных
ниже. Таким
образом, выше­лежащие
секции оказываются
перегруженными
жидкостным
пото­ком, величина
которого значительно
превышает
необходимое
для данной
секции орошение.
При переходе
на комбинированную
схему в виде
острого орошения
вводится только
то количество
флегмы, которое
необходимо
для верхней
секции колонны.
В остальных
сек­циях флегма
создается с
помощью циркулирующего
орошения, ко­торое
забирается
с нижележащей
тарелки соответствующей
секции, охлаждается
и подается на
верхнюю тарелку
этой секции.
В атмос­ферных
колоннах современных
установок
первичной
перегонки
имеется 2—3
циркулирующих
орошения. Число
промежуточных
орошении, как
правило, на
единицу меньше
числа отводимых
боко­вых погонов.

Внедрение
промежуточных
циркулирующих
орошении позво­ляет
улучшить условия
регенерации
тепла на установке,
так как температура
отводимого
циркулирующего
орошения выше
темпера­туры
острого орошения
и дает возможность
значительно
разгрузить
верхнюю часть
атмосферной
колонны и
конденсаторы-холодильни­ки.
В многосекционных
вакуумных
колоннах орошение
создается
исключительно
с помощью потоков
циркулирующих
орошении.

Способы создания
вакуума. Вакуум
в колоннах
со­здается
с помощью
вакуум-насосов
или пароструйных
эжекторов.
Вакуум-насосы
по принципу
действия аналогичны
компрессорам.
Существуют
поршневые,
ротационные
и водокольцевые
вакуум-насосы.

П

Рис. 24. Пароэжекторные
агре­гаты —
одноступенчатые
(а) и двухступенчатые
(б).

ринцип работы
пароструйных
эжекторов —
использование
кинетической
энергии водяного
пара. Эжектор
(рис. 24) состоит
из парового
сопла 1,
диффузора 3
и головки 2,
соединяющей
сопло с диффузором.
Струя пара с
большой скоростью
вытекает из
сопла, захватывает
отсасываемую
газожидкостную
смесь и вместе
с ней выбрасывается
в атмосферу
[35].

Чтобы создать
небольшой
вакуум (до 680 мм
рт. ст.}, исполь­зуют
одноступенчатые
эжекторы. Если
требуется более
глубокий вакуум,
применяют
многоступенчатые
пароэжекторные
агрегаты, снабженные
промежуточными
конденсаторами
(рис. 24). В конден­саторах
рабочий пар
и газы, выходящие
из предыдущей
ступени, конденсируются
и охлаждаются.

Эжекторами
и вакуум-насосами
из вакуумных
колонн отсасы­ваются
газы разложения,
водяной пар,
подаваемый
в колонны для
улучшения
ректификации,
а также воздух,
попавший в
аппаратуру
вследствие
ее недостаточной
герметичности.
Схемы конденсации
паров, уходящих
из вакуумных
колонн, изображены
на рис. 25.

В

Рис. 25. Схемы
конденсации
паров, уходящих
из вакуумной
колонны: а — с
конденсатором
смешения; б
— с поверхностным
конденсатором.

I—водяной
пар; II—вода;
III—уловленный
нефтепродукт;
IV—вода,
за­грязненная
нефтепродуктами;
V—нескондевсировавшиеся
газы (выхлоп
эжектора).
1—колонна;
2—барометрический
конденсатор;
3—барометрическая
труба: 4—
эжектор; 5—
промежуточный
конденсатор
эжектора; 6
— барометрический
колодец.

схеме на рис.
25а, основным
аппаратом,
применяемым
для конденсации,
является
барометрический
конденсатор
смешения. Он
представляет
собой цилиндрический
аппарат с каскадными
ситчатыми
тарелками, под
нижнюю из которых
поступают пары
с верха вакуумной
колонны. Охлаждающая
вода подается
на верх­нюю
тарелку
[35]. Сконденсировавшиеся
нефтяные пары
и вода сли­ваются
по трубе 3 в
барометрический
колодец 6, а
газ с верха
ба­рометрического
конденсатора
отсасывается
паровыми эжекторами
или вакуум-насосами
4. Существенный
недостаток
схемы а состоит
в том, что при
непосредственном
смешении с
нефтяными
парами охлаждающая
вода сильно
загрязняется
сероводородом
и нефте­продуктами.
Экспериментально
установлено,
что в воде
конденса­торов
содержится
до 5% от получаемой
на АВТ дизельной
фрак­ции.

Вода, загрязненная
нефтепродуктами,
попадает затем
в сточ­ные воды
завода, загрязняя
почву и водоемы.

В схеме на рис.
25, б опасность
загрязнения
воды устранена.
Па­ры с верха
вакуумной
колонны поступают
в кожухотрубчатый
по­верхностный
теплообменник,
где конденсируется
основная часть
водяных паров
и унесенных
нефтяных фракций.
Затем конденсат
и пары поступают
в вакуум-приемник,
из которого
несконденсировав­шиеся
пары отсасываются
эжекторами.
Конденсат по
барометриче­ской
трубе поступает
в отстойник-колодец.
Сюда также
подаются паровые
конденсаты
из межступенчатых
конденсаторов
эжектора. Вода
из отстойника
сбрасывается
в канализацию.
Как показал
опыт эксплуатации
на нескольких
нефтеперерабатывающих
заво­дах, в этой
воде почти не
содержится
сероводорода.
Основное его
количество
находится в
газах, выбрасываемых
из последней
сту­пени эжектора.
Эти газы предложено
очищать от
сероводорода.
Нефтепродукт,
отделенный
от воды в
отстойнике-колодце,
возвра­щается
в линию дизельного
топлива.

Современные
схемы создания
вакуума обеспечивают
поддержа­ние
в колоннах АВТ
остаточного
давления 40—70
мм рт. ст.

1.8.Меры
борьбы с коррозией

Причины коррозии
при переработке
сернистых
нефтей. Нефть,
добываемая
в промысловых
районах Татарии
и Башкирии, а
также на некоторых
месторождениях
других районов,
содержит от
1,5 до 3% серы
[7, 10]. При переработке
этой нефти
выделяется
большое коли­чество
коррозионноактивных
соединений
— сероводорода
и меркап­танов.

Сероводород
активно воздействует
на сталь, из
которой выпол­нена
технологическая
аппаратура.
Образуются
продукты коррозии,
состоящие из
различных
сульфидов
железа. Скорость
коррозии
уг­леродистой
стали в среде
влажного сероводорода
составляет
0,3—1,5 мм в год.
Если учесть,
что, например,
трубки теплообмен­ников
имеют толщину
2—2,5 мм, то понятно,
какой ущерб
ежегодно наносится
народному
хозяйству
сероводородной
коррозией
металла.

Другой причиной
коррозии является
наличие в поступающих
на заводы нефтях
высокоминерализованных,
содержащих
большое количество
солей, пластовых
вод. На многие
установки
первичной
перегонки даже
после двух- и
трехступенчатого
обессоливания
поступает
нефть, в которой
содержится
более 20 мг/л
солей. При нагреве
такой нефти
до 350 °С соли (в
основном, хлориды)
разла­гаются.
Образуется
хлористый
водород, который
в присутствии
вла­ги обладает
высокой коррозионной
способностью.
Скорость корро­зии
черных металлов
в присутствии
влажного хлористого
водорода в
10—20 раз выше, чем
в присутствии
сероводорода.
Показателем
интенсивности
коррозии служит
рН воды, удаляемой
из рефлюксных
емкостей
отбензинивающей
и атмосферной
колонн, а также
со­держание
в этой воде
иона железа.

Методы борьбы
с коррозией.
Для уменьшения
коррозии на
установках
первичной
перегонки нефти
применяются
следующие
методы:

глубокое
обессоливание
и обезвоживание
нефти;

до­бавка
нейтрализующих
веществ;

использование
коррозионно-стойких
металлов и
лакокрасочных
покрытий;

введение
ингиби­торов
коррозии.

Глубокое
обессоливание
нефти — одно
из главных
условий сни­жения
коррозии аппаратуры.
Однако следует
иметь в виду,
что и при глубоком
обессоливании
коррозия полностью
не устраняется.
При обессоливании
в первую очередь
удаляются
хлориды натрия,
а менее стабильные
хлориды кальция
и магния остаются
в нефти.

Для подавления
хлористоводородной
коррозии на
перегонных
установках
нефть подщелачивается.
С этой целью
применяют
раствор едкого
натра или смесь
растворов соды
и щелочи. Подщелачиванием
можно уменьшить
скорость коррозии
в 10—20 раз.

Наряду с подщелачиванием
нефти на многих
установках
пер­вичной
перегонки
применяется
подача в верхнюю
часть атмосфер­ной
и отбензинивающей
колонн аммиака.
Расход аммиака
регули­руется
в зависимости
от рН дренируемой
из рефлюксных
емкостей воды.
Подачей аммиака
коррозию снижают
на 60—80%.

Аммиак целесообразно
применять
только для
подавления
кор­розии черных
металлов (чугуна
и стали). Если
аппаратура
изго­товлена
из цветных
металлов и
сплавов, то при
неосторожном
применении
аммиака коррозия
может даже
усилиться.
Аммиак по­дается
в виде водного
раствора
концентрацией
5—7% или в газо­образном
виде. Первый
способ более
эффективен,
так как предот­вращает
загрязнение
аппаратуры
солями аммония.

Наиболее интенсивно
корродируют
на [10] установках
прямой пере­гонки
печные трубы,
линии горячих
остатковых
продуктов
(мазута и гудрона),
верхняя часть
атмосферной
колонны,
конденсационно-холодильная
аппаратура.
Чтобы увеличить
срок службы
обору­дования,
на этих участках
применяются
более коррозионностойкие
материалы—легированные
стали Х5М и 0Х13,
латунь, сплав
ни­келя и меди,
называющийся
монельметаллом.
Для удешевления
аппаратуры
ее изготовляют
из двухслойного
металла —
внутрен­няя,
подверженная
действию вредных
соединений
поверхность
вы­полняется
из легированного
металла, а наружная
— из углероди­стой
стали.

Наибольший
эффект в борьбе
с коррозией
на установках
пря­мой перегонки
дает применение
специальных
ингибиторов
(замед­лителей)
коррозии. Ингибиторы,
как правило,
представляют
собой органические
вещества, которые
образуют защитную
пленку на
по­верхности
металла.

На отечественных
заводах применяются
ингибиторы
коррозии ИКБ-1
и ИКБ-2. ИКБ-1 представляет
собой смесь
азотистых и
сер­нистых
соединений,
извлекаемых
из тяжелых
фракций нефти.
Он применяется
в виде раствора
в смеси бензина
и ароматических
уг­леводородов.
Количество
подаваемого
ингибитора
составляет
около 0,005% на поток
бензина, проходящего
через конденсатор-холо­дильник.
Вместе с ИКБ-1
подается аммиак.
Скорость коррозии
чер­ных металлов
при совместном
применении
ИКБ-1 и аммиака
уменьшается
на 85—90%. Недостатком
ИКБ-1 является
то, что при его
использовании
увеличивается
содержание
смол и азота
в прямогонном
бензине.

Более эффективен
ингибитор
ИКБ-2, представляющий
собой твердую
пасту, которую
растворяют
в воде или масле.
Полученный
3—5% раствор подается
в шлемовую
линию атмосферной
колонны в количестве
около 0,001% на бензин.

1.9.Основы
эксплуатации
перегонных
установок
1.9.1.Пуск
установки

Ввод установки
в эксплуатацию
[6] состоит
из нескольких
этапов: холодной
циркуляции,
опрессовки
аппаратов,
горячей циркуляции,
вывода установки
на режим. При
холодной циркуляции
нефть из сырьевого
резервуара
забирают насосом,
прокачивают
через основную
аппаратуру
установки и
возвращают
по сырьевой
линии в резервуар.
Назначение
этой операции—тща­тельная
проверка
герметичности
всех соединений,
наладка работы
насосов и
контрольно-измерительных
приборов.

Горячая циркуляция
предназначена
для плавного
прогрева аппаратуры
и оборудования,
удаления из
системы воды.
После включения
в работу
конденсаторов-холодильников
ректификаци­онных
колонн продувают
паром камеры
сгорания печей
и зажи­гают
с помощью форсунки
печи.

Подъем температуры
в аппаратах
ведут постепенно.
После до­стижения
на верху колонн
температуры
100—105° С дальнейший
подъем температуры
временно прекращают.
Выдержка необхо­дима
для полного
испарения воды
из системы.
Удалив оконча­тельно
всю воду, возобновляют
подъем температуры
со скоро­стью
25—30 град/ч. Температура
поднимается
до тех пор, пока
не будет достигнута
предусмотренная
нормами технологического
ре­жима величина
в трансферной
линии (линии
подачи сырья
из печи в колонну).
Затем начинают
налаживание
нормального
технологи­ческого
режима на установке.

Вывод установки
на режим производится
в следующей
после­довательности.
Как только
будет достигнут
нормальный
уровень бензина
в рефлюксных
емкостях, включают
насосы и начинают
подачу орошения
в колонны. Регулируя
расход орошения,
устанав­ливают
заданную температуру
верха колонн,
после чего
налажи­вают
работу систем
циркулирующих
орошении, затем
в К-2 по­дают
водяной пар,
открывают
задвижки между
атмосферной
и отпарными
колоннами,
начинают подачу
пара и в эти
ко­лонны.

По мере появления
уровня жидкости
в отпарных
колоннах включают
насосы откачки.
Однако керосиновые
и дизельные
фрак­ции не
сразу выводят
в товарные
резервуары,
а первоначально
сбрасывают
в сырье установки.
Так поступают
до тех пор, пока
не будет получено
подтверждение
из лаборатории,
что эти фрак­ции
по качеству
соответствуют
нормам.

1.9.2.Остановка
установки

Плановая остановка
на ремонт установки
первичной
перегонки
ведется следующим
образом. Постепенно
снижают температуру
на выходе нефти
из печи и уменьшают
до 50% производительность
установки
[3, 6]. После того
как температура
на выходе из
печи снизится
до 320° С, установку
переводят на
го­рячую
циркуляцию—прием
сырья и вывод
продуктов
прекра­щается.
Затем приостанавливают
подачу острого
водяного пара
в колонны,
перекрывают
линии перетока
боковых фракций
из атмо­сферной
колонны в отпарные
секции, откачивают
оставшиеся
в отпарных
секциях нефтепродукты
в резервуар
«некондиции»
(не­качественного
продукта),
находящийся
в промежуточном
парке установки.

Далее останавливают
насосы циркулирующих
орошении, но
подачу острого
орошения продолжают
еще некоторое
время, что­бы
постепенно
охладить колонну.
Прекращение
подачи острого
орошения и
отключение
всех насосов
и вентиляторов
воздушных
холодильников
производится
после того, как
исчезнет уровень
жидкости в
рефлюксных
емкостях. После
снижения температуры
на выходе из
печи до 250° С ту­шат
все форсунки
и перекрывают
задвижки на
линиях подачи
топ­лива. Когда
температура
низа колонн
К-1 и К-2 снизится
до 150— 160° С, горячая
циркуляция
прекращается.

После того как
установка
остановлена,
проводят тщательную
подготовку
аппаратуры
к ремонту. Змеевики
печных труб,
все ап­параты
и трубопроводы
полностью
освобождаются
от нефтепро­дуктов,
продуваются
водяным паром
(пропариваются).
Помимо пропарки
на всех установках
начинают практиковать
продувку аппаратуры
перед ремонтом
инертным газом.

1.9.3.Контроль
и регулирование
работы установок

Работа установ­ки
первичной
перегонки, как
и любой другой
технологической
уста­новки,
регулируется
производственным
персоналом
с помощью
контрольно-измерительных
приборов, а
также путем
непосредст­венного
контроля за
состоянием
аппаратуры,
оборудования,
ком­муникаций,
лабораторных
анализов качества
сырья и получаемой
продукции
[6].

Установки
первичной
перегонки нефти
оснащены большим
ко­личеством
приборов для
измерения и
автоматического
регулиро­вания
расхода, температуры,
давления и
уровня продуктов
в ап­паратах
и трубопроводах.
На современной
установке АВТ
имеется более
2 тыс. приборов
автоматического
контроля и
регулиро­вания.

На рис. 26 приводится
схема регулирования
работы атмосфер­ной
ректификационной
колонны и отгонных
колонн. Основные
регулируемые
параметры в
атмосферной
колонне следующие:

температура
верха колонны;

температура
верхней части
секций колонны;

давление;

расход пара
в колонну;

уровень жидкости
в колонне.

Температура
верха колонны
зависит от
того, какой
конец ки­пения
должен иметь
бензиновый
погон, отбираемый
в этой ко­лонне.
Она поддерживается
постоянной
за счет подачи
определен­ного
количества
острого орошения.
Задание регулятора
темпера­туры
1 связано с
выходным сигналом
анализатора
конца кипения
бензиновой
фракции типа
АКР. Если при
заданной температуре
верха колонны
качество бензина
будет изменяться,
например, за
счет изменения
состава сырья,
то АКР изменит
задание регулятору
температуры,
который изменит
последнюю.
Новая температура
будет поддерживаться
другим количеством
орошения на
другом постоянном
значении,
соответствующем
заданному концу
кипения бензина.

Т

Рис. 26. Принципиальная
схема регулирования
атмосферной
колонны.

емпература
верхней части
секции колонны
регулируется
изме­нением
количества
подаваемого
циркулирующего
орошения—при­бор
8. Давление в
колонне поддерживается
постоянным
с помо­щью
регулятора
давления 2.

Расход пара
в колонне также
поддерживается
постоянным
с помощью
соответствующих
приборов 4.
Для поддержания
уровня жидкости
в колонне служит
регулятор
уровня 5; кроме
того, об изменении
уровня выше
или ниже допустимого
предела оператор
получает
соответствующий
световой и
звуковой сигнал.

В отгонных
колоннах регулируется
уровень изменением
коли­чества
отводимых
продуктов
(приборы 7 и 8},
а также качество
выводимых
фракций. На
линиях подачи
пара в отгонные
колонны устанавливается
регулятор
расхода, а на
линиях вывода
кероси­новой
и дизельной
фракций—датчики
температуры
вспышки. Датчики,
состоящие из
первичных и
вторичных
приборов,
анали­зируют
температуру
вспышки и выдают
сигнал регулятору
рас­хода пара.
При повышенной
подаче пара
растет количество
отпа­риваемых
легких фракций
[18].

Нормальная
эксплуатация
установки
первичной
перегонки во
многом зависит
от технологического
режима печей.
Схема регули­рования
трубчатой печи
приводится
на рис. 27. Основной
регули­руемый
параметр в
трубчатой печи
— температура
нагреваемого
продукта на
выходе из печи.
Необходимо,
чтобы температура
эта поддерживалась
постоянной.

В настоящее
время на
нефтеперерабатывающих
заводах приме­няется
схема связанного
регулирования
температурного
режима трубчатых
печей. В системе
имеются два
регулятора
2 и 3. Один из
них 2 поддерживает
постоянной
температуру
дымовых газов
над перевальной
стенкой печи.
При отклонении
температуры
от заданного
значения регулятор
с помощью клапана
1 изменяет
по­дачу топлива
в печь.

При постоянстве
температуры,
состава и расхода
нагреваемого
продукта и при
неизменном
состоянии
змеевика печи
температура
продукта на
выходе из печи
б

Рис. 27. Принципиальная
схема регулирования
трубчатой
печи.

удет постоянной.
Однако эти
пара­метры
могут изменяться,
а следовательно
будет меняться
и тем­пература
продукта на
выходе. Чтобы
стабилизировать
темпера­туру
продукта, на
выходе его из
печи установлен
регулятор 3,
со­единенный
с термопарой
5, который при
изменении
температуры
меняет задание
регулятору
2 и, следовательно,
изменяет в
допу­стимых
пределах температуру
дымовых газов
над перевалом
за счет изменения
подачи топлива.

На температурный
режим нефтезаводских
печей влияет
также равномерность
подачи продукта
в печь. Поскольку
при частом
изменении
расхода продукта
меняется температура
в печи и уменьшается
продолжительность
безаварийной
эксплуатации
труб змеевика
печи, расход
продукта в печь
следует поддерживать
по­стоянным.
Для поддержания
постоянства
расхода продукта
на вы­ходной
линии насоса
устанавливается
диафрагма 6,
связанная с
регистрирующим
прибором и
регулирующим
блоком 8. Регулирую­щий
блок в соответствии
с установленным
заданием действует
на клапан 7.

1.9.4.Лабораторный
контроль качества
сырья и продукции

Благо­даря
лабораторному
контролю персонал
установок
получает
дополнительные
сведения, позволяющие
правильно вести
техноло­гический
процесс.

В лаборатории
исследуется
качество нефти,
поступающей
на перегонную
установку, и
продукции,
уходящей с
установки. При
анализе нефти
определяется
ее плотность,
содержание
солей, воды,
светлых фракций.
Анализ бензиновых
фракций состоит
в опреде­лении
октанового
числа, наличия
или отсутствия
активных серни­стых
соединений
(проба на людную
пластинку).
Проводится
так­же фракционная
разгонка бензина.
Для средних
дистиллятов—
керосиновой
и дизельной
фракции—в
лаборатории
проводят ана­лизы
фракционного
состава, вязкости,
температуры
вспышки и за­стывания
или помутнения
[22].

Если в результате
лабораторного
анализа выясняется,
что про­дукция
не соответствует
нормам, оператор
должен немедленно
определить
причину этого
и в случае
необходимости
изменить ре­жим
работы установки
или отдельных
аппаратов.

На лабораторный
анализ затрачивается
много времени,
его результаты
поступают на
установку через
1,5—2 ч после отбора
пробы, т. е. тогда,
когда оператор
уже не может
исправить
каче­ство
выпущенной
за это время
продукции.
Кроме того,
лаборатор­ным
контролем
занимается
большое количество
людей. Поэтому
основное направление
технического
прогресса и
совершенствова­ния
установок
первичной
перегонки
состоит в
значительном
увели­чении
степени автоматизации,
переходе к
автоматическому
конт­ролю
качества продукции.

Разработанные
в последние
годы анализаторы
качества на
по­токе позволяют
не направлять
отбираемые
пробы сырья
и продук­ции
в цеховую или
заводскую
лабораторию,
а получать
результат
анализа [23]
сразу же,
непосредственно
на установке.
В перспективе,
связав анализаторы
качества с
регуляторами
технологического
режима, можно
будет добиться
полной автоматизации
технологи­ческого
процесса. Анализаторы
качества,
определяющие
фракци­онный
состав, температуру
вспышки, плотность
продукта, уже
ра­ботают на
многих установках
прямой перегонки.

1.9.5.Организация
и учет работы
установки

С помощью
регистри­рующих
и показывающих
приборов, а
также руководствуясь
дан­ными лабораторных
анализов, оператор
имеет возможность
непре­рывно
следить за
эксплуатацией
установки,
соблюдением
техно­логического
режима.

Основным документом,
в котором определены
[12] требования
к технологическому
процессу, является
технологический
регламент. В
регламенте
приводится
характеристика
изготавливаемой
про­дукции,
сырья и полуфабрикатов,
описание
технологического
про­цесса, нормы
технологического
режима, описываются
возможные
неполадки,
причины и способы
их устранения.
Особое место
уде­лено аналитическому
контролю
производства,
основным правилам
безопасного
ведения технологического
режима и правилам
аварий­ной
остановки
производства.

Технологические
регламенты
составляются
сроком на три
года, согласовываются
с проектной
организацией
— автором проекта
установки и
утверждаются
вышестоящей
организацией.
Регламен­ты
хранятся в
техническом
отделе нефтеперерабатывающего
за­вода, а на
каждом рабочем
месте должны
быть инструкции,
раз­работанные
в соответствии
с регламентом.
Перечень обязательных
инструкций
приводится
в регламенте.

Оперативный
документ, находящийся
на установке
и содержа­щий
основные требования
по поддержанию
режима технологиче­ского
процесса, носит
название
технологической
карты. Техноло­гическая
карта вывешивается
на видном месте
в операторной
установки и
служит для
старшего оператора
и всех работающих
на установке
основным
руководством.
Карта для каждой
уста­новки
пересматривается
ежегодно. Обычно
в технологических
кар­тах приводятся
пределы регулирования
различных
параметров
тех­нологического
режима.

Текущую работу
оператор анализирует
с помощью записей
о технологическом
режиме, о качестве
сырья и продукции.
Запись режима
проводится
с интервалом
в два часа в
специальном
вах­тенном
журнале. В этот
же журнал
записываются
сведения о
регу­лировке
режима в связи
с переходом
на отбор других
нефтепродук­тов,
о возникающих
в ходе вахты
нарушениях
режима и неполад­ках
в работе установки.

На основе вахтенного
журнала заступающая
на вахту смена
знакомится
с работой установки
в предшествующий
период. На­чальник
и технолог цеха
ежедневно
просматривают
вахтенный
журнал и дают
письменные
указания по
устранению
выявленных
отклонений
от регламента.
Соблюдение
норм технологического
режима контролируется
отделом технического
контроля (ОТК)
завода.

1.9.6.Предупреждение
и ликвидация
аварии

Аварии на установках
являются в
первую очередь
результатом
нарушения
технологиче­ского
режима, правил
эксплуатации,
правил и норм
пожарной безопасности
при работе с
огне- и взрывоопасными
веществами.
Причиной аварии
бывает также
прекращение
подачи на уста­новку
сырья, пара,
топлива, воды,
электроэнергии
[10, 12].

При прекращении
подачи сырья
установку
следует перевести
на горячую
циркуляцию.
Если прекратилась
подача электроэнергии,
то следует
немедленно
произвести
аварийную
остановку. В
этом случае
последовательно
выполняют
следующие
операции: тушат
форсунки печей,
перекрывают
задвижки на
приемных и
нагнета­тельных
линиях насосов,
тщательно
наблюдая за
давлением в
ап­паратах.
После включения
электроэнергии
установку
выводят на
нормальный
режим согласно
пусковой инструкции.

Прекращение
подачи водяного
пара—очень
серьезная
авария, так как
при этом установка
лишается основного
средства
пожа­ротушения.
В случае, если
пар отсутствует
в течение длительного
времени, также
должна быть
произведена
аварийная
остановка.
Частой причиной
аварии на установках
является прогар
труб в печах.

Порядок ликвидации
аварий подробно
излагается
в производ­ственных
инструкциях
и, в частности,
в плане ликвидации
аварий на установке,
инструкциях
по технике
безопасности
и пожарной
безопасности.

2.Основные
производства
цеха первичной
переработки
нефти ОАО
«Сургутнефтегаз»
2.1.Краткое
описание процессов
цеха первичной
переработки
нефти
2.1.1.Обезвоживание
и обессоливание
нефти

Нефть поступающая
на установку
содержит хлористых
солей до 100 мг/л,
воды до 0,5%, мехпримесей
до 0,5%. Вода с
растворенными
в ней солями
находится в
виде мелких
капель размером
от 1,6 до 2,0 мм. На
[1] поверхностях
этих капель
собираются
естественные
эмульгаторы,
нефтяные кислоты,
асфальтосмолистые
вещества,
микрокристаллы
парафинов,
механические
примеси содержащиеся
в нефти образуют
прочные эмульсии.
Это затрудняет
слияние капель
воды укрупнение
и осаждение
их. Наличие в
нефти хлоридов
и воды способствуют
проявлению
ряда негативных
факторов:

образованию
смоляной кислоты
(НСl);

повышению
давления в
аппаратах;

снижению
производительности;

образованию
на стенках
трубок теплообменников
и печей отложений,
ухудшающих
теплопередачу;

снижению качества
товарных
нефтепродуктов.

При снижении
содержания
хлоридов до
5 мг/л из нефти
удаляются такие
металлы, как
железо, кальций
и магний, содержание
ванадия снижается
более чем в два
раза. Обезвоживание
и обессоливание
нефти на установке
производится
термоэлектрохимическим
способом который
объединяет
термический,
химический
и электрический
способы, и позволяет
довести содержание
воды не менее
0,1%, солей до 5 мг/л.
При этом в
значительной
мере удаляются
и механические
примеси. Процесс
этот основан
на деэмульгации
эмульсионных
частиц содержащихся
в нефти их укрупнении
и охлаждении.
С этой целью
в нефть подается
промывная вода
в виде дисперсии.
Технический
способ предусматривает
подогрев нефти
при повышении
температуры
снижается
вязкость и
плотность
нефти, прочность
внешней пленки
эмульсионных
частиц, облегчается
слияние капель
воды их укрупнение
и охлаждение.

Для улучшения
деэмульгации
существующих
частиц эмульсии
в нефть вводят
поверхностно
активные вещества
- деэмульгаторы
(химический
метод). Деэмульгатор
обладая большой
поверхностной
активностью,
вытесняет с
поверхности
естественные
эмульгаторы.
Образовавшийся
новый слой,
обволакивающий
каплю воды
непрочен, при
столкновении
легко разрушается
и не препятствует
слиянию капель
в более крупные.
Для интенсификации
деэмульгирования
процесс обезвоживания
проводят в
электрическом
поле переменного
тока. В электрическом
поле высокого
напряжения
(16-36 кВ) капли
воды за счет
поляризации
принимают
вытяжную форму
с противоположными
зарядами на
концах. Под
действием
электрического
поля переменного
тока капли
приобретают
хаотическое
движение,
сталкиваются
друг с другом,
сливаются
образуя более
крупные капли,
которые осаждаются
на дно аппарата.
Процесс обезвоживания
и обессоливание
зависит от
температур,
расхода деэмульгатора,
количества
промывной воды.
Однако повышение
температуры
процесса выше
120 С нецелесообразно
из-за повышение
электропроводности
эмульсии, что
приводит к
увеличению
расхода электроэнергии,
а также повышению
давления в
аппаратах.
Расход деэмульгатора
зависит от его
типа и в среднем
составляет
20-30 грамм на тонну
нефти. Количество
промывной воды
составляет
6-10% (масс.) от
количества
нефти.

2.1.2.Атмосферная
и вакуумная
перегонка
нефти.

Разделение
нефти на фракции
осуществляется
методом ректификации
в аппаратах
колонного типа
при атмосферном
давлении и под
вакуумом.
Ректификация
нефти это
многократное
испарение и
конденсация
компонентов
нефти на контактных
тарелках колонн
[1]. Таким образом
фракция нефти
имеющая высокую
температуру
кипения остается
внизу, а фракция
имеющая низкую
температуру
кипения, в виде
паров, поднимается
в верхнюю часть
колонны. Процесс
разделения,
четкость разделения,
зависит в основном
от температуры
и давления на
орошение (флегмы),
от конструкции
и количества
контактных
тарелок. При
повышении
давления в
колонне снижается
относительная
летучесть
компонентов,
ухудшается
четкость
ректификации,
в продукции
низа колонны
увеличивается
содержание
"легких" компонентов.
Повышение
температуры
низа и верха
колонны вызывает
увеличение
"тяжелых"
компонентов
в продукции
верха колонны,
а снижение
температуры
вызывает увеличение
"легких" компонентов
в продукции
низа колонны.

Учитывая то,
что при нагреве
нефти выше 380
С и мазута
выше 420 С
происходит
их разложение
более глубокое
разделение
нефти проводят
под вакуумом.
При этом испарение
"тяжелых"
компонентов
происходит
при более низком
температурном
режиме, чем
разделение
при атмосферном
давлении.

Для снижения
температуры
низа ректификационной
колонны, улучшения
четкости
реактификации,
а также предотвращения
разложения
нефти и мазута
в нижнюю часть
колонны подают
перегретый
пар.

2.1.3.Окисление
гудрона получение
битума.

Получение
битумов основано
на процессе
окисления
гудрона кислородом
воздуха
[1]. Сущность
процесса заключается
в том, что содержащиеся
в составе гудрона
масла и смолы
под воздействием
кислорода
воздуха превращаются
в асфальтный
остаток. Повышение
температуры
размягчения
и вязкость
битума, придают
битуму твердость
и прочность.
Процесс окисления
зависит от
температуры,
расхода воздуха
и времени контакта.
С повышением
температуры
скорость реакций
окисления
возрастает
и процесс окисления
ускоряется.
При температуре
выше 280 С
преобладают
реакции. Образования
карбенов и
карбоидов,
которые ухудшают
качество битума.
Поэтому процесс
окисления
ведется в интервале
температур
240-280 С. С
повышением
температуры
окисления
увеличивается
температура
размягчения
битума, снижается
растяжимость
и пенетрация,
повышается
хрупкость,
ухудшается
аугезионное
средство, снижается
теплостойкость
и интервал,
пластичность.
Увеличение
расхода воздуха
до определенного
предела ведет
к повышению
скорости реакции
окисления.
Дальнейшее
увеличение
расхода воздуха
не увеличивает
скорость окисления,
а присутствие
неиспользованного
кислорода в
газе окисления
повышает
взрывоопасность.

Процесс окисления
гудрона идет
с выделением
тепла, особенно
в начальный
период при
контакте воздуха
со свежим гудроном.
Для регулирования
температуры
процесса и
создания
гидродинамических
условий в реакторе
часть битума
возвращается
в реактор в
виде рециркулята,
с которым смешивается
поступающий
гудрон.

2.2.Описание
технологической
схемы установки
первичной
переработки
нефти и получения
битума
2.2.1.Назначение
установки

Установка
получения
битума является
комбинированной
и включает в
себя следующие
процессы:

Подготовка
нефти к переработке
- обезвоживание
и обессоливание
нефти до содержания
воды не более
0,1% и солей не
более 5 мг/м3.
Обезвоживание
и обессоливание
нефти осуществляется
в электродегидраторе
Э-1. Для разрушения
эмульсии "вода
в нефти" в нефть
подается
деэмульгатор.
Обессоливание
нефти д